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UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD
“EVALUACIÓN DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN LA
SUBESTACIÓN ELÉCTRICA TOCORÓN (34,5 KV – 13,8 KV) DE CADAFE, REGIÓN 4 ZONA ARAGUA”
Realizado por: LUIS GUILLERMO FRANCIA BERNÁEZ
Trabajo de grado presentado ante la ilustre Universidad de Oriente como requisito parcial para optar al título de:
INGENIERO ELECTRICISTA
Puerto La Cruz, febrero de 2012.
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UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD
“EVALUACIÓN DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA TOCORÓN (34,5 KV – 13,8 KV) DE CADAFE, REGIÓN 4 ZONA ARAGUA”
Realizado por:
LUIS GUILLERMO FRANCIA BERNÁEZ Revisado y Aprobado por:
______________________
____________________
Prof. Hernán Parra
Ing. Rubén Hernández
Asesor Académico
Asesor Industrial
Trabajo de grado presentado ante la ilustre Universidad de Oriente como requisito parcial para optar al título de:
INGENIERO ELECTRICISTA Puerto la Cruz, febrero de 2012.
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UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD
“EVALUACIÓN DE LA COORDINACIÓN DE PROTECC IONES EN LA
SUBESTACIÓN ELÉCTRICA TOCORÓN (34,5 KV – 13,8 KV) DE CADAFE, REGIÓN 4 ZONA ARAGUA” JURADO CALIFICADOR El Jurado Hace Constar que Asignó a esta Tesis la Calificación de:
____________________________
Prof. Hernán Parra Asesor Académico
_______________________ Ing. Jurado Principal
________________ Ing. Jurado Principal
Puerto la Cruz, febrero de 2012.
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RESOLUCIÓN De acuerdo al artículo 41 del reglamento de trabajos de grado:
“Los trabajos de grado son de exclusiva propiedad de la Universidad y
solo podrán ser utilizados para otros fines con el consentimiento del Consejo de Núcleo respectivo, quien lo participara al Consejo Universitario”.
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DEDICATORIA A Dios Todopoderoso y a la Virgen de Chiquinquirá, mis protectores y guías, a ustedes les debo todo en la vida, me han dado la fuerza y el entendimiento para seguir adelante, los amo cada día más.
A mis padres, Pedro y Yenny, bases fundamentales de esta meta; son mi ejemplo a seguir, mi mayor orgullo y el mejor regalo que Dios me ha dado. El hombre que soy es gracias a ustedes, mi amor hacia ustedes es indescriptible. A mi hermana Jennirée, espero que este logro sirva de ejemplo para que también alcances tu meta y verte convertida en una excelente odontólogo, te amo manita.
A mis abuelos, Luisina, Gonzalo y Luis, que me cuidan desde el cielo.
A mis amigos, Karen, Sulima, Zoraima, Rafael y Rogelio, la familia que Dios me puso en el camino y quienes hicieron de mi paso por la Universidad la experiencia más bonita de mi vida.
Luis Guillermo Francia Bernáez
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AGRADECIMIENTOS A Dios Todopoderoso y a la Virgen de Chiquinquirá; por siempre escucharme y estar a mi lado cada día de mi vida, por amarme y acompañarme y nunca dejarme solo, sin ustedes nada soy y nada valgo.
A mis padres, Pedro y Yenny; por ser esos ángeles terrestres que me guían por el camino del bien; gracias por su amor, sus consejos, su ejemplo, su apoyo; gracias por estar conmigo celebrando mis triunfos y también por ayudarme a levantar en mis caídas, nunca tendré como retribuirles tantas cosas que me han dado, son los mejores.
A mi hermana Jennirée; por apoyarme, entenderme, animarme y alegrarme la vida con su existencia.
A mi familia; por su cariño incondicional, especialmente gracias a mis tíos Gilberto y Luisa y a mis primitos Gilberto Luis y Luis Miguel, quienes me hicieron sentir como en casa durante mi período de pasantías en Maracay.
A la Universidad de Oriente, “La Casa más Alta”, específicamente al
Departamento de Electricidad, a todo el cuerpo docente que lo conforma y de manera muy especial al Profesor Santiago Escalante; gracias por ser parte de mi formación académica.
Al Profesor Hernán Parra, por su guía, dedicación y valiosa colaboración para poder realizar con éxito este trabajo de grado, así como también por tantos consejos y conocimientos brindados, siempre será para mí un gran ejemplo a seguir.
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A todos mis amigos, especialmente a aquellos que me acompañaron durante mi carrera: Karen, Sulima, Zoraima, Rafael y Rogelio; gracias por ser más que mis amigos, por escucharme, entenderme, apoyarme; quien ha encontrado un amigo ha encontrado un tesoro, soy muy afortunado al tenerlos.
Al Ingeniero Rubén Hernández, mi asesor industrial, al Ingeniero Francisco Palacios, a los Técnicos: Carlos Rivero, Francisco Rivero, Santiago Romero, Luis Fernández, Javier Rodríguez y Rafael Sarmiento y a todas aquellas personas que me brindaron su apoyo para la realización de este trabajo de grado en la empresa CORPOELEC Zona Aragua. Gracias también a mi compañero de pasantías, Ingeniero Ricardo Aparicio, por su ayuda y conocimientos aportados.
A todas aquellas personas que de una u otra forma han aportado su granito de arena para el logro de esta meta.
A todos ¡Gracias! que Dios les bendiga
Luis Guillermo Francia Bernáez
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RESUMEN El trabajo que se presenta consiste en una evaluación de la coordinación de las protecciones en la subestación “Tocorón” perteneciente a
CADAFE, Region 4 Zona Aragua. Esta subestación es alimentada por la subestación “Villa de Cura I”, a través del circuito El Peñón; la misma posee
dos transformadores de potencia, uno alimenta los circuitos Magdaleno y Yukeri y el suministra energía a los circuitos San Francisco e INOS. El estudio surgió por la necesidad de conocer los ajustes actuales de los equipos de protección en el transformador I de la subestación, debido a que éstos no estaban despejando las fallas que se presentaban. Se realizaron visitas a la subestación de distribución, para tomar datos de placa de transformadores y los ajustes actuales de los equipos involucrados en el estudio. Con esos datos se procedió a realizar los estudios de cortocircuito y flujo de carga, para conocer el estado del sistema de potencia, para ello se utilizó el programa ETAP 6.0; estos valores se tomaron en cuenta al momento de realizar los ajustes de protecciones. Con los datos de los ajustes actuales de los equipos de protección y utilizando la herramienta ETAP, se trazaron las curvas tiempo – corriente de los equipos comprobándose la descoordinación entre éstos. Tomando en cuenta los criterios de ajuste de protecciones de CADAFE, se realizaron ajustes nuevos, los cuales fueron simulados con la misma herramienta computacional, garantizándose la correcta coordinación de los equipos de protección presentes en el transformador I de la subestación “Tocorón”.
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CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN 1.1 - Planteamiento del Problema La energía eléctrica ocupa un lugar de gran importancia en la tecnología moderna siendo el motor principal que contribuye al desarrollo económico, social y cultural de los países. Dada la importancia que tiene su servicio continuo e ininterrumpido para la población en general, las empresas prestadoras del servicio eléctrico deben asegurar un suministro confiable de energía a través de la incorporación de nuevas tecnologías en sus redes. En Venezuela, la Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE), filial de la Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC), es la empresa más grande del país y proporciona el servicio de electricidad una gran cantidad de usuarios en todo el territorio nacional. CADAFE
Región
Norcentral,
tiene
como
función
distribuir
y
comercializar la energía eléctrica a las zonas rurales, urbanas, industriales y comerciales de los estados Aragua, Carabobo, Distrito Capital, Miranda y Vargas, de manera eficiente, confiable y a un costo razonable. Para ello cuenta con grandes y pequeñas subestaciones atendidas o no atendidas, convirtiendo los niveles de tensión y permitiendo así, que el servicio pueda ser disfrutado por la población.
La población en esta región, particularmente en el estado Aragua, ha experimentado un incremento y con él la demanda de energía eléctrica. En vista de esta situación la empresa CADAFE se ha visto en el compromiso de
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desarrollar proyectos de gran importancia, que permitan satisfacer la demanda energética creciente, ya que el objetivo primordial de todo sistema de potencia es mantener un alto nivel en la continuidad del suministro de electricidad, y al momento de ocurrir condiciones de fallas inevitables, minimizar los tiempos y la magnitud de cortes del servicio. Para lograr esto es necesario hacer uso de dispositivos capaces de actuar ante estas condiciones
intolerables,
detectando
las
fallas
e
iniciando
acciones
correctivas,
cabe destacar que al conjunto de todos estos elementos se
denomina Sistema de Protección
En la Región 4 Zona Aragua, CADAFE cuenta con 24 subestaciones entre atendidas y no atendidas; éstas se diferencian entre una y otra por sus dimensiones físicas, niveles de operación, número de equipos y permanencia de personal de maniobras. Una de las subestaciones no atendidas (34,5KV 13,8KV), es la Subestación Eléctrica Tocorón, la cual posee dos transformadores, el primero alimenta los circuitos Magdaleno, Yukeri y una transferencia del circuito San Francisco el cual es alimentado por el segundo transformador, que también distribuye energía al circuito INOS.
Informes recientes indican que las fallas que se presentan en el lado de baja tensión del Transformador I de la subestación, no son despejadas por los equipos de protección, por lo cual se presume que existe una descoordinación entre ellos. Ante esta situación, surge la necesidad de realizar un estudio de la coordinación de las protecciones presentes en la misma, con el fin de aplicar los correctivos pertinentes para así proporcionar y garantizar la calidad del suministro eléctrico, con niveles de confiabilidad óptimos para el sistema (criterios de fiabilidad y seguridad), manteniendo las características de selectividad y velocidad del sistema de protecciones de la subestación en estudio.
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Por lo anteriormente expuesto, se realizará la Coordinación de Protecciones en la Subestación Eléctrica Tocorón con niveles de tensión 34,5 KV – 13,8 KV, lo cual contribuirá a mejorar la continuidad en el suministro de energía eléctrica y prevenir el daño en instalaciones y equipos
1.2 - Objetivos
1.2.1 - Objetivo General Evaluar la Coordinación de Protecciones en la Subestación Eléctrica Tocorón (34,5 KV – 13,8 KV) de CADAFE, Región 4 Zona Aragua
1.2.2 - Objetivos Específicos
1. Describir el Sistema Eléctrico de la Subestación Tocorón. 2. Realizar el estudio de flujo carga y cortocircuito en Subestación Eléctrica Tocorón mediante la herramienta computacional ETAP.
3.
Seleccionar
los
ajustes
requeridos
por
las
protecciones
en
el
Transformador I de la Subestación Eléctrica Tocorón, para que estas cumplan con su función de selectividad operativa
4. Proponer mejoras para el Sistema de Protecciones Eléctricas en el Transformador I de la Subestación Tocorón.
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1.3 - Justificación El estudio del sistema de protecciones eléctricas en el transformador I de la subestación “Tocorón”, perteneciente a CADAFE, Región 4 Zona Aragua, nació
de la necesidad de realizar una evaluación técnica que
permitiera estimar el estado actual de los dispositivos de protección y la secuencia de operación de los mismos; esto se debe a que, según reportes suministrados por la gerencia de distribución de la empresa, actualmente las fallas de sobrecorriente no son despejadas en su totalidad por los equipos de protección y continúan hacia la subestación “Villa de Cura I” que se encarga
de alimentar a esta subestación.
Esta situación ha generado que la
empresa requiera tomar las
medidas pertinentes para obtener la adecuada protección de los elementos de la subestación, con el fin de mejorar la calidad de servicio, ya que en la actualidad se está expandiendo el suministro de energía eléctrica en los sectores alimentados por la subestación “Tocorón” debido al incremento de la demanda del servicio eléctrico.
El presente trabajo brinda la oportunidad de aportar ideas y aplicar los conocimientos adquiridos durante el transcurso de formación universitaria. Además aporta soluciones, y sirve como base para futuros proyectos de investigación, relacionados con las protecciones eléctricas. Por su parte, la implementación de una adecuada coordinación de protecciones de sobrecoriente permite a la empresa eléctrica nacional CADAFE, Región 4 Zona Aragua, garantizar un suministro constante y optimo del servicio de energía eléctrica a la población.
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CAPÍTULO II LA EMPRESA
CADAFE, la empresa eléctrica del Estado Venezolano, es la más grande del país y suministra el servicio de electricidad a más de tres millones de usuarios. La Compañía Anónima De Administración y Fomento Eléctrico, CADAFE, fue creada en 1958 con el fin de optimizar la administración y la operación de las empresas de electricidad dependientes del Estado Venezolano que estaban repartidas en todo el país.
Desde ese momento, desarrolló una infraestructura eléctrica en Generación,
Transmisión
y
Distribución
y
logró
un
alto
grado
de
electrificación en Venezuela, lo cual le permite atender, hoy en día a más del 80 por ciento del territorio nacional. Gracias a su presencia a nivel nacional, se ha hecho posible el funcionamiento de empresas vitales y estratégicas para el país, como la industria siderúrgica, metalmecánica, del aluminio, manufacturera, alimentos, petroquímica y telecomunicaciones, entre otras.
Además, presta un servicio público, ya que suministra electricidad a hogares, hospitales, centros de enseñanzas, sistemas de protección, seguridad
ciudadana,
investigaciones
científicas,
entretenimiento
y
alumbrado público, garantizando la calidad de vida de los venezolanos. Prácticamente está presente en todas las actividades del ser humano.
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2.1 – Ubicación La Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) Región 4, se encuentra ubicada en la avenida Mariño sur Nº 45-A casco central, frente a antiguo Telares Maracay, Maracay- Estado Aragua
2.2 - Reseña Histórica En octubre del año 1.958 es creada la Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE), la empresa eléctrica del Estado Venezolano que desde 1959 entró a servir a más del noventa (90) por ciento del territorio nacional. CADAFE, es la empresa eléctrica del estado venezolano, que ha servido durante 43 años a ciudades y zonas rurales con el lema: "CADAFE llega donde VENEZUELA llega". Luego se generó la idea de la creación de unas empresas filiales de comercialización y distribución iniciándose así los estudios de reorganización y regionalización en el año 1980 y siendo en 1990 cuando se emprendió el proceso para lograrlo. A mediados de 1991, CADAFE ya había descentralizado sus Actividades de distribución y comercialización en cuatro Empresas Regionales tales como: CADELA, ELEORIENTE, ELEOCCIDENTE, ELECENTRO y DESURCA.
