Proteccion neplan.pdf

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA DEPARTAMENTO DE POTENCIA

APLICACIÓN DEL PROGAMA NEPLAN AL DISEÑO Y COORDINACION DEL SISTEMA DE PROTECCIONES DE UN SISTEMA DE POTENCIA Trabajo presentado como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista

Br. Dulce M. Abreu Ortíz Tutores Académicos: Prof. Ernesto Mora Prof. Marisol Dávila

Mayo, 2007

iv

DEDICATORIA

A mis padres y hermanos por su apoyo y confianza incondicional. A compañeros y amigos que me han brindado su apoyo a lo largo de la carrera. A todas aquellas personas que de una u otra forma hicieron posible el cumplimiento de esta meta. Gracias.

RECONOCIMIENTO

A la Ilustre Universidad de Los Andes, profesores y personal que integran la Escuela de Ingeniería Eléctrica por la preparación académica. A los profesores Ernesto Mora y Marisol Dávila, por toda su dedicación, consejos y ayuda en este proyecto. Gracias por todo, sin ustedes esto no hubiese sido posible. A los Ingenieros Adrián Arce y Rafael Godoy por facilitarme valiosa información para la realización de este proyecto y toda la colaboración prestada.

Dulce M. Abreu O.

v

ÍNDICE GENERAL Pág Aprobación……………………………………………………………................

ii

Dedicatoria…………………………………………………………........………

iii

Reconocimiento……………………………………………………...........……..

iii

Índice………………………………………..…………………………………....

iv

Lista de Figuras y Tablas………………………………………………………....

vii

Resumen………………………..........………………………………….......…….

x

Introducción...…………………………………………………………………......

1

Justificación………………………………………………………………………..

3

Antecedentes.............................................................................................................

3

Objetivos...................................................................................................................

4

CAPÍTULO I: Marco Teórico...............................................................................

5

1.1.- Corrientes de Cortocircuito...........................................................................

5

1.1.1.- Clases de Cortocircuitos..........................................................................

5

1.1.2.- Cálculo de la Corriente de Cortocircuito (Icc)......................................... 5 1.1.2.1.- Método de. Matriz de Impedancia de Barra....................................... 6 1.1.2.2.- Método de Superposición................................................................... 6 1.1.2.3.- Método del Voltaje detrás de la Reactancia Subtransitoria................

6

1.1.2.4.- Método de la Componente Simétrica................................................. 7 1.1.2.5.- Método IEC........................................................................................ 7 1.1.2.6.- Método ANSI..................................................................................... 8 1.2.- Protección contra sobrecargas........................................................................ 8 1.3.- Protección de Líneas......................................................................................

9

1.3.1.− Tipos de relé de protección de líneas......................................................

9

1.3.1.1.- Relé de Sobrecorriente....................................................................... 10 1.3.1.2.- Relés de Tensión................................................................................. 11 1.3.1.3.- Relé de Tierra...................................................................................... 13 1.3.1.4.- Relé Diferencial.................................................................................. 13

vi

1.3.1.5.- Relé de Distancia................................................................................ 14 1.3.1.6.- Piloto.................................................................................................. 15 1.4.- Coordinación de Protecciones......................................................................... 15 CAPÍTULO II: El Programa NEPLAN®.............................................................. 18 2.1.- Módulo de Cortocircuito del NEPLAN®....................................................... 19 2.1.1. Calcular..................................................................................................... 19 2.1.2.- Redes Parciales......................................................................................... 20 2.1.3.- Parámetros................................................................................................ 20 2.1.3.1.- Parámetro............................................................................................ 20 2.1.3.2.- Nodos Bajo Falla................................................................................ 23 2.1.3.3.- Líneas en Falla.................................................................................... 24 2.1.3.4.- Falla Especial..................................................................................... 24 2.1.4.- Resultados................................................................................................ 25 2.2.- Módulo de Protecciones del NEPLAN®........................................................ 27 2.2.1.- Protección de Distancia............................................................................ 27 2.2.1.1- Arranque.............................................................................................. 28 2.2.1.1.1.- Sobrecorriente Pura...................................................................... 29 2.2.1.1.2.- Baja Impedancia............................................................................ 30 2.2.1.1.3.- Característica R/X......................................................................... 31 2.2.1.2.- Mediciones.......................................................................................... 31 2.2.1.3.- Parámetros de Ajuste para Relés Predefinidos.................................... 32 2.2.1.4.- Protección de Respaldo....................................................................... 32 2.2.1.5.- Configuración Automática de la Impedancia...................................... 33 2.2.1.6.- Programación de Disparo.................................................................... 38 2.2.1.7.- Despliegue de Impedancias y Características del Relé....................... 39 2.2.1.8.- Procedimiento para Entrar un Relé..................................................... 41 2.2.1.9.- Documentación del Relé..................................................................... 41 2.2.1.10 Verificación de los Ajustes del Relé.................................................... 42 2.2.2.- Protección de Sobrecorriente..................................................................... 42

vii

2.2.2.1.-Descripción Funcional.......................................................................... 42 2.2.2.1.1.-Variable Medida............................................................................. 43 2.2.2.1.2.-Condición de Arranque.................................................................. 43 2.2.2.1.3.- Condición de Disparo.................................................................... 44 2.2.2.1.4.- Función de Disparo....................................................................... 45 2.2.2.2.- Variables.............................................................................................. 45 2.2.2.3.- Operaciones de Suicheo...................................................................... 45 2.2.2.4.- Condiciones de Corriente de Arranque (Pickup)................................ 45 2.2.2.5.-Características de Retardo de Tiempo Dependientes Analíticas......... 46 2.3.- El Editor de Módulos........................................................................................ 47 2.3.1.- Edición de Módulos de Protección............................................................. 47 2.4.- El Editor de diagramas...................................................................................... 49 2.4.1.- La caja de dialogo del diagrama de selectividad........................................ 49 CAPÍTULO III: Caso de Estudio........................................................................... 51 3.1.- Descripción del Sistema.................................................................................. 51 3.2.- Calibración de Relés....................................................................................... 53 3.2.1.- Calibración de los Relés de Sobrecorriente.............................................. 53 3.2.2.- Calibración de los Relés de Distancia...................................................... 59 3.3.- Resultados obtenidos...................................................................................... 62 3.3.1.- Resultados de Flujo de Carga................................................................... 62 3.3.1.1.- Comparación de Resultados de Flujo de Carga.................................. 64 3.3.2.- Resultados de Cortocircuito...................................................................... 65 3.3.2.1.- Comparación de Resultados de Cortocircuito.................................... 67 3.3.3.- Resultados de Protecciones...................................................................... 69 3.4.- Análisis de Resultados.................................................................................... 78 Conclusiones.............................................................................................................. 79 Recomendaciones...................................................................................................... 81 Referencias Bibliográficas Consultadas.................................................................... 82 Anexos....................................................................................................................... 83

viii

LISTA DE FIGURAS Y TABLAS Pág. Figura 1.1: Curva de Operación de un Relé de Sobrecorriente................................ 11 Figura 1.2: Curva de Operación de un Relé de Subtensión...................................... 13 Figura 1.3: Curva de Operación de un Relé de Sobretensión................................... 13 Figura 1.4: Esquema de funcionamiento de un Relé diferencial.............................. 14 Figura 1.5: Curva de operación de un Relé Diferencial para m=5%........................ 15 Figura 2.1: Opciones del Módulo de Cortocircuito.................................................. 20 Figura 2.2: Arranque por Sobrecorriente Pura......................................................... 30 Figura 2.3: Arranque de Baja Impedancia Independiente de las Fases.................... 31 Figura 2.4: Arranque de Baja Impedancia Dependiente de las Fases....................... 31 Figura 2.5: Arranque con Característica R/X............................................................ 32 Figura 2.6: Etapas de Tiempo Definidas................................................................... 34 Figura 2.7: Obtención del Tramo de Impedancia Mínima en Redes Enmalladas................................................................................... 35 Figura 2.8: Ajuste según el Método Relativo............................................................ 36 Figura 2.9: Ajuste según el Método Absoluto........................................................... 37 Figura 2.10: Alcance Mínimo.................................................................................... 37 Figura 2.11: Impedancias de las Zonas del Relé....................................................... 43 Figura 2.12: Cuadro de dialogo editor de módulo de protección.............................. 48 Figura 2.13: Cuadro de dialogo de Características disponibles................................. 49 Figura 2.14: Editor de diagrama de Selectividad....................................................... 51 Figura 3.1: Diagrama Unifilar del Sistema Occidental............................................. 53 Figura 3.2: Curvas Características del Relé de Sobrecorriente MDP....................... 54 Figura 3.3: Curvas tiempo corriente de Coordinación para un Cortocircuito en Fría II....................................................................................................... 58 Figura 3.4: Curvas tiempo corriente de Coordinación para un Cortocircuito en San Cristóbal II........................................................................................ 58 Figura 3.5: Curvas tiempo corriente de Coordinación para un Cortocircuito en San Antonio............................................................................................. 59 Figura 3.6: Curvas tiempo corriente Coordinación para un Cortocircuito en Palo Grande.............................................................................................. 59 Figura 3.7: Parámetros del Relé de Distancia RPP-MII............................................ 60 Figura 3.8: Tipo y Características de Arranque del Relé de Distancia RPP-MII....... 61 Figura 3.9: Configuración de las Impedancias del Relé............................................. 61 Figura 3.10: Programación de disparo para un Cortocircuito en Mérida II............... 62 Figura 3.11: Grafico resultante de la programación de disparo para un cortocircuito en Mérida II........................................................................................... 62 Figura 3.12: Resultados de flujo de Carga en los Nodos con Neplan........................ 63 Figura 3.13: Corrientes en ubicaciones de falla con el programa Neplan.................. 66 Figura 3.14: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Fría II.................................................................................................... 71

ix

Figura 3.15: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en San Cristóbal II.................................................................................... 71 Figura 3.16: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en San Antonio......................................................................................... 72 Figura 3.17: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Palo Grande......................................................................................... 72 Figura 3.18: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en San Cristóbal I.................................................................................... 73 Figura 3.19: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en La Grita................................................................................................ 73 Figura 3.20: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en La Pedrera............................................................................................ 74 Figura 3.21: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Guasdualito.......................................................................................... 74 Figura 3.22: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Tovar.................................................................................................... 75 Figura 3.23: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Ejido..................................................................................................... 75 Figura 3.24: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Mérida I............................................................................................... 75 Figura 3.25: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Mérida II.............................................................................................. 76 Figura 3.26: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Vigía I.................................................................................................. 76 Figura 3.27: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Mucubaji.............................................................................................. 76 Figura 3.28: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Valera II............................................................................................... 77 Figura 3.29: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Valera I................................................................................................ 77 Figura 3.30: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Monay.................................................................................................. 77 Figura 3.31: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Cemento Andino................................................................................. 78 Figura 3.32: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Trujillo................................................................................................. 78 Figura 3.33: Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Caja Seca.............................................................................................. 78 Tabla Nº 1.1: Factores de Voltaje c (Norma IEC 909, tabla 1).................................. 8 Tabla Nº 3.1: Datos de Calibración de los Relés de Sobrecorriente de la Zona Táchira....................................................................................... 55 Tabla Nº 3.2: Ajustes realizados a varios de los Relés de Sobrecorriente de la Zona Táchira....................................................................................... 55 Tabla Nº 3.3: Datos de Calibración de los Relés de Sobrecorriente de la Zona Mérida........................................................................................ 56

x

Tabla Nº 3.4: Ajustes realizados a varios de los Relés de Sobrecorriente de la Zona Mérida........................................................................................ Tabla Nº 3.5: Datos de Calibración de los Relés de Sobrecorriente de la Zona Trujillo....................................................................................... Tabla Nº 3.6: Ajustes realizados a varios de los Relés de Sobrecorriente de la Zona Trujillo....................................................................................... Tabla Nº 3.7: Datos de flujo de carga suministrados por el Despacho de Carga (Power Factory).................................................................................. Tabla Nº 3.8: Diferencias porcentual entre Neplan y Datos de Power Factory en los voltajes de las Subestaciones del Sistema de Potencia................. Tabla Nº 3.9: Datos de Cortocircuito suministrados por el Despacho de Carga (Power Factory).................................................................................. Tabla Nº 3.10: Diferencias entre Neplan y Datos de Power Factory en las Corrientes y Potencias de Cortocircuito.......................................... Tabla Nº 3.11: Porcentajes de error entre las Corrientes y potencias de Cortocircuito obtenidas con el programa Neplan y los datos suministrados de Power Factory........................................

56 57 57 64 65 67 68 69

xi

RESUMEN APLICACIÓN DEL PROGRAMA NEPLAN AL DISEÑO Y COORDINACION DEL SISTEMA DE PROTECCIONES DE UN SISTEMA DE POTENCIA Br. Dulce M. Abreu O Tutores: Prof. Ernesto J. Mora Prof. Marisol Dávila El presente trabajo constituye una aplicación del Programa NEPLAN® (Network Planning) versión 5.24 en el diseño y coordinación de protecciones en Sistemas de Potencia. Se exploran diversas utilidades del programa como los módulos de Cortocircuito y Protecciones y se presenta una información detallada de la manera en que se administran los datos que corresponden a una red de potencia. Se hacen estudios de Flujo de Carga y Cortocircuito a una parte del Sistema de Potencia Occidental del País (Táchira, Mérida y Trujillo), con la finalidad de realizar el diseño y coordinación de Protecciones para dicho Sistema, los resultados fueron comparados con los datos reales consiguiéndose bastante similitud entre los valores obtenidos y los reales, de esta manera se pudo corroborar la eficiencia y eficacia del programa Neplan®.

1

INTRODUCCIÓN La complejidad e importancia del buen funcionamiento de los elementos que conforman un Sistema de Potencia, el cual consta esencialmente de una Central de Generación, un Sistema de Transmisión, un Sistema de Subtransmisión y un Sistema de Distribución, requiere de un Sistema de Protecciones que cumpla ciertas características como Selectividad, Confiabilidad, Rapidez, Economía, Flexibilidad y Sencillez para que se logre el mejor desempeño posible y así proteger el Sistema de cualquier tipo de falla. Las funciones de Protección requeridas en un Sistema de Potencia generalmente son realizadas por Relés de Protección; estos equipos comparan permanentemente los valores de las magnitudes eléctricas del Sistema de Potencia (Intensidad, Tensión, Frecuencia, etc.) con unos valores límite, y que generan automáticamente órdenes de acción como por ejemplo la apertura de un disyuntor para aislar el tramo bajo falla. Para realizar un estudio de Protecciones y Coordinación de Protecciones es necesario primero realizar el Estudio de Cortocircuito en el Sistema Eléctrico de Potencia que se va a analizar, ya que con este se pueden determinar las corrientes que ocasionan los esfuerzos físicos y térmicos a los que son sometidos todos los elementos que lo conforman y de esta manera obtener los parámetros necesarios para introducir los Relés. Un fallo Eléctrico en un Sistema de Potencia no es más que la alteración y/o interrupción de su funcionamiento normal en el Flujo de Potencia. Las causas por las cuales se presenta un fallo eléctrico son muy diversas, como por ejemplo: descargas atmosféricas, caída de árboles sobre las líneas, vandalismo, entre otras. Por lo general, la obtención de todos los datos necesarios para realizar un estudio de

cortocircuito y así diseñar, seleccionar y coordinar las protecciones de los

elementos que conforman el Sistema de Potencia, requiere de un proceso muy largo y

2

tedioso dependiendo de la topología de la red con que se este trabajando, es por esto que a través de los años se han ido desarrollando programas computacionales que le brindan al ingeniero una manera sencilla y eficaz de obtener todos los parámetros necesarios para el estudio de cortocircuitos de los sistemas eléctricos de Potencia. Entre estos programas se encuentra el NEPLAN®, cuya versión con Licencia Universitaria permite estudiar sistemas eléctricos de hasta 50 Nodos, a los cuales se les puede realizar el análisis, optimización y planificación. En este trabajo se estudiaran los módulos de Flujo de Carga y Cortocircuito en forma general y más profundamente se analizará el Módulo de Protecciones. La presente Tesis se estructura de la siguiente forma: Capítulo I: Marco Teórico – En este capítulo se describe brevemente los tipos de cortocircuitos que se pueden presentar en una instalación eléctrica, los métodos para hallar las corrientes de cortocircuito, la protección de líneas y los principales relés que se emplean para ello, así como la Coordinación de los mismos. Capítulo II: Neplan. Módulos de Cortocircuito y Protecciones - Se presenta una introducción del programa y la ubicación y contenido de los módulos de Cortocircuito y Protecciones respectivamente. El manual del Programa se ubica en el anexo. Capítulo III: Caso de Estudio – Se analiza el sistema Occidental del país (Táchira, Mérida y Trujillo) al cual se le hacen estudios de Flujo de carga y Cortocircuito y se comparan con datos reales, se realiza el estudio de Coordinación de protecciones y se introducen relés de Sobrecorriente y Distancia en todas las Subestaciones del sistema.

