coordinacion de protecciones...karla-marian

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA

DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL

NÚCLEO ARAGUA

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN LOS CIRCUITOS 13,8 KV

METROPOLITANO Y GUASIMAL PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN

ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA (115/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA

ARAGUA

Autores: Karla Estefanía Montes Acevedo

Marian Nikary Narvaez Aguilera

Tutor Industrial: Ing. Rubén. Hernández

Tutor Académico: Ing. Enrique Gavorskis

MARACAY, MARZO 2013

~ i ~





NÚCLEO ARAGUA

Fecha: 15/03/2013

APROBACIÓN DEL TUTOR ACADÉMICO

Señor Coordinador de la Carrera de Ingeniería Eléctrica, mediante la presente

comunicación hago de su conocimiento que ante la solicitud realizada por los Bres.

Karla Estefanía Montes Acevedo y Marian Nikary Narvaez Aguilera, apruebo el

Informe de Pasantía Industrial titulado: COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

EN LOS CIRCUITOS 13,8 KV METROPOLITANO Y GUASIMAL

PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA

(115/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA ARAGUA.

_____________________________

Ing. Enrique Gavorskis

C.I. 16.405.856

~ ii ~





NÚCLEO ARAGUA

Fecha: 15/03/2013

APROBACIÓN DEL TUTOR INDUSTRIAL

Señor Coordinador de la Carrera de Ingeniería Eléctrica, mediante la presente

comunicación hago de su conocimiento que ante la solicitud realizada por los Bres.

Karla Estefanía Montes Acevedo y Marian Nikary Narvaez Aguilera, apruebo el

Informe de Pasantía Industrial titulado: COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

EN LOS CIRCUITOS 13,8 KV METROPOLITANO Y GUASIMAL

PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA

(115/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA ARAGUA.

____________________________

Ing. Rubén Hernández

C.I. 11.501.900

~ iii ~





NÚCLEO ARAGUA

Fecha: 15/03/2013

APROBACIÓN DEL COMITÉ EVALUADOR

Quienes suscriben, Miembros del Jurado Evaluador designado por el

Consejo Académico de la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la

Fuerza Armada Nacional (UNEFA), para evaluar la presentación y el Informe de la

Pasantía Industrial presentado por los Bachilleres: Karla Estefanía Montes Acevedo y

Marian Nikary Narvaez Aguilera, bajo el titulo de: COORDINACIÓN DE

PROTECCIONES EN LOS CIRCUITOS 13,8 KV METROPOLITANO Y

GUASIMAL PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL

LA MORITA (115/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA ARAGUA, a los fines de

cumplir con el último requisito académico para obtener el Título de Ingeniero

Electricista, dejan constancia de que el Informe se consideró APROBADO.

En fe de lo cual se deja constancia en Maracay, a los quince días del mes de

febrero del 2013.

____________________________

Ing. Pastor Monteverde

C.I.

____________________________

Ing. Enrique Gavorskis

C.I. 16.405.856

~ iv ~

DEDICATORIA

A mi padre Omar Montes.

A mi madre Gricelda Acevedo.

A mi abuela Elvira de Acevedo.

A mis hermanos Ray Samuel y María Teresa Montes.

A mis tías Elba, Raiza, Mariela y Carolina Acevedo.

A mis primas Raiza M. y María V.

A mi amigo Juan Cordido.

A mi amigo Leonardo Pérez.

A mí.

Karla Montes

~ v ~

DEDICATORIA

Dedico mi proyecto y toda la obra de mis manos solo a Dios todopoderoso.

Marian Narvaez

~ vi ~

AGRADECIMIENTOS

A Dios por darme la existencia y haberme hecho la persona que soy.

A mi madre por su constaste presencia guiadora en mi vida, por ella sé todo lo que sé

y soy todo lo que soy.

A mi padre por su apoyo y ayuda incondicional, siempre que necesité de él estuvo

ahí.

A mi abuela amada por tanto cariño y amor.

A mis tías, mis primeras amigas.

A mi amigo Juan Cordido por tanta ayuda prestada en todo este camino, desde el

primer día que entre a la universidad.

A mi amigo Leonardo Pérez, mi cómplice desde el 4to

semestre y la razón de porque

estoy en la ingeniería eléctrica.

A Angel Suarez que me ha acompañado desde el 5to

semestre.

A mis primeros profesores del profesional Cristhian Roa, Rubén León, Enrique

Gavorskis (hoy mi tutor académico y amigo) porque me enseñaron que la

electricidad es algo serio y maravilloso

A mis profesores Irahys Rodríguez, Luis Cedeño, Arturo Hernández y Frednides

Guillen por su tiempo, son un buen modelo a seguir.