El 22 de Febrero de 1.991 es creada la Electricidad del Centro (ELECENTRO);
estableciéndose
como
su
objetivo
la
distribución
y
comercialización de la energía eléctrica, a fin de cumplir con las exigencias del proceso de desarrollo eléctrico. ELECENTRO, es una empresa de servicios que se dedica a distribuir, generar y comercializar energía eléctrica
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a las regiones que comprenden su radio de influencia: Aragua, Miranda, Guárico, Apure y Amazonas. Se destaca hoy por hoy, como un gran potencial en distribución y comercialización, ya que cuenta con todas las características necesarias para ese sitial, gente con mística, que hacen posible el crecimiento de la empresa.
Luego de la fusión (según gaceta oficial 37.253 de fecha 3 de agosto del 2001) de CADAFE con su filial paso a llamarse CADAFE REGION 4, solo se encarga de los estados Aragua y Miranda.
En el marco de la reorganización del sector eléctrico nacional, y con la finalidad de mejorar la calidad del servicio en todo el país, maximizar la eficiencia en el uso de las fuentes primarias de producción de energía, la operación del sistema y redistribuir las cargas y funciones de las actuales operadoras del sector, el Ejecutivo Nacional, a través del Decreto-Ley N° 5.330, de fecha 2 de mayo de 2007, publicada en la Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela N° 38.736 del 31 de julio de 2007, ordena la creación de la sociedad anónima Corporación Eléctrica Nacional S.A.
La Corporación Eléctrica Nacional es una empresa operadora estatal encargada de la realización de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica, adscrita al Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo.
Según este decreto, CORPOELEC se encuentra conformada por las siguientes
empresas
de
generación,
transmisión,
distribución
y
comercialización de energía eléctrica:
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· Electrificación del Caroní, C.A. (EDELCA) · Energía Eléctrica de Venezuela, S.A. (ENELVEN) · Empresa Nacional de Generación C.A: (ENAGER) · Compañía de Administración y Fomento Eléctrico S.A. (CADAFE) · Energía Eléctrica de la Costa Oriental del Lago C.A: (ENELCO) · Energía Eléctrica de Barquisimeto S.A. (ENELBAR) · Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta (SENECA)
Estas empresas deberán en los próximos tres (03) años a partir de la entrada en vigencia del Decreto-Ley N° 5.330, fusionarse en una persona jurídica única; las mismas deberán transferir en dicho lapso todos sus activos y pasivos a la Corporación.
La organización territorial de la actividad de distribución de potencia y energía eléctrica está definida por las siguientes regiones operativas:
· Región Noroeste: estados Zulia, Falcón, Lara y Yaracuy · Región Norcentral: estados Carabobo, Aragua, Miranda, Vargas y Distrito Capital · Región Oriental: estados Anzoátegui, Monagas, Sucre, Nueva Esparta y Delta Amacuro · Región Central: estados Guárico, Cojedes, Portuguesa, Barinas y Apure · Región Andina: estados Mérida, Trujillo y Táchira · Región Sur: estados Bolívar y Amazonas
2.3 - Misión
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“Ser una empresa estratégica posicionada en la prestación del servicio
de energía eléctrica, con tecnología de punta y un personal calificado, comprometido con el desarrollo económico y social del país, ofreciendo servicios de calidad a sus usuarios, con una gestión transparente y una sostenibilidad financiera”.
2.4 - Visión “Prestar un servicio público de energía eléctrica de calidad, con un
personal comprometido en la gestión productiva, para satisfacer necesidades de los usuarios, hacer uso eficiente de los recursos, en una Gestión que garantice ingresos suficientes, necesarios a la sostenibilidad financiera de la organización y en concordancia con un Proyecto País expresado en políticas sociales y de desarrollo”.
2.5 - Estructura Organizativa 2.5.1 - Objetivo de la Dirección General Regional de Comercialización Y Distribución Garantizar
la
ejecución
de
las
actividades
inherentes
a
la
comercialización y distribución de la energía eléctrica en su ámbito territorial hasta la tensión de 115 KV inclusive, a fin de suministrar el servicio en forma eficiente, asegurando: el abasteciendo de la demanda con la calidad del servicio establecida, la optima atención integral de los usuarios, la reducción de las pérdidas de energía eléctrica y el incremento de los ingresos por ventas de energía, en concordancia con los presupuestos asignados, la normativa vigente y el respecto al medio ambiente.
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2.5.2 - Funciones de la Dirección General Regional de Comercialización Y Distribución
Fijar los objetivos y metas para las actividades de planificación, operación,
mantenimiento y desarrollo de las redes de distribución y sub transmisión en su ámbito territorial y evaluar su cumplimiento a fin de definir las acciones
correctivas a que hubiere lugar.
Fijar los objetivos y metas para las actividades de atención al cliente, mercadeo, medición, facturación, cobranza e incremento en ventas en su ámbito territorial en función a la cuota exigida por la Empresa y evaluar su cumplimiento a fin de definir las acciones correctivas a que hubiere lugar.
Dirigir y controlar la gestión de los procesos comerciales de atención al cliente, mercadeo, medición, facturación, cobranza e incremento de ventas en su ámbito territorial.
Dirigir las acciones orientadas a la gestión de cobranza a los clientes particulares y gubernamentales centralizados y descentralizados.
Dirigir el desarrollo del plan de promoción comercial en su ámbito territorial.
Dirigir y controlar la ejecución de las diferentes actividades administrativas necesarias para la operatividad de la Región y Zonas adscritas, las que se realizaran de conformidad con los lineamientos establecidos por las unidades funcionales centralizadas respectivas.
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Dirigir la ejecución de las actividades previstas en los planes y proyectos asociados a la reducción de pérdidas eléctricas (técnicas y no técnicas) y fomentar el uso eficiente de la energía eléctrica.
Dirigir y controlar la operación, elaboración y ejecución de los programas de
mantenimiento preventivo y correctivo, la planificación y el desarrollo de las redes de distribución y sub transmisión en su ámbito territorial.
Coordinar con Transmisión la operación y mantenimiento de las instalaciones de 115 KV.
Detectar y proponer las necesidades de expansión de las redes de distribución y sub transmisión en su ámbito territorial.
Controlar la ejecución con medios propios de nuevas instalaciones, ampliaciones y reformas de la red de distribución y sub transmisión en su ámbito territorial.
Controlar la inspección de obras de nuevas instalaciones, ampliaciones y reformas de la red y edificaciones asignadas, realizadas por empresas
contratadas. Dirigir y hacer seguimiento a la ejecución del Plan Ambiental de CAFADE, tomando las mediadas orientadas a evitar daños ambientales como consecuencia de las actividades de distribución y sub transmisión de su ámbito territorial, conforme a lo establecido en el marco legal vigente.
Coordinar con el Centro de Aferición correspondiente la calibración y aferición de medidores de acuerdo a los programas de mantenimiento definidos y cumpliendo los estándares de calidad establecidos.
Coordinar
con
el
Centro
de
Nacional
de
Recuperación
de
Transformadores la recuperación de equipos de distribución y sub transmisión.
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Representar a CADAFE ante las autoridades estatales y municipales, instituciones públicas y privadas y medios de comunicación de su ámbito territorial y toda vez que le sea solicitado por sus superiores jerárquicos.
En la Figura 2.1, se muestra la estructura organizativa de la Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) Región 4 Aragua Miranda, la misma es de tipo vertical, en donde se indican los niveles jerárquicos de forma descendente.
Figura 2.2
Organigrama de la CADAFE Región 4 Zonas: Aragua – Miranda Fuente: CADAFE
2.6 - Descripción de las Funciones
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El Departamento de Mantenimiento Especializado – Estructura 174413000 correspondiente a la Gerencia de Distribución, se dedica a Programar la secciones de Mantenimiento de las áreas de Alumbrado Público, Líneas Energizadas y Termovisión de la zona, así como un Mantenimiento Preventivo y Correctivo en las Subestaciones de Distribución y los estudios sobre esquemas de los equipos instalados y la ejecución de los trabajos de mantenimiento realizados por Contratistas, a fin de asegurar el óptimo estado de funcionamiento de las Subestaciones en la empresa CADAFE.
Figura 2.2 Organización de la División de Operación y Mantenimiento Fuente: CADAFE
-
Jefe del departamento: se encarga de Dirigir, Coordinar y Controlar la elaboración y ejecución de los Programas de Mantenimiento de las áreas de Alumbrado Público, Líneas Energizadas y Termovisión de la zona, así como un Mantenimiento Preventivo y Correctivo en las Subestaciones de Distribución y los estudios sobre esquemas de los equipos instalados y la ejecución de los trabajos de mantenimiento realizados por Contratistas, a fin de asegurar el óptimo estado de funcionamiento de las Sub – Estaciones, la continuidad en el suministro de Energía y las adecuadas condiciones de operatividad de las Redes del Sistema de Distribución de acuerdo a las Metas y Objetivos propuestos por la Coordinación de Distribución Aragua.
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-
Supervisor de Líneas Energizadas: Este Programar, Coordinar y Controlar las operaciones de Mantenimiento Preventivo y/o Correctivo de las Redes de Distribución en sistemas energizados, ejecutados por las cuadrillas de Líneas Energizadas, a fin de garantizar el cumplimiento de las actividades de mantenimiento programadas en el sistema, de acuerdo a lo establecido en el Manual de Líneas Energizadas.
-
Supervisor de Subterráneos y Subestaciones : Encargado de Dirigir, Coordinar, Controlar, Supervisar y Ejecutar la elaboración de Pruebas, Mediciones y Programas de Mantenimiento Preventivo y Correctivo (periódico o eventual) en los equipos de las Subestaciones y Redes Subterráneas de la Zona, a fin de corregir las fallas que se determinen durante su inspección y asegurar la continuidad en el suministro de Energía, garantizando adecuadas condiciones de funcionamiento de las Subestaciones, de acuerdo a las Metas propuestas por la Coordinación de Distribución Aragua.
-
Supervisor de Termovision: Realizar Diagnósticos termográfico a las Subestaciones Atendidas y No Atendidas de Distribución del Estado Aragua y en ocasiones a otras Zonas que requieran de los mismos, como también a los diferentes Circuitos que lo requieran, con la finalidad de minimizar las interrupciones y garantizar la calidad del servicio eléctrico de acuerdo a las metas y objetivos propuestos por la Coordinación de Distribución Aragua.
-
Supervisor de Laboratorio de Pruebas: Realizar diagnóstico del funcionamiento de los equipos de protección suplementaria y materiales, supervisar el proceso de intervención de Redes de Distribución Eléctrica con la finalidad de determinar el tipo de mantenimiento a ejecutarse por
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cada sector asignado, a fin de garantizar la calidad del servicio eléctrico de acuerdo a las metas propuestas por la Coordinación de Distribución Aragua. Además la recuperación de transformadores convencionales desde 5 KVA hasta 167.5 KVA.
CAPÍTULO III MARCO TEÓRICO 3.1 – Antecedentes A continuación se presenta una reseña de trabajos de investigación, los cuales poseen afinidad con el tema en estudio, y servirán como base para la elaboración del trabajo de grado.
Figuera, S. (1992). Elaboró un trabajo de grado titulado “Actualización del Sistema de Protecciones en Circuitos de Distribución (13,8KV – 34,5KV) Zona Monagas”, en el cual se describen los esquemas de protección estandarizados por CADAFE, además de realizar los estudios de
cortocircuitos para efectuar la coordinación de las protecciones de los equipos instalados en dicha subestación.
Estos cálculos servirán de referencia para llevar a cabo los ajustes pertinentes en la S/E Tocorón.
Torrivilla, R. (2000). Presentó ante la Universidad de Oriente un trabajo titulado “Evaluación y Coordinación de las Protecciones Eléctricas en el Sistema de Distribución 13,8 KV de PDVSA Distrito Punta de Mata”; el
mismo se desarrolló en el sistema eléctrico del norte del estado Monagas y el mismo comprende el análisis y cálculos de los niveles de cortocircuito del
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sistema en estudio. Del mismo modo, se realizó la coordinación y ajustes de los dispositivos de protección presentes en el sistema.
El aporte para esta investigación es la forma como está presentada la información y los conceptos de algunos elementos del proceso.
Delgado,
N.
(2005).
Realizó
un
Trabajo
de
Grado
titulado
“Coordinación de Protecciones en Baja Tensión de la Plataforma Marina
ubicada en el Terminal de Almacenamiento de Embarque Jose (TAEJ) perteneciente a la empresa Petróleos de Venezuela División Oriente”. El objetivo
fundamental
de
esta
investigación
es
la
coordinación
de
protecciones en baja tensión en la plataforma marina, ubicada en el Terminal de almacenamiento de embarque Jose, perteneciente a la empresa Petróleos de Venezuela división oriente; para ello mejoró los circuitos en baja tensión logrando que se independizaran en la red eléctrica,
incorporó
nuevos métodos de estudio para protecciones en baja tensión e involucró un estudio detallado de las características de la interruptores en baja tensión.
coordinación de los
Este trabajo de investigación servirá para complementar las bases teóricas del proyecto.
3.2 - Bases Teóricas 3.2.1 - Protecciones en el Sistema Eléctrico de Potencia. El propósito de un Sistema Eléctrico de Potencia es la de generar y suministrar energía eléctrica a sus consumidores. El sistema debe de ser diseñado y administrado para entregar esta energía a los puntos de carga
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con fiabilidad y economía. Muchos de los equipos utilizados con este fin son costosos. Para maximizar el retorno de esta inversión, el sistema debe ser utilizado tanto como sea posible dentro de las restricciones aplicables de seguridad y la fiabilidad del suministro.