3

JUSTIFICACIÓN El análisis de sistemas de potencia utilizando herramientas computarizadas, permite adelantar acontecimientos que ayudarán en la toma de decisiones oportunas en casos de contingencias, así como de proyecciones acorde con el crecimiento de la demanda. NEPLAN® es un sistema muy amigable de información y planeamiento de redes eléctricas de potencia, muy utilizado a nivel internacional, donado al departamento de potencia por el grupo suizo BPC. Este programa podría ser de mucha utilidad como complemento de las clases de la materia Sistemas de Potencia I y II, Protecciones, proyectos de grado y en las actividades de investigación de los ingenieros dedicados al área de Sistema de Potencia. Para ello, es necesario entender cabalmente las funciones y facilidades de los diferentes módulos de aplicación del programa, objetivo que podría lograrse a través de los diferentes trabajos de grado. En este trabajo de grado se propone el estudio del módulo de Protecciones y su aplicación al planteamiento, análisis y protección de redes de potencia. ANTECEDENTES Este trabajo de grado constituye una continuación a la serie de trabajos de grado que se han realizado con la finalidad de explorar los diversos módulos del Programa NEPLAN, entre los cuales tenemos: •

“Aplicación del Programa NEPLAN® al Estudio de Estabilidad de Sistemas de Potencia”. Realizado por Marianela Abele.

•

“Aplicación del Programa NEPLAN® en el Planeamiento y Análisis de Redes de Potencia. Parte I”. Realizado por Marilyn Díaz.

•

“Aplicación del Programa NEPLAN® al Cálculo de Fallos Simétricos y Asimétricos en Redes de Potencia”. Realizado por Alexander Peñaloza.

4

A su vez el Programa NEPLAN® ha sido utilizado en diversos trabajos de grado como una herramienta de apoyo para realizar simulaciones de diversos Sistemas de Potencia. Entre estos están: •

“Estudio del Comportamiento de la Línea de 115 Kv. Cabruta-Puerto Ayacucho, bajo régimen de operación normal”. Realizado por Abed Fady

•

“Estudio de Coordinación de Protecciones del Sistema Eléctrico Industrial de la Fábrica de Vidrios de los Andes C.A (FAVIANCA)”. Realizado por Horacio Araujo.

•

“Análisis de Fallas en las Líneas de Transmisión de 115 Kv de las Subestaciones Barinas I, II, III”. Realizado por Eber Molina

OBJETIVOS Objetivos generales Estudiar el funcionamiento del módulo de Protección del programa NEPLAN. Objetivos específicos -

Entender en general el funcionamiento del programa NEPLAN®.

-

Estudiar los modelos y datos de los elementos componentes de un sistema de potencia, utilizados por el programa NEPLAN®

-

Estudiar las diferentes funciones y facilidades del módulo de Protección y aplicarlo a diferentes casos de estudio de protección a distancia, sobrecorriente y coordinación de protecciones.

5

CAPÍTULO I MARCO TEÓRICO

A continuación se describen algunos términos básicos y necesarios para realizar Estudios de Cortocircuito y Protecciones. 1.1 Corrientes de cortocircuito. Debido al constante incremento de producción de energía eléctrica, las corrientes de cortocircuitos, en los sistemas de transporte y distribución actuales alcanzan valores elevados, afectando gravemente las instalaciones eléctricas. La corriente de cortocircuito de una instalación eléctrica en general, va acompañada, en el momento inicial de fenómenos transitorios seguidos de una situación permanente [4]. 1.1.1 Clases de Cortocircuitos. En las redes trifásicas y neutro a tierra se pueden distinguir: − Cortocircuito trifásico. Este es el cortocircuito más severo y ocurre cuando se ponen en contacto las tres fases en un mismo punto del sistema − Cortocircuito entre dos fases sin contacto a tierra, que afecta a dos fases cualesquiera − Cortocircuito entre dos fases con contacto a tierra, que afecta a dos fases y tierra − Cortocircuito entre fase y tierra, es el caso más normal en las líneas de A. T. Un cortocircuito equivale a una carga cuya intensidad solo viene limitada por la impedancia de la parte de red afectada. 1. 1.2 Cálculo de la Corriente de cortocircuito (Icc). Existen diferentes métodos para hallar el valor de las corrientes de cortocircuito en cualquier punto de un sistema de potencia, siendo los mas utilizados el método de la matriz de impedancia de barra, método de Superposición, método del Voltaje detrás de la Reactancia Subtransitoria y el método de componentes simétricas.

6

1.1.2.1 Método de la matriz de impedancia de barra: Este método se basa en el teorema de Thévenin, donde se modela el sistema en el punto de falla como una fuente de tensión con magnitud igual al voltaje previo a la falla en serie con una impedancia equivalente. La matriz de impedancias de barra (Z

) es importante y muy útil para efectuar cálculos de fallas. Existen diversos

barra

métodos rápidos para desarrollar Z

barra

a partir de una lista de elementos de

impedancia. El método que se describe en esta sección es a través de la inversión de la matriz de admitancias de barra (Y

barra

) debido a su gran sencillez y exactitud. Un

método adicional muy usado para el cálculo utilizando computadores es empleando la matriz de impedancia de barra para determinar las corrientes de cortocircuito. [1] 1.1.2.2 Método de Superposición En el método de Superposición se calcula la corriente en el punto deseado antes de la falla y la corriente en el mismo punto debido a la falla. La corriente total de falla es la suma de estas dos corrientes. Se tienen dos variaciones de este método, el método de Superposición simplificado en el cual las fuerzas electromotrices (f.e.m) se ajustan a un valor definido; y el método de Superposición exacto, el cual requiere de un estudio de flujo de carga previo para conocer los valores de los voltajes antes de la falla.[5] 1.1.2.3 Método del Voltaje detrás de la Reactancia Subtransitoria El procedimiento consiste en calcular el voltaje detrás de la reactancia subtransitoria en el momento antes de ocurrir el cortocircuito.

E" = V + jX " I

(1.1)

y luego calcular la corriente de cortocircuito y usando ese voltaje, siendo V el voltaje en terminales de la máquina y X” la reactancia subtransitoria. [5]

I"=

E" X"

(1.2)

7

1.1.2.4 Método de la componente simétrica: El método de componentes simétricas está basado en la descomposición de vectores que representan corrientes desequilibradas (fallas asimétricas) en sistemas de vectores equilibrados denominados componentes simétricos. Con esta herramienta las fallas asimétricas se pueden estudiar de manera similar a como se estudian las fallas simétricas (trifásicas). En los sistemas trifásicos cada una de las tres fases se representan con las letras a, b, c y para cada uno de los sistemas equilibrados es costumbre emplear los siguientes superíndices: 1 para el sistema de secuencia positiva, 2 para el sistema de secuencia negativa y 0 para el sistema de secuencia cero. Cada vector desbalanceado es descompuesto en tres vectores balanceados, los vectores originales expresados en función de sus componentes simétricas son [1]:

Va = Va1 + Va 2 + Va 0

(1.3)

Vb = Vb1 + Vb 2 + Vb 0

(1.4)

Vc = Vc 1 + Vc 2 + Vc 0

(1.5)

1.1.2.5 Método IEC Este método se rige por la Norma IEC 909, requiere un modelado más detallado de las contribuciones del cortocircuito al Sistema y proporciona los procedimientos para determinar las corrientes mínimas del cortocircuito que se utilizarán como la base para seleccionar los fusibles, fijar los dispositivos protectores y comprobar el punto de arranque de los motores. Esta norma se aplica en sistemas de potencia cuyos voltajes no son mayores a 230 kV operando a frecuencia nominal (50 ó 60 Hz). Para establecer los valores de voltaje de prefalla para los cálculos de las corrientes de cortocircuito, según el método IEC, se requiere del uso de unos factores de multiplicación de voltajes c . Estos factores son dados en la Tabla 1.1 (tomado de la Norma IEC 909, tabla 1) [3]

8

Tabla Nº 1.1. Factores de Voltaje c (Norma IEC 909, tabla 1) Voltaje Nominal del Sistema

Factor de Voltaje c para el Cálculo de Máxima corriente de

Mínima corriente de

Cortocircuito

Cortocircuito

a) 230 a 400 V

1.00

0.95

b) otros voltajes

1.05

1.00

1.10

1.00

1.10

1.00

Bajo voltaje 100 V a 1000 V

Medio Voltaje > 1 kV a 35 kV Alto Voltaje > 35 kV a 230 kV

1.1.2.6 Método ANSI Las Normas ANSI que se aplican actualmente al rango de los equipos incluyen la C37.010 para sistemas de 1000 V y más, y la C37.13 para los sistemas por debajo de 1000 V. El método de cálculo de cortocircuito proporcionado por la norma ANSI es descrito lo mejor posible como una impedancia base. Una interpretación determinante de las normas ANSI requiere separar las soluciones de la red para: •

Impedancia de red de bajo voltaje.

•

Impedancia de red momentánea de medio y alto voltaje.

•

Impedancia de red de medio y alto voltaje de interrupción.

La red de bajo voltaje requiere que todas las máquinas, incluyendo todos los tamaños de los motores de inducción, sean incluidas como parte de la red de impedancia. Las corrientes simétricas se calculan para compararlas con los rangos de los equipos. Para la red de cierre y recierre (momentáneo) la norma ANSI C-37.010 requiere del uso de varios factores de multiplicación para las reactancias subtransitorias y factores de multiplicación para las redes de resistencia y reactancia en el caso de la red de interrupción. [3]

9

Para mayor información acerca de los Métodos IEC y ANSI, se recomienda revisar la Tesis “Aplicación del Programa NEPLAN® al Cálculo de fallos Simétricos y Asimétricos en Redes de Potencia” 1.2 Protección de Sistemas de Potencia En un Sistema de Potencia, los dispositivos de protección son los encargados de detectar y aislar tan rápido como sea posible un evento de falla. Entre los dispositivos más utilizados se tienen los relés de protección. Un relé de protección, es un dispositivo que se puede energizar por una señal de voltaje, una señal de corriente o ambas. Cuando es energizado, opera para aislar las condiciones anormales de operación debido a fallas en el Sistema. Básicamente un relé de protección, consiste de un elemento de operación y de un conjunto de contactos; el elemento de operación toma la señal adaptada por los dispositivos sensores del sistema, tales como los transformadores de potencial y de corriente o de ambos. [1]

1.3 Protección contra sobrecargas. Este tipo de protecciones suele utilizarse en líneas subterráneas como medida de precaución para evitar el paso de intensidades superiores a las nominales, con el consiguiente peligro para el aislamiento, por causas térmicas. Naturalmente este exceso de intensidad es siempre muy inferior a la corriente de cortocircuito, utilizándose para su prevención dispositivos térmicos o magnéticos, similares a los utilizados en las protecciones de motores. También pueden utilizarse fusibles, como dispositivos para interrumpir el paso de corriente. Además, puede conseguirse una protección eficaz de sobreintensidades con seccionadores en carga combinado con fusibles de apertura rápida y relés térmicos [4].

1.4 Protección de Líneas La seguridad en el suministro de energía eléctrica desde la central al punto de consumo depende, en gran parte, del grado de protección previsto en las

10

subestaciones y líneas intermedias. Una línea eléctrica debe estar protegida contra sobreintensidades, cortocircuitos y sobretensiones. Los relés de protección deben responder a diversas exigencias: − Consumo propio reducido. − Sensibilidad. − Capacidad de soportar cortocircuitos sin deformarse. − Exactitud de los valores de funcionamiento. − Indicación de los valores de funcionamiento mediante señales ópticas. − Posibilidad de transmisión de los valores medidos para la indicación a distancia. El funcionamiento general de los relés de protección es tal que, al sobrepasar o descender por debajo de un valor de la magnitud de acción que ellos vigilan, se produce el disparo del interruptor de potencia [3].

1.3.1 Tipos de relé de protección de líneas Según su funcionamiento los relés de protección pueden ser: − Sobrecorriente. − Sobretensión y Subtensión. − Relé de tierra. − Diferenciales. − Distancia. − Piloto.

1.3.1.1 Relé de Sobrecorriente. El aparato actúa cuando la corriente que circula sobrepasa la corriente nominal. Esta clase de relés se utiliza principalmente para proteger líneas y son de tiempo inverso; es decir a mayor corriente el tiempo de operación disminuye. − El relé temporizado de sobrecorriente independiente: es la combinación de relés de tiempo y de intensidad, cuando se detecta una sobreintensidad se pone en

11

funcionamiento el mecanismo de tiempo que es totalmente independiente de la magnitud de la intensidad. − El relé temporizado de sobrecorriente térmico: este tipo de relé actúa al cabo de unos segundos de producirse la sobrecarga, disminuyendo el tiempo de disparo fuertemente al aumentar la intensidad. El Relé de Sobrecorriente responde a la siguiente ecuación:

k1Iarr 2 > k 2

→

Iarr >

k2 > k3 k1

(1.6)

Donde: k1, k 2, k 3 = Cons tan tes Iarr = I arranque del Re lé = I miop

•

Característica de operación

Figura 1.1. Curva de operación de un Relé de Sobrecorriente. •

Calibración de los Relés de Sobrecorriente

Para calibrar un Relé de Sobrecorriente es necesario: a) definir su corriente de arranque

Iarr =

Kseg * Inom RTC

(1.7)

12

b) definir su característica de tiempo de operación Donde:

1 < Kseg < 2

Kseg : Factor de seguridad ;

Inom = Corriente no min al de c arg a

RTC = Re lación del Transformador de Corriente El tiempo de Operación se determina por medio de un dial •

Para ubicar el dial es necesario conocer:

a) La Corriente a través del Relé b) La Corriente de Arranque (Iarr ) c) El tiempo de operación deseado

M =

I falla Iarr

I falla =

Im áxcc RTC

(1.8) (1.9)

Donde:

M = múltiplos de la corriente de arranque Im áxcc = Corriente máxima de Cortocircuito

1. 3.1.2 Relés de tensión. Su comportamiento es similar al relé de sobrecorriente no retardado, distinguiéndose dos tipos: de subtensión y sobretensión. − El relé de subtensión actúa cuando la tensión de red disminuye a un valor que pudiera ser peligroso para los receptores (< 85 % de VL) y que persiste durante cierto tiempo. Este tipo de relés se emplea principalmente para proteger generadores y motores. Como se puede apreciar en la figura 1.2, este tipo de relés son de tiempo directo; es decir a menor voltaje, el tiempo de operación disminuye.

13

•

Característica de operación

Figura 1.2. Curva de operación de un Relé de Subtensión. − El relé de sobretensión tiene la misión de evitar la elevación de la tensión de red a valores superiores al máximo previsible. Se emplea esencialmente para proteger las líneas contra sobretensiones. El Relé de Sobretensión responde a la siguiente ecuación:

k 4Varr 2 > k 5

→

Varr >

k5 > k6 k4

Donde:

k 4, k 5, k 6 = Cons tan tes Varr = V arranque del Re lé •

Característica de operación

Figura 1.3. Curva de operación de un Relé de Sobretensión.

(1.10)

14

− El relé de vigilancia de la tensión trifásica se coloca en redes trifásicas para la vigilancia de las tres tensiones en reles de protección o contadores y así evitar disparos o mediciones erróneas. Generalmente señalan fuertes descensos o la caída de una o varias tensiones.

1.3.1.3 Relé de tierra. El relé de vigilancia de contacto a tierra tiene la misión de señalizar inmediatamente, en redes sin puestas a tierra del punto estrella, los contactos a tierra que se presenten en la red. Los dispositivos de extinción de contactos a tierra disminuyen la corriente en los puntos de contacto a tierra a una medida no perjudicial, evitando poner inmediatamente fuera de servicio las partes de la línea afectadas por el contacto a tierra [4].

1.3.1.4 Relé diferencial. Tiene la misión de detectar la corriente de defecto de una línea por comparación de las corrientes en sus dos extremos captadas por medio de transformadores de corriente. Este tipo de relés operan solo cuando ocurren fallas internas; es decir para fallas ubicadas en la zona donde se encuentra el elemento protegido (ver figura). La protección diferencial es una

forma de conectar un Relé y dos o más

Transformadores de Corriente. Cuando la comparación de corrientes se hace de dos líneas en paralelo, se llama relé diferencial transversal [5].

Figura 1.4. Esquema de funcionamiento de un Relé diferencial

15

El Relé Diferencial responde a la siguiente ecuación:

Io > mI 2

(1.11)

Donde: Io = Corriente por la bobina de operación I 2 = I1 = Corriente por los Tx de corriente m = pendiente

Figura 1.5. Curva de operación de un Relé Diferencial para m=5% 1.3.1.5 Relé de distancia.