Al ing. Rubén Hernández por haberme prestado un poquito de sus conocimientos en

mi período de pasantías

A mi compañera de proyecto, fue demás de grato trabajar contigo

A mis amigos

Y por supuesto a mí, por no dejarme vencer por las adversidades y seguir siempre

adelante

Karla Montes

~ vii ~

AGRADECIMIENTOS

Agradecida siempre con mí Señor JESÚS, por bendecirme de manera integral

por darme sabiduría e inteligencia, por llenarme de fuerzas, por guiarme en su

camino y por sustentarme.

Agradezco a mis padres, Maritza Aguilera y Antonio Narvaez. Porque más allá

de su abrigo y de todo lo material, siempre me han brindado su amistad

incondicional, su apoyo y su corazón.

Agradezco a toda mi familia, en especial a mis hermanos: José, Rafael, Rosaura,

Maritza y José. Además tíos y sobrinos…

Agradezco a los profesores: Arturo Hernández, Christian Roa, Rubén León, Luis

Cedeño, Irahís Rodríguez y Frednides Guillén. Por haber contribuido en gran

manera en mi formación profesional.

Agradezco a mis tutores: Enrique Gavorskis y Rubén Hernández por su tiempo y

dedicación.

Agradezco a los trabajadores de CORPOELEC, por ayudarme en mi capacitación en

el área técnica y laboral.

Agradezco a mis amigos y compañeros de la universidad por haber compartido el

trabajo en equipo…en especial Alejandra Rodríguez, Yonnisbel Morgado y Néstor

Sumoza. Nunca los olvidaré.

Agradezco a Karla, por ser mi compañera de proyecto. Nos reímos mucho!

Marian Narvaez

~ viii ~





NÚCLEO ARAGUA

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN LOS CIRCUITOS 13,8 KV

METROPOLITANO Y GUASIMAL PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN

ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA (115 kV/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA

ARAGUA

AUTORAS: Karla Estefanía Montes Acevedo

Marian Nikary Narvaez Aguilera

TUTOR ACADÉMICO: Ing. Enrique Gavorskis

TUTOR INDUSTRIAL: Ing. Rubén Hernández

FECHA: 15 de Marzo 2013

RESUMEN

En CORPOELEC surge la necesidad imperante de actualizar y mejorar los sistemas de

protecciones, instalados a lo largo de los circuitos de distribución primaria en la zona Aragua.

Específicamente en la S/E Eléctrica Móvil la Morita y sus circuitos Metropolitano y

Guasimal, donde se desarrollará este proyecto. Luego de la separación de la red del antiguo

Guasimal, en los circuitos Metropolitano y Guasimal, se hace necesaria la implementación de

un moderno sistema de protecciones que le brinde confiabilidad en dicho trayecto. Para

lograr esto, se propone la incorporación de dos reconectadores automáticos al inicio de cada

uno de los tramos, los cuales son dispositivos que funcionan como interruptores automáticos,

pero con la posibilidad cumplir ciclos de operación, lo que permite que al momento de

ocurrir una falla, esta sea despejada y los usuarios no perciban las consecuencias de la misma.

Junto con el reconectador se propone la instalación de fusibles, los cuales serán localizados

en las derivaciones con más carga conectada, y serán coordinados con el reconectador

automático, aumentando así el grado de confiabilidad del sistema de protecciones. Estos

dispositivos deben también coordinarse con el interruptor principal de la S/E, y así garantizar

la protección del transformador móvil.

Palabras claves: electricidad, potencia, distribución, protecciones, sistema, circuito, fallas,

líneas, seccionamiento, fusible, reconectador, disyuntor, coordinación, estudio, confiabilidad,

eficiencia, carga, despacho, selectividad.

~ ix ~

ÍNDICE GENERAL

Pág.