Para que un sistema eléctrico opere de manera confiable y segura debe tener asociado un esquema y elementos de protección. En la medida que el sistema involucre niveles de tensión altos requerirá de esquemas con lógicas que involucren diferentes funciones de los elementos de protección los cuales garanticen la detección temprana de fallas en la red. Las protecciones eléctricas determinan si el sistema se encuentra en condiciones fuera de los parámetros normales de operación, cuando la lógica de estas compara los ajustes colocados con los parámetros reales que continuamente miden (Kosow, J., 2006, p. 188). 3.2.2 - Objetivos de los Sistemas De Protección
Es recomendable que todo esquema de protecciones cumpla con los siguientes objetivos:
-
Detectar y aislar todas las fallas instantáneas que se puedan presentar en cualquier punto del sistema.
-
Mantener el sistema en funcionamiento alimentando la mayor cantidad de circuitos posibles en el sistema incrementando la confiabilidad.
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-
Rapidez de operación en el momento de presentarse las fallas en el sistema.
-
Discriminar entre condiciones normales y anormales del sistema, de modo
que
los
dispositivos
de
protección,
nunca
operen
innecesariamente.
3.2.3 - Función de los Sistemas De Protección 3.2.3.1 - Función Reductora Los parámetros del sistema que son permanentemente monitoreados para observar su comportamiento tienen valores prohibitivos para ser manejados por las personas o dispositivos encargados de hacer esta tarea. Para ello se hace necesario reducir dichos valores a magnitudes perfectamente manejables por los dispositivos de monitoreo.
Esta función la realizan los transformadores de medida.
3.2.3.2 - Función Detectora Cuando los parámetros monitoreados cambian de magnitud y estos se consideran perjudiciales en algún sector del sistema deben existir dispositivos que se encarguen de identificar tal condición y tomar las acciones que tiendan a restituir el sistema a su condición normal.
Esta función la realizan los relés de protección.
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3.2.3.3 - Función Interruptora
Una vez detectado el sector donde se encuentra la anormalidad, este debe ser aislado del resto del sistema
Esta función la realizan los interruptores y fusibles 3.2.3.4 - Función Auxiliar
Muchos equipos que conforman los sistemas de protección no tienen capacidad para operar por si solos, por lo tanto, requieren de fuentes auxiliares de alimentación para su funcionamiento las cuales no deben depender del sistema eléctrico que se está monitoreando.
En
este
sector
encontramos
UPS,
cargadores,
baterías,
condensadores, generadores, entre otros (Parra, H., 2008, p.16).
3.2.4 - Tipos de Fallas Se define el término falla como cualquier cambio no planeado en las variables de operación de un sistema de potencia, también es llamada perturbación y es causada por:
-
Falla en el sistema de potencia (Cortocircuito)
-
Falla extraña al sistema de potencia (En equipo de protección),
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-
Falla
de
la red
(Sobrecarga,
fluctuación
de
carga, rayos,
contaminación, sabotajes, daños). Las tasas de fallas en sistemas de baja tensión son mayores que las que se presentan en sistemas de alta tensión por la cantidad de elementos y equipos involucrados (Ramírez, S., 2007, p.66). 3.2.5 - Consecuencias de las Fallas
Al cambiar las condiciones de operación de un sistema eléctrico se presentan consecuencias no deseadas que alteran el equilibrio esperado, ellas son: -
Las corrientes de cortocircuito causan sobrecalentamiento y la quema de conductores y equipos asociados, aumento en las flechas
de
conductores
(Efectos
térmicos),
movimientos
en
conductores, cadenas de aisladores y equipos (Efectos dinámicos). -
Fluctuaciones severas de voltaje. Desbalances que ocasionan operación indebida de equipos.
-
Fluctuaciones de Potencia.
-
Inestabilidad del sistema de potencia
-
Prolongados cortes de energía que causan desde simples incomodidades hasta grandes pérdidas económicas a los usuarios, dependiendo de si este es residencial, comercial o industrial.
-
Daños graves a equipos y personas.
-
Aparición de tensiones
peligrosas
en diferentes puntos del
sistema.
3.2.6 - Consideraciones Básicas para un Sistema De Protección
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Si fuese posible diseñar y construir un sistema eléctrico y el equipo usado en él de tal manera que no ocurran fallas y prevenir las condiciones de sobrecarga, virtualmente no se necesitaría equipo de protección. Para la mayoría de las causas de las fallas, es evidente que un sistema libre de fallas puede no ser construido económicamente (Ramírez, S., 2007, p.68).
3.2.6.1 - Causas de las Fallas. 1. Sobrevoltajes debido a las descargas atmosféricas. 2. Sobrevoltajes debido al suicheo y a la ferrorresonancia. 3. Rompimiento de conductores, aisladores y estructuras de soporte debido a vientos, sismos, hielo, árboles, automóviles, equipos de excavación, vandalismo, etc. 4. Daño de aislamientos causado por roedores, aves, serpientes, etc. 5. Incendio. 6. Fallas de equipos y errores de cableado.
3.2.6.2 - Clases de Fallas. Fallas temporales: Son las fallas que pueden ser despejadas antes de que ocurran serios daños, o porque se autodespejan o por la operación de dispositivos de despeje de falla que operan lo suficientemente rápido para prevenir los daños. Algunos ejemplos son: arqueos en la superficie de los aisladores
iniciados
por
las
descargas
atmosféricas,
balanceo
de
conductores y contactos momentáneos de ramas de árboles con los conductores. La mayoría de las fallas en líneas aéreas son de caracter temporal pero pueden convertirse en permanentes si no se despejan rápidamente, o porque se autodespejan o porque actuan las protecciones de sobrecorriente.
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Fallas permanentes: Son aquellas que persisten a pesar de la velocidad a la cual el circuito es desenergizado y el número de veces que el circuito es desenergizado. Algunos ejemplos: cuando dos o más conductores desnudos en un sistema aéreo entran en contacto debido a rotura de conductores, crucetas o postes; los arcos entre fases pueden originar fallas permanentes, ramas de árboles sobre la línea, etc 3.2.7 - Determinación de la Corriente de Cortocircuito La manera más sencilla y más ampliamente utilizada de determinar la corriente total, asimétrica de cortocircuito, es calcular primero la componente simétrica de la corriente de falla y utilizar después factores multiplicadores adecuados para tomar en cuenta la asimetría de la misma (Figuera, S., 1992, p.10).
3.2.7.1 - Efectos de la corriente de cortocircuito -
Efecto térmico de sobrecalentamiento de equipos
-
Esfuerzos mecánicos en barras, conductores y otros equipos del sistema
-
Perturbaciones ocurridas por la caída de tensión durante el tiempo que dura el cortocircuito
3.2.7.2 - Importancia de la determinación de la corriente de cortocircuito
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-
Verificar que los equipos de protección puedan soportarla e interrumpirla
-
Seleccionar adecuadamente los equipos cuando se diseñe un sistema
-
Coordinar adecuadamente la operación de los equipos de protección.
3.2.8 - Cálculo de la Corriente Simétrica de Cortocircuito El primer paso a seguir para poder determinar en forma práctica la corriente simétrica de cortocircuito al producirse una falla en un sistema de potencia es obtener una representación circuital de ese sistema que permita efectuar el cálculo de la corriente de la manera más sencilla y precisa posible.
Al aplicar este método es conveniente seguir los siguientes pasos:
1- Presentar el diagrama unifilar del sistema en estudio; este diagrama debe mostrar todas las fuentes de corriente de cortocircuito y todos los elementos circuitales cuya impedancia sea significativa
2- A partir del diagrama unifilar se prepara el diagrama de impedancias. Los valores de impedancias se expresan en por unidad, para ello se escoge:
a) Una base de KVA común para todo el sistema. Puede escogerse cualquier valor para esta base, sin embargo, a fin de simplificar la manipulación de los valores numéricos, se aconseja elegir un número redondo, tal que, la capacidad total del sistema sea de 1 a 10 veces el valor seleccionado.
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b) Se escoge una base de tensión para cada nivel de voltaje del sistema. Estas bases de tensión deben de estar relacionadas entre sí igual que las relaciones de transformación de los bancos de transformadores que separan cada nivel de voltaje del sistema. Esto se hace a fin de que las impedancias expresadas en por unidad, tengan el mismo valor cualquiera que sea el nivel de tensión. Estas bases de tensión se acostumbra escogerlas igual a la tensión nominal del sistema a cada lado de los transformadores.
A continuación se presentan una serie de fórmulas y definiciones que son de gran utilidad cuando se está trabajando por el método de “por unidad”.
-
: Común para todo el sistema en KVA trifásicos.
: Depende del nivel de tensión en el sistema.
: Impedancia base, en ohms por fase : Corriente base, en amperes por fase
Z BASE I BASE
KV BASE 2 MVA BASE
Ecuación 1
MVA BASE 3 * KV BASE
Ecuación 2
Si se tiene la impedancia en ohms, para pasarla a por unidad, se usa
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Z pu
Z (ohms) Z BASE
Ecuación 3
Teniendo en cuenta que el sistema de distribución generalmente es radial, se deducen las ecuaciones de cortocircuito específicamente para este fin. Para ello, basta con acumular las impedancias hasta el punto de la falla. Para hallar la impedancia acumulada en los demás puntos del sistema, basta adicionar la impedancia del conductor referido a la subestación.
3.2.8.1 - Cortocircuito Trifásico. Como las corrientes de cortocircuito son balanceadas, solamente se considera el diagrama de impedancias de secuencia positiva. La figura ilustra la representación de un cortocircuito trifásico; se puede ver que la conexión de los diagramas sólo contiene la impedancia de secuencia positiva
Figura 3.1 Cortocircuito Trifásico a través de un diagrama de impedancias Fuente: Figuera, S., 1992
Donde Z1 es la impedancia de secuencia positiva acumulada desde el punto de falla considerado, o sea, la impedancia de Thevenin de secuencia positiva vista por el punto de falla.
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Como
, entonces
En módulo p.u.,
En Amperes
Ecuación 4 Ecuación 5
3.2.8.2 - Cortocircuito Fase – Fase. La figura 3.2 representa un cortocircuito fase – fase en donde los diagramas de secuencia positiva y negativa se conectan en paralelo
Figura 3.2 Cortocircuito Fase – Fase mediante conexión de diagrama de impedancias. Fuente: Figuera, S., 1992
El sistema de distribución generalmente está lejos del generador, por lo tanto se puede considerar que la impedancia de secuencia positiva (Z 1) es igual a la impedancia de secuencia negativa (Z2). Así, entonces
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p.u.
Por lo tanto,
I b I a1 3 90
3
I b
2 * Z 1
90
En módulo p.u., En Amperes
Ecuación 6
Ecuación 7
3.2.8.3 - Cortocircuito Fase – Tierra
Los diagramas de impedancia de secuencia positiva, negativa y cero se conectan en serie como lo muestra la figura 3.3.
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Figura 3.3 Cortocircuito Fase – Tierra mediante la conexión de los diagramas de impedancia. Fuente: Figuera, S., 1992
Donde Z0 es la impedancia de secuencia cero acumulada hasta el punto de la falla
En módulo p.u., En Amperes
Ecuación 8 Ecuación 9
3.2.8.2 – Cortocircuito Fase – Tierra Mínimo
Según normativa de CADAFE, en un sistema de distribución, el cortocircuito fase – tierra mínimo, es calculado para una resistencia de 40 Ω,
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colocada en el punto de falla. La figura 3.4 muestra la conexión de los diagramas de impedancia para esta condición
Figura 3.4 Cortocircuito Fase – Tierra mínimo mediante la conexión de los diagramas de impedancia. Fuente: Figuera, S., 1992
En módulo p.u., En Amperes
Ecuación 10 Ecuación 11
3.2.9 - Principios Generales para el Ajuste y Coordinación de las Protecciones 3.2.9.1 - Sensibilidad y Velocidad Se debe definir la operación de los relés de protección para detectar las fallas, el funcionamiento anormal del sistema y las condiciones indeseadas de los equipos. El ajuste y la coordinación de la protección deben tener las siguientes características:
-
Sensibilidad para detectar estas condiciones por muy incipientes que éstas sean.
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-
Velocidad para detectar estas condiciones lo más prontamente posible.
En una protección unitaria que comprende solo una zona de protección, la sensibilidad limita la operación normal de la condición de falla. En cambio, en una protección graduada que alcanza más de una zona, la sensibilidad tiene como límite o meta detectar las fallas con la mínima corriente de falla, la cual se produce con la mínima generación en el extremo de las zonas vecinas a la zona protegida.
3.2.9.2 – Selectividad de la Protección La selectividad de la protección requiere un apropiado ajuste para detectar todas las fallas en su(s) zona(s) de protección; pero, también requiere una actuación debidamente coordinada.
La función del ajuste y la coordinación de la protección serán la total selectividad con la máxima sensibilidad y la máxima velocidad. Sin embargo, en la realidad estas características no pueden ser todas maximizadas de manera independiente, ya que están relacionadas entre sí. Cuando se incrementa una de ellas disminuyen las otras dos.
3.2.9.3 - Fiabilidad y Seguridad de la Protección Con la finalidad de asegurar una buena fiabilidad de la protección, se recomienda que la protección principal sea redundante; es decir, se debe tener dos relés de protección físicamente diferentes (protección principal y respaldo), los cuales deben operar de manera independiente uno del otro y
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contar con baterías de alimentación diferentes. Estas protecciones actuarán en paralelo; es decir, cualquiera de ellas efectuará la acción de disparo de los interruptores.
Cuando la seguridad de la protección que otorga un elemento puede ser insuficiente, se recomienda emplear dos elementos de protección que deben actuar en forma simultánea para efectuar una acción de disparo a un interruptor. Es decir, los contactos de estos elementos deben ser conectados en serie para que la acción sea válida (Morín, M., 2001, p. 8).
3.2.10 – Coordinación de Protecciones Es el proceso de selección de ajustes o curvas características de dispositivos de protección, de tal manera que la operación de los mismos se efectúe organizada y selectivamente, en un orden específico y con el mínimo tiempo de operación, para minimizar la interrupción del servicio al cliente y para aislar adecuadamente la menor porción posible del sistema de potencia como consecuencia de la falla (Interconexiones Eléctricas S.A. “E.S.P., 2000, p. 13).
Dentro de la coordinación de protecciones existen una serie de términos los cuales están involucrados que es necesario conocer. La terminología de coordinación de protecciones incluye los siguientes:
3.2.10.1 – Ajuste Son los valores particulares de los parámetros de referencia de un sistema, equipos o grupos de elementos a colocar en las protecciones a objeto de proteger los mismos. Los valores de ajuste se obtienen como
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resultado de cálculos realizados, mediciones o datos suministrados por los diferentes fabricantes.