Es un dispositivo que actúa al producirse cortocircuitos en las líneas durante un tiempo que resulta proporcional a la distancia donde se haya producido dicho defecto. Este tipo de protección generalmente utiliza relés de tres etapas; las dos primeras de protección principal y la tercera de respaldo y es el más generalizado en líneas de media y alta tensión. Los relés de distancia son combinaciones de relés de sobrecorriente (temporizados e instantáneos), relés de sobretensión y subtensión y relés direccionales. Al realizar diferentes combinaciones de las características de los relés anteriores se obtienen el Relé de Impedancia, el Relé Mho, el Relé de Reactancia y el Relé de Resistencia [6]

16

•

Calibración de los Relés de Distancia

- Primera etapa: se calibra hasta un 90% de la línea que protege el relé; este límite se fija con el objetivo de evitar superposición con la primera etapa del relé de la línea adyacente. - Segunda etapa: cubre el resto de la línea y debe proteger por lo menos un 20% en la línea adyacente - Tercera etapa: es de respaldo a la siguiente línea y se calibra en función de la selectividad con la tercera etapa del relé de la línea adyacente. 1.3.1.6 Piloto

La protección piloto es una de las mejores vías para proteger una línea. Se usa siempre que se requiere gran velocidad de protección para todos los tipos de cortos circuitos y para cualquier ubicación de la falla. Los sistemas de protección piloto son aquellos con los que se cuenta con un canal de comunicaciones entre los dos extremos de una línea y tienen por objeto determinar con exactitud si una falla es interna o externa a la línea que se está protegiendo. Se utilizan los siguientes canales de comunicaciones [5]: •

Hilo Piloto: en esta protección se utiliza un par de alambres telefónicos entre los dos extremos de la línea. Este sistema no se utiliza en líneas con más de 20 Km. y los métodos más usados derivados de esta protección son Método de Circulación de Corriente y Método de los Voltajes opuestos.

•

Piloto de Corriente portadora: Utiliza la línea de transmisión para transmitir información entre dos subestaciones.

•

Piloto de Microondas: En esta protección el aire es el medio por el cual se envían las señales de un extremo de la línea al otro.

1.4 Coordinación de Protecciones

Coordinación de protecciones es la secuencia que debe existir entre los tiempos de operación de los diferentes relés, con el fin de preservar la selectividad del sistema de protecciones.

17

Información necesaria para realizar una coordinación de Protecciones [1]

•

Diagrama Unifilar: Muestra los detalles del sistema completo, incluyendo los dispositivos de protección y equipos especificando las conexiones del neutro al sistema de puesta a tierra.

•

Diagrama de Impedancia: Allí se especifican las conexiones de todos los elementos significativos de la red como transformadores, cables, motores grandes, etc.

•

Análisis de Cortocircuito: Permite especificar los valores máximos y mínimos de las corrientes de corto circuito que pasan por cada dispositivo de protección, cuyo comportamiento debe ser estudiado bajo condiciones de operación.

•

Datos de calibración de los dispositivos: Son datos recabados directamente de los diferentes relés de protección, datos de fabricación, curvas tiempocorrientes tanto de los relés como de los fusibles.

Procedimiento a seguir para realizar una Coordinación de Protecciones [6]

1.- Hacer un análisis de falla suponiendo fallas en los extremos de las líneas. De esto se obtiene el valor de la corriente para cada tipo de falla.

2.- Seleccionar el TAP del relé. La protección primaria debe cubrir todas las fallas en su zona de protección, además de servir de respaldo a la siguiente sección de línea.

3.- Calibrar el relé más alejado de la fuente. Dicho relé debe operar con la mínima corriente de falla producida por una falla K; es decir Iarrrelé < I K mín . Sin embargo no debe operar para la máxima corriente de régimen normal, entonces debe cumplirse también que: Iarrrele > Im áx . Lo que da como resultado:

18

Im áx < Iarrrelé < I K Debido a que el relé más alejado de la fuente, se puede calibrar para que opere con un tiempo mínimo, se ubica el Dial en la posición más baja (Dial=1/2).

4.- Calibrar el relé inmediatamente anterior. Si ya se tiene calibrado el relé más alejado de la fuente, es posible obtener de su característica de tiempo de operación, el tiempo para una falla X anterior; es decir: tx = tk + ∆t Conocido este tiempo y el múltiplo M que causa la corriente de falla en X, se puede determinar la ubicación del DIAL. El valor de ∆t depende de varios factores: a.- Del tiempo de operación del interruptor de potencia ≈ 0.3 segundos. b.- Error que comete el relé por la inercia de las partes móviles ≈ 0.1 segundos. c.- Margen de seguridad por error de los transformadores de corriente, del cálculo de las corrientes de falla, etc. ≈ 0.05 − 0.1 segundos Se puede decir que para relés electromagnéticos ∆t oscila entre 0.3 y 0.5 segundos.

19

CAPÍTULO II EL PROGRAMA NEPLAN

Este paquete computacional es una herramienta de gran ayuda para el análisis, planeamiento y optimización de Sistemas Eléctricos de Potencia, el cual ha sido utilizado con mucho éxito en todo el mundo. Fue desarrollado por el grupo BCP (Busarello + Cott + Partner Inc.) en cooperación con las utilidades de ABB GMBH y el Instituto Federal de Tecnología Suizo; el programa ha sido mejorado en varias ocasiones a partir de su creación en el año 1989. Con NEPLAN® es posible realizar el análisis de sistemas de potencia integrado para Redes Eléctricas de Transmisión, Distribución e Industriales, incluyendo Flujo de Carga Óptimo, Estabilidad Transitoria y de Pequeña Señal, además de Análisis de Cortocircuito. Su versión Windows, es una herramienta gráfica de planeamiento completamente integrada, orientada a objetos, con la cual se puede trabajar sobre el diagrama unifilar permitiendo la creación de estos a través de un sistema amigable y fácil CAD (Diseño Asistido por Computadora). También presenta la posibilidad de exportar e importar archivos a otros programas (como MICROSOFT EXCEL®, MICROSOFT WORD®) a través de la funcionalidad OLE. El programa NEPLAN® (versión 5.2) se encuentra disponible para varios sistemas operativos gráficos como lo son: Windows 95/98, Windows NT y Windows 2000, entre otros; y puede ser utilizado bajo ciertos ambientes de redes de computadoras. A los efectos de complementar la información sobre este programa, se agradece revisar el Anexo Nº 1 donde se muestran los conceptos básicos del Neplan y la forma en como se manejan e introducen los datos.

20

2.1 Módulo de Cortocircuito de NEPLAN

Para realizar un estudio de Coordinación de Protecciones es necesario explicar antes el funcionamiento del Módulo de Cortocircuito del programa NEPLAN para poder simular los respectivos fallos en la red con que se esté trabajando. A continuación se detallan las características de este Módulo. El Modulo de Cortocircuito se ubica mediante “Análisis” en la Barra de Menú, al dejar inmóvil el cursor sobre esta opción, aparece otro menú donde se pueden observar las siguientes opciones [2]:

Figura 2.1 Opciones del Módulo de Cortocircuito

2.1.1 Calcular

La opción calcular se usa para ejecutar el cálculo o análisis respectivo. Antes de correr una simulación, se debe revisar la opción parámetros para verificar que todos los parámetros de cálculo estén correctos.

21

2.1.2 Redes Parciales

Para algunos módulos es posible ejecutar el cálculo sólo para las redes parciales deseadas. Una red parcial es una red que no está conectada a otra, debido, por ejemplo, a líneas abiertas. El programa despliega una lista de todas las redes parciales existentes, y el usuario puede seleccionar las que desea que se incluyan en el cálculo. 2.1.3 Parámetros

Antes de ejecutar un análisis, se deben ajustar los parámetros de cálculo. Se puede acceder a todos los parámetros utilizados en el análisis respectivo, se pueden activar opciones adicionales y hacer ajustes para los datos de iteración. Esta opción presenta una ventana de diálogo, la cual está formada por las pestañas Parámetros, Nodos bajo falla, Fallas en línea, Falla especial, que serán explicadas a continuación: 2.1.3.1. Parámetro

•

Tipo Falla: donde se puede seleccionar la naturaleza de la falla a estudiar, las cuales pueden ser: -

Falla Trifásica.

-

Falla Monofásica.

-

Falla Bifásica.

-

Falla Bifásica a tierra: el programa calcula el tipo de falla predefinido por el usuario.

•

Falla en todas las fases existentes.

Método de Cálculo: dependiendo de la Norma que se quiera aplicar al estudio, se dispone de los siguientes métodos: -

IEC 60909 2001

-

IEC 909 1988

-

Superposición sin Flujo de Carga, todas las f.e.m. se consideran 1.1 veces el voltaje nominal.

-

Superposición con Flujo de Carga, se realiza un estudio de Flujo de Carga previo para conocer los voltajes de prefalla.

22

-

ANSI C 37.010, los cálculos se realizan de acuerdo a la Norma ANSI/IEEE C 37.010 - 1979 que se aplica a sistemas cuyos voltajes superan los 1000 V.

-

ANSI C 37.13, el estudio de cortocircuito se realiza mediante la Norma ANSI/IEEE C 37.013 – 1997, que es aplicada en sistemas en los cuales el voltaje no supera los 1000 V.

•

Calcular Ik" máx.: si la casilla de chequeo esta activada, se calcula la Ik " máxima, si no será calculado el valor mínimo. Lo mismo se aplica para el cálculo de I k

•

Flujo de Carga previo al cálculo de Cortocircuito: si es seleccionado el método del Superposición con Flujo de Carga, la casilla de chequeo debe estar siempre activa

•

Distancia de falla (No. De Nodos) para mostrar resultados: es la distancia desde el nodo bajo falla hasta el nodo en que se quieran desplegar los resultados del análisis. Un valor de cero (0) significa que solo se mostraran los resultados en el nodo que presente la falla.

•

Red Asimétrica: si se marca la casilla de chequeo todos los elementos asimétricos se tomaran en cuenta para los cálculos.

Si se selecciona como método de cálculo alguno de los regidos por las Normas IEC, se deben considerar los siguientes parámetros: •

Selección automática del factor c: si la casilla de chequeo esta activada, el programa toma el valor del factor de voltaje c de acuerdo a la Norma IEC. En caso contrario, el usuario debe definir el valor.

23

•

Tolerancia reducida en sistemas de bajo voltaje: casilla de chequeo habilitada si los cálculos se harán con el método IEC 60909 – 2001.Debe ser activada si la tolerancia de voltaje del sistema no es mayor del +6%, logrando ajustar el factor de voltaje c en 1.05 p.u en vez de 1.1 p.u

•

Cálculo de I p según R/X en ubicación de falla: casilla de chequeo con la que se pueden calcular, si se encuentra activada, tanto la corriente pico de cortocircuito del punto de falla como la corriente pico de cortocircuito de las ramas, empleando la relación R/X del punto de falla. Si no esta activada corriente pico de cortocircuito de las ramas se calculará usando la relación R/X de las ramas.

•

Duración de la falla en s para el cálculo de la corriente de cortocircuito térmica: tiempo de duración del cortocircuito en segundos para el cálculo de Ith.

•

Duración de la falla en s para el cálculo de la corriente de cortocircuito IDC: tiempo de duración del cortocircuito en segundos para el cálculo de la componente DC de la corriente de cortocircuito

•

Retardo del Interruptor en s para el cálculo de la corriente Ib: es el menor tiempo entre el inicio del cortocircuito y el primer momento de separación de los contactos de uno de los polos del interruptor. Valores típicos son: 0.02, 0.05, 0.10, 0.25 s y mayores.

Cuando el estudio de cortocircuito se desea realizar de acuerdo a las Normas ANSI/IEEE, deben ser considerados tres parámetros que son: •

Número de ciclos para el cálculo de IDC: los valores típicos son 3, 4, 5 y 8 ciclos respectivamente.

24

•

Número de ciclos para el cálculo de Ib: es el tiempo de interrupción de los interruptores de alto voltaje. Valores típicos 3, 4, 5 y 8 ciclos.

•

E operación p.u: mayor voltaje de operación en por unidad con respecto al voltaje nominal.

•

Reducir suiches, interruptores y acoples: casilla de chequeo que al ser activada los elementos antes mencionados se reducen, y los cálculos se realizan de una manera más rápida pero no se presentan resultados para estos elementos.

•

Archivo de resultados: se puede seleccionar un archivo de resultados definiendo su ubicación, el cual puede ser creado después de los cálculos y ser grabado en formato 4.X. Puede ser leído en MS – Excel.

•

Cargabilidad máxima de los elementos: es el límite máximo permitido para los esfuerzos de cortocircuito de las barras y los elementos del sistema en %.

2.1.3.2 Nodos bajo falla

En esta pestaña se pueden seleccionar el o los nodos en que simulará una falla; estos pueden ser seleccionados a partir de una lista de los nodos en la red, por su nivel de tensión, por el área o la zona a la que pertenecen, o por el alimentador que tenga conectado. Si el análisis será realizado a través de las Normas IEC, se deben introducir datos adicionales para la localización de la falla como lo son: •

Tipo de Red, entre las cuales se encuentran disponibles: -

Automática: el programa determina el tipo de red de forma automática.

-

Enmallada: se calcula Ik " en una red enmallada.

-

No enmallada: se calcula Ik " en una red no enmallada.

25

Si la red se encuentra alimentada por una sola fuente se debe seleccionar el tipo de red automática. Si el método utilizado es el ANSI/IEEE se debe introducir el tiempo de interrupción de los interruptores y seleccionar el tipo de cortocircuito para definir los factores de multiplicación entre los que se tiene: − Automático: el programa determina si el fallo ocurre cerca o lejos de un generador. − Generador Cercano: si se tiene conocimiento que la falla ocurre a no más de dos etapas de transformación de donde este conectado un generador. − Generador Lejano: se selecciona si el fallo ocurre a más de dos etapas de transformación de un generador. 2.1.3.3 Líneas en Falla

El usuario puede seleccionar la línea en la que ocurre el fallo de la misma manera que se realiza en el caso de los nodos, así como también los datos correspondientes al tipo de red si se evalúa la falla con el método IEC o el tipo de cortocircuito para el método ANSI. Adicionalmente, se debe ingresar la distancia en % desde el nodo de inicio de la línea, el cual será el punto donde ocurra el fallo. Los valores 0 y 100 % no son válidos ya que corresponden al nodo de inicio o de finalización de la línea. Cuando una línea esta bajo falla, sus nodos de inicio y final no pueden estar sometidos a fallas. 2.1.3.4 Falla Especial

En esta pestaña se pueden definir cualquier tipo de falla que este basada en la idea de disponer de un máximo de tres nodos con sus respectivas fases los cuales pueden ser conectados de manera arbitraria a través de una impedancia o bien conectados a tierra. En esta opción se puede: •

Insertar, Eliminar: botones con los cuales se puede definir una nueva falla en la tabla, o en su defecto eliminar una falla ya definida.

26

•

Exportar a Librería: las fallas definidas se pueden exportar a una librería, dejando preestablecida la falla para un nuevo análisis.

En la tabla se pueden encontrar las siguientes opciones: •

Desde Nodo: es el inicio de la conexión de la falla. Los valores posibles pueden ser 1, 2, 3.

•

Fase Desde: fase del nodo de inicio de la falla. Los valores pueden ser L1, L2, L3.

•

Hasta Nodo: nodo donde finaliza la conexión. Pueden ser 1,2,3 ó 0. La opción 0 significa que el punto de conexión es la tierra.

•

Fase Hasta: fase del nodo final de la conexión. Puede ser L1, L2, L3 .

•

Rf, Xf: parte real e imaginaria de la impedancia de conexión entre las fases en Ώ.

•

Tipo de falla: nombre con el cual se define la falla.

•

Descripción de la falla: breve explicación de en que consiste el tipo de falla

Asignación de los Nodos en Falla a los Nodos de la red: •

Nodo 1: nodo de la red que corresponde con el primer nodo descrito en la falla.

•

Nodo 2: nodo de la red que corresponde con el segundo nodo descrito en la falla.

•

Nodo 3: nodo de la red que corresponde con el tercer nodo descrito en la falla.

2.1.4 Resultados

En la mayoría de los módulos, existen diferentes opciones del menú para los resultados, entre los cuales se pueden mencionar: - Seleccionar Resultados, con el se pueden seleccionar los resultados a desplegar. - Mostrar Resultados, los resultados se presentan en tablas. Se encuentran disponibles diferentes tablas de resultados.

27

- En algunos de los módulos, los resultados se pueden presentar gráficamente escogiendo la opción del menú " Resultados Gráficos". En el Módulo de Cortocircuito, al realizar el cálculo de falla se despliegan los resultados en el diagrama unifilar. También se encuentran disponibles las siguientes opciones para observar los resultados de tablas: •

Corrientes de Fallas: se presentan los resultados de las corrientes de

cortocircuito en los nodos y las contribuciones de las ramas que sean cubiertos por la distancia de falla definida. •

Suma de Corrientes de Falla: presenta los resultados de las corrientes de

cortocircuito en el punto de falla. •

Voltajes de nodo: presenta los voltajes en los nodos bajo falla.

•

Archivos de Resultados: se puede exportar o importar los resultados a o

desde un archivo seleccionándolo. •

Desplegar unidades: se definen las unidades en las que serán desplegadas las

diferentes variables de resultado. •

Selección de resultados: se pueden seleccionar las variables a ser mostradas

en las tablas de resultados (también pueden ser seleccionadas desde Propiedades del Diagrama/Cortocircuito). Estas pueden seleccionadas para

los nodos o elementos. -

Voltaje post falla V (L1L2L3) o V (012): los cuales pueden ser de línea a tierra o de línea a línea, o bien los de componentes simétricas.

-

Voltaje pretalla V0.

-

Ángulo de Voltaje Váng: es el ángulo del voltaje de falla.

-

Impedancias de red Zf(012): impedancias de falla dada en sus componentes simétricas.

-

R (1)/X (1): relación X/R según ANSI/IEEE.