INTRODUCCIÓN………………………………………………………………… 1-4

CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

1.1 Planteamiento del Problema…………………………………………………... 5-9

1.2 Objetivos del Informe…………………………………………………………. 9

1.2.1 Objetivo General………………………………………………………….. 9

1.2.2 Objetivos Específicos…………………………………………………….. 9-10

1.3 Justificación del Informe……………………………………………………… 10-11

1.4 Alcance………………………………………………………………………... 11-12

1.5 Limitaciones…………………………………………………………………... 12

CAPÍTULO II

MARCO EMPRESARIAL

2.1 Descripción de la Empresa…………………………………….……………… 13

2.1.1 Nombre………………………………………………………………….... 13

2.1.2 Ubicación…………………………………………………………………. 13

2.2 Reseña Histórica…………………………………………………………….… 13-16

2.2.1 Misión…………………………………………………………………….. 16

2.2.2 Visión…………………………………………………………………….. 16

2.3 Estructura Organizativa……………………………………………………...... 17-18

2.4 División Donde se Realizaron las Pasantías…………………………………... 19-21

2.5 Plan de Actividades Propuestas……………………………………………….. 21-26

2.6 Plan de actividades realizadas………………………………………………… 26-34

2.7 Comparación Entre Plan Propuesto y Plan Realizado……………………… 34-35

2.8 Aportes del Pasante…………………………………………………………… 35-38

~ x ~

CAPÍTULO III

MARCO TEÓRICO

3.1 Antecedentes………………………………………….…………………....... 39-43

3.2 Bases Teóricas………………………………………….……………………. 43

3.2.1 Sistema de Potencia Eléctrico….........………..…………………………………... 44-46

3.2.2 Subsistemas de un Sistema de Potencia………………………………………..…

3.2.2.1 Sistema de generación….……...…………………..…………………

3.2.2.2 Sistema de transmisión……...……..……………...………….…..

3.2.2.3 Sistema de distribución: Sistema de distribución primario. Sistema

de distribución secundario…………………………..………....…………

3.2.2.4 Sistema de subtransmisión…………...………....……………….……..…

46

46-47

47-48

48-51

52

3.2.3 Tipos de estructuras de las redes de distribución……………….........…

3.2.3.1 Distribución radial……………………...….……...……….….….

3.2.3.2 Distribución en anillo……………………………...……………..

3.2.3.3 Distribución mallada…………………………..….………….…..

3.2.3.4 Sistemas mixtos…………………………………….………...…..

52

52-53

53-54

55

56

3.2.4 Partes del sistema de distribución……...…………………………….….…….

3.2.4.1 Subestación de distribución………………………….…...…....…

3.2.4.2 Líneas primarias o alimentadores primarios…………………………….....

3.2.4.3 Transformadores de distribución…………………………….…..........…...

3.2.4.4 Salidas de circuitos……………………………………...……..….…........

3.2.4.5 Red secundaria…………………………………………..........….…...….

3.2.4.6 Acometida secundaria……………………………………..........…….......

57

57

57-58

58

58

58

58-59

3.2.5 Anormalidades en sistemas de potencia…………………………………

3.2.5.1 Perturbaciones…………………..………………………….…….

3.2.5.1.1 Sobretensiones………………….…………………….…..

3.2.5.1.2 Sobrecargas…………………………………...…………..

3.2.5.1.3 Oscilaciones de potencia………………………………....

3.2.5.2 Fallas…………………………………………………………......

3.2.5.2.1 Cortocircuito

59

60

60-62

63

63

63-65

~ xi ~

Tipos de cortocircuito: cortocircuito trifásico,

cortocircuito bifásico a tierra, cortocircuito línea a tierra,

cortocircuito trifásico a tierra…………...............................

3.2.5.2.2 Conductores en circuito abierto…………...…………...…

3.2.5.2.3 Fallas simultáneas……………...………………….……...

3.2.5.2.4 Fallas devanados………………..………………….…..…

3.2.5.2.5 Fallas evolutivas…………...………………………….….

65-66

67

67

67-68

68

3.2.6 Cálculo de fallos………………………………………………………

3.2.6.1 Métodos para calcular corrientes de cortocircuito………..……....

3.2.6.1.1 Métodos para fallas simétricas………….………….…….

3.2.6.1.1.1 Método del voltaje detrás de la reactancia

subtransitoria……………………………………………....…..

3.2.6.1.1.2 Metodo de superposición…………...……….…...

3.2.6.1.2 Método de las componentes simétricas………………..…

3.2.6.1.2.1 Diagramas de secuencia…………………..………

Diagrama de secuencia de un generador sin carga..............

Diagrama de secuencia de líneas de transmisión…….…....