3.2.10.2 – Coordinación Es el resultado obtenido producto de un conjunto de cálculos realizados para conseguir que un grupo de circuitos unidos eléctricamente actúen en secuencia y con determinada lógica, dependiendo de la importancia del circuito y la ubicación de la falla.
3.2.10.3 – Alcance Es la cobertura o el valor de distancia que debe cubrir un relé desde el sitio donde está ubicada la protección hasta otro donde se desea detectar una falla; es como si físicamente se llegara a un lugar específico.
3.2.10.4 – Etapas Son los diferentes bloques lógicos que posee un relé para ubicar fallas. Se caracterizan porque presentan ajustes separados para el alcance y el tiempo, además pueden tener dos a cuatro escalones o más con sus respectivas curvas características, las cuales dependen de su diseño.
3.2.10.5 – Selectividad Es la capacidad que debe poseer un esquema de protecciones cuando solo actúan los elementos necesarios para despejar una falla, retirando únicamente la parte afectada (Ratia, A., 1987, p. 132).
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3.2.11 - Clasificación de los Sistemas de Protección Los Sistemas de Protección se clasifican según su función o aplicación como se. Los más utilizados son:
3.2.11.1 - Sobrecorriente Este sistema es empleado generalmente en los tramos alimentadores de distribución y llegada a Barras de 13.8, 34.5 y 115kV respectivos de los transformadores de potencia y su valor característico medido es la intensidad de la corriente.
3.2.11.2 - Distancia Este se emplea cuando es necesario una alta selectividad y tiempos muy pequeños de operación, bajo condiciones de falla. Se fundamenta en el hecho de que cuando se presenta una falla en una línea de transmisión, la corriente cortocircuito que fluye desde el punto de ubicación del relé hasta la falla, produce una caída de tensión en el punto.
3.2.11.3 - Diferencial Su función principal es la comparación de las corrientes de entrada y salida de la zona protegida. Se emplea especialmente en transformadores de potencia y tramo transformador-generador.
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3.2.11.4 - Falla a Tierra Restringida Es empleada en la protección de los devanados de transformadores de potencia de baja capacidad (5-12MVA). Y su principio se basa en la detección de la falla a tierra de una fase por desbalance de corrientes (García, L., 2008, p. 12).
3.2.12 – Dispositivos de Protección contra Sobrecorriente en Sistemas de Distribución Los equipos más utilizados por la empresa CADAFE para la protección de las subestaciones son los disyuntores, reconectadores y fusibles (Figuera, S., 1992, p. 24).
3.2.12.1 – Disyuntor
Es un equipo de potencia capaz de transportar e interrumpir corrientes bajo condiciones normales de operación o de falla. Para lograr esto, el disyuntor está equipado con tres relés de tiempo inverso (dos para fase y uno para tierra), tres relés instantáneos (2 para fase y uno para tierra) y un relé de reenganche automático trifásico de múltiples contactos; dichos relés le imparten las órdenes de apertura y cierre a la unidad de disparo del disyuntor, por lo cual la operación de este dispositivo se rige por las curvas características de operación de esos relés. Los disyuntores también pueden ser disparados y cerrados manualmente.
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3.2.12.2 – Relés de Sobrecorriente Los relés de sobrecorriente proveen la inteligencia necesaria para identificar corrientes de falla, temporizar, recerrar y en general controlar la operación de los interruptores de potencia. Son dispositivos aplicados externamente ya que los interruptores no tienen, por si mismos, capacidad para detectar fallas.
Están conformados por dos unidades: la unidad temporizada y la instantánea. La primera posee ajustes de tiempo y corriente denominados dial y TAP respectivamente. La segunda posee un tiempo definido de aproximadamente 0,02 segundos, razón por la cual tan sólo se ajusta la corriente.
En la figura 3.5 se puede observar un modelo de relé de sobrecorriente común en subestaciones 34,5 KV/ 13,8KV pertenecientes a CADAFE
Figura 3.5 Relé CDG14, utilizado en la S/E “Tocorón” Fuente: AUTOR
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3.2.12.3 – Fusible Un fusibles es un dispositivo de protección de sobrecorriente que aísla automáticamente la fase en la que se encuentra instalado cuando la corriente que lo atraviesa excede cierto valor (generalmente el doble de su capacidad nominal o corriente de operación continua). El fusible es un medio de protección simple y económico de los sistemas de distribución.
Para interrumpir la corriente de falla, el fusible contiene un alambre en serie con el circuito eléctrico, el cual se calienta cuando ésta pasa, y se funde, dejando interrumpido el circuito y al fusible con el voltaje nominal del sistema. Debido a esto se establece un arco eléctrico en el interior del fusible, permitiendo que circule nuevamente la corriente de falla; pero, como el arco calienta la superficie interior del fusible y ésta desprende un gas que desioniza su trayectoria, el arco puede ser eliminado en el instante en que la corriente de falla pase por cero.
El tiempo que tarde un fusible en interrumpir el circuito depende de la magnitud de la sobrecorriente, guardando de esta manera, una relación de tiempo inverso que se conoce como característica tiempo – corriente.
De acuerdo a la velocidad de fusión de los fusibles, la cual da una idea de la rapidez con que responde el elemento fusible a la magnitud de la sobrecorriente que se presente, y como se define la relación que existe entre la corriente mínima de fusión a 0,1 segundos y la corriente máxima de fusión a 300 o 600 segundos, los fusibles se clasifican usualmente entre rápidos y lentos, designados por “K” y “T” resp ectivamente. Los fusibles más utilizados por CADAFE en los sistemas de distribución son del tipo “K”.
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3.2.12.4 – Reconectador Es esencialmente un disyuntor con un sistema para detectar sobrecorrientes y medir corrientes, capaz de interrumpir y cerrar un circuito de
corriente
alterna
con
una
secuencia
de
cierres
y
aperturas
predeterminadas, hasta alcanzar un disparo definitivo en caso de fallas permanentes o mantenerse cerrado por fallas temporales, debiendo reponerse y estar en capacidad de cumplir nuevamente una secuencia operativa completa
Se pueden clasificar en:
-
Control Hidráulico: Utilizan el aceite como aislamiento eléctrico y en los mecanismos de conteo y secuencia y en las operaciones de temporización de apertura y reconexión.
-
Control Numérico o Digital: Utilizan las señales digitales provenientes de un microprocesador como medio de accionamiento.
Actualmente, CADAFE utiliza reconectadores GVR con control PANACEA como protección de las salidas para niveles 13,8 KV en subestaciones no atendidas
3.2.12.4.1 – Reconectador GVR El reconectador tipo GVR ha sido diseñado para instalaciones tipo intemperie, como paquete autoalimentado e independiente. El GVR comprende dos partes principales:
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-
El Tanque que contiene al interruptor.
-
El Gabinete o caja de Control con la conexión umbilical.
Figura 3.6 Reconectador tipo GVR y gabinete de control Fuente: Manual de Operación y Mantenimiento de Reconectadores GVR con Relé PANACEA Plus El reconectador GVR comprende un interruptor al vacío y un mecanismo actuador incorporado dentro de un tanque de aluminio sellado. El tanque se llena con gas SF6 a baja presión, cuya finalidad es proporcionar aislamiento y un entorno controlado para los componentes eléctricos y mecánicos.
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Todas las operaciones de apertura y cierre se realizan en el interior de los interruptores en vacío. En consecuencia, no se generarán productos de descomposición normalmente asociados con la formación de arco en el gas SF6.
El interruptor comprende un soporte moldeado sobre el cual se montan las botellas de vacío o interruptores y los resortes. En un extremo del molde se encuentran puntos de pivote para el brazo de mando trifásico y éste, a su vez, se encuentra conectado al actuador magnético ubicado en la cara inferior del molde. Seis bujes moldeados en E.P.D.M. están montados sobre el tanque. Internamente tres transformadores de corriente para fines de protección y medición de corriente están fijados a la base de tres de estos bujes. Estos transformadores son conectados al relé (PANACEA Plus) en el gabinete de control a través del cable umbilical.
El reconectador GVR es operado a través del relé PANACEA Plus el cual es un dispositivo de control, medición y protección. Este relé es conectado a tres transformadores de corriente (TC) que posee internamente el reconectador con relación de transformación 400/1. En la siguiente figura se muestra la vista frontal del relé PANACEA Plus (Manual de Operación y Mantenimiento de Reconectadores GVR con Relé PANACEA Plus)
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Figura 3.7 Vista frontal del control PANACEA Plus Fuente: Manual de Operación y Mantenimiento de Reconectadores GVR con Relé PANACEA Plus
3.2.13 - Fundamentos de Coordinación de Dispositivos de Protección Cuando un sistema está protegido por varios dispositivos conectados en serie, necesario que el dispositivo más cercano a la falla, denominado dispositivo de protección primaria, opere antes que los dispositivos de respaldo que están más lejos de la misma.
Cuando los dispositivos de protección de un sistema están ajustados de tal forma que para cualquier falla opera primero la protección principal, se refiere que dichos dispositivos están coordinados y que su operación es selectiva. La coordinación trae como consecuencia que durante una falla soló se desconecte una mínima porción del sistema.
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La operación selectiva de los dispositivos de sobrecorriente se obtiene al escoger adecuadamente su corriente mínima de operación y su curva de temporización. A medida que los dispositivos de protección se alejan de la carga y se acercan a la generación, tienen una corriente mínima de operación progresivamente mayor y un tiempo más largo de operación.
La coordinación se efectúa cuando se grafican en una misma hoja de papel
logarítmico
dispositivos
que
las
características
deben
estar
tiempo-corriente
coordinados,
de
todos
los
denominada
línea
de
coordinación. Este tipo de representación gráfica de las características de relés de sobrecorrientes, fusibles y dispositivos de disparo directo ayuda a determinar el dispositivo apropiado para alcanzar la selectividad deseada. Las curvas de los diferentes dispositivos se deben obtener del fabricante.
Para lograr obtener una selectividad apropiada es necesario que los dispositivos de protección se coordinen bajo las condiciones de operación más severa, es decir con fallas, en el caso de los relés de sobrecorriente, en su más alto valor calculado. Después de obtener selectividad sobre el papel es necesario ajustar los dispositivos de protección con los valores calculados.
Una vez efectuado este ajuste se puede verificar la correcta operación de estos dispositivos mediante una inyección de corriente primaria o una secundaria, esto con la finalidad de probar la curva característica del relé. Las características de los fusibles deben tomarse como un acto de fe porque no es posible ningún ajuste. Los dispositivos de disparo directo pueden verificarse si se dispone de un inyector de alta corriente. Los dispositivos de disparo directo con sensores (relés electrónicos) pueden probarse mediante una inyección secundaria porque utilizan transformadores de corriente.
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Para finalizar teniendo en cuenta la variedad de dispositivos de protección (relés de sobrecorriente, relés térmicos, fusibles, reconectadotes, entre otros.) que existen, se pueden presentar muchos casos de coordinación, sin embargo, en todos estos la intuición y criterio propio del ingeniero que realiza el estudio es de mayor importancia que cualquier receta previamente concebida (Ratia, A., 1987, p. 140)..
3.2.14 – Criterio de Coordinación de Protecciones CADAFE A continuación se presentan algunas de las especificaciones que la empresa CADAFE sugiere al momento de realizar los ajustes y coordinación de las protecciones:
-
Reconexiones salidas circuitos 34,5 y 13,8 KV Se habilitarán dos (2) reconexiones la primera a 1 segundo y la
segunda a 55 segundos -
Determinación de zona de coordinación circuitos 34,5 y 13,8 KV Se realizarán dos (2) coordinogramas de protecciones: uno por falla
tierra y el otro por fase.
Se deberá definir la zona de coordinación estando limitada esta por los valores mínimos y máximos de cortocircuitos.
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Para coordinación de tierra: I cc1 min = Cortocircuito con resistencia de contacto de 40 Ω, mínima del
sistema I cc1 max = Cortocircuito en barras máxima del sistema.
Para coordinación de fase: I cc3 m in = Cortocircuito con resistencia de contacto de 0 Ω, mínima del
sistema I cc3 m ax = Cortocircuito en barras, máxima del sistema.
-
Ajustes de Falla Tierra circuitos 13,8 KV cabecera. I arranque : Corriente de arranque
a) Se deberá calcular el mínimo cortocircuito a tierra del sistema asumiendo una resistencia de contacto de 40 Ω. El arranque d e
sobrecorriente del relé de tierra deberá ajustarse para este valor. b) El dial elegido deberá mantener una separación de 300 ms con la curva de máximo despeje de los fusibles aguas abajo. c) No deberá ser mayor a 160 A en subestaciones 115/13,8 KV d) No deberá ser mayor a 100 A en subestaciones 34,5/13,8 KV
I instantánea : Corriente Instantánea
Se ajustará al 80% de la falla a tierra (resistencia de contacto =0) en el primer tramo. En caso de que el relé no permita el ajuste propuesto se bloquea el instantáneo.
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-
Ajustes de Fase circuitos 13,8 KV cabecera. I arranque : Corriente de arranque
a) Será el menor valor de los tres posibles: I nominal del transformador de corriente x 1,2 I nominal del Conductor de la salida x 1,2 I arranque del General de 13,8 KV
b) El dial elegido deberá mantener una separación de 300 ms con la curva de máximo despeje de los fusibles aguas abajo.
I instantánea : Corriente Instantánea
Se ajustará al 80% de la falla trifásica en el primer tramo. En caso de que el relé no permita el ajuste propuesto se bloquea el instantáneo.
-
Fusibles en Línea: Con el fin de simplificar la operación y la gestión de los fusibles se
usarán fusibles de 80A y 40A para las redes asociadas a subestaciones de 115/13,8 KV, para la protección de ramales. Estos fusibles coordinan en serie hasta 2200 A
Para el caso de las redes asociadas a subestaciones 34,5/13,8 KV se usarán 40A y 20A, coordinando en serie hasta 1100 A
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Para los circuitos con distribución en 34,5 KV se podrá usar la secuencia 80A, 40A y 20A coordinando el primer escalón a 2200 A y el segundo a 1100 A -
Protección Alto de Fase En los equipos dotados con relés microprocesador que posean esta
función se habilitará la misma para cortocircuitos fase - tierra y trifásicos en los valores calculados para el 10% del primer tramo con resistencia de contacto 0Ω.