Para los elementos se pueden obtener las siguientes variables: -

Corriente de cortocircuito inicial I k"

-

Ángulo de la corriente de cortocircuito inicial Ik "áng.

28

-

Potencia de cortocircuito inicial Sk "

-

Corriente Pico de cortocircuito Ip

-

Corriente de interrupción simétrica Ib

-

Corriente de estado estable Ik

-

Corriente térmica Ith

-

Componente DC de la corriente de cortocircuito IDC

-

Corriente de interrupción asimétrica Iasi

-

Corriente ANSI E/Z (sin considerar los factores de decremento AC y DC).

-

3 I(0): tres veces la corriente de secuencia cero.

También puede ser seleccionada la fase para la cual se quiere obtener los resultados, se hace marcando la casilla de chequeo de la línea correspondiente, así como obtener los resultados expresados en sus componentes de secuencia. 2.2 Modulo de Protecciones de NEPLAN 2.2.1 Protección de Distancia

El módulo de Protección de Distancia permite al usuario [2]: •

Entrar los relés de protección de distancia con sus ajustes o características, respectivamente.

•

Obtener todos los voltajes, corrientes e impedancias (primarios y secundarios) vistos por el relé debido a un cortocircuito.

•

Chequear o revisar los ajustes de los relés.

•

Ajustar el relé automáticamente.

•

Entrar los esquemas o programas de disparo.

Todos los valores de impedancia que se muestran en el módulo se obtienen a partir de un cálculo de cortocircuito con el método de superposición con o sin flujo de carga El módulo distingue dos tipos de relés.

29

•

Relés generales o definidos por el usuario (tipo de relé determinado por el usuario).

•

Tipo de relé predefinido (tipo de relé predefinido por el programa).

La característica de un relé general se puede ingresar en un diagrama R/X. En el diálogo de protección de distancia, el usuario puede entrar el tipo de relé. Cuando se selecciona el tipo de relé a partir de una lista predefinida, el usuario tiene la posibilidad de entrar los parámetros de ajuste dependientes del relé en una caja de diálogo especial. El programa elabora la característica. La lista predefinida se despliega al presionar el botón “...” que se encuentra al lado de “Tipo Predefinido” en el diálogo de protección de distancia. El usuario elabora los programas de disparo. Esto se puede hacer en la opción del menú “Análisis – Protección de Distancia – Programación Disparo”. Con la opción del menú “Análisis – Protección de Distancia – Dispositivos de Protección”, las características del relé y las impedancias vistas por el mismo en caso de cortocircuito en nodos o líneas se despliegan en un diagrama R/X. La evaluación o chequeo de los ajustes del relé se puede llevar a cabo por medio de un cálculo de cortocircuito. El tiempo de disparo de los relés se despliega en el diagrama unifilar. 2.2.1.1 Arranque

Se pueden entrar los siguientes sistemas de arranque: •

Arranque por sobrecorriente pura.

•

Arranque de baja impedancia (límites V/I).

•

Característica R/X

El sistema de arranque se puede seleccionar en el diálogo “Arranque” del relé de protección de distancia. Todos los sistemas de arranque se pueden definir para fallas

30

línea – línea y línea – tierra. La selección del tipo de falla se lleva a cabo con “Datos de Entrada” (“L-L” o “L-T”) en el diálogo “Parámetro” del relé. Con el sistema de arranque acoplado, se tiene: •

El tiempo final direccional.

•

El tiempo final no direccional.

Los arranques por sobrecorriente pura y de baja impedancia se pueden definir para relés definidos por el usuario así como para relés predefinidos. Por otro lado, el arranque por característica R/X no se puede definir para relés predefinidos, pues éste está determinado por los parámetros de ajuste. 2.2.1.1.1 Sobrecorriente Pura

Los datos de entrada son:

Figura 2.2 Arranque por Sobrecorriente Pura

El relé arranca si la corriente de línea medida es mayor que I1/Ir, independientemente del voltaje. Ir es la corriente nominal en el lado primario del transformador de corriente. Se puede definir un límite de corriente para fallas línea – línea y línea – tierra.

31

2.2.1.1.2 Baja Impedancia

Los datos se entran de acuerdo a las figuras 2.3 y 2.4:

Figura 2.3 Arranque de Baja Impedancia Independiente de las Fases

Figura 2.4 Arranque de Baja Impedancia Dependiente de las Fases

En el caso del arranque de baja impedancia, no sólo se toma en cuenta la corriente de línea sino también el voltaje. El relé arranca si la corriente de línea y el voltaje línea – tierra están en el área de arranque. El valor I3/Ir se debe ajustar en cero para arranques de baja impedancia independientes de las fases. En estas condiciones, la entrada de "Phi1" y "Phi2" no será importante.

32

El valor I3/Ir se debe definir para arranques de baja impedancia dependientes de las fases. Los valores V1/Vr y V2/Vr deben ser iguales. En caso de que ocurra un cortocircuito, y si el ángulo entre la corriente de línea y el voltaje línea – tierra está entre Phi1 y Phi2, se considera el límite de corriente I3/Ir en vez de I2/Ir. 2.2.1.1.3 Característica R/X

Se pueden entrar las siguientes características •

Un polígono definido por una tabla de valores R/X

•

Un círculo definido por un punto centro y un radio

Si la impedancia medida se encuentra dentro del polígono o dentro del círculo, el relé arrancará.

Figura 2.5 Arranque con Característica R/X

Se puede definir una característica para fallas línea – línea y línea – tierra. La característica para relés predefinidos está definida por los parámetros de ajuste. 2.2.1.2 Mediciones

Se pueden entrar las siguientes zonas: •

Zonas 1 – 4

•

Zona de Sobrealcance (zona 1 ext.)

•

Zona Hacia Atrás

•

Zona de Autorecierre

33

Las zonas están definidas por una característica (polígono o círculo). Las características pueden estar dadas como valores primarios o secundarios. Se puede asignar una dirección de medición a cada zona. La dirección de medición está determinada normalmente por la entrada apropiada de la característica. La definición de la dirección de medición sólo es necesaria si se entra una característica simplificada, p.e. un círculo alrededor del punto cero (0/0) o un rectángulo en todos los cuatro cuadrantes. Con la entrada de una dirección, el círculo o el rectángulo se dividirán por medio de una diagonal en el 2o. y 4o. cuadrantes. La diagonal modifica la característica. A cada zona se le debe asignar un tiempo de disparo o temporización en segundos. La entrada de la temporización también se hace para fallas línea – línea o línea – tierra. Cada zona se puede activar o desactivar. Las zonas que no estén activadas no se consideran durante los cálculos. 2.2.1.3 Parámetros de Ajuste para Relés Predefinidos

Los siguientes tipos de relés están predefinidos •

ABB REL316

•

Siemens 7SA511/7SA513

•

AEG PD551/PD531 y SD36

Después de haber seleccionado un relé predefinido, para cada relé se crea un diálogo especial. Si un relé predefinido tiene un arranque por sobrecorriente o de baja impedancia, los parámetros se deben entrar de acuerdo a las secciones anteriores. 2.2.1.4 Protección de Respaldo

El relé de protección de distancia también se puede definir como un relé de sobrecorriente con dos etapas de tiempo definidas.

34

Figura 2.6 Etapas de Tiempo Definidas

I1/Ir y I2/Ir son los valores de ajuste para las dos etapas. Ir es la corriente nominal del TC en el lado primario. Las temporizaciones t1 y t2 son los tiempos de disparo de las dos etapas. Cuando se evalúan los ajustes del relé, y si el relé no ha arrancado por la unidad de protección de distancia del mismo, se verifican los valores de la protección de respaldo. Si no hay funcionalidad de sobrecorriente en el relé, no se deben entrar valores. 2.2.1.5 Configuración Automática de la Impedancia

Los valores umbrales de impedancia o las características de las etapas 1 a 4 son calculadas automáticamente por el programa con la ayuda de los programas de disparo que el usuario haya ingresado. Un relé puede hacer parte de cualquier número de programas de disparo. Para propósitos de configuración, los múltiples esquemas de disparo se reducen a uno solo con las impedancias más pequeñas (tramo de impedancia mínima). En el tramo o trayectoria de impedancia mínima sólo se toman en cuenta los nodos del relé. En el diálogo “Configuración”, en “Nodos Decisivos para Configuración Automática”, se

35

despliega el tramo de impedancia mínima, es decir, los nodos y las impedancias correspondientes. Las impedancias desplegadas son de secuencia positiva, y son las que ve el relé actual si un cortocircuito trifásico tiene lugar en los nodos. Las impedancias se calculan de acuerdo al método de superposición con o sin flujo de carga. Existen dos métodos para configurar los relés: •

Relativo

•

Absoluto

Estos métodos se pueden seleccionar en el diálogo “Configuración”. La base para ambos métodos es la trayectoria de impedancia mínima. La siguiente figura muestra un ejemplo de creación de un tramo de impedancia mínima.

Figura 2.7 Obtención del Tramo de Impedancia Mínima en Redes Enmalladas

Con la ayuda del tramo de impedancia mínima resultante se ajusta el relé R. Configuración según el Método Relativo Este es el método usual para configurar las zonas de un relé.

36

Figura 2.8 Ajuste según el Método Relativo Las reglas son: Z1 = p1 * a

(2.1)

Z2 = p2 * (a + b1)

(2.2)

Z3 = p3 * (a + b2)

(2.3)

Z1ext = p1ext* a (zona de sobrealcance o zona 1 ext.)

(2.4)

Z1, Z2, Z3 son los valores de ajuste en el relé. El parámetro p1 para la zona 1, p2 para la zona 2, p3 para la zona 3, etc. son valores de entrada, que se pueden ingresar en el diálogo “Ajuste de Zona”. La regla para ajustar la zona 4 depende del caso. Las correcciones de impedancia debido al efecto infeed se toman en cuenta en las líneas b1 y b2. Configuración según el Método Absoluto Este método se usa para configurar la última zona. Un ejemplo sería si la última zona debe cubrir el 50% de la impedancia del transformador.

37

Figura 2.9 Ajuste según el Método Absoluto Las reglas son: Z1 = p1 * a

(2.5)

Z2 = a + p2 * b b1 = p2*b

(2.6)

La zona (impedancia) se calcula absolutamente para la impedancia de la zona correspondiente. Las correcciones de la impedancia debido al efecto infeed se consideran en la línea b. Configuración del Relé Considerando el Alcance Mínimo Si los parámetros “Ajuste Mínimo de Zona” para la zona 2 y/o zona 3 están activos, el programa verificará luego del ajuste automático si se alcanza un valor mínimo de impedancia para la zona 2 o 3. Si no, los valores de ajuste se corregirán.

Figura 2.10 Alcance Mínimo

38

El alcance mínimo se calcula como se indica a continuación: Para zona 2:Z1mín = a / p1

(2.7)

Para zona 3:Z2mín = pmín * a (para líneas paralelas)

(2.8)

Z2mín = (a + blg) / p2

(2.9)

blg es la línea adyacente más larga. El usuario puede tomar en cuenta el factor infeed para calcular la impedancia blg. Para calcular la impedancia blg puede ser necesario desconectar o reducir el efecto infeed. El cálculo de la impedancia blg en la etapa actual de la red se lleva a cabo presionando el botón “Obtener Línea más Larga para Zona 3” en el diálogo “Configuración”. Para la configuración normal del relé, el efecto infeed se debe considerar completamente. Considerando la Resistencia de Arco Los valores calculados de impedancia se corrigen con la resistencia de arco y la resistencia de puesta a tierra de la torre. Estos valores se pueden ingresar en los parámetros específicos del relé. Corrección para fallas línea – línea: RR = RR + RfL-L / 2

(2.10)

Corrección para fallas línea – tierra: RR = RR + RfL-E + RM

(2.11)

donde: RfL-L: Resistencia de arco para fallas línea – línea RfL-T: Resistencia de arco para fallas línea – tierra RM:

Resistencia de puesta a tierra de la torre

Si no se ha asignado ninguna característica al relé, se asignará el siguiente rectángulo: P1 = -RR, -XR (R, X)

(2.12)

P2 = -RR, XR

(2.13)

P3 = RR, XR

(2.14)

39

P4 = RR, -XR

(2.15)

XR y RR son la reactancia y resistencia calculadas a partir de las impedancias Z1, Z2, Z3, etc. de cada zona. Si se define una dirección, la característica será modificada por la “línea de dirección” hacia el interior de los cuadrantes 2 y 4. En caso de que una característica ya haya sido asignada al relé, ésta se reducirá o se ampliará proporcionalmente. 2.2.1.6 Programación de Disparo

El usuario puede definir cualquier número de programas de disparo con la opción del menú de NEPLAN “Análisis – Protección de Distancia – Programación de Disparo”. Una vez se haya seleccionado esta opción, se tienen disponibles los siguientes ítems •

Programación de Disparo con agregar, eliminar, editar, desplegar gráfico e imprimir.

•

Ver con alejar, alejar todo, trazar posición del mouse, trazar curvas, colores, etc.

La opción “Programación de Disparo – Editar” permite al usuario definir un programa de disparo. Un programa de disparo está definido por la característica Z/t del relé y las impedancias de nodo medidas desde el relé. Se puede desplegar cualquier número de nodos. Sólo es importante que se muestren los nodos donde se encuentran los relés. Estos nodos de ubicación de los relés son puntos de inicio para la característica Z/t. Los siguientes parámetros se encuentran disponibles: •

Fig. No: Permite ingresar un número arbitrario para la figura.

•

Título: Permite ingresar una descripción del programa.

•

Relés Insertar: Se insertará un nuevo relé.

40

•

Relés Editar: Se muestran los parámetros del relé seleccionado en un dialogo, y éstos se pueden modificar.

•

Relés Eliminar: Permite eliminar un relé del programa de disparo actual.

•

Nodos Insertar: Inserta un nuevo nodo en la lista de nodos a desplegar.

•

Nodos Eliminar: Elimina un nodo del programa de disparo actual. Los nodos de ubicación del relé no se pueden eliminar.

•

Recalcular y Cerrar: El diálogo se cierra, y el programa de disparo se recalcula o regenera. Este botón se debe presionar si los datos del relé han cambiado.

•

Cerrar: El diálogo se cierra sin regeneración del programa.

Los ítems “Ver – Alejar” y “Ver – Alejar Todo” permiten cambiar la visión de la ventana del diagrama. Estos ítems sólo se activan si ya se ha llevado a cabo un “Zoom”. Los colores para las características Z/t y los nodos se pueden seleccionar en “Ver – Colores”. 2.2.1.7 Despliegue de Impedancias y Características del Relé

Las características del relé y las impedancias de cortocircuito medidas por el relé se pueden desplegar en un diagrama R/X. Los cortocircuitos se pueden definir en nodos y líneas. Al seleccionar la opción “Análisis – Protección de Distancia – Dispositivos de Protección”, todos los relés se listan en el lado izquierdo de la pantalla. Las siguientes opciones se encuentran disponibles: •

Dispositivos de Protección: con Desplegar Característica de Relés, Mostrar Diálogo de Relés, Editar Parámetros, Mostrar Lista de Impedancias, Mostrar Documentación de Relés, etc.

•

Ver: con Alejar, Alejar Todo, Trazar Posición del Mouse, Trazar Curvas, etc.

Las impedancias a ser desplegadas en el diagrama se pueden seleccionar con la opción “Editar Parámetros”. El diálogo también se puede llamar haciendo doble click en el diagrama. Este diálogo contiene los siguientes parámetros:

41

•

Tipo de Falla: Permite seleccionar el tipo de falla, tiene disponibles los mismos tipos que en el módulo de Cortocircuito.

•

Impedancias: Permite seleccionar las impedancias a ser desplegadas en el diagrama.

•

Fallas en Nodos: Los botones “Insertar” y “Eliminar” permiten al usuario definir los nodos en falla. Todos los nodos en falla se listan y éstos se pueden activar o desactivar. El parámetro “Fallas en Nodos-Activo” permite activar o desactivar todos los nodos de la lista.

•

Fallas en Líneas: Los botones “Insertar” y “Eliminar” permiten al usuario definir las líneas en falla. Todas las líneas en falla se listan y éstas se pueden activar o desactivar. Adicionalmente, el usuario puede definir la ubicación de la falla como la distancia en porcentaje del “Desde Nodo” de la línea. El parámetro “Chequeo” indica si se debe chequear la ubicación de la falla sobre la línea a una distancia determinada. En este caso, no sólo se calculará un grupo de impedancias sino una cantidad de grupos de impedancias (trayectoria). El parámetro “Fallas en Líneas-Activo” permite activar o desactivar todas las líneas en la lista.

•

Característica: La característica del relé para fallas línea – línea o línea – tierra se puede seleccionar aquí.

•

Recalcular y Cerrar: El diálogo se cierra y las impedancias se recalculan. Este botón se debe presionar tan pronto se hayan modificado los datos del nodo o del relé.

•

Cerrar: El diálogo se cierra sin recalcular impedancias.

El ítem del menú “Dispositivos de Protección – Mostrar Lista de Impedancias” lista todas las impedancias calculadas. Los valores de impedancia se pueden exportar a un archivo RDS. Los campos están separados por pestañas.