Diagrama de secuencia de transformadores: conexión Y-Y

sin aterramiento, conexión Y-Y con el primario o el

secundario aterrado, conexión Y-Y con el primario o el

secundario aterrado, conexión Y – ∆, conexión ∆ – ∆,

conexión YN – ∆, conexión YN – YN………………………

Diagrama de secuencia de cargas…...……………….……

3.2.6.1.2.2 Analisis para fallos de línea a tierra……….….…..

68-69

69-70

70

70

71-74

74-78

79

79-82

82

83-87

87-88

89-92

3.2.7 Sistema de protección eléctica………………………….……..……...

3.2.7.1 Objetivos de un sistema de protección………………..…….……

3.2.7.2 Función de las protecciones eléctricas………...……………..….

3.2.7.2.1 Funciones fundamentales de un sistema de protección…..

3.2.7.2.2 Funciones secundarias de un sistema de protección……...

92-93

93-94

94

94-95

96

~ xii ~

3.2.7.3 Caracteristicas de un sistema de protección: sensibilidad,

selectividad, velocidad, confiabilidad, estabilidad………………….…....

3.2.7.4 Protección en sistemas radiales………………….………............

3.2.7.5 Protección en sistemas mallados…………………………..….....

3.2.7.6 Área de protección de los sistemas de potencia…………………

3.2.7.7 Protección primaria, proteccion de respaldo y protección

secundaria de los sistemas de potencia……………………….................

3.2.7.7.1 Protección primaria…………….…………………............

3.2.7.7.2 Protección de respaldo………………………………........

3.2.7.7.3 Protección secundaria………………….……………........

97-101

101-102

102-103

103-104

104

105

105

106

3.2.8 Partes de un sistema de protecciones……………………………..

3.2.8.1 Alimentación de los equipos de protección…..…………………

3.2.8.1.1 Transformador de corriente (tc).…….………….………...

3.2.8.1.2 Transformadores de potencial (tp)…………….…………

3.2.8.2 Relés o relevadores……………………………............................

3.2.8.2.1 Clasificación de los relevadores……………………….…

3.2.8.2.1.1 De acuerdo con su función general: relevadores

de protección, relevadores de monitoreo, relevadores

auxiliares, relevadores de control o reguladores, relevadores

de programación.……………………..…….............................

3.2.8.2.1.2 De acuerdo a su principio de operación: relés de

tracción de armadura, relés de inducción, relés electrónicos,

relés numéricos………………………………...………….......

3.2.8.2.1.3 De acuerdo al tipo de protección: relevadores de

sobrecorriente, relevadores de corriente definida, relevadores

de tiempo definido o tiempo/corriente definidos, relevadores

de tiempo inverso, relevadores de distancia, relevadores

diferenciales, relevadores direccional, relevadores de

potencia inversa, relevadores de bajo voltaje, relevadores de

tierra…………………………………………………………...

106

106-107

107

107

108

108

108-109

109-110

110-113

~ xiii ~

3.2.8.2.1.4 De acuerdo al tiempo de funcionamiento: relé de

tiempo temporizado, relé instantáneo…..…………………….

3.2.8.3 Interruptor………………………………..………………………

114

114-115

3.2.9 Coordinación de protecciones eléctricas………….……………………...

3.2.9.1 Fundamentos de coordinación de protecciones…….………….…

3.2.9.2 Coordinación de protecciones por sobrecorriente……………..…

3.2.9.2.1 Coordinación por tiempo……………………….….……..

3.2.9.2.2 Coordinación por corriente………………………….…....

115

116-117

117

117-118

118-119

3.2.10 Protecciones de redes de distribución……………………………..….

3.2.10.1 Fusibles: curva de tiempo mínimo de fusión, curva de tiempo

máximo de fusión o de aclaramiento, curva de tiempo total para la

extinción del arco, curva tiempo-corriente de corta duración…..…

3.2.10.1.1 Operación…………………………...….............................

3.2.10.2 Reconectadores automáticos: secuencia de operación, número

total de operaciones o aperturas, tiempo de reconexión, tiempo de

reposición, corriente mínima de operación…………….….……….

3.2.10.2.1 Lugares típicos de instalación de reconectadores……...…

3.2.10.2.2 Criterios técnicos de aplicación de reconectadores………

3.2.10.3 Seccionalizadores……………………..…………………………

120-121

121-123

123-124

125-130

130-131

131-132

132-134

3.2.11 Coordinación de dispositivos de protección en redes de

distribución………………………………………………………………….

3.2.11.1 Coordinación de fusibles……………….…………...……………

3.2.11.2 Coordinación interruptor (relevador) – fusible…………………...

3.2.11.3 Coordinación interruptor reconectador……………...............……

3.2.11.4 Coordinación reconectador – fusibles……………………………

3.2.11.5 Coordinación reconectador reconectador………………………...

3.2.11.6 Coordinación entre reconectador y seccionalizador……...............

134-136

136-144

144-145

145-147

147-149

149-150

150

3.3 Bases legales………………………………………………………………... 151

3.3.1 Código eléctrico nacional……………………….…………………….... 151-152

3.3.2 Norma CADAFE 45 – 87: Normas de diseño para líneas de

~ xiv ~

alimentación y redes de distribución, protección del sistema de

distribución contra sobrecorrientes…………………………………...