-
Protección Sensible de Tierra en circuitos 13,8 KV. Se deberá ajustar al 16% del transformador de corriente (TC) a
180 ms
-
Coordinación entre curvas CADAFE establece que debe existir una separación de 300 ms entre
cada una de ellas
3.2.15 – Protección Principal del Transformador 34,5 KV/ 13,8KV Para la protección de los transformadores de potencia, se debe tomar en cuenta la corriente de magnetización, las cuales aparecen cuando un transformador es energizado; esta corriente es de carácter transitorio durante un corto período de tiempo hasta que se establecen las condiciones del régimen permanente. Vale decir, que la corriente de magnetización fluye en el primario del transformador, y por lo general, repercute poco en la operación del sistema; sin embargo, estas corrientes pueden alcanzar
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valores elevados, dependiendo de las condiciones en que se efectúe la energización.
Para estimar el valor de las corrientes de magnetización es necesario recurrir a las pruebas realizadas por laboratorios para tales efectos, las cuales presentan diferentes magnitudes de la corriente de cortocircuito y sus correspondientes tiempos de duración, obteniéndose así la curva de magnetización o INRUSH, esta curva contempla el restablecimiento en frío y la corriente INRUSH, tomando como parámetro la corriente nominal del transformador. Las condiciones son las siguientes
-
-
Restablecimiento en frío 2 * IN
para
100 seg.
3 * IN 6 * IN
Para Para
10 seg. 1 seg.
12 * IN
para
0,1 seg.
25 * IN
Para
0,01 seg.
INRUSH
Esta curva establece los valores numéricos para escoger el tamaño de los fusibles así como también los ajustes de las curvas de los relés de protección de sobrecorriente. Esto se traduce en que el dispositivo de protección del transformador debe permitir el paso de estas corrientes sin que se produzca su operación.
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Existen además, situaciones en las cuales el transformador debe ser capaz de soportar esfuerzos mecánicos y térmicos; de acuerdo a las normas ANSI y NEMA, éstos esfuerzos están restringidos por las siguientes condiciones.
25
*
IN
Para
3 seg.
20
*
IN
para
3 seg.
16,6
*
IN
para
4 seg.
14,3
*
IN
para
5 seg.
11,3
*
IN
para
10 seg.
6,7
*
IN
para
30 seg.
4,75
*
IN
Para
60 seg.
La representación de estos puntos, origina lo que se llama Curva de Daño del transformador
Las curvas características de los fusibles y relés de protección de sobrecorriente
deben
estar
ubicadas
entre
las
curvas
señaladas
anteriormente (Ratia, A., 1987, p. 250).
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CAPÍTULO IV DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA SUBESTACIÓN “TOCORÓN” Es conveniente señalar antes de dar inicio a la descripción de la S/E de Tocorón, que CADAFE ha optado por el uso de este tipo de subestaciones en zonas prácticamente rurales, normalizando su capacidad a un valor de 10 MVA. En esencia, considerando la labor social que cumple la empresa de suministro de energía en zonas retiradas de lugares más poblados, el diseño de construcción de estas subestaciones llamadas no atendidas, fue concebido buscando minimizar los costos y es por ello que la configuración de las mismas en su totalidad es sumamente sencilla.
La S/E Tocorón se encuentra localizada en la Carretera Nacional Punta
Negra
entre
las
poblaciones
de
Tocorón
y
San
Francisco
pertenecientes al municipio Ezequiel Zamora, al oeste del estado Aragua. La figura muestra la localización de la subestación
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Figura 4.1 Localización de la subestación Tocorón. Fuente: CADAFE
4.1 - Descripción General Básicamente este tipo de subestaciones ocupa un área de 225 m 2 (15*15 m), en cuya superficie se ubica convenientemente toda la infraestructura de obras civiles y metálicas que permiten la instalación, fijación, ubicación y control de todos los elementos de potencia o dispositivos que las mismas ameritan para su funcionamiento.
La S/E Tocorón posee actualmente dos transformadores, por lo tanto, está dotada de doble infraestructura; de manera general, cada una de ellas la constituyen seis postes tubulares de acero, los cuales sirven de soporte a los perfiles de acero galvanizado que sirven de soporte a los pórticos de entrada en 34,5 Kv y la barra de salida en 13,8 Kv a todos sus circuitos
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respectivamente. Adicionalmente, se les añaden todas las obras civiles que contemplan bases de concreto para la instalación de los equipos de potencia, gabinete de protecciones, tubería PVC de control y de fuerza distribuidas en bancadas subterráneas de 0,30 * 0,40 m. con recubrimiento de concreto, cercas, muro de contención (en caso de ser requerido).
Se encuentra construido un mallado de aterramiento con conductor de cobre desnudo calibre 4/0 y barras Copperweld (2,4 m), el cual se configura en forma reticulada con soldadura autofundente a una distancia entre conductores no mayor a 3,5 m. Además, a la misma se le suman la instalación de un poste de alumbrado, ubicado estratégicamente en el área interna de la subestación y todas aquellas tuberías aéreas en aluminio con cajas de empalmes y conexiones tipo Leakage – tie para medición, protección, teleseñalización y control de fuerza pertenecientes a los servicios auxiliares.
4.2 - Llegada y Salidas de Líneas de la Subestación La S/E Tocorón es alimentada por la línea de subtransmisión en 34,5 Kv que proviene de la subestación Villa de Cura I, conectada a ésta a través del circuito “El Peñón” el cual posee una longitud aproximada de 18 Km.
Estas llegadas de línea se sujetan al pórtico de llegada mediante mordazas de amarre combinadas con cadenas de aisladores de tres elementos. A partir de esta llegada, la línea de alimentación es conectada en primer término a los transformadores de corriente derivándose luego de la salida de estos elementos hacia los seccionadores.
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Del seccionador tripolar la conexión se establece al disyuntor, cuyos bushings de carga son conectados a los seccionadores monopolares que interconecta a este equipo y los lados de salida de los fusibles de potencia que constituyen el By – pass. Desde este punto común se realiza la conexión al respectivo transformador de potencia 34,5 Kv / 13,8 Kv para luego alimentar unos transformadores de corriente y potencial antes de hacer su llegada a la barra colectora de 13,8 Kv.
Cada barra colectora está constituida por tres conductores de cobre desnudo número 4/0 AWG con una capacidad de 480 Amperios. Estas barras están diseñadas para un máximo de cuatro salidas de 13,8 Kv, de las cuales en el primer transformador
de la subestación Tocorón, que es en
donde está enfocado el presente trabajo, están en operación dos salidas y una transferencia del segundo transformador en el cual están operando dos salidas igualmente.
Este tipo de subestaciones, por las características dadas anteriormente en cuanto al número de llegadas y salidas de línea, CADAFE las denomina tipo Radial II, la cual es una subestación de derivación con transformadores reductores de 34,5 Kv al nivel de tensión de 13,8 Kv.
En la tabla que se muestra a continuación, se tiene la zona de alimentación de cada salida de línea en los respectivos transformadores de la S/E Tocorón
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Tabla 4.1 Zonas de alimentación de la S/E Tocorón. Fuente: CADAFE
Subestación Circuito Principal
Tocorón
Capacidad Instalada
Circuito Secundario
Tx 1 – 10 MVA
Magdaleno
34,5 Kv / 13,8 Kv
Yukeri
El Peñón
Reserva Tx 2 – 10 MVA
San Francisco
34,5 Kv / 13,8 Kv
Inos
4.3 - Datos de Líneas de Distribución Para obtener los datos correspondiente a la resistencia y reactancia inductiva asociadas a las líneas de distribución de los conductores instalados en el circuito El Peñón, se procedió a ubicar los valores establecidos por los fabricantes, dentro de los cuales se encuentran los siguientes
Tabla 4.2 Datos de conductores presentes en el sistema. Fuente: CADAFE
Conductor Capacidad (A)
R (Ω/Km)
X (Ω/Km) Ro (Ω/Km) Xo (Ω/Km)
1/0 ARV
240
0,5650
0,3330
0,7420
1,9711
2/0 ARV
280
0,4490
0.3240
0,6266
1,9610
4/0 ARV
380
0,2820
0,3070
0,4596
1,9257
Donde:
R: Resistencia del conductor (Valor dado por el fabricante) Ro: Resistencia correspondiente a la secuencia cero (Valor dado por el fabricante)
X: Reactancia inductiva correspondiente a la secuencia positiva de la línea.
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Xo: Reactancia inductiva correspondiente a la secuencia cero (Valor dado por el fabricante).
4.4 - Datos de los Transformadores de Potencia 4.4.1 - Transformador I -
Marca: Hyundai
-
Capacidad: 10 MVA
-
Año:1998
-
Circuitos: Magdaleno, Yukeri, Reserva San Francisco.
-
Características Eléctricas:
a) Tensión Nominal: 34,5 Kv / 13,8 Kv b) Corriente Nominal: (AT) 167,4 A / 418,4 A c) Frecuencia: 60 Hz d) Impedancias (Máx / Nom / Mín): 5,9% / 6,0% / 6,2% e) Tensión de Cortocircuito (Max / Nom / Min): (6.10/6.12/6.58)% f) Aislamiento: (AT) 200 KV / 110 KV (BT)
4.4.2 - Transformador II -
Marca: Siemens
-
Capacidad: 10 MVA
-
Año:2007
-
Circuitos: San Francisco, INOS.
- Características Eléctricas a) Tensión Nominal: 34,5 Kv / 13,8 Kv b) Corriente Nominal: (AT) 167,4 A / 418,4 A c) Frecuencia: 60 Hz d) Impedancias (Máx / Nom / Mín): 8% / 8,3% / 8,5%
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e) Aislamiento: (AT) 200 KV / 110 KV (BT)
4.4.3 – Tipo de Conexión Eléctrica de los Transformadores de Potencia Este dato se obtiene haciendo uso de la tabla que señala los valores para distintos tipos de conexión eléctrica entre los devanados de los transformadores de potencia, por lo que se presenta a continuación lo siguiente:
Tabla 4.3 Tipos de Conexión de Transformadores de Potencia. Fuente: CADAFE N° de Núcleos
Conexión
Xo/Xm
Núcleo 3 Devanados
Yd
0,8
Núcleo 3 Devanados
Yy (Aw)
2,4
Núcleo 3 Devanados
Yy
5
Núcleo 5 Devanados
Yd
1
Núcleo 5 Devanados
Yy (Aw)
3
Núcleo 5 Devanados
Yy
100
4.5 - Datos de Dispositivos De Protección Se describirán los dispositivos de protección que se van a coordinar en el presente estudio
4.5.1 - Disyuntor Tipo OX – 36 (VACÍO) Cada transformador de potencia, en el lado de alta tensión (34,5 KV) posee el mismo disyuntor con as siguientes características: -
Marca: Tablecel
-
Año: 1988
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-
Características Eléctricas: a) Tensión Nominal: 34.5 KV b) Capacidad: 10 MVA c) Corriente Nominal: 1200 A d) Corriente Pico: 2KA e) Capacidad de Cortocircuito: 36KA f) Bobina de Cierre: 110 VDC g) Bobina de Apertura: 110 V h) Nivel de Impulso: 110KVBIL (13.8 Kv); 170/200 Kv (34,5 Kv) i) Frecuencia: 60 HZ. j) Capacitor: 2200µF (110-127V) k) Tensión de Motor: 110 VDC
-
Características Mecánicas: a) Peso sin TC: 506 KGS b) Peso con TC: 614 KGS c) Presión de Operación: 7.5 PSI d) Presión de la Cámara: 2.5 PSI
-
Contiene: a) 1 Relé de baja tensión (Inoperativo)), b) 1 Amperímetro (0 – 240), c) 1 Transformador de Corriente (200/5 A), d) 1 Cambiador de Posición (0-1-2), e) 1 Disparo de Protección, f) 1 Resorte Descargado, g) 1 Disparo por Breakers (Mando o Control), h) 1 Llave de Enclavamient, i) 1 Interruptor,
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j) Selector (Local-Remoto), k) 3 Seccionadores de entrada y un tripolar en la salida
4.5.2 - Relés de sobrecorriente 4.5.2.1 - Barra I de la Subestación “Tocorón” -
Marca: Gec Measurements
-
Tipo: CDG14AF220 4 A 6
-
Rango Dial: 0 – 0,9
-
Rango TAP: 2,5 – 3 – 3,75 – 5 – 6 – 7,5 – 10 A
4.5.2.2 - Barra II de la Subestación “Tocorón” -
Marca: Beckwith Electric
-
Tipo: M-3310
-
Rango Dial: 0,5 – 11,0 Rango TAP: 0,1 – 12,0
4.5.3 - Reconectadores El lado de baja tensión (13,8 Kv) de los transformadores se encuentran habilitadas tres salidas, de las cuales dos se encuentran en operación en cada transformador. En el transformador I, existe una salida que sirve para transferencia del circuito San Francisco
Cada salida posee un Reconectador GVR, cuyas características se describen a continuación.
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-
Marca: Whuipp & Bourne
-
Año: 1998
-
Características Eléctricas: a) Corriente Nominal: 630 A. b) Capacidad de Interrupción: 6 KA c) Tensión Nominal: 15 Kv d) Nivel de Aislamiento: 110 Kv BIL e) Frecuecia: 60 Hz f) Corriente de disparo a Tierra: 20 A.
-
Características Mecánicas a) Presión de llenado del gas: 0,3 BAR b) Peso Aproximado: 125 Kg.
-
Posee tres Transformadores de Corriente de relación 100/200/300/1ª Cada Reconectador posee un gabinete de control que contienes un
Relé PANACEA Plus, con excepción de la salida de reserva del transformador I
4.6 - REGULADOR DE VOLTAJE -
Marca: General Electic
-
Tipo: VR – 1
-
Características Eléctricas: a) Voltaje Nominal: 120 V b) Niveles de Voltaje: 105 – 135V (Ajustables) c) Bandas 3 – 15 d) Enfriamiento: OA e) Tiempos de Demora: 10 – 90 seg. f) Polaridad de las Resistencias: (TR + X), (TR – X), (-R + X) g) Reactancias 0 – 24
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h) Frecuencia: 50/60 Hz i) Conexión Trifásica: 7620/13200 V (Con 10% de tolerancia) -
Especificaciones de cada fase: a) Carga Nominal: 437 A. b) Potencia Aparente: 333 KVA c) Aislamiento: 95 Kv BIL
-
Características Mecánicas: a) Temperatura de Operación: 55°C b) Volumen de aceite: 101 Galones c) Peso en vacío: 1650 Lbs. d) Peso total aproximado: 3020 Lbs.