42

2.2.1.8 Procedimiento para Entrar un Relé

Para ingresar y ajustar un relé, se debe seguir el siguiente procedimiento: •

Paso: Insertar todos los relés de protección de distancia en la red. Esto se puede hacer en orientado a listas o a gráficos. Cada relé debe tener un nombre (relé predefinido o definido por el usuario). Las características también se pueden importar.

•

Paso: Insertar para cada relé de PD, los transformadores de corriente (TC’s) y de potencial (TP’s). Los TP’s se asignan a un nodo. Esto sólo es necesario si se consideran valores secundarios. También es posible entrar la relación de impedancia directamente.

•

Paso: Definir todos los programas de disparo, incluso cuando no se entren características del relé en este punto y así los programas no son desplegables. Este paso es muy importante para el ajuste automático de los relés.

•

Paso: Para cada relé se puede asignar un sistema de arranque, y el parámetro o la característica se puede entrar para las zonas. El relé también se puede configurar automáticamente.

•

Paso: Algunas veces es necesario definir un nodo como nodo de protección de distancia, cuando éste es importante para el ajuste automático del relé. Esto se puede hacer en el diálogo del nodo.

•

Paso: Para evaluar los ajustes del relé, se pueden calcular cortocircuitos en la red. El tiempo de disparo de los relés se despliega en el diagrama unifilar.

2.2.1.9 Documentación del Relé

Después de seleccionar la opción “Análisis – Protección de Distancia – Dispositivos de Protección”, todos los relés se listan en el lado izquierdo de la pantalla. Un relé será documentado al seleccionar “Dispositivos de Protección – Mostrar Documentación de Relés”. Junto a los parámetros del relé se despliegan las impedancias de nodo que son importantes para el ajuste del relé.

43

Figura 2.11 Impedancias de las Zonas del Relé Los valores de impedancia de la zona 1 representan la impedancia de la línea o la impedancia del siguiente nodo del relé. Los valores de impedancia se dan para el sistema de secuencia positiva. Con el fin de obtener la impedancia de la línea entre las zonas 1 y 2, se debe hacer una substracción de los valores de impedancia de las zonas 2 y 1. La documentación muestra los valores de ajuste para un relé general (definido por el usuario) tomando en consideración las resistencias de arco. 2.2.1.10 Verificación de los Ajustes del Relé

Todos los relés se pueden revisar y verificar al definir y calcular varias variantes (diferentes puntos de fallas, fallas en líneas, tipos arbitrarios de fallas). El programa calcula los tiempos de disparo de los relés. Los tiempos de disparo se despliegan en el diagrama unifilar. Se recomienda seleccionar sólo un punto de falla y a cambio ajustar la distancia de falla en un número grande. Con esto, se calculan todos los voltajes y corrientes en el relé. 2.2.2 Protección de Sobrecorriente 2.2.2.1 Descripción Funcional

En redes eléctricas, una característica de protección de sobrecorriente monitorea una corriente medida, y envía un comando de disparo a un interruptor cuando la corriente encuentra condiciones definidas de arranque y disparo.

44

La simulación de una característica de protección de sobrecorriente en el módulo de Estabilidad Transitoria se divide por consiguiente en [2]: •

Variable medida

•

Condición de arranque

•

Condición de disparo

•

Función de disparo.

Una característica de protección de sobrecorriente posee una variable medida, una condición de arranque y una función de disparo. Una característica de protección de sobrecorriente puede tener, sin embargo, más de una condición de disparo (p.e. nivel de alta corriente y retardo de tiempo independiente, nivel de sobrecorriente con retardo de tiempo dependiente). 2.2.2.1.1 Variable Medida

La variable medida puede ser una magnitud de corriente de cualquier elemento de red. No se permiten otras variables (mensaje de error). 2.2.2.1.2 Condición de Arranque

La condición de arranque es la violación por exceso de una corriente de arranque IA, que es el múltiplo KA de la corriente ajustada IE. Después del arranque, empieza a correr el tiempo de disparo (condición de disparo). Si la corriente cae por debajo de un valor de reseteo IR (que es el múltiplo KR de la corriente ajustada IE), antes de que el tiempo de disparo haya transcurrido, el tiempo de disparo se reanudará y no se ejecutará ningún disparo.

= K

A

.IE

( 2 . 16 )

IR = K

R

.IE

( 2 . 17 )

I

A

45

2.2.2.1.3 Condición de Disparo

Se pueden seleccionar diferentes características para el tiempo de disparo como condición de disparo. Una característica de protección de arranque se puede asociar con más de una característica de disparo. •

Tiempo de Disparo Independiente

El tiempo de disparo tA es constante e independiente de la corriente medida: t A = TE •

Tiempo de Disparo Dependiente Analíticamente

El tiempo de disparo tA es variable y depende de la corriente medida I de forma no lineal. La correlación no lineal está dada analíticamente como,

tA K1 = M K2 TE  I    − 1 I  E 

( 2 . 18 )

Por medio de K1 y K2, las características de disparo pueden, por ejemplo, construirse de acuerdo a la IEC 255: Normalmente dependiente (Tipo A): K1 = 0.14 K2 = 0.02 Muy dependiente (Tipo B): K1 = 13,5 K2 = 1 Extremadamente dependiente (Tipo C): K1 = 80 K2 = 2 Si la corriente es mayor que el múltiplo KB de la corriente ajustada IE, el tiempo  I de disparo no se reducirá más; ( max  IE

  = K B ). KB es, por ejemplo, igual a 20. 

46

•

Tiempo de Disparo Dependiente en Forma Tabular

El tiempo de disparo tA es variable, y depende de la corriente medida I de forma no lineal. La correlación no lineal está dada como una función tabular:

tA = f 1    TE τ 

( 2 . 19 )

2.2.2.1.4 Función de Disparo

Si la corriente medida permanece por encima del valor de reseteo IR más tiempo que el de disparo después de que se haya excedido la corriente de arranque IA, se da inicio a la función de disparo. Al terminarse el tiempo de apertura de un interruptor, que puede ajustarse para cada operación de suicheo, las operaciones de suicheo se ejecutarán. 2.2.2.2 Variables

Las variables de un relé de sobrecorriente son análogas o binarias. A Corriente medida I [A] B Tiempo de disparo efectivo tA [s] C Condición de arranque cumplida [binaria] D Condición de disparo cumplida [binaria] 2.2.2.3 Operaciones de Suicheo

No se puede ejecutar ninguna operación de suicheo en una característica de protección de sobrecorriente. Esto NO se debe confundir con operaciones de suicheo producidas por una característica de protección de sobrecorriente. 2.2.2.4 Condiciones de Corriente de Arranque (Pickup)

La subrutina REGS determina como corrientes el cuadrado de las corrientes por unidad:

47

 I i =   IB 2

  

2

(2.20)

SB

I B : Corriente base del elemento de red

3 .U B

(2.21)

La condición de corriente de arranque (Pickup) en valores nominales

I > IA

⇒

I2 > IA

2

2

⇒

I 2 .I B > ( K A .I E ) 2

(2.22)

Los resultados como condición de corriente de arranque (pickup) programada:  K .I i >  A E  IB 2

  

2

⇒ i 2 > pcka

(2.23)

Donde:  K .I pcka =  A E  IB

2

 K .I .U   = 3. A E B SB  

  

2

(2.24)

2.2.2.5 Características de Retardo de Tiempo Dependientes Analíticas

La subrutina REGS da como corrientes el cuadrado de las corrientes por unidad (ver arriba). La característica requiere 1

2 i.I B  2  I B   2 I = = i . E   IE IE   I  

(2.25)

La característica analítica resulta como tA = TE

K1  I i 2 . B   I E

  

2

  

=

K2 2

(i

tck1 2

. pcie

)

tck 2

−1

(2.26)

−1

Donde: I pcie =  B  IE

2

 1 S  = . B 3  I E .U B 

  

2

(2.27)

48

tck1 = K 1

(2.28)

K2 2

(2.29)

tck 2 =

2.3 El Editor de Módulos 2.3.1 Edición de módulos de protección: Un "módulo de protección", también conocido como una "función de protección" o "etapa de protección", es la unidad funcional más pequeña de un dispositivo de protección. Los módulos de protección tienen su propio tipo de librerías [2].

Figura 2.12. Cuadro de dialogo editor de módulo de protección. (1) Cargar datos del módulo a partir de la librería (2) Abrir una librería (3) Copiar y cargar los datos del módulo (4) Campo de selección para la función de protección; las opciones disponibles son: – Sobrecarga (Overload) – Sobrecorriente (Overcurrent)

49

– Sobrecorriente Direccional (Direccional OC) – Sobrecorriente en Reversa (Reverse OC) – Falla a Tierra (Earth Fault) – Falla a Tierra Direccional (Direccional EF) – Falla a Tierra en Reversa (Reverse EF) (5) Campo de selección para las características (6) Definición de las opciones posibles para (5)

Figura 2.13. Cuadro de dialogo de Características disponibles (7) Campo de selección para el valor de referencia del ajuste de corriente; opciones disponibles: – Corriente nominal Ir – Corriente base Ib – Corriente total I0 – Corriente de tierra base Ib0 – Ajuste de I1 de la 1a etapa de protección – Valores absolutos en Ka (8) El nombre de tipo se desplegará aquí si el módulo contiene características corriente-tiempo definidas punto por punto, es decir, si "i/t characteristic" se ha definido como opción posible en (6); el botón "..." llama el diálogo para la selección/entrada de características. Si la selección (5) se ajusta en “User Defined Curve”, el botón abre el diálogo para los factores de la fórmula. (9) Definición de los rangos de ajuste de corriente y tiempo.

50

(10) Entrada de las tolerancias positiva y negativa. (11) Entrada del "tiempo base" tb de la característica o el factor para la “pendiente de los vértices” en caso de módulos de sobrecorriente de tiempo definido. La rata de elevación de una característica corriente dependiente, es decir, el tiempo de respuesta del relé, se puede configurar con el ajuste de tiempo "t /p.u.". Un valor de t = 1.0 p.u. (si tb=1s) produce la característica original. Algunos fabricantes especifican el tiempo de respuesta en un múltiplo del ajuste de corriente (generalmente un factor de 6 o 10) para el ajuste de tiempo. En este caso, el valor de referencia del tiempo se puede entrar como "tb /s"; los ajustes originales se deben entrar entonces bajo "t /p.u."

2.4 El Editor de Diagramas 2.4.1 La caja de diálogo de diagramas de selectividad La caja de diálogo de diagramas de selectividad como tal contiene los siguientes elementos: (1) Nombre y título de la figura (2) Diagrama corriente-tiempo para desplegar las características del dispositivo de protección: - El eje de corriente es determinado automáticamente por el programa. - La leyenda del eje aplica para el voltaje base Ub1. - Las características de los dispositivos de protección se convierten al voltaje base. (3) Lista de los dispositivos de protección desplegados: - Cuando se selecciona un dispositivo de protección, la característica se marca en el diagrama. - Al hacer doble click en un dispositivo de protección, el diálogo se abre para editarlo. (4) Lista de las corrientes desplegadas: - Cuando se selecciona un valor de corriente, el valor se marca en el diagrama. - Al hacer doble click en valor de corriente, el diálogo se abre para editarlo.

51

(5) Campos de entrada para un máximo de dos voltajes base (de referencia), Ub2 no debe ser menor que Ub1. (6) Despliegue de las coordenadas del cursor del mouse. (7) El botón "Current Results" sólo aparece cuando los resultados de cálculo estén disponibles al trabajar con la gráfica interactiva.

Figura 2.14. Editor de diagrama de selectividad

52

CAPÍTULO III CASO DE ESTUDIO 3.1 Descripción del Sistema En la Figura 3.1 se muestra el montaje de una parte del sistema Occidental del país (Táchira, Mérida y Trujillo), actualmente denominado Región 7. Se ha simulado sólo a nivel de 115 kV (elementos en azul) y 230 kV (elementos en rojo) por limitaciones del programa (50 barras máximo); así como también se han simulado las interconexiones con el resto del país con equivalentes de red. El montaje se realizó con datos reales suministrados por el despacho de carga ubicado en la Subestación Valera II, aunque cabe destacar que dichos datos fueron recabados con condiciones específicas del Sistema de Potencia en determinado momento, por ejemplo con algunos generadores fuera de servicio, y la simulación se realizó en condiciones ideales, es por ello que se presentan discrepancias en cuanto a los resultados obtenidos con el programa NEPLAN® y los datos suministrados pero en términos generales se consideran aceptables. En cuanto a la parte de Protecciones, se ubicaron relés de Sobrecorriente y Distancia sólo a nivel de 115 kV. No se colocaron relés de sobrecorriente en las subestaciones involucradas con Plantas de Generación y etapas de Transformación (Buena Vista 115, Corozo 115, Planta Táchira 115, Uribante 115, Planta Páez 115 y Vigía II 115) debido a que éstas requieren de otro tipo de protecciones que no maneja el programa.

53

Figura 3.1 Diagrama Unifilar del Sistema Occidental simulado con NEPLAN

54

3.2 Calibración de Relés 3.2.1 Calibración de los Relés de Sobrecorriente Como se indicó en el Capítulo I, para calibrar un Relé de Sobrecorriente se deben conocer la Corriente nominal, la Corriente de Cortocircuito y los datos específicos del relé a instalar, para así poder hallar los demás parámetros necesarios. Se empleó un factor k = 1,25 para el cálculo de la Corriente de arranque (Iarr ) y se fijó un valor del Dial de 0,5 para todos los relés, esto es para que operen con un tiempo mínimo ya que se encuentran alejados de las fuentes de generación. Se utilizaron Relés de Sobrecorriente Electromecánicos tipo MDP cuyas ecuaciones características son las siguientes:

 52,954  Dial + 0,923  * t =  2,11 + 0,018 −1 M  10

para 1,1 < M ≤ 4

(3.1)

 28,447  Dial t =  1, 702 + 1,007  * + 0,018 −1 M  10

para 4 < M ≤ 31

(3.2)

Figura 3.2 Curvas Características del Relé de Sobrecorriente MDP

55

Tabla Nº 3.1 Datos de Calibración de los Relés de Sobrecorriente de la Zona Táchira Ubicación del Relé (Líneas 115 Kv) Fria II - Vigia I Fria II - Planta Táchira Fria II - San Antonio San Cristobal II - Planta Táchira San Cristobal II - Corozo San Antonio - Fria II San Antonio - Corozo Palo Grande - Planta Táchira Palo Grande - Corozo Concordia - Corozo San Cristobal I - La Grita San Cristobal I - Corozo La Grita - San Cristobal I La Grita - Planta Táchira La Grita - Corozo La Grita - Tovar L1 La Grita - Tovar L2 La Pedrera - Uribante La Pedrera - Guasdualito Guasdualito - La Pedrera Guasdualito - Uribante Guasdualito - Santa Bárbara

Inom (A) 36,9 329,5 121,5 118,4 128,7 126,7 82,6 123,4 61,8 324,7 103,6 184,4 98,3 184,4 9,7 14,6 19,9 151 110,1 122,5 89,7 90,9

Ik" (A) 910,8 6893,4 489,5 1524 2094,6 1751,7 1382,9 2368,7 2052,9 5624,6 1633,6 2605,3 785,6 3758,6 954,3 782,1 998,5 2308,4 609,7 1105 734,8 297,2

RTC 40/5 400/5 200/5 200/5 200/5 200/5 100/5 200/5 100/5 400/5 200/5 200/5 200/5 200/5 40/5 300/5 300/5 200/5 200/5 200/5 100/5 100/5

Iarr (A) 6 5 4 4 4 4 5 4 4 5 4 6 3 6 6 1 1 5 4 4 6 6

M 18,975 17,23 3,06 7,525 13,09 10,95 13,83 16,49 25,66 14,06 10,21 10,86 6,55 15,66 19,88 13,035 16,64 11,542 3,81 6,91 6,123 2,99

t (seg) 0,0779 0,0796 0,34 0,0997 0,0864 0,093 0,085 0,081 0,074 0,08 0,096 0,0933 0,13 0,082 0,077 0,087 0,08 0,091 0,23 0,123 0,137 0,503

Dial 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

Tabla Nº 3.2 Ajustes realizados a varios de los Relés de Sobrecorriente de la Zona Táchira Ubicación del Relé (Líneas 115 Kv) Fria II - San Antonio San Cristobal II - Corozo San Antonio - Fria II San Antonio - Corozo Palo Grande – Planta Táchira Palo Grande - Corozo San Cristobal I - La Grita La Grita - San Cristobal I La Grita - Tovar L1 La Grita - Tovar L2 La Pedrera - Guasdualito Guasdualito - La Pedrera

Inom (A) 121,5 128,7 126,7 82,6 123,4 61,8 103,6 98,3 14,6 19,9 110,1 122,5

Ik" (A) 489,5 2094,6 1751,7 1382,9 2368,7 2052,9 1633,6 785,6 782,1 998,5 609,7 1105,0

RTC 120/5 200/5 200/5 100/5 200/5 100/5 200/5 200/5 300/5 300/5 200/5 200/5

Iarr (A) 3 5 16 10 6 5 11 6 5 7 6 10

M 4,09 10,09 2,449 6,83 9,49 20,66 3,55 3,55 2,033 2,64 2,81 2,50

t (seg) 0,21 0,097 0,54 0,125 0,099 0,077 0,26 0,26 0,83 0,46 0,40 0,51

Dial 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

En la Tabla Nº 3.1 se muestran los resultados de calibración obtenidos a través de las ecuaciones (1.4), (1.5), (1.6) del Capítulo I y las ecuaciones (3.1) y (3.2) del