3.3.2.1 Protección primaria del sistema de distribución……………….....

3.3.2.1.1 Alimentadores primarios subterráneos…………………...

3.3.2.1.1.1 Criterio de ajuste de los relés de protección de los

alimentadores primarios subterráneos………………….……..

3.3.2.1.2 Alimentadores pimarios aéreos………….……………….

3.3.2.1.2.1 Criterios de ajuste de los equipos de protección de

los alimentadores pimarios aéreos…………………………….

3.3.2.1.2.2 Coordinación de las protecciones de los

alimentadores pimarios aéreos……………………………...…

3.3.2.1.3 Alimentadores primarios mixtos………………….……...

152

152

152

152-153

153-154

154-155

155-157

158

CAPÍTULO IV

MARCO METODOLÓGICO

4.1 Diseño de la Investigación………………..…………………………………. 159-160

4.2 Tipo y Nivel de la Investigación……………………………………..……… 160-162

4.3 Técnica de instrumentación y recolección de datos…………………………. 162

4.4 Fases de la Investigación……………………………………………..……… 162-164

CAPÍTULO V

ESTUDIO DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA Y SUS

CIRCUITOS METROPOLITANO Y GUASIMAL

5.1 Descripción de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita…………..……… 165

5.2 Estudio de Flujo de Carga y Cortocircuito en Subestación Eléctrica Móvil

La Morita…………………………………….…………………….………….

166-167

5.2.1 Diagrama Unifilar de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita……... 167-168

5.2.2 Diagrama Unifilar Simulado en Electrical Transient Analyzer

Program ETAP 6.00 de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita.......

167-168

5.2.3 Estudio de Flujo de Carga con el Software Electrical Transient Analyzer

Program ETAP 6.00 de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita…....

168-169

5.2.4 Estudio de Cortocircuito de la Subestación Eléctrica Móvil La

~ xv ~

Morita….…..……….………………………………………..…………

5.2.4.1 Verificación de los Niveles de Cortocircuito en la Barra 13,8

kV………………………………………………………………………...

5.2.4.1.1 Cálculo de la Corriente de Cortocircuito 3∅ en la Barra

de 13,8 kV..…………….…………………….……..….

5.2.4.1.2 Cálculo de la Corriente de Cortocircuito 1∅ en la Barra

de 13,8 kV por el Método de la Compontes Simétricas

(conexión YN-YN) ………………………………….….

170-171

171

172-173

173-177

5.3 Cálculo de las ICC de los Circuitos Metropolitano y Guasimal Pertenecientes

a la subestación Eléctrica Móvil La Morita…………………….………..…..

177

5.3.1 Cálculo de las ICC del Circuito Metropolitano a través de la

Herramienta Computacional ETAP 6.00………………….……………

5.3.1.1 Diagrama Unifilar del Circuito Metropolitano y

Simplificación…………………….……….………….……………….....

5.3.1.2 Parámetros del circuito Metropolitano………………………..…...

5.3.1.3 Resultados obtenidos para la ICC del circuito Metropolitano en

Etap 6.00………………………………………………………..….

177

178-181

182-184

185-187

5.3.2 Cálculo de las ICC del Circuito Guasimal a través de la Herramienta

Computacional ETAP 6.00…………………….………...……………..

5.3.2.1 Diagrama Unifilar del Circuito Guasimal y Simplificación….......

5.3.2.2 Parámetros del Circuito Guasimal……………………….……….

5.3.2.3 Resultados obtenidos para las ICC del Circuito Guasimal en

ETAP 6.00…………………….…………………………………….....…

188

188-191

192-194

195-196

~ xvi ~

CAPÍTULO VI

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA

MÓVIL LA MORITA Y SUS CIRCUITOS METROPOLITANO Y GUASIMAL

(PROPUESTA)

6.1 Estado Actual del Sistema y sus Equipos……………………...……………

6.1.1 Transformador Móvil…………………………………………...……

6.1.2 Interruptor principal (relé).………………………………….……….

6.1.3 Carga conectada…………………………………..…...……….…….

197-198

198

198

199

6.2 Propuesta para la coordinación de protecciones de los circuitos

Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la subestación Eléctrica Móvil La