-
Utiliza conductores de aluminio
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CAPÍTULO V ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO Y FLUJO DE CARGA 5.1 - Niveles de Cortocircuito del Sistema En el estudio de cualquier esquema de protección se hace imperativo conocer los niveles de corriente de cortocircuito en los diferentes puntos de interés de la red de distribución, ya que esto no sólo verifica que los equipos de protección puedan soportar e interrumpir estas corrientes, sino que se logra una adecuada operación y coordinación de estos equipos existentes en dicho sistema.
Se procederá al cálculo de los niveles de corriente de cortocircuito, partiendo desde la barra de 115 Kv de la S/E de “Villa de Cura I” hasta la barra de distribución 13,8 Kv de S/E de “Tocorón” en estudio. Para este
cálculo, por recomendación de la empresa CADAFE, se utilizó el programa computacional ETAP 6.0, posteriormente, se realizará un cálculo manual para comparar y verificar los resultados obtenidos mediante el programa.
5.1.2 - Niveles de Corriente de Cortocircuito en la barra 115 KV de la S/E “Villa de Cura I” La obtención de los niveles de cortocircuito en la barra de 115 KV de la S/E “Villa de Cura I” del Estado Aragua, fue a través de la información suministrada por el departamento de la OPSIS en la ciudad de Caracas, los
mismos hacen uso del paquete DigSILENT versión 10.31(Digital Simultation and Network calculation), el cual es una herramienta para la resolución de
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problemas de análisis de potencia, tanto en pequeña como en gran escala y para el caso de Venezuela en el Sistema Interconectado Nacional (S.I.N).
Para correr dicho sistema, es necesario tomar consideraciones generales como lo son:
Emplear
el
modelo
correspondiente
al
de
Thevenin
sistema
para
interconectado
sistemas nacional
exteriores ya
que
contribuyen a los niveles de cortocircuito en la barra de 115 KV de la S/E San Vicente. El teorema de Thevenin indica que cualquier sistema puede ser representado por una impedancia equivalente y una fuente equivalente y para el caso en estudio si la tensión del sistema exterior, se asume igual a la nominal, entonces, en referido al sistema por unidad su valor debe ser: Vth=V”se=1.0 a un ángulo determinado por el software en p.u.
Se desprecia la parte resistiva del transformador de potencia debido a que es sumamente pequeña.
Para que la tensión en el sistema equivalente de Thevenin sea 1.0, se asume el sistema eléctrico en estudio en vacío.
Dado todos los parámetros en la cual funciona el paquete o Software DigSILENT se realiza el corrido del sistema dando como resultado los siguientes valores de cortocircuito.
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Tabla 5.1 Niveles de Corriente de Cortocircuito en la Barra de 115 KV de la Subestación “Villa de Cura I”. Fuente: CADAFE
S/E Villa de Cura I
Trifásico Módulo Grados Ik”(KA) 7,406
-73,48°
Monofásico Módulo Grados Ik”(KA) 4,684
-72,86°
Tabla 5.2 Datos de los Voltajes por Unidad (p.u) del Sistema Equivalente de Thevenin. Fuente: CADAFE
S/E Villa de Cura I
Trifásico Módulo Grados V(p.u) 1
0°
Monofásico Módulo Grados V(p.u) 1
0°
Nota: Estos datos fueron suministrados por la OPSIS mediante resultados arrojados por el Software DIGSILENT en el sistema interconectado nacional.
Con los datos de los niveles de cortocircuito y las características de los equipos pertenecientes a las subestaciones Villa de Cura I y Tocorón, se procedió a realizar la simulación y el estudio de cortocircuito mediante el Software ETAP 6.0.
Se realizaron diversas simulaciones de fallas trifásicas, monofásicas y mínimas monofásicas en las barras asociadas al sistema en estudio, generándose varios reportes los cuales se mostrarán a continuación.
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Tabla 5.3 Corriente de Cortocircuito con le herramienta ETAP. Fuente: AUTOR
Subestación V. de Cura I V. de Cura I Tocorón Tocorón Tx1 Tocorón Tx2
Trifásica
Icc (KA) Monofásica
Mínima
7,406 5,506 1,509 2,518 2,219
4,684 4,747 0,900 3,220 2,740
1,530 0,493 0,380 0,195 0,195
Barra 115 KV 34,5 KV 34,5 KV 13,8 KV 13,8 KV
5.1.3 - Verificación de Niveles de Cortocircuito La figura ilustra el diagrama unifilar correspondiente a la S/E “Tocorón” que alimenta la S/E “Villa de Cura I”
Figura 5.1 Diagrama Unifilar del Sistema de Subtransmisión. Fuente: AUTOR Con los datos obtenidos de corrientes de falla en la barra de 115 Kv se calculan las impedancias de secuencia vistas hacia la fuente (sistema externo) en p.u., utlizando el método de las componentes simétricas Los valores base para realizar estos cálculos son los siguientes:
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= 100 MVA = 115 KV (Para el lado primario S/E “Villa de Cura I) = 34,5 KV (Para el lado secundario S/E “Villa de Cura I)
Cálculo de la Impedancia equivalente para la barra 115 KV de la S/E “Villa de Cura I” V ( p.u) 10º p.u MVA BASE
100 MVA
Icc3 7,406 73,48 KA
Utilizando la ecuación 2, I BASE
MVA BASE 3 * KV BASE
Sustituyendo los valores base en la ecuación 2, se tiene: I BASE
100 MVA 3 *115KV
De la ecuación 5, se despeja
502,04 Amp
Icc3 ( p .u )
Icc 3 I BASE
Ahora, sustituyendo, se tiene (7,406 *10 73,48º ) 3
Icc3 ( p.u )
502,04
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14,75 73,48º p.u.
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-
Secuencia Positiva Z at
V ( p.u ) Icc3 ( p.u )
Ecuación 12
Sustituyendo, Z at
-
(10º ) (14,75 73,48º )
0,06773,48º
Secuencia negativa Es bastante común, que las impedancias de secuencia positiva y
negativa sean iguales, debido a que la impedancia de un circuito lineal y simétrico es independiente del orden de fases, a condición de que las tensiones aplicadas estén equilibradas; por lo tanto, Z at Z at 0,06773,48º
-
Secuencia cero
Haciendo uso de la siguiente ecuación 0 Z at
V ( p.u ) * 3 Icc1 ( p.u )
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Z se Z se
Ecuación 13
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Donde: V ( p.u) (10º ) Icc1 4,684 72,86KA
De la ecuación 5, despejamos
Icc1 ( p .u )
Icc1 Ibase
(4,684 *10 72,86º ) 3
Icc1 ( p.u )
502,04
9,329 72,86º p.u.
Utilizando la Ecuación 13, Z se0
(10º ) * 3 (9,329 72,86)
2 * (0,06773,48º ) (0,18772,417º )
Cálculo de Impedancia del Transformador de potencia (115/34,5)KV de la S/E “Villa de Cura I” MVAnueva Zcc Z vieja MVAvieja
Ecuación 14
Donde: Z vieja Z transformado r ( p.u ) Z transformado r 8,69% Z transformado r ( p.u ) 0,0869 MVAnueva 100 MVA MVAvieja 36 MVA
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Sustituyendo en la ecuación 14 se obtiene:
100 MVA Zcc 0,0869 0,241 36 MVA -
Secuencia Positiva Z T Z T 0,2 * Z cc 0,98 j * Z cc
Ecuación 15
Sustituyendo valores en la ecuación 15, Z T Z T 0,2 * 0,241 0,98 j * 0,241 Z T 0,24178,48
-
Secuencia Cero
Se obtiene a través de la siguiente ecuación
Z T 0 0,85 * Z T
Ecuación 16
Z T 0 0,85 * (0,24178,48) Z T 0 0,20478,48
5.1.3.1 - Niveles de cortocircuito en diferentes puntos de la red Punto 1: Barra 34,5 KV; Subestación “Villa de Cura I”
-
Secuencia Positiva Z eq 1 Z eq1 Z at Z T
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Ecuación 17
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Sustituyendo valores en la Ecuación 17 Z eq 1
Z eq1
-
(0,06773,48) (0,24178,48)
(0,30777,39)
Secuencia Cero 0 0 0 Z eq 1 Z at Z T
Ecuación 18
0 Z eq 1 (0,18772,41) (0,20478,48) 0 Z eq 1 (0,39075,57)
a) Cortocircuito Trifásico Icc 3
1
1
Z eq1
0,30777,39
I BASE
Icc3
100 MVA
3,257 77,39
1673,47
3 * 34,5KV
3,257 77,39 *1673,47 Icc3 5451,04 77,39 A
b) Cortocircuito Monofásico Icc1
3 0 eq1
2 * Z eq1 Z
Icc1
3
2 * (0,30777,39) (0,39075,57)
2,988 76,68 *1673,47 Icc1
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2,988 76,68
5001,01 76,68 A
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c) Cortocircuito Mínimo (Zf = 40 Ω) Icc min
3 3 0,289 5,412 0 2 * (0,30777,39) (0,39075,57) 3 * 3,36 2 * Z eq1 Z eq1 3 * Zf
Icc min 0,289 5,412 *1673,47 Icc min 484,71 5,41 A
Punto 2: Barra 34,5 KV; Subestación “Tocorón”
Es necesario conocer la impedancia de secuencia equivalente hasta el punto 2: -
Secuencia Positiva Z eq 2 Z eq Z 01 Z 1 2
-
Ecuación 19
Secuencia Cero 0 0 0 Z eq 2 Z 01 Z 1 2
Ecuación 20
Donde Z 01 Z eq 1 0,30777,39 0 Z 001 Z eq 1 0,39075,57
Z 12
Z de la línea de transmisión
La S/E Tocorón, es alimentada desde la S/E Villa de Cura a través del circuito “El Peñón”, el cual tiene una longitud de 18 Km, con un conductor
número 4/0 Arvidal cuyas impedancias de secuencia, según la Tabla N° son:
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0,282 0,307 j ( / Km)
Z 40 / 0 ARV
0,4596 1,9257 j ( / Km)
Z 4 / 0 ARV
Se halla la ZBASE utilizando la siguiente ecuación 1 Z BASE
KV BASE 2 MVA BASE
Se tiene entonces Z BASE
34,5Kv2 100 MVA
11,9025
La impedancia en la línea, a 18 Km se halla de la siguiente manera Z 1 2
Z 4 / 0 ARV *18Km Z BASE
Ecuación 21
Sustituyendo valores,
Z 12
Z 102
0,282 0,307 j ( / Km) *18Km 11,9025
0,459 1,925 j ( / Km) *18Km 11,9025
0,426 0,464 j
0,695 2,912 j
Utilizando las ecuaciones 19 y 20 respectivamente, Z eq 2 0,30777,39 0,426 0,464 j 0,90857,14
0 Z eq 0,39075,57 0,695 2,912 j 3,3876,45 2
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a) Cortocircuito Trifásico Icc 3
Icc3
1 Z eq 2
1 0,90857,14
1,101 57,14
1,101 57,14 *1673,47 Icc3 1843,02 57,14 A
b) Cortocircuito Monofásico Icc1
3
2 * Z eq 2
Icc1
0 eq 2
Z
3 2 * (0,90857,14) (3,3876,45)
0,584 69,72
0,584 69,72 *1673,47 Icc1 978,80 69,72 A
c) Cortocircuito Mínimo (Zf = 40 Ω) 3
Icc min
0 eq1
2 * Z eq1 Z
3 3 * Zf
2 * (0,90857,14) (3,3876,45) 3 * 3,36 0,234 22,08
Icc min 0,234 22,48 *1673,47 Icc min 392,33 22,08 A
Punto 3: Barra 13,8 KV, Transformador I de la Subestación “Tocorón”
Cálculo de Impedancia del Transformador de potencia I (34,5/13,8)KV de la S/E “Tocorón” Utilizando la ecuación 14
MVAnueva Zcc Z vieja MVAvieja
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Donde: Z vieja Z transformado r ( p.u ) Z transformado r 6% Z transformado r ( p.u ) 0,06 MVAnueva 100 MVA MVAvieja 10 MVA
Sustituyendo se obtiene:
100 MVA Zcc 0,06 0,6 10 MVA
-
Secuencia Positiva Z T 1 Z T 1 0,2 * Z cc 0,98 j * Z cc
Sustituyendo valores en la ecuación 15,
Z T 1 0,6078,46 Z T 1 Z T 1 0,2 * 0,6 0,98 j * 0,6
-
Secuencia Cero
Se obtiene a través de la siguiente ecuación 16 0
Z T 1
0,85 * Z T 1
Z T 1 0,5178,46 Z T 1 0,85 * (0,6078,46) 0
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0
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Cálculo de Impedancia equivalente para la Barra I, nivel de tensión 13,8 KV de la Subestación “Tocorón”
-
Secuencia Positiva Z eq 3 Z eq 3 Z eq 2 Z T 1
Ecuación 22
Sustituyendo valores en la Ecuación 22
(0,90857,14) (0,6078,46)
(1,48365,59)
Z eq3 Z eq3
-
Secuencia Cero 0 Z eq Z T 01 3
0 Z eq 3 (0,5178, 46) 0 (0,102 0,49 j ) Z eq 3
a) Cortocircuito Trifásico
Icc 3
1
Z eq3
I BASE
Icc3
1 1,48365,59 100 MVA
0,674 65,59
4183,69
3 *13,8KV
0,674 65,59 * 4183,69 Icc3
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2821,09 65,59 A
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b) Cortocircuito Monofásico
Icc1
3
0
2 * Z eq3
Icc1
3
Z eq3
2 * (1,48365,59) (0,5178,46)
0,865 67,46
0,865 67,46 * 4183,69 Icc1 3622,18 67,46 A
c) Cortocircuito Mínimo (Zf = 40 Ω)
Icc min
3
0 eq 3
2 * Z eq3 Z
3
3 * Zf
2 * (1,48365,59) (0,5178,46) 3 * 21,01
0,046 2,84
Icc min 0,046 2,84 * 4183,69 Icc min 194,79 2,84 A
Punto 4: Barra 13,8 KV, Transformador II de la Subestación “Tocorón”
Cálculo de Impedancia del Transformador de potencia II (34,5/13,8)KV de la S/E “Tocorón” MVAnueva Zcc Z vieja MVAvieja
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Donde: Z vieja Z transformado r ( p.u ) Z transformado r 8,3% Z transformado r ( p.u ) 0,083 MVAnueva 100 MVA MVAvieja 10 MVA
Sustituyendo se obtiene:
100 MVA Zcc 0,083 0,83 10 MVA
-
Secuencia Positiva
Z T 2
Z T 2
0,2 * Z cc
0,98 j * Z cc
Sustituyendo valores en la ecuación,
Z T 2 0,8378,46 Z T 2 Z T 2 0,2 * 0,83 0,98 j * 0,83
-
Secuencia Cero
Se obtiene a través de la siguiente ecuación 0
Z T 2
0,85 * Z T 2
0 Z T 02 0,70578,46 Z T 2 0,85 * (0,8378,46)
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Cálculo de Impedancia equivalente para la Barra II, nivel de tensión 13,8 KV de la Subestación “Tocorón”
-
Secuencia Positiva Z eq 4 Z eq 4 Z eq 2 Z T 2
Ecuación 23
Sustituyendo valores en la ecuación 23
(0,90857,14) (0,8378,46)
(1,70867,31)
Z eq 4 Z eq 4
-
Secuencia Cero 0 0 Z eq 4 Z T 2
0 Z eq 4 (0,70578,46) 0 Z eq j 4 (0,141 0,690 )
a) Cortocircuito Trifásico
1
Icc 3
Icc3
Z eq4
1
1,70867,31
0,587 67,31
0,587 67,31 * 4183,69 Icc3
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2459,54 67,31 A
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b) Cortocircuito Monofásico
Icc1
3
0
2 * Z eq 4
Icc1
3
Z eq 4
2 * (1,70867,31) (0,70578,46)
0,730 69,21
0,730 69,21 * 4183,69 Icc1 3053,82 69,21 A
c) Cortocircuito Mínimo (Zf = 40 Ω)
Icc min
3
0 eq 4
2 * Z eq 4 Z
3
3 * Zf
2 * (1,70867,31) (0,70578,46) 3 * 21,01
0,046 3,409
Icc min 0,046 3,409 * 4183,69 Icc min 194,27 3,409 A
Comparando los resultados de los cálculos realizados teóricamente con los del programa ETAP, se pude afirmar que los arrojados por éste último son bastante parecidos y confiables y pueden tomarse en cuenta para continuar con los estudios necesarios para el desarrollo de este trabajo de grado.