56

Capítulo 3. En la Tabla Nº 3.2 se muestran los ajustes realizados al 54,4 % de los relés de sobrecorriente de la zona Táchira debido a que se obtenían errores de Coordinación, en gran parte porque las Corrientes de Cortocircuito producían el disparo de estos relés antes de el tiempo establecido ó el valor teórico de M se excedía de 31 y era necesario realizar cambios en los parámetros. Tabla Nº 3.3 Datos de Calibración de los Relés de Sobrecorriente de la Zona Mérida Ubicación del Relé (Líneas 115 Kv) Vigia I -VigiaII Vigia I - Tovar Vigia I - Mérida II Vigia I - Fria II Mucubaji - Toff Toff - Planta Páez Mérida II - Planta Páez Mérida II - Toff Mérida II - Vigia I Mérida II - Ejido Mérida I - Mérida II Ejido - Mérida II Ejido - Tovar Tovar - Vigia I Tovar - La Grita (L1) Tovar - La Grita (L2) Tovar - Ejido

Inom (A) 474,5 95,8 39 38,5 74,2 249,6 187,9 178,5 53,3 156,9 187,9 157,3 55,6 99 20,9 25,2 48,4

Ik" (A) 4155,2 1268,5 926,8 968,4 3651,7 2510,3 1355,8 1357,6 1244,8 1080,5 3198,3 2612,4 1373,5 1709,7 1337,7 1707,9 2105,1

RTC 500/5 100/5 40/5 40/5 300/5 300/5 200/5 200/5 60/5 200/5 200/5 200/5 60/5 100/5 300/5 300/5 200/5

Iarr (A) 6 6 6 6 2 5 6 6 6 5 6 5 6 6 1 1 2

M 6,92 10,57 19,31 19,001 30,43 8,37 5,65 5,66 17,28 5,4 13,33 13,072 19,08 14,25 22,295 28,465 26,314

t (seg) 0,123 0,0945 0,078 0,078 0,0726 0,107 0,147 0,147 0,079 0,154 0,086 0,0865 0,0778 0,084 0,0756 0,073 0,0738

Dial 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

Tabla Nº 3.4 Ajustes realizados a varios de los Relés de Sobrecorriente de la Zona Mérida Ubicación del Relé (Líneas 115 Kv) Vigia I - Tovar Vigia I – Mérida II Mérida II - Vigia I Mérida II - Ejido Ejido – Tovar Tovar - Vigia I Tovar - La Grita (L1) Tovar - La Grita (L2) Tovar – Ejido

Inom (A) 95,8 39 53,3 156,9 55,6 99 20,9 25,2 48,4

Ik" (A) 1268,5 926,8 1244,8 1080,5 1373,5 1709,7 1337,7 1707,9 2105,1

RTC 100/5 40/5 60/5 200/5 60/5 100/5 300/5 300/5 200/5

Iarr (A) 5 5 7 6 7 7 1 1 3

M 13,250 24,150 16,176 4,850 17,100 13,200 20,324 26,402 17,060

t (seg) 0,086 0,075 0,08 0,17 0,08 0,086 0,077 0,074 0,08

Dial 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

57

En las Tabla Nº 3.3 y 3.5 se muestran los parámetros de calibración de los relés de sobrecorriente de la Zona Mérida y Trujillo respectivamente, calculados de la forma explicada anteriormente. Las Tablas Nº 3.4 y 3.6 muestran los ajustes realizados a varios relés de sobrecorriente de ambas Zonas, obteniéndose el 52,94% para la Zona Mérida y el 16,6 % para la Zona Trujillo Tabla Nº 3.5 Datos de Calibración de los Relés de Sobrecorriente de la Zona Trujillo Ubicación del Relé (Líneas 115 Kv) Valera II - Planta Páez Valera II - San Lorenzo Valera II - Buena Vista Valera II - Valera I Valera II - Trujillo Valera I - Buena Vista Valera I - Valera II Monay - Valera II Cemento Andino - Monay Trujillo - Valera II Trujillo - Buena Vista Caja Seca - Buena Vista

Inom (A) 307,8 52,4 97,9 144,6 28,5 121,7 144,8 140,3 62,6 23,8 61 271,5

Ik" (A) 2503,9 1532,7 1550,8 1550,3 638,6 1910,6 5169,2 2515,5 2258,7 2601,3 1575,9 1991,4

RTC 400/5 60/5 100/5 200/5 40/5 200/5 200/5 200/5 80/5 30/5 80/5 300/5

Iarr (A) 5 6 6 5 5 4 5 4 5 5 5 6

M 6,26 21,29 12,92 7,75 15,97 11,94 25,85 15,72 28,23 21,29 19,7 5,53

t (seg) 0,134 0,076 0,087 0,113 0,081 0,0896 0,074 0,082 0,0732 0,076 0,077 0,15

Dial 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

Tabla Nº 3.6 Ajustes realizados a varios de los Relés de Sobrecorriente de la Zona Trujillo Ubicación del Relé (Líneas 115 Kv) Valera I - Valera II Monay - Valera II

Inom (A) 144,8 140,3

Ik" (A) 5169,2 2515,5

RTC 200/5 200/5

Iarr (A) 5 4

M 10,340 12,72

t (seg) 0,074 0,082

Dial 0,5 0,5

Con los valores expresados en las tablas anteriores se construyeron las diferentes curvas de operación de los relés. A continuación se muestran los gráficos de tiempo corriente de las protecciones para la corriente de falla total trifásica y para la corriente de falla trifásica que circula por las ramas de protección para cortocircuitos en algunas subestaciones de la Zona Táchira. Las demás curvas se pueden observar directamente en la simulación.

58

Figura 3.3. Curvas tiempo corriente de Coordinación para un Cortocircuito en Fría II

Figura 3.4. Curvas tiempo corriente de Coordinación para un Cortocircuito en San Cristóbal II

59

Figura 3.5. Curvas tiempo corriente de Coordinación para un Cortocircuito en San Antonio

Figura 3.6. Curvas tiempo corriente de Coordinación para un Cortocircuito en Palo Grande

60

3.2.2 Calibración de los Relés de Distancia

Los Relés de Distancia se emplearon como Protección de Respaldo al extremo de cada línea de Transmisión, a los cuales se les fijó un tiempo de disparo de 5 segundos. Se emplearon relés predefinidos por el programa tipo ABBREL316, se ajustaron automáticamente y se introdujeron programas de disparo para cada uno de estos. Debido a la gran cantidad de Relés de Distancia del Sistema, sólo se hará referencia al Relé PP-MII ubicado en Planta Páez 115 que funciona como protección de respaldo de la Subestación Mérida II. En la Figura 3.7 se muestran los parámetros de entrada del Relé de Distancia RPPMII. Entre otras cosas se observa que es del tipo predefinido ABBREL316, la entrada de datos es Línea-Línea y se muestran los valores de los Transformadores de Corriente y Voltaje y sus respectivas relaciones de transformación.

Figura 3.7 Parámetros del Relé de Distancia RPP-MII.

61

En la Figura 3.8 se indica la selección del tipo de arranque, se seleccionaron los dos tipos disponibles para mayor confiabilidad, se muestran el valor de la corriente de línea referenciada a la corriente nominal del TC, Ir, en el lado primario y la temporización para el arranque del Relé, en este caso es direccional.

Figura 3.8 Tipo y Características de Arranque del Relé de Distancia RPP-MII En la figura 3.9 se muestran las impedancias de ajuste del Relé las cuales se programaron automáticamente mediante la pestaña “Ajuste Automático del Relé” en la ventana “Configuración” después de haber introducido el relé en un esquema de disparo.

Figura 3.9 Configuración de las Impedancias del Relé.

62

En la Figura 3.10 se observa la Programación de disparo para un Cortocircuito en Mérida II. Se insertaron todos los relés de distancia involucrados con las líneas que llegan a la Subestación, dando como resultado la Figura 3.11 donde se presenta el grafico de Tiempo (s) Vs. Impedancia Z (Ohm) con los valores de impedancia necesarios para producir un disparo a los 5 segundos.

Figura 3.10 Programación de disparo para un Cortocircuito en Mérida II

Figura 3.11 Grafico resultante de la programación de disparo para un cortocircuito en Mérida II

63

3.3 Resultados Obtenidos 3.3.1 Resultados de Flujo de Carga

Figura 3.12 Resultados de flujo de Carga en los Nodos con Neplan

64

Tabla Nº 3.7 Datos de flujo de carga suministrados por el Despacho de Carga (Power Factory) Nombre

V (Kv)

V%

V Angº

Pcarga (Kw)

Buena Vista 115

111,1365

96,64

-77,97697

0

Buena Vista 230

207,0276

90,01

-75,02688

0

Caja Seca 115

104,6938

91,04

-81,91802

104,311

90,71

Cemento Andino 115

Qcarga (Kvar)

Pgen (Kw)

Qgen (Kvar)

0

0

0

0

0

0

44,74

21,66

0

0

-80,97024

10,56

5,11

0

0

Concordia 115

106,7723

92,85

-85,04508

54,62

26,45

0

0

Corozo 115

108,1353

94,03

-84,20441

0

0

0

0

Ejido 115

104,3061

90,70

-82,85914

21,44

10,38

0

0

El Corozo 230

210,871

91,68

-81,53643

0

0

0

0

El Vigía II 230

211,2374

91,84

-78,80934

0

0

0

0

Fría II 115

108,0605

93,97

-84,27539

41,94

20,30

0

0

Guasdalito115

102,1297

88,81

-89,10354

35,83

15,31

0

0

106,862

92,92

-84,82349

17,31

8,38

0

0

108,1444

94,04

-84,32513

7,32

3,54

0

0

La Grita 115 La Pedrera 115 Merida II 115

104,4192

90,80

-81,77888

9,42

4,56

0

0

Monay 115

104,4804

90,85

-80,85795

13,24

6,41

0

0

Mucubaji 115

107,9816

93,90

-75,59778

12,94

6,27

0

0

Mérida I 115

103,0749

89,63

-83,07201

31,45

15,23

0

0

P.Páez Gen 1

16,1652

101,03

-63,08757

0

0

52,8

31,6

P.Páez Gen 2

16,1652

31,6

101,03

-63,08757

0

0

52,8

P.Páez Gen 3

0

0

0

0

0

0

0

P.Páez Gen 4

14,99302

93,71

-59,14276

0

0

47,8

28,3

Palo Grande 115

105,965

92,14

-85,5664

30,85

14,93

0

0

Planta Páez 115

112,0546

97,44

-70,52232

6,79

1,2

0

0

Planta Páez 230

206,957

89,98

-67,83205

0

0

0

0

13,25593

96,06

-103,5224

0

0

136,2

74,5

San Agatón Gen 2

13,11

95,00

-103,4562

0

0

136,2

74,5

San Agatón I 230

216,3518

94,07

-77,1149

0

0

0

0

San Agatón II 230

215,8627

93,85

-77,09697

0

0

0

0

San Antonio 115

105,6838

91,90

-86,75208

34,64

16,77

0

0

San Cristóbal 115

104,9916

91,30

-86,81414

47,42

22,97

0

0

San Cristóbal II 115

106,4635

92,58

-85,32657

40,65

16,69

0

0

Toff- Mucubaji

107,9842

93,90

-75,59595

0

0

0

0

Tovar 115

105,7745

91,98

-84,58442

20,53

9,94

0

0

Trujillo 115

107,1746

93,20

-80,42889

11,15

5,40

0

0

Táchira 115

108,4665

94,32

-84,00508

0

0

0

0

Uribante 115

112,422

97,76

-81,3231

0

0

0

0

Uribante 230

214,8904

93,43

-78,00605

0

0

0

0

Valera I 115

107,2074

93,22

-79,33092

43,74

21,17

0

0

Valera II 115

107,2605

93,27

-78,98853

25,65

12,42

0

0

Vigía I 115

107,4315

93,42

-83,0673

60,00

30,00

0

0

Vigía II 115

108,4609

94,31

-82,16961

0

0

0

0

San Agatón Gen 1

65

3.3.1.1.- Comparación de Resultados de Flujo de Carga Tabla Nº 3.8 Diferencias porcentual entre Neplan y Datos de Power Factory en los voltajes de las Subestaciones del Sistema de Potencia NEPLAN Nombre

POWER FACTORY

DIFERENCIA %

V

V

V

V

V

V

Kv

%

Kv

%

%

Kv

Buena Vista 115

114,38

99,46

111,14

96,64

Buena Vista 230

233,19 105,71

101,38 91,92

207,03

90,01

2,82 11,37

3,24 26,16

104,69

91,04

0,88

1,02

108,21

94,10

107,91

93,83

104,31 106,77

90,71 92,85

109,33

95,07

108,14

94,03

108,21

94,09

104,31

90,70

221,87

96,47

210,87

91,68

230,24

101,01

211,24

91,84

110,68

96,24

108,06

93,97

106,11

92,27

102,13

109,43

95,15

109,79

95,47

109,20 108,45

Caja Seca 115 Cemento Andino 115 Concordia 115 Corozo 115 Ejido 115 El Corozo 230 El Vigía II 230 Fría II 115 Guasdalito115 La Grita 115 La Pedrera 115 Mérida II 115 Monay 115 Mucubaji 115 Mérida I 115 Palo Grande 115 Planta Páez 115 Planta Páez 230 San Antonio 115 San Cristóbal 115 San Cristóbal II 115 Tovar 115 Trujillo 115 Táchira 115 Uribante 115 Uribante 230 Valera I 115 Valera II 115 Vigía I 115 Vigía II 115

3,39

3,9

0,98

1,14

1,04

1,19

3,39

3,9

4,79

11

9,17

19

88,81

2,27 3,46

2,62 3,98

106,86

92,92

2,23

2,57

108,14

94,04

1,43

1,65

94,96

104,42

90,80

4,16

4,78

94,30

104,48

90,85

3,45

3,97

111,16

96,66

107,98

93,90

2,76

3,18

107,38

93,38

103,07

89,63

3,75

4,31

108,34

94,21

105,97

92,14

2,07

2,37

115,61

100,53

112,05

97,44

3,09

3,56

230

100

206,96

89,98

10,02

23,04

106,37

92,49

105,68

91,90

0,59

0,69

106,07

92,23

104,99

91,30

0,93

1,08

106,33

92,46

106,46

92,58

0,12

0,13

109,08

94,85

105,77

91,98

2,87

3,31

112,03

97,42

107,17

93,20

4,22

4,86

111,25

96,74

108,47

94,32

2,42

2,78

112,74

98,03

112,42

97,76

0,27

0,32

226,91

98,66

214,89

93,43

5,23

12,02

111,42

96,89

107,21

93,22

3,67

4,21

111,64

97,07

107,26

93,27

3,80

4,38

111,50

96,96

107,43

93,42

3,54

4,07

113,17

98,41

108,46

94,31

4,10

4,71

66

En la Tabla Nº 3.8 se comparan los porcentajes de los voltajes en las Subestaciones del Sistema Occidental, existiendo en la mayoría de los casos una diferencia porcentual menor al 5%, salvo los resultados marcados en rojo. El flujo de carga con Neplan se realizó mediante el método de Newton-Raphson Extendido, más no se tiene información del método utilizado en la simulación con Power Factory. Algunas de las razones por las cuales existen diferencias mayores al 5% pueden ser ocasionadas por las condiciones mediante las cuales se efectuó la simulación con Power Factory, entre ellas, el método de flujo de carga empleado, generadores fuera de servicio, como se puede observar en la Tabla Nº 3.7, etc. Sin embargo los resultados obtenidos mediante el programa NEPLAN® se encuentran dentro de un rango aceptable, lo que demuestra que es un programa confiable. 3.3.2 Resultados de Cortocircuito

Figura 3.13 Corrientes en ubicaciones de falla con el programa Neplan

67

Tabla Nº 3.9 Datos de Cortocircuito suministrados por el Despacho de Carga (Power Factory) Vn (Kv)

Ik´´ (KA)

Angº

ip (KA)

ib (KA)

Ik (KA)

Sk´´ (MVA)