Morita……………………………………………………………….……………

199-201

6.3 Criterios a considerar al momento de realizar la coordinación de

protecciones de los Circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la

subestación Eléctrica Móvil La Morita …………..…………..……..………

201-202

6.4 Propuestas para los ajustes de los equipos de protección en el circuito

Metropolitano de la S/E subestación Eléctrica Móvil La Morita……………

6.4.1 Ajustes de protección para el relé de interruptor principal…..…….....

6.4.2 Ajustes para los fusibles……………………………………...…….

6.4.3 Ajustes de protección para el reconectador NOJA……………..….…

6.4.3.1 Ajustes del tap………………………………………………..….…

6.4.3.2 Ajustes del dial……………………………………………………...

6.4.3.3 Ajustes del temporizado y el lockout…………………………….....

203-206

206

207-208

208

208-210

210-218

218-223

6.5 Estudio para la coordinación de protecciones del circuito metropolitano

perteneciente a la subestación Eléctrica Móvil La Morita………………………

6.5.1 Coordinación de protecciones del circuito Metropolitano

perteneciente a la subestación Eléctrica Móvil La Morita..…………………......

224-227

227-235

6.6 Propuestas para los ajustes de los equipos de protección en el circuito

Guasimal de la subestación Eléctrica Móvil La Morita………………...............

6.6.1 Ajustes de las protección para el relé de interruptor principal…….....

6.6.2 Ajustes para los Fusibles………………………………………..….

236-239

239

239-241

~ xvii ~

6.6.3 Ajustes de protección para el reconectador NOJA…………………...

6.6.3.1 ajustes del tap………………………………………………………

6.6.3.2Ajustes del dial………………………………………………………

6.6.3.3 Ajustes del temporizado y el lockout……………………………...

241

241-242

243-252

252-257

6.7 Estudio para la Coordinación de Protecciones del Circuito Guasimal

Perteneciente a la subestación Eléctrica Móvil La Morita………………..……..

6.7.1 Coordinación de Protecciones del Circuito Guasimal perteneciente a

la subestación Eléctrica Móvil La Morita…………..…….................................

258-260

261-269

CAPÍTULO VII

RECOMENDACIONES

7.1 Recomendaciones………………………………………………………….... 270-272

CONCLUSIONES…………………………………………………………......... 273-275

FUENTES DE CONSULTA………………………………………………….… 276-278

LISTADO DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS……………………………... 279-280

ANEXOS……………………………………………………………................... 281-311

~ xviii ~

LISTA DE TABLAS

Pág.

Tabla 2.1: Ubicación de CORPOELEC................................................................. 13

Tabla 2.2: Actividades propuestas……………………………………………..... 22-26

Tabla 2.3: Actividades realizadas ………………………………………………. 27-34

Tabla 2.4: Aportes del pasante……………………………………………........... 36-38

Tabla 3.1: Niveles normalizados para circuitos primarios de distribución

primario en Venezuela……………………………………………………….......

49

Tabla 3.2: Valores normalizados por los interruptores……………………..…… 115

Tabla 3.3 : Capacidad de corriente……………………………………………… 124

Tabla 3.4 : Factor K para aplicación de fusibles del lado de la carga…………… 156

Tabla 5.1: Especificaciones del transformador de potencia de la S/E Eléctrica... 165

Tabla 5.2: Resultados obtenidos del estudio de flujo de carga de la Subestación

Eléctrica Móvil la Morita………………………………………………………...

169

Tabla 5.3: Niveles de Corriente de Cortocircuito en la Barra de 115 kV de la

Subestación. Resultados obtenidos mediante el empleo del Software PADEE

2012 (Programa de Análisis de las redes de Distribución de Energía Eléctrica)...

170

Tabla 5.4: Resultados obtenidos para el estudio de cortocircuito en la barra 13.8

kV mediante la herramienta computacional ETAP 6.00…………………………

171

Tabla 5.5: Datos nominales de la S/E Eléctrica Móvil La Morita………………. 171

Tabla 5.6: Resultados obtenidos para el cálculo de la ∅

y la ∅

……………… 176

Tabla 5.7: Comparación de los resultados obtenidos con ETAP 6.0 y los

calculados………………………………………………………………………...

177

Tabla 5.8: Parámetros del circuito Metropolitano………………………………. 183-184

Tabla 5.9 Corrientes de cortocircuitos obtenidas con el programa ETAP 6.00

para cada nodo del circuito Metropolitano ……………………………………...