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5.2 – Estudio de Flujo de Carga
El estudio de flujo de carga, también conocido como flujos de potencia, está orientado a la determinación de las condiciones de operación en estado permanente de un sistema eléctrico de potencia y constituye de hecho, uno de los que se realizan con frecuencia en las empresas eléctricas.
Dichos estudios son muy importantes para la planificación, control y operación de los sistemas eléctricos existentes, así como para la planificación de expansiones futuras; ya que se trata de obtener una operación satisfactoria de los sistemas, considerando los efectos de las interconexiones, incorporación de nuevas cargas, bancos de transformación, incorporación de nuevas centrales generadoras o nuevas líneas de transmisión.
Con un estudio de flujo de carga se pueden obtener los siguientes datos de un sistema eléctrico de potencia: - Flujo en KW o KVAR en las ramas de la red. - Voltaje en todas las barras. - Efectos de incorporación de nuevos circuitos y cargas, - Efectos de pérdida de generación y de circuitos de transmisión. - Condiciones óptimas de operación del sistema y de distribución de cargas - Evaluar el mejor estado operativo del sistema de potencia.
Para el inicio del estudio de flujo de cargas, se deben tener los siguientes datos:
- Diagrama unifilar del sistema de potencia en estudio.
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- Impedancia de secuencia positiva de las líneas de transmisión y/o distribución. - Datos de los transformadores de potencia instalados en el sistema de potencia. - En caso de una interconexión con otro sistema, se requieren los niveles de cortocircuito trifásico y monofásico en la barra de conexión
La tabla 5.4, muestra los resultados del estudio de flujo de carga en las barras y buses presentes en el sistema de subtransmisión, arrojados por la herramienta computacional ETAP.
Tabla 5.4 Reporte de Flujo de Carga. Fuente: AUTOR Bus
Voltaje
Generación
ID
KV
S/E V.C I
115
100
0
7
S/E V.C I
34,5
100
-1
0
Tranf V.C. I
115
Flujo de Carga
%Mag Ang MW Mvar
99,747
0
0
ID
MW
Mvar
Amp
%PF
0,869
Tranf. V.C. I 115KV
7
0,869
36,2
99,3
0
Tranf. V.C. I 34,5KV
-7,161
-0,746
120,8
99,5
Tocorón 34,5 KV
7,161
0,746
120,8
99,5
S/E V.C. I 115 KV
-7,166
-0,869
36,2
99,3
Tranf. V.C. I 34,5KV
7,161
0,869
36,2
99,3
0
Tranf V.C. I
34,5 99,747
-1
0
0
S/E V.C. I 34,5 KV Tranf. V.C. I 115KV
7,161 -7,166
0,746 -0,746
120,8 120,8
99,5 99,5
Tranf I Tocorón
34,5 99,742
-1
0
0
S/E Tocorón 34,5 KV
-4,218
-0,54
71,4
99,2
Tranf I Tocorón 13,8 KV
4,218
0,54
71,4
99,2
S/E Tocorón I 13,8 KV
4,211
0,431
178,4
99,5
Tranf I Tocorón 34,5 KV
-4,211
-0,431
178,4
99,5
S/E Tocorón 34,5 KV
-2,943
-0,206
49,5
99,8
Tranf II Tocorón 13,8 KV
2,943
0,206
49,5
99,8
S/E Tocorón II 13,8 KV
2,938
0,131
123,7
99,9
Tranf II Tocorón 34,5 KV
-2,938
-0,131
123,7
99,9
-2,938
-0,131
123,7
99,9
-4,211
-0,431
178,4
99,5
Tranf I Tocorón
13,8 99,287 -2,4
Tranf II Tocorón 34,5 99,742
-1
Tranf II Tocorón 13,8 99,437 -2,4
S/E Tocorón II S/E Tocorón I S/E Tocorón
0
0
0
0
0
0
13,8 99,437 -2,4
0
0
13,8 99,286 -2,4
0
0
Tranf II Tocorón 13,8 KV Tranf I Tocorón 13,8 KV
34,5 99,743
0
0
Tranf I Tocorón 34,5 KV
4,218
0,54
71,4
99,2
Tranf II Tocorón 34,5 KV
2,943
0,206
49,5
99,8
S/E V.C. I 34,5 KV
-7,161
-0,746
120,8
99,5
-1
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En la figura 5.2 se muestra el resultado del estudio de flujo de carga en el diagrama unifilar
Figura 5.2 Estudio de Flujo de Carga. Fuente: AUTOR
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CAPÍTULO VI AJUSTES ACTUALES DE LAS PROTECCIONES EN EL TRANSFORMADOR I DE LA SUBESTACIÓN “TOCORÓN” A continuación se muestran los ajustes de protecciones actuales en subestación bajo estudio. En las figura 6.1 se puede observar la ubicación de los equipos de protección. En cada tabla se representan los ajustes tanto por fase como por tierra, con dichos ajustes se procede a realizar las respectivas curvas de cada elemento de protección en la herramienta computacional ETAP, para de esta manera verificar si estas protecciones cumplen con los criterios de protecciones de la empresa CADAFE presentados en el capítulo 3, en el punto 3.2.14
Figura 6.1 Ubicación actual de los equipos de protección del Transformador I en la S/E Tocorón. Fuente: CADAFE
Tabla 6.1 Ajuste actual por Fase y Tierra de la Protección Principal del Transformador I de la S/E Tocorón. Fuente: CADAFE
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S/E "Tocorón"
Circuito: "El Peñón" (34,5KV)
Proteccón: Lado de Alta (34,5KV)
Barra Marca de 1 Relé Modelo Iarranque (A) Iinstantánea (A) Dial Tipo de Curva Relación TC TAP Teórico Ajuste Instantáneo
Fase GEC
Tierra N/A
CDG14 200 N/A 0,1 Ext.Inversa (IEC) 200/5 5 N/A
N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Reenganche (s) Sensible a Tierra
13,5 N/A
N/A N/A
Observaciones Amper primario Amper primario
Amper secundario Amper secundario
Tabla 6.2 Ajuste actual por Fase y Tierra de la Protección de Salida 13,8 KV del Transformador I de la S/E Tocorón, Circuito Magdaleno. Fuente: CADAFE
S/E "Tocorón" Barra 1
Circuito: "Magdaleno" Fase
Tierra
Marca de Relé
Whipp & Bourne
Whipp & Bourne
Modelo Iarranque (A) Iinstantánea (A) Dial Tipo de Curva Relación TC TAP Teórico Ajuste Instantáneo Reenganche (s)
Panacea Plus 400 N/A N/A 1 - A (Rápida) 3 - B (Lenta) 400/1 1 N/A 2
Panacea Plus 120 N/A N/A 1 - A (Rápida) 3 - B (Lenta) 400/1 0,3 N/A 2
Sensible a Tierra
N/A
N/A
Protección: Salida 13,8 KV Observaciones
Amper primario Amper primario
Tabla 6.2 Ajuste actual por Fase y Tierra de la Protección de Salida 13,8 KV del Transformador I de la S/E Tocorón, Circuito Yukeri. Fuente: CADAFE
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S/E "Tocorón" Barra Marca de 1 Relé Modelo Iarranque (A) Iinstantánea (A) Dial Tipo de Curva
Circuito: "Yukeri"
Protección: Salida 13,8 KV
Relación TC TAP Teórico
WhippFase & Bourne Panacea Plus 100 N/A N/A 1 - A (Rápida) 2 - B (Lenta) 400/1 0,25
Tierra Whipp & Bourne Panacea Plus 100 N/A N/A 1 - A (Rápida) 2 - B (Lenta) 400/1 0,25
Ajuste Instantáneo Reenganche (s) Sensible a Tierra
N/A 2 N/A
N/A 2 N/A
Observaciones Amper primario Amper primario
A continuación se representan las curvas tiempo – corriente en cada punto del sistema en estudio, arrojadas por la herramienta computacional ETAP 6.0.
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Figura 6.2 Coordinación actual por Fase de Protecciones en el Transformador I de la S/E Tocorón. Circuito: Magdaleno. Fuente: AUTOR
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Figura 6.3 Coordinación actual por Tierra de Protecciones en el Transformador I de la S/E Tocorón. Circuito: Magdaleno. Fuente: AUTOR
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Figura 6.4 Coordinación actual por Fase de Protecciones en el Transformador I de la S/E Tocorón. Circuito: Yukeri. Fuente: AUTOR
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Figura 6.5 Coordinación actual por Tierra de Protecciones en el Transformador I de la S/E Tocorón. Circuito: Yukeri. Fuente: AUTOR
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Al analizar los ajustes representados en las curvas tiempo – corriente, tanto en la coordinación por fase como por tierra, se puede observar que dichos ajustes no se amoldan a los criterios que establece CADAFE y que han sido descritos con anterioridad, destacando que entre cada curva presente en la coordinación no existe la distancia mínima de 300 milisegundos; de la misma manera, los ajustes de las corrientes de arranque, las cuales no siguen los criterios señalados por la empresa.
Otro detalle que vale la pena resaltar es la presencia de fusibles 50 A tipo K en la salida de los circuitos de 13,8 KV, cuando la empresa establece que deben utilizarse fusibles de 40 A y 20 A.
La curva de ajuste del Relé CDG14 no se encuentra ubicada entre las curvas de daño en INRUSH del transformador de corriente como se muestra en la figura 6.6
En el capítulo 7 se presentan los ajustes a proponer para lograr la coordinación adecuada de los equipos de protección en esta zona de la subestación
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Figura 6.6 Curvas de ajuste actual del Relé CDG14 y de limitaciones del Transformador I de la S/E Tocorón. Fuente: AUTOR
CAPÍTULO VII
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PROPUESTA DE AJUSTES PARA LAS PROTECCIONES EN EL TRANSFORMADOR I DE LA SUBESTACIÓN “TOCORÓN” En el capítulo 6 se analizó el sistema de protecciones actuales para los equipos presentes en el Transformados I de la subestación, donde se puede apreciar la mala coordinación que poseen dichos equipos, por lo que es necesario realizar el estudio pertinente para obtener así un sistema sensible y confiable en los sistemas bajo estudio.
A continuación se presentan los cálculos según criterio de protecciones de CADAFE expuesto en el capítulo 3 punto 3.2.14
7.1 - Para Fusibles en Línea De acuerdo con la fgura 6.1, la primera coordinación a realizar es la de fusibles en línea, dado que es una red asociada a una subestación 34,5/13,8 KV se usará la curva del fusible de 40 A tipo K por criterio CADAFE, sustituyendo los fusibles de 50 A tipo K, incumpliendo así con los criterios expuestos.
7.2 - Para Reconectador en las salidas 13,8 KV Se propone un ajuste para los 2 equipos en operación, los cuales protegen la cabecera de los circuitos Magdaleno y Yukeri cada uno. El equipo utilizado es el Reconectador GVR27 con control PANACEA Plus
a) Coordinación por Fase
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Corriente de arranque (I arranque ): Será la menor de los tres valores posibles:
Dado que el TC es de relación 400/1, se asumurá una I arranque = 400 A.