S/E Buena Vista

Falla

230

5,28

-82,3

12,59

5,28

4,95

2104,85

G2 P. Paez

16

26,92

-87,28

71,32

26,92

26,33

745,99

G1 P. Paez

16

26,92

-87,28

71,32

26,92

26,33

745,99

Fria II

115

7,97

-82,35

19,08

7,97

7,86

1588,22

Planta Táchira

115

8,85

-83,83

21,87

8,85

8,72

1761,98

B. Vista 115

115

7,74

-82,1

18,62

7,74

7,26

1542,02

San Cristobal II

115

4,06

-76,31

8,61

4,06

4

809,35

San Antonio

115

3,27

-75,98

6,89

3,27

3,27

651,8

Concordia

115

5,74

-79,81

13,03

5,74

5,64

1142,68

Palo Grande

115

4,71

-77,27

10,16

4,71

4,64

938,13

Planta Páez

230

5,98

-83,7

14,69

5,98

5,76

2383,12

Corozo

230

4,17

-83,94

10,28

4,17

4,1

1661,02

La Grita

115

7,12

-80,22

16,25

7,12

7

1418,69

San Cristobal I

115

4,4

-76,85

9,42

4,4

4,33

876,49

Guasdualito

115

1,36

-75,64

2,84

1,36

1,36

271,49

La Pedrera

115

2,22

-79,05

4,92

2,22

2,22

441,28

Monay

115

2,32

-73,52

4,69

2,32

2,18

461,82

Tovar

115

5,5

-78,04

12,02

5,5

5,38

1095,35

Mérida II

115

4,88

-76,83

10,44

4,88

4,88

972,03

Mérida I

115

3,22

-74,92

6,66

3,22

3,22

642,06

Ejido

115

3,96

-75,53

8,27

3,96

3,96

788,86 1180,95

Vigia I

115

5,93

-80,69

13,78

5,93

5,77

Mucubaji

115

4,24

-77,54

9,19

4,24

4,24

843,66

Vigia II

230

4,06

-84,34

10,07

4,06

3,92

1616,77

Valera II

115

7,36

-77,72

16,19

7,36

6,9

1465,9

Valera I

115

6,61

-77,55

14,49

6,61

6,2

1316,41

Cemento Andino

115

2,14

-73,37

4,33

2,14

2,01

427,14

Trujillo

115

4,2

-77,38

9,12

4,2

3,94

835,95

Caja Seca

115

2,74

-74,41

5,65

2,74

2,57

546,5

Uribante

230

5,27

-85,54

13,45

5,27

5,18

2100,01

S.Agaton 1

230

4,86

-85,59

12,4

4,86

4,78

1934,57

S.Agaton 2

230

4,86

-85,59

12,4

4,86

4,78

1934,57

P. Paez 115

115

11,48

-82,1

27,59

11,48

11,08

2287,3

Uribante 115

115

4,44

-88,13

12

4,44

4,44

884,15

Vigia II 115

115

5,87

-82,21

14,14

5,87

5,7

1168,41

Corozo 115

115

7,78

-83,09

18,94

7,78

7,65

1549,76

68

3.3.2.1 Comparación de Resultados de Cortocircuito Tabla Nº 3.10 Diferencias entre Neplan y Datos de Power Factory en las Corrientes y Potencias de Cortocircuito NEPLAN Nombre

Buena Vista 115 Buena Vista 230 Caja Seca 115 Cemento Andino 115 Concordia 115 Corozo 115 Ejido 115 El Corozo 230 El Vigía II 230 Fría II 115 Guasdalito115 La Grita 115 La Pedrera 115 Mérida II 115 Monay 115 Mucubaji 115 Mérida I 115 Palo Grande 115 Planta Páez 115 Planta Páez 230 San Antonio 115 San Cristóbal 115 San Cristóbal II 115 Tovar 115 Trujillo 115 Táchira 115 Uribante 115 Uribante 230 Valera I 115 Valera II 115 Vigía I 115 Vigía II 115

POWER FACTORY

DIFERENCIA

Ik´´

Sk´´

Ik´´

Sk´´

Ik´´

Sk´´

kA

MVA

kA

MVA

kA

MVA

9,065

1805,61

8,74

1642,02

0,36

163,59

5,89 1,99

2348,05 396,66

5,28 2,21

2104,85 356,5

0,61 0,22

243,2 40,16

2,26

449,902

2,14

427,14

0,12

22,76

5,625

1120,348

5,74

1142,68

0,12

22,33

7,98 3,985

1589,83 793,816

7,78

1549,76

0,20

40,07

3,96

788,86

0,03

4,96

4,31

1715,96

4,17

1661,02

0,14

54,94

4,46

1816,77

0,49

153,02

7,97

1588,22

0,32 0,15

62,89 55,13

0,16

31,07

0,289

39,83

0,16

31,37

0,20

39,23

0,39

83,71

0,02

5,01

0,29

57,45

0,35

68,46

0,54

212,88

0,14

27,64

4,95

1969,79

8,289

1651,111

2,14

426,62

7,28

1449,76

2,917

581,108

5,038

1003,4

2,515

501,049

3,652

727,368

3,198

637,046

4,42

880,68

11,83

2355,76

6,52

2595,997

3,13

624,16

4,24

844,32

3,62

720,71

5,75

1145,33

4,18

832,02

9,39

1867,89

7,70

1532,95

5,70

2270,56

7,08

1410,18

7,83

1559,22

7,30

1453,85

7,62

1517,35

2,29

371,49

7,12 2,628

1418,69 541,28

4,88

972,03

2,32

461,82

4,04

643,66

3,22

642,06

4,71

938,13

11,48

2287,3

5,98

2383,12

3,27

651,8

4,4

876,49

4,06

809,35

5,5

1095,35

4,2

835,95

8,85

1761,98

6,92

1230,4

5,27

2100,01

6,61

1316,41

7,36

1465,9

6,93

1380,95

6,87

1370,41

0,16

32,17

0,44

88,64

0,25

49,98

0,02

3,93

0,54

105,91

0,78

302,55

0,43

170,55

0,47

93,77

0,47

93,32

0,37

72,9

0,75

146,94

69

Tabla Nº 3.11 Porcentajes de error entre las Corrientes y potencias de Cortocircuito obtenidas con el programa Neplan y los datos suministrados de Power Factory

% ε Ik´´

% ε Sk´´

Buena Vista 115

3,59

9,06

Buena Vista 230

10,36

10,36

Caja Seca 115

9,95

11,27

Cemento Andino 115

5,31

5,06

Concordia 115

2,00

1,95

2,51

2,52

0,63

0,62

3,25

3,20

9,90

7,77

3,85

3,81

Guasdalito115

7,01

12,92

La Grita 115

2,20

2,14

9,91

6,85

3,14

3,13

7,75

7,83

Mucubaji 115

9,60

13,00

Mérida I 115

0,68

0,78

6,16

6,12

2,96

2,91

8,28

8,20

4,28

4,24

3,64

3,67

10,84

10,95

4,35

4,36

0,48

0,47

5,75

5,67

10,13

19,74

7,54

7,51

6,64

6,65

6,00

5,96

5,06

5,01

9,84

9,68

Nombre

Corozo 115 Ejido 115 El Corozo 230 El Vigía II 230 Fría II 115

La Pedrera 115 Mérida II 115 Monay 115

Palo Grande 115 Planta Páez 115 Planta Páez 230 San Antonio 115 San Cristóbal 115 San Cristóbal II 115 Tovar 115 Trujillo 115 Táchira 115 Uribante 115 Uribante 230 Valera I 115 Valera II 115 Vigía I 115 Vigía II 115

70

En la Tabla 3.10 se presentan las diferencias entre los valores de Cortocircuito obtenidos con el programa NEPLAN® y los datos suministrados por el despacho de carga simulados con el Programa Power Factory, como puede apreciarse en el caso de la corriente de cortocircuito estas no exceden 1 kA, y en cuanto a la potencia se obtiene 243,2 MVA como mayor valor. En la Tabla 3.11 se muestran los porcentajes de error entre los resultados arrojados por ambos programas, obteniéndose un valor máximo de 10,84% en el caso de la Corriente y un 19, 74% en el caso de la Potencia. Los Resultados anteriores nuevamente comprueban la factibilidad y eficacia del Programa NEPLAN®. 3.3.3 Resultados de Protecciones

A continuación se presentan los resultados obtenidos para los tiempos de disparo de los relés de sobrecorriente y distancia de cada Zona cuando ocurren cortocircuitos en las diferentes Subestaciones, realizándose análisis solo para los cortocircuitos ubicados en la Zona Táchira, y luego un análisis general para los relés ubicados en las Zonas Mérida y Trujillo.

Zona Táchira Cortocircuito en Fría II

En la Figura 3.14 se pueden observar los Voltajes en magnitud y ángulo de las subestaciones, las Corrientes de Cortocircuito en magnitud y ángulo, así como los distintos tiempos de actuación de los relés de Sobrecorriente y Distancia, comprobándose la correcta operación de los mismos. Los primeros Relés en operar son los de Sobrecorriente de la subestación Fría II (debido a la calibración) y luego los relés de sobrecorriente de Vigía I y San Antonio con cierto retardo debido a la Coordinación y por último se observa el disparo de los Relés de Distancia desde las subestaciones conectadas con Fría II.

71

Figura 3.14 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Fría II

Cortocircuito en San Cristóbal II

Análogamente a la Figura 3.14 se puede observar la correcta operación de los relés de sobrecorriente y Distancia, en este caso, sólo actúan los 2 relés de sobrecorriente ubicados en las líneas que llegan a la Subestación San Cristóbal II ya que los otros 2 extremos de estás líneas llegan a Planta Táchira 115 y Corozo 115 y como se ha explicado anteriormente no se colocaron relés de sobrecorriente en estas subestaciones. También se observa que dichos relés operan con milisegundos de retraso y esto es debido a que las corrientes de cortocircuito que circula por cada una de las líneas son diferentes y provoca el disparo de estos relés en tiempos ligeramente distintos por la calibración de los mismos.

Figura 3.15 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en San Cristóbal II

72

Cortocircuito en San Antonio

En la Figura 3.16 se observa la operación de los relés de sobrecorriente y Distancia cuando ocurre un cortocircuito en la Subestación San Antonio, nótese que los relés OC-795927 y OC-796010 ubicados en Fría II y San Antonio respectivamente se disparan en el mismo tiempo. Este fue el ajuste más cercano que se logró realizar debido a que las corrientes de cortocircuito en ambas subestaciones son muy parecidas y es por ello que el relé de sobrecorriente ubicado en Fría II actúa instantáneamente cuando ocurre un cortocircuito en San Antonio. El relé OC-796023 se dispara unos milisegundos después por la misma razón explicada anteriormente.

Figura 3.16 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en San Antonio

Cortocircuito en Palo Grande

En la figura 3.17 se observan los relés de sobrecorriente y Distancia involucrados con la Subestación Palo Grande, constatándose que operan correctamente según la calibración dada.

Figura 3.17 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Palo Grande.

73

Cortocircuito en San Cristóbal I

En la figura 3.18 se nota que los relés de Sobrecorriente OC-796332 y OC-796139 ubicados en los extremos de la línea que da a las Subestaciones La Grita y San Cristóbal I respectivamente actúan con un milisegundo de diferencia debido a las semejanzas de las corrientes de Cortocircuito, aunque se sigue respetando la Coordinación ya que primero opera el relé ubicado en San Cristóbal I, como era de esperarse.

Figura 3.18 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en San Cristóbal I

Cortocircuito en La Pedrera

En la figura 3.19 se observa que los relés de sobrecorriente ubicados en la subestación La Pedrera son los primeros en disparase, respetando la coordinación del sistema y los relés de distancia actúan según la calibración dada.

Figura 3.19 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en La Pedrera

74

Cortocircuito en La Grita

La Subestación La Grita es una de las más importantes de la Zona Táchira debido a la cantidad de líneas de transmisión que llegan a ella, y es por esto la gran cantidad de relés tanto de sobrecorriente como de distancia involucrados con la misma. En la Figura 3.20 se observa que los relés de Sobrecorriente de la Grita son los primeros en operar con respecto a los que están ubicados en los extremos de las líneas de conexión con las Subestaciones Tovar y San Cristóbal I, comprobándose así la correcta Coordinación de los mismos.

Figura 3.20 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en La Grita

Cortocircuito en Guasdualito

En la figura 3.21 se puede observar que todos los relés están operando correctamente.

Figura 3.21 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Guasdualito

75

Zona Mérida Cortocircuito en Tovar

Figura 3.22 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Tovar

Cortocircuito en Ejido

Figura 3.23 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Ejido

Cortocircuito en Mérida I

Figura 3.24 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Mérida I

76

Cortocircuito en Mérida II

Figura 3.25 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Mérida II

Cortocircuito en Vigía I

Figura 3.26 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Vigía I

Cortocircuito en Mucubaji

Figura 3.27 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Mucubaji

77

Zona Trujillo Cortocircuito en Valera II

Figura 3.28 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Valera II

Cortocircuito en Valera I

Figura 3.29 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Valera I

Cortocircuito en Monay

Figura 3.30 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Monay

78

Cortocircuito en Cemento Andino

Figura 3.31 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Cemento Andino

Cortocircuito en Trujillo

Figura 3.32 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Trujillo

Cortocircuito en Caja Seca

Figura 3.33 Tabla de Tiempo de disparo de Relés para un Cortocircuito en Caja Seca

3.4 Análisis de Resultados

Los relés de Sobrecorriente y Distancia de las Zonas Mérida y Trujillo se encuentran funcionando correctamente como puede observarse en las diferentes figuras de tiempo de disparo de los relés para cortocircuitos en cada una de las

79

Subestaciones de dichas zonas. Esto es un indicativo que el programa NEPLAN® también es una herramienta de ayuda cuando se requiere

coordinar y calibrar

protecciones. En las figuras 3.22, 3.25, 3.26, 3.29 y 3.32 para cortocircuitos en Tovar, Mérida II, Vigía I, Valera I y Trujillo respectivamente, se observa que algunos relés se disparan al mismo tiempo en los extremos de la línea de Transmisión, esto debido a la semejanza de las corrientes de cortocircuitos en las subestaciones involucradas, por lo que se debieron realizar algunos ajustes en los parámetros de los dispositivos.

80

CONCLUSIONES

En la Actualidad el uso de programas para el Análisis de Sistemas de Potencia es cada vez mayor debido a que facilitan el proceso de resolver problemas de sistemas de gran tamaño y complejidad, es por esto que emplear herramientas de simulación se ha convertido en el principal instrumento de trabajo del Ingeniero Electricista. De allí la importancia de emplear estos programas e introducirlos como complemento en algunas materias en el aula de clase, lo que permite al alumno desarrollar nuevos conocimientos y familiarizarse con las diferentes herramientas digitales. Los estudios de Protecciones y Coordinación de las mismas son de suma importancia en el planeamiento de Sistemas de Potencia ya que éste es vulnerable a los distintos tipos de falla que se pueden presentar, y que de no ser despejadas a tiempo pueden resultar fatales causando pérdidas a gran escala. Es por esto que es importante conocer las Corrientes de Cortocircuito que se presentan en el sistema y así calibrar de manera eficaz los distintos relés a utilizar para proteger el Sistema. NEPLAN® es una herramienta computacional que le presenta al usuario una manera didáctica de introducir los datos de los elementos que conforman el Sistema de Potencia que desea simular y le brinda diferentes opciones de estudio como lo son: Análisis de Flujo De Carga, Cortocircuito, Coordinación de Protecciones, Estabilidad de Voltaje, entre otros. Mediante el caso de estudio se pudo constatar la confiabilidad y eficacia del programa NEPLAN® en los análisis de Flujo de Carga y Cortocircuito en comparación con los datos proporcionados que fueron simulados con DigSilent del Power Factory, ya que los resultados obtenidos fueron favorables y cercanos a la realidad. Las pequeñas diferencias se debieron principalmente a los métodos de análisis empleados. El Flujo de Carga se realizó mediante el Método de Newton Raphson Extendido y el estudio de Cortocircuito mediante el Método de Superposición sin Flujo de carga en el caso de la simulación con NEPLAN®, mientras

81

que no se cuenta con la información de los métodos empleados en la simulación con Power Factory. De igual forma no se cuenta con la información precisa de las condiciones en las cuales se encontraba el Sistema Occidental cuando se le hicieron los respectivos estudios en Power Factory. En cuanto a la coordinación y diseño de protecciones el programa NEPLAN® arrojó buenos resultados. Las protecciones de sobrecorriente y distancia actuaron según su calibración, aún cuando es relevante destacar que se encontraron diversas limitaciones en el Módulo de Protecciones que son importantes señalar: •

Sólo se protegió el Sistema con relés de sobrecorriente y distancia ya que son los únicos relés con los que se pueden realizar estudios de protecciones en el Programa, por ende se restringió la protección a las líneas de transmisión de las Subestaciones de 115 Kv. No se protegieron los transformadores y generadores ya que la protección principal para estos elementos es la protección diferencial con la cual no cuenta el NEPLAN®

•

No se introdujeron fusibles, interruptores ni suiches ya que el Programa no cuenta con una librería de los mismos, a su vez es importante destacar que estos elementos no despejan la falla, se puede observar que únicamente se simula su operación en los ejemplos del módulo de protecciones pero no se despejan las fallas ya que los cortocircuitos son sostenidos.

82

RECOMENDACIONES ¾ Darle un mayor provecho a el

Programa NEPLAN y emplearlo como

complemento de las materias Sistemas de Potencia I y II, Sistemas de Protecciones y Sistemas de Distribución para de esta manera brindarle a los estudiantes más opciones que sirvan de refuerzo a su preparación y hacer más didáctico el proceso de aprendizaje. ¾ Tratar de adquirir la licencia de por lo menos 100 nodos del NEPLAN por parte de

la Universidad de los Andes para realizar estudios futuros a Sistemas de Potencia de mayor tamaño. ¾ Contar con equipos necesarios para que el programa NEPLAN se ejecute de

manera rápida, como mínimo un equipo de 1.8 GHz, Memoria RAM de 512 Mb, tarjeta de video de 128 Mby, monitor de 17” con resolución de 1024x768. ¾ Tener claros los conocimientos básicos de Sistemas de Potencia y Protecciones así

como la manera de introducir elementos en el Programa NEPLAN con sus respectivos parámetros para así minimizar errores. ¾ Efectuar la administración de datos gráficamente, debido a que esta forma es de

fácil acceso y permite la visualización directa del diagrama unifilar del Sistema, evitando así cometer errores cuando se introduzcan los mismos.