186-187

Tabla 5.10: Parámetros del circuito Guasimal…………………………………... 193-194

Tabla 5.11: Corrientes de cortocircuitos obtenidas con el programa ETAP 6.00

~ xix ~

para cada nodo del circuito Guasimal…………………….................................... 196

Tabla 6.1: Características del transformador móvil de la S/E La Morita……….. 198

Tabla 6.2: Características del interruptor (relé) principal……………………….. 198

Tabla 6.3: Carga conectada a la móvil de la S/E La Morita…………………….. 199

Tabla 6.4: Características de ajustes del relé principal………………………….. 206

Tabla 6.5: Corrientes de operación y de cortocircuito de las derivaciones donde

se conectarán los fusibles para el circuito Metropolitano………………………..

207

Tabla 6.6: Características de los fusibles seleccionados para el circuito

Metropolitano…………………………………………………….………………

208

Tabla 6.7: Configuración de curvas ANSI e IEC………………………………... 210

Tabla 6.8: Constantes IEC para el cálculo del Dial……………………………... 212

Tabla 6.9: Configuración para el reconectador según el nodo 9 del circuito

Metropolitano……………………………………………………………………

212


Metropolitano………………………………………….…………………………

213

Tabla 6.11. Configuración para el reconectador según el nodo 14 del circuito

Metropolitano………………………………………………….…………………

214


Metropolitano……………………………………………………….……………

214


Metropolitano……………………………………………………….……………

214


Metropolitano…………………………………………………….………………

215


Metropolitano……………………………………………………….……………

214


Metropolitano……………………………………………………….……………

216


Metropolitano………………………………………………….…………………

216


~ xx ~

Metropolitano………………………………………………………….………… 216


Metropolitano…………………………………………………………………….

217


Metropolitano…………………………………………………….………………

217

Tabla 6.21: Dial y TOP a lo largo del circuito Metropolitano……………………. 217

Tabla 6.22: Características de conductores aéreos………………………………. 219

Tabla 6.23: Valores de ajuste y puesta en trabajo para el reconectador del

circuito Metropolitano……………………………………………………………

220

Tabla 6.24: Ciclo de apertura y cierre del reconectador del circuito

Metropolitano…………………………………………….………………………

225

Tabla 6.25: Ajustes de coordinación de protecciones del circuito

Metropolitano….....................................................................................................

227

Tabla 6.26: Corrientes de operación y de cortocircuito de las derivaciones

donde se conectarán los fusibles para el circuito Guasimal ……………………..

240

Tabla 6.27: Características de los fusibles seleccionados para el circuito

Guasimal………………………………………………………………………....

241


Guasimal…………………………………………………………………………

245


Guasimal…………………………………………………………………….…...

246


Guasimal……………………………………………………………….………...

246


Guasimal………………………………………………………………….……...

247


Guasimal………………………………………………………………….……...

247


Guasimal………………………………………………….……………………...

248


~ xxi ~

Guasimal…………………………………………………….…………………... 248


Guasimal……………………………………………………….………………...

249

Tabla 6.36. Configuración para el reconectador según el nodo 77del circuito

Guasimal……………………………………………………….………………...

249


Guasimal………………………………………………………….……………...

250


Guasimal…………………………………………………….…………………...

250


Guasimal……………………………….…………………………………...……

251


Guasimal…………………………………………….…………………………...

251

Tabla 6.41: Dial y TOP a lo largo del circuito Metropolitano……………………. 252

Tabla 6.42: Valores de ajuste y puesta en trabajo para el reconectador del

circuito Guasimal………………………………………………………………...

254

Tabla 6.43: Ciclo de apertura y cierre del reconectador para el circuito

Guasimal…………………………………………...………………………….…

258

Tabla 6.44: Ajustes de coordinación de protecciones del circuito Guasimal…… 260

~ xxii ~

LISTA DE FIGURAS

Pág.

Figura 1.1: Demanda de energía eléctrica en Venezuela hasta el año 2004…….. 6

Figura 2.1: Estructura organizativa de la Compañía Anónima de

Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) Región 4 Aragua Miranda…...