-
Corriente instantánea (I instantánea ): Se ajustará al 80% de la falla de cortocircuito trifásica máxima
Para este ajuste, se utilizará la corriente de cortocircuito trifásica en la Barra I de 13,8 KV arrojada por el programa ETAP
-
TAP teórico
-
Ajuste Instantáneo
b) Coordinación por Tierra
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Corriente
de arranque (I arranque ): Por criterio en subestaciones
34,5KV/13,8KV, el ajuste de la corriente de arranque no debe ser mayor a 100 A, por lo tanto
-
Corriente instantánea (I instantánea ): Se ajustará al 80% de la corriente de cortocircuito monofásica máxima
Para este ajuste, se utilizará la corriente de cortocircuito monofásica en la Barra I de 13,8 KV arrojada por el programa ETAP
-
TAP teórico
-
Ajuste Instantáneo
7.3 – Para Protección del Lado de Alta del Transformador de distribución
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En los últimos meses, CADAFE ha estado sustituyendo los relés electromecánicos por relés electrónicos en las subestaciones no atendidas; ante esta situación, y por sugerencia del asesor industrial de este trabajo de grado, se propone la sustitución del relé CDG14 por el relé M-3310, marca Beckwith, el cual se ha instalado en varias subestaciones pertenecientes a la Zona Aragua y es el modelo utilizado por la protección principal del Transformador II de la subestación Tocorón.
a) Coordinación por Fase
-
Corriente de arranque (I arranque ):
-
TAP teórico
Para el ajuste de protección alta de fase, la corriente instantánea, se ajustara al 10% de la corriente de cortocircuito máxima en la barra 34,5 KV de la subestación Tocorón. Se tomará el valor arrojado por el programa ETAP.
-
Corriente instantánea (I instantánea ):
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Ajuste Instantáneo
Coordinación por tierra no aplica (N/A), dado que el transformador está conectado en delta en el lado de alta tensión.
Con los cálculos realizados, se construyen las siguientes tablas, en los que se proponen los ajustes siguiendo los criterios de CADAFE para lograr una óptima coordinación de los equipos de protección. Además, en las figuras 7.1 y 7.2 se muestran las curvas tiempo – corriente para estos ajustes.
Tabla 7.1 Ajuste propuesto por Fase y Tierra para la Protección Principal del Transformador I de la S/E Tocorón. Fuente: AUTOR
S/E "Tocorón" Barra 1
Proteccón: Lado de Alta (34,5KV)
Circuito "El Peñón" (34,5KV) Fase
Marca de Relé Modelo Iarranque (A) Iinstantánea (A) Dial Tipo de Curva Relación TC TAP Teórico Ajuste Instantáneo
Beckwith M-3310 200 1358,1 2,5 Ext. Inversa (IEC) 200/5 5 33,95
Reenganche (s) Sensible a Tierra
N/A N/A
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Tierra N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Observaciones Amper primario Amper primario
Amper secundario Amper secundario
N/A N/A
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Tabla 6.2 Ajuste actual por Fase y Tierra de la Protección de Salida 13,8 KV del Transformador I de la S/E Tocorón, Circuitos: Magdaleno y Yukeri. Fuente: AUTOR S/E "Tocorón" Barra 1
Circuitos: "Magdaleno" "Yukei" Fase
Protección: Salidas 13,8 KV Tierra
Marca de Relé Modelo Iarranque (A) Iinstantánea (A) Dial
Whipp & Bourne Panacea Plus 400 2014,4 0,15 1-Normal I. (IEC)
Whipp & Bourne Panacea Plus 100 2576 0,2
Tipo de Curva
Rápida 2-Normal I. (IEC) Lenta 400/1 1 5,036 2 N/A
1-Muy Inv(IEC) Rápida
Relación TC TAP Teórico Ajuste Instantáneo Reenganche (s) Sensible a Tierra
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Observaciones
Amper primario Amper primario
2-Muy Inv(IEC) Lenta 400/1 0,25 6,44 2 N/A
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Figura 6.2 Coordinación propuesta por Fase para Protecciones en el Transformador I de la S/E Tocorón. Circuito: Magdaleno y Yukeri. Fuente: AUTOR
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Figura 6.3 Coordinación propuesta por Tierra para Protecciones en el Transformador I de la S/E Tocorón. Circuito: Magdaleno y Yukeri. Fuente: AUTOR
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CONCLUSIONES -
Debido a que el porcentaje de las fallas es de tipo transitorio, la utilización de los esquemas de protección basados en relés de sobrecorriente, reconectadores y fusibles de línea en circuitos radiales de distribución, representan una solución práctica, además de ofrecer una mayor facilidad para localizar fallas y disminuir, de esta manera, el tiempo de restablecimiento del servicio eléctrico.
-
La coordinación actual de los equipos de protección presentes en el Transformador I de la subestación “Tocorón” n o cumple con el rango de
separación de 300 milisegundos entre las curvas de ajuste y se observa solapamiento entre las mismas, impidiendo, de este modo, que los equipos de protección cumplan con su función de selectividad operativa.
-
Para salida de líneas de niveles de tensión 13,8KV se encuentran instalados fusibles de 50 Amperios tipo K, cuando la norma establece que deben emplearse fusibles con capacidades de 40 y 20 Amperios tipo K, incumpliendo con los criterios de ajustes de la empresa CADAFE
-
Los relés CDG 14, poseen un rango de coordinación muy pequeño, por lo que el esquema de protección es limitado dada la rigidez del equipo. Adicionalmente el ajuste del relé de la subestación es muy bajo (TAP 5, Dial 0,1).
- Actualmente, el dial en el que se ajusta la curva del relé de protección principal del Transformador I de la subestación “Tocorón”, modelo
CDG14, impide que ésta se ubique dentro del rango de las curvas
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INRUSH y de daño de dicho transformador de potencia, arriesgando la vida útil del mismo.
-
Las opción de Alta Corriente del Relé PANACEA Plus, el cual controla los Reconectadores GVR en las salidas de 13,8 KV hacia los circuitos Magdaleno y Yukeri, se encuentra desactivada.
-
El uso de herramientas computacionales para analizar sistemas eléctricos de potencia, proporciona la información necesaria del comportamiento del sistema, ya que se pueden realizar simulaciones que permitan proyectar futuros cambios en el mismo, así como su operación para distintas condiciones obteniendo resultados rápidos y confiables
-
Para la coordinación del relé de sobre corriente, reconectadores y fusibles, se utilizaron niveles de corriente simétrica de cortocircuito, obtenidos a través del software ETAP 6.0, dada la confiablidad y veracidad del mismo.
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RECOMENDACIONES -
Es fundamental que la empresa CADAFE, Región 4 Zona Aragua, actualice los archivos y planos de las subestaciones eléctricas lo cual permitirá un mejor control en las operaciones, mantenimiento y futuras ampliaciones de las instalaciones.
-
Realizar mantenimiento preventivo de pica y poda, al menos una vez al mes, con el fin de reducir las posibles fallas por vegetación y las de tipo fortuita.
-
Sustitución de los fusibles de 50 A tipo K en las salidas de líneas por fusibles de 40 A tipo K, cumpliendo de esta forma con los criterios propuestos por la empresa CADAFE.
-
Reemplazar el Relé CDG14 por el Relé M-3310 como protección principal del Transformador I de la subestación “Tocorón”, dada la versatilidad del mismo, con el fin de continuar con el plan de actualización de las subestaciones de tipo no atendidas en la Zona Aragua.
-
Activar las opciones de Alta Corriente en los paneles de control de los Relés PANACEA Plus presentes en la subestación “Tocorón”.
-
Implementar los ajustes calculados en cada relé de sobrecorriente y reconectador
para
garantizar
la
correcta
operación
de
dichos
dispositivos, lográndose una mayor selectividad y continuidad del suministro eléctrico.
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En el caso de efectuar cambios o modificaciones en los equipos, se recomienda evaluar los ajustes de los equipos de manera que se eviten disparos falsos de los relés instalados, ya que la coordinación de protecciones es muy sensible a las variaciones que se realicen en el sistema.
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BIBLIOGRAFÍA Arias, F. (2006). “El proyecto de investigación, introducción a la metodología científica”. Venezuela: Editorial Episteme.
CADAFE (2006). “Criterios de Coordinación de Proteccionea”, Venezuela.
Delgado, N. (2005). “Coordinación de Protecciones en Baja Tensión de la Plataforma Marina ubicada en el Terminal de Almacenamiento de Embarque Jose (TAEJ) perteneciente a la empresa Petróleos de Venezuela División Oriente”. Trabajo de grado, Universidad Bicentenaria de Aragua, Venezuela.
Figuera, S. (1992). “Actualización del Sistema de Protecciones en Circuitos de
Distribución (34.5 KV – 13.8 KV) Zona Monagas”. Trabajo de grado,
Universidad de Oriente Núcleo, Anzoátegui, Venezuela.
García, L. (2008). “Estudio de los sistemas de protección, para la instalación de descargadores de sobretensiones en las redes de34.5KV. En los circuitos Peñón y Camejo
de la S/E Villa de cura I de CADAFE región 4 zona
Aragua”. Trabajo de grado, Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño, Maracay, Venezuela.
Interconexión Eléctrica S.A. “E.S.P” (2000). “Guías para el Buen Ajuste y la
Coordinación de Protecciones del STN”, Colombia.
Kosow, J. (2006). “Máquinas Eléctricas y Transformadores”. Editorial Reverte, México
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“Manual de Operaciones y Mantenimiento de Reconectadores GVR con Relé
PANACEA Plus”
Morín, M. (2001). “Diseño de una Subestación de Transmisión de 115/13,8KV. De la subestación Tres Picos ”. Trabajo de grado, Universidad de Oriente, Anzoátegui, Venezuela
Parra, H. (2008). “Curso de Coordinación de Protecciones de Sistemas Eléctricos Industriales”. Universidad de Oriente, Venezuela.
Ramírez, S. (2007).” Protección de Sistemas Eléctricos”. Universidad Nacional de Colombia, Colombia.
Ratia, A. (1987). “Coordinación en el Sistema de Subtransmisión 34,5KV Ocumare de la Costa”. Trabajo de grado de Ingeniería, Universidad de Carabobo, Venezuela.
Torrivilla, R. (2000). “Evaluación y Coordinación de las Protecciones Eléctricas en el Sistema de Distribución 13,8 KV de PDVSA Distrito Punta de Mata”. Trabajo de grado, Universidad de Oriente, Anzoátegui, Venezuela
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ANEXOS
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ANEXO A DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN TOCORÓN
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ANEXO B RESULTADOS DEL ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA
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Project: Location:
ETAP
SUBESTACIÓN TOCORÓN
Page:
6.0.0
TOCORÓN - ARAGUA. VENEZUELA
Date:
02-05-2012
SN:
12345678
Contract: Engineer: LUIS G. FRANCIA Filename: PRUEBA
1
Revision: Base Config.: Normal
Study Case: LF
LOAD FLOW REPORT
Voltage
Bus
ID
kV
%
Ang.
Generation
MW
Load
Mvar
MW
Load Flow
Mvar
Tocorón (34,5KV)
34.500 99.743
-1.0
0
0
0
Tocorón, Barra I Tocorón. Barra II Transf II
13.800 99.286 13.800 99.437 13.800 99.437
-2.4 -2.4 -2.4
0 0 0
0 0 0
4.211 2.938 0
Transf II
34.500 99.742
-1.0
0
0
0
Transf I
13.800 99.287
-2.4
0
0
0
Transf I
34.500 99.742
-1.0
0
0
0
Transf V de Cura
34.500 99.747
-1.0
0
0
0
Transf V de Cura
115.000 100.000
0.0
0
0
0
Villa de Cura I (34,5KV 34.500 99.747
-1.0
0
0
0
Villa * de Cura I (115KV)115.000 100.000
0.0
7.166
0.869
0
ID
MW
0 Transf I Tocorón(34,5KV) 4.218 Transf II 2.943 Villa de Cura I (34,5KV) -7.161 0.431 Transf I Tocorón(13,8KV) 0.131 Transf II 0 Tocorón. Barra II Transf II 0 Tocorón (34,5KV) Transf II 0 Tocorón, Barra I Transf I Tocorón(34,5KV) 0 Tocorón (34,5KV) Transf I Tocorón(13,8KV) 0 Villa de Cura I (34,5KV) Transf V de Cura 0 Villa de Cura I (115KV) Transf V de Cura 0 Transf V de Cura Tocorón (34,5KV) 0 Transf V de Cura
-4.211 -2.938 2.938 -2.938 -2.943 2.943 4.211 -4.211 -4.218 4.218 7.161 -7.161 -7.166 7.166 -7.161 7.161 7.166
XFM
Mvar
Amp
%PF
0.540 0.206 -0.746
71.4 49.5 120.8
99.2 99.8 99.5
-0.431 -0.131 0.131 -0.131 -0.206 0.206 0.431 -0.431 -0.540 0.540 0.746 -0.746 -0.869 0.869 -0.746 0.746 0.869
178.4 99.5 123.7 99.9 123.7 99.9 123.7 99.9 49.5 99.8 49.5 99.8 178.4 99.5 178.4 99.5 71.4 99.2 71.4 99.2 120.8 99.5 120.8 99.5 36.2 99.3 36.2 99.3 120.8 99.5 120.8 99.5 36.2 99.3
* Indicates a voltage regulated bus ( voltage controlled or swing type machine connected # Indicates a bus with a load mismatch of more than 0.1 MVA
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%T
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ANEXO C RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN CON EL SOFTWARE ETAP
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C.1 Resultado del estudio de cortocircuito trifásico en las barras de la subestación “Tocorón”
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C.2 Resultado del estudio de cortocircuito trifásico en las barras de la subestación “Villa de Cura I”
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ANEXO D RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN CON EL SOFTWARE ETAP
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D.1 Resultado del estudio de cortocircuito monofásico en las barras de la subestación “Tocorón”
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D.2 Resultado del estudio de cortocircuito monofásico en las barras de la subestación “Villa de Cura I”
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ANEXO E RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO MÍNIMO EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN CON EL SOFTWARE ETAP
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E.1 Resultado del estudio de cortocircuito monofásico en las barras de la subestación “Tocorón”
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E.2 Resultado del estudio de cortocircuito mínimo en las barras de la subestación “Villa de Cura I”
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ANEXO F DESCRIPCIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN PRINCIPAL
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ANEXO F.1 RELÉ PRINCIPAL ACTUAL
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ANEXO F.2 RELÉ PRINCIPAL PROPUESTO
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