83

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. Araujo Horacio, “Estudio de Coordinación de Protecciones del Sistema Eléctrico Industrial de la Fabrica de Vidrio de los Andes C.A (FAVIANCA)”, Trabajo de Grado, Universidad de los Andes Mérida-Venezuela, 2006 2. NEPLAN (Versión 5.2.4) [software de Planeamiento de Redes]. Tutorial y Manual. Grupo BCP Busarrello + Cott + Partner Inc. Suiza. 3. Peñaloza Alexander, “Aplicación del Programa NEPLAN al cálculo de Fallos Simétricos y Asimétricos en Redes de Potencia”, Trabajo de Grado, Universidad de los Andes Mérida- Venezuela, 2006 4. “Protecciones de las Líneas Eléctricas” (documento en línea) disponible en la página WWW.elrincondelestudiante.com 5. Rodríguez, M. “Análisis de Sistemas de Potencia”. Editorial Ediluz. 1992 6. Romero, C y Stephens, R. “Protección de Sistemas de Potencia”, Universidad de los Andes Mérida-Venezuela.

84

ANEXOS Anexo Nº 1 1. Requerimientos mínimos del Programa NEPLAN 1.1 Características del Equipo de Computación

•

Hardware:

• Procesador: Pentium III de 1 GHz o más rápido • Memoria RAM: 128 Mb mínimo, valor recomendado 512 Mb (depende del número de nodos de la red y del tipo de estudio a realizar) • Unidad de CD-ROM • Resolución gráfica 1024 x 768 ó mayor • Se pueden utilizar todas las impresoras y plotters (A4 - A0) que sean soportados por Microsoft Windows. •

Software:

• Windows XP, 2000, NT. • Microsoft Office, recomendado para una fácil evaluación de resultados. 2. Conceptos Básicos de NEPLAN

A continuación se explican varios conceptos que maneja el programa y así entender el ambiente de NEPLAN.

Figura 1 Diagrama unifilar con los componentes de la red

85

Un sistema eléctrico de potencia consta de nodos y elementos. Nodos

Un nodo es un punto de conexión de dos elementos o una ubicación, donde la energía eléctrica se produce o se consume (generador, carga). En NEPLAN un nodo se describe con: • Nombre (identificación de 17 caracteres máximo), • Voltaje nominal del sistema en kV, • Descripción (31 caracteres máximo), • Grupo de Red o área, • Tipo de nodo (barraje de distribución principal, barraje de distribución, barraje aislado o barraje especial) • Asociación con una subestación. El voltaje nominal del sistema Vn es el voltaje línea – línea, para el cual el sistema de potencia está diseñado y con respecto al cual se hace referencia a las características del sistema de potencia. En NEPLAN el voltaje nominal del sistema para los nodos, se debe digitar durante la entrada de los datos de los nodos. Elementos

Un elemento corresponde a un componente de la red, por ejemplo línea, transformador o máquina eléctrica. Existen elementos activos y elementos pasivos. Un elemento se describe topológicamente por un nodo inicial y un nodo final. Para transformadores de tres devanados es necesario indicar un tercer nodo. Los elementos se describen eléctricamente por: • La corriente, voltaje y potencia nominales. • Sus parámetros tales como, pérdidas, reactancias, etc.

86

Los elementos activos son las máquinas sincrónicas, equivalentes de red, máquinas asincrónicas y estaciones generadoras. Un equivalente de red representa una red frontera o red vecina (electrificadora). Los elementos pasivos son las líneas, acopladores, reactores, transformadores de dos y tres devanados, elementos paralelos (shunts) y las cargas. Las cargas también se pueden entrar a lo largo de la línea, sin necesidad de entrar nodos (Cargas en líneas). Modelamiento de Elementos Activos

En los cálculos de cortocircuito los elementos activos se modelan por medio de las reactancias subtransitorias. Para los cálculos de flujos de carga estos elementos se deben representar por sus potencias activas y reactivas (Nodos PQ) o por la magnitud y el ángulo del voltaje (nodo slack) en el nodo. El equivalente de red usualmente se modela como un nodo slack. Equipos de Protección y Transformadores de Corriente y Voltaje

Los equipos de protección (relés de sobrecorriente, relés de distancia e interruptores) y los transformadores de corriente y voltaje están asociados con un nodo y un elemento de suicheo. No tienen influencia en los cálculos de flujo de carga y corto circuito. Durante los cálculos se chequean sus valores límite. Estos elementos se utilizan en los módulos de coordinación de relés. Campo

Se puede asignar un campo a cada conexión de un nodo/elemento. Si existen varios dispositivos de protección en el nodo y en el elemento, el nombre del campo se asociará con los dispositivos. Subestación

Una subestación puede contener varios nodos y no tiene efecto sobre los cálculos o en la coordinación de los equipos de protección. Sólo se utiliza con relación a la base de datos.

87

Elementos Generales

NEPLAN provee un tipo de elemento general, el cual se puede utilizar con propósitos de documentación o información. Estos elementos no se utilizan en los cálculos. Se pueden definir nuevos tipos de elementos generales por medio del editor de símbolos. Para cada tipo de elemento es posible asignar una tabla de base de datos Símbolo

Cada elemento tiene un símbolo estándar. Si se quiere cambiar uno en particular, se puede seleccionar en la librería antes de adicionar un nuevo elemento al diagrama de red. NEPLAN incluye una librería de símbolos. Si se necesita adicionar otro símbolo a la librería, se puede hacer por medio del editor de símbolos. También es posible modificar un símbolo, lo mismo que el ángulo del último. Interruptores

En NEPLAN los interruptores se utilizan para cambiar la topología de la red (son elementos del tipo prendido/apagado ON/OFF). Existen dos tipos diferentes de interruptores: • Interruptores físicos • Interruptores lógicos Los interruptores físicos son los acopladores, interruptores y desconectadores o suiches de carga. Se pueden entrar en dos formas diferentes: ya sea asociados a un elemento con un nodo de inicio y uno de finalización o se pueden entrar como equipos de protección asociados topológicamente con el elemento a proteger y el nodo del elemento. Los interruptores lógicos son interruptores ficticios que están asociados con todos los elementos del sistema. Una línea por ejemplo tiene dos interruptores lógicos, uno ubicado en el nodo de finalización y el otro en el nodo de inicio.

88

Grupo de Red

Un grupo de red es un área de la red. La red se define por medio de la Ventana de datos de Nodo. Cada nodo con el mismo nombre de Grupo pertenece al mismo Grupo de Red o área. Cada área se puede dibujar con un color diferente. Red Parcial

A diferencia de los grupos de red, una red parcial es una red independiente. Una red parcial no tiene conexiones con ningún otro elemento de la red. Se pueden crear redes parciales abriendo los interruptores lógicos o los físicos. Se le puede dar un color diferente a cada una de las redes parciales (Fig. 2).

Figura 2 Capas Gráficas Capas Gráficas

Se debe asignar una capa gráfica a todo nodo o elemento. Antes de insertar gráficamente un nuevo nodo o elemento se debe seleccionar la capa gráfica. Las capas gráficas se pueden desplegar selectivamente. Por ejemplo, se pueden usar capas diferentes para transformadores de corriente y relés. Si se están haciendo cálculos de flujo de carga se podrían desactivar las capas de los relés. Si se están haciendo estudios de coordinación de relés, se podrían activar nuevamente las capas de relés. La capa gráfica de cada elemento se presenta en la parte superior de la ventana de entrada de datos del elemento. A cada capa gráfica se le puede asignar un color diferente.

89

3. Interfase con el usuario

Figura 3 Características de la Ventana de Interfaz con el Usuario Los siguientes números indican las características principales de la ventana de interfaz con el usuario: 1. Barra de Título 2. Barra de Opciones de Menú 3. Barra de Herramientas 4. Área de trabajo con diagramas y tablas de datos 5. Administrador de Variantes 6. Ventana de Símbolos 7. Ventana de Mensajes 8. Barra de Estado Barra de Herramientas

Todos los botones de comando están equipados con ayudas textuales desplegables (burbuja), las cuales aparecen cuando el cursor se sostiene inmóvil por un momento sobre el botón, sin presionar ninguna tecla. Muchos comandos pueden ser ejecutados desde la barra de herramientas, también se pueden encontrar en los menús

90

respectivos. Otros, principalmente los comandos gráficos, sólo pueden ser ejecutados desde la barra de herramientas. Área de Trabajo

En el área de trabajo se pueden abrir diferentes diagramas. El mismo diagrama puede ser utilizado para crear la red, construir los sistemas de control o elaborar dibujos. Administrador de Variantes

El Administrador de Variantes suministra una buena visión general de los proyectos y variantes abiertas. Se pueden manejar y administrar nuevos proyectos y variantes, lo cual significa que éstos pueden ser eliminados, adicionados, activados o desactivados. Desde el Administrador de Variantes, el usuario puede pasar

hacia el

Administrador de Diagramas, el cual administra los diagramas abiertos con sus capas gráficas. Ventana de Símbolos

La Ventana de Símbolos contiene todos los símbolos de los elementos disponibles en el software. Aparte de los símbolos estándares, para algunos elementos existen otros símbolos con apariencia gráfica diferente, pero con exactamente las mismas características. Se pueden crear nuevos símbolos o modificar los existentes mediante la librería de símbolos Ventana de Mensajes

La ventana de mensajes es el canal de comunicación con el usuario. Esta ventana suministra información acerca de los procesos ejecutados, mensajes de error e información adicional.

91

4. La Ayuda en Línea

Figura 4 Cómo Activar la Ayuda en Línea La figura anterior muestra cómo activar la Ayuda en Línea. Con el botón (1) se activa la ayuda sensible al contexto, esto significa que después de presionar este botón, el usuario podrá hacer clic en la característica o diálogo para el cual necesita información adicional. Al seleccionar los temas de ayuda en el menú de Ayuda o al presionar F1, el usuario puede obtener más información por medio de una búsqueda por temas o un índice. 5. Creación de un nuevo proyecto en NEPLAN Paso 1 – Crear un Nuevo Proyecto

Después de haber iniciado el programa, para crear un nuevo proyecto se debe hacer clic en el menú "Archivo – Nuevo". 1. Ingresar la ubicación o el directorio para grabar el proyecto. Al presionar el botón "…", se puede seleccionar el directorio. 2. Entrar el nombre del proyecto 3. Seleccionar el tipo de red: Electricidad, Agua o Gas. 4. Si se desea, se puede entrar una descripción del proyecto. 5. Seleccionar el tamaño del diagrama y la orientación de la página. 6. Presionar el botón Aceptar.

92

Figura 5 Creación de un nuevo proyecto La siguiente figura muestra la interfase de usuario una vez creado el nuevo proyecto. a. La barra de título muestra el nombre del proyecto activo. b. Se abre un diagrama para la red base (rootnet). c. El Administrador de Variantes muestra la estructura del árbol del proyecto, el cual contiene en este momento sólo la red base

Figura Pantalla luego de crear un nuevo proyecto

93

Paso 2 – Entrar una Red

En este paso, se deberá ingresará nodos y elementos para construir una red eléctrica. La Ventana de Símbolos permite escoger de una manera muy sencilla, el símbolo del elemento deseado. Se debe empezar entrando cualquier elemento que conforma el sistema de potencia. No es necesario ingresar primero los nodos, pues NEPLAN permite entrar en el diagrama los elementos y nodos de forma independiente, y luego interconectarlos por medio de una unión. Las líneas son los únicos elementos que no se pueden entrar independientemente; ellas necesitan puntos de conexión, los cuales pueden ser nodos u otros elementos. No es necesario insertar un nodo entre todos los elementos, pues éstos se pueden interconectar directamente por medio de una unión. Entrar la Red:

- Entrar un Elemento Para ingresar los elementos que conforman la red, estos se llevan, manteniendo presionando el botón del Mouse hasta la pantalla de trabajo, una vez en ella se despliega el diálogo de entrada de datos del elemento (en el recuadro que aparece es posible ingresar todos los datos característicos del elemento a analizar). - Entrar un Nodo

El programa permite entrar nodos en forma independiente, trayéndolos con el mouse hasta la pantalla de trabajo. Para un nodo se requiere como mínimo, el voltaje y la frecuencia nominal del sistema. -Entrar una Unión

Ya que el programa permite ingresar los nodos y elementos independientemente, estos luego se deberán interconectar mediante uniones, la forma es llevando con el mouse las uniones entre elementos o entre nodos-elementos.

94

- Entrar un Campo de Texto

En la red se puede ingresar campos de texto, haciendo clic en el botón de texto, además, de que este se puede ingresar en cualquier punto de la pantalla, se puede cambiar el texto y la fuente, o la aplicación de cuadros y colores. -Probar la Red

Una vez se haya entrado la red con todos los datos de los nodos y de los elementos, se deberá verificar si todos los elementos están conectados y si todos los datos fueron entrados correctamente. Por esta razón se deberá ejecutar un cálculo de Flujo de Carga de prueba por medio de la opción del menú "Análisis – Flujo de Carga - Calcular". Se debe poner atención a cualquier mensaje de error en la Ventana de Mensajes, y corregir la red hasta que el cálculo de Flujo de Carga funcione satisfactoriamente. En caso de que se obtenga un mensaje de error para un cierto elemento, el ID del elemento será indicado. Hay una opción en NEPLAN para buscar este elemento de una manera sencilla: - Buscar Elemento

El menú cuenta con la opción de “Editar”, en el se encuentra un criterio de búsqueda “ID” que una vez elegida esta opción, el programa buscará el elemento a corregir

señalándolo con un recuadro color naranja, esto lo hará hasta que la red y por consiguiente todos los elementos que la conforman este bien ingresada. Paso 3 – Insertar Encabezado, Grabar, Imprimir, Salir - Insertar Encabezado

En el diagrama se puede insertar encabezados (menú “Insertar-Encabezado), una vez que este pegado sobre el diagrama, se coloca el nombre del proyecto, las descripciones y demás variantes del proyecto creado.

95

- Grabar Red

La Red se debe grabar periódicamente para prevenir la perdida de datos. Generalmente, se hace al presionar el icono Guardar o con “Archivo-Guardar” que se encuentra en la barra de herramientas. - Imprimir Diagrama

Si se desea imprimir la red o sistema de potencia que se ha diseñado en el programa, se selecciona configurar página, configurar impresión y vista prelimar para ajustar todas las opciones antes de imprimir. Para imprimir el diagrama en una página, activar la opción “Imprimir Zoom en una página”. Si esta función no se activa, el diagrama se imprime en varias páginas. Todas estas opciones están disponibles en “Archivo”. - Cerrar y Abrir Proyectos

Los proyectos se pueden abrir y cerrar sin salir del programa sobre el cual estamos trabajando. Se pueden abrir varios proyectos al mismo tiempo; todos se despliegan en el administrador de variantes. Paso 4 – Uso de Diagramas, Capas, Áreas y Zonas - Uso de Diagramas

En cualquier proyecto, la red se puede entrar en diferentes diagramas. Con la ayuda de esta función, el usuario puede por ejemplo, entrar la red de alto voltaje en un diagrama y la de bajo voltaje en otros diagramas. La red de alto voltaje podría además, dividirse en varios diagramas. Otro uso es el acercamiento al interior de las subestaciones. En el diagrama general, la subestación se puede dibujar como una "caja negra" y en otro se puede dibujar en detalle, con todos los dispositivos de protección y suicheo. Se pueden renombrar proyectos (cambiar nombre al proyecto), definir nuevos diagramas, todo estos a través del administrador de diagramas, Neplan cuenta con

96

estas opciones, además permite dentro de la misma red ingresar sub-redes o subestaciones

de alto o bajo voltaje. Estas opciones se realizan seleccionando el

“Administrador de Diagramas” que se encuentra en la barra de herramientas. - Entrar un Elemento más de una vez en un Proyecto Los elementos se pueden representar gráficamente en el mismo proyecto, todas las veces que se requiera. Principalmente esto tiene sentido, cuando se desea ver el mismo elemento en diferentes diagramas. La forma de realizar

esta opción, se

selecciona el elemento de la forma ya conocida y en la caja de diálogo respectiva se selecciona la pestaña “Información”, finalmente elegimos el elemento que se desea anexar en el diagrama. -Uso de capas gráficas

A cada diagrama, se le pueden asignar cualquier número de capas gráficas. El usuario puede decidir, que capas gráficas se desplegarán simultáneamente en un diagrama. La figura siguiente muestra el concepto de diagramas y capas gráficas.

Figura 7 Asignación de capas gráficas a diagramas En cada capa gráfica se puede entrar cualquier número de elementos gráficos, eléctricos o nodos, o importar mapas de bits. Antes de insertar un nuevo elemento, se puede seleccionar la capa gráfica a la que esté debe pertenecer. Las capas gráficas Se pueden desplegar selectivamente.