18

Figura 2.2: Organigrama de la División de Operación y Mantenimiento……….. 20

Figura. 3.1: Etapas de un sitema eléctrico de potencia………………………….. 44

Figura 3.2: Sistema de potencia tipico…………………………………………... 46

Figura 3.3: Estructura fisica de un sistema de distribución Típico……………… 50

Figura 3.4: Esquema representativo de la conexión radial de un sistema de

distribución……………………………………………….………………………

53

Figura 3.5: Esquema representativo de la conexión en anillo de un sistema de

distribución…………………………………………….…………………………

54

Figura 3.6: Esquema representativo de la conexión enmallada de un sistema de

distribución…………………………….…………………………………………

55

Figura 3.7: Esquema representativo de la conexión mixta de un sistema de

distribución…………………………………….…………………………………

56

Figura 3.8: Distintos tipos de fallas en devanados………………………………. 68

Figura 3.9: Circuito utilizado por el método de superposición………………….. 71

Figura 3.10 : Circuito utilizado para el cálculo del equivalente de Thevenin…... 72

Figura 3.11 : Equivalente de Thevenin………………………………………….. 73

Figura 3.12: Sistema trifásico……………………………………………….….. 75

Figura 3.13: Componentes simétricas de un sistema trifásico desbalanceado…... 76

Figura 3.14: Diagrama de impedancia de un generador sincrónico……………... 79

Figura 3.15: Diagrama de secuencia positiva de un generador sincrónico……… 80

Figura 3.16: Diagrama de secuencia negativa de un generador sincrónico……... 80

Figura 3.17: Diagrama de secuencia cero completo de un generador

sincrónico...............................................................................................................

81

Figura 3.18: Diagrama de secuencia cero de un generador sincrónico…………. 82

~ xxiii ~

Figura 3.19: Diagramas de secuencia en líneas de transmisión…………………. 82

Figura 3.20: Diagramas de secuencia positiva y negativa de un transformador… 83

Figura 3.21: Diagramas de conexión Y-Y……………………………………… 84

Figura 3.22: Diagramas de conexión YN –Y…………………………………….. 84

Figura 3.23: Diagramas de conexión Y– ∆…………………………………..…. 85

Figura 3.24: Diagramas de conexión ∆– ∆……………………………………… 85

Figura 3.25: Diagramas de conexión YN – ∆…………………………………... 86

Figura 3.26: Diagramas de conexión YN –YN………………………….………... 87

Figura 3.27: Diagrama de secuencia positiva de una carga……………………... 87

Figura 3.28: Diagramas de conexión Y…………………………………………. 88

Figura 3.29: Diagramas de conexión YN ………………………………………... 88

Figura 3.30: Diagramas de conexión ∆………………………………………….. 88

Figura 3.31: Sistema Trifásico………………………………………….……….. 89

Figura 3.32: Diagramas de secuencia…………………………………………… 89

Figura 3.33: Diagrama de secuencia para una falla 1∅………………………….. 92

Figura 3.34: Ubicación normal de los interruptores en un sistema de potencia… 95

Figura 3.35: Proceso que se sigue para despejar una falla………………………. 96

Figura 3.36: Sistema Radial……………………………………………………... 101

Figura 3.37: Sistema mallado……………………………………………………. 102

Figura 3.38 Áreas de protección………………………………………………… 104

Figura 3.39: Curvas asintóticas aproximadas de los relés de

sobrecorriente…………………………………………………………………….

111

Figura 3.40: Curvas asintóticas aproximadas de tiempo-corriente de relés

inversos…………………………………………………………………………

112

Figura 3.41: Sistema radial. Ubicación de fallas………………………………... 118

Figura 3.42: Curvas de fusibles de diferentes valores de corriente………………………….. 123

Figura 3.43: Diferente tipos de reconectadores……………………………………... 126

Figura 3.44: Curvas de operación de un reconectador……………………….….. 128

Figura 3.45: Secuencia de operación de un Reconectador………………………. 129

Figura 3.46: Diagrama unilineal de un sistema de distribución mostrando……... 131

~ xxiv ~

Figura 3.47: Seccionalizador……………………………..……………………… 134

Figura 3.48: Coordinación de protecciones en un Sistema de Distribución…….. 135

Figura 3.49: Coordinación reconectador – fusible………………………………. 136

Figura 3.50: Curva de tiempo máximo de operación para fusibles tipo K……… 138

Figura 3.51: Curva de tiempo Mínimo de fusión para fusibles tipo T …..……… 139

Figura 3.52: Tabla Coordinación entre fusibles tipo K según EEI-NEMA……... 140

Figura 3.53: Tabla Coordinación entre fusibles tipo T según EEI-NEMA……... 141

Figura 3.54: Sistema ejemplo de coordinación de fusibles……………………… 141

Figura 3.55: Tabla capacidad de corriente permanente de diversos tipos de

elemento fusible………………………………………………………………….

142

Figura 3.56: Curvas tiempo – corriente para el ejemplo de coordinación……… 143

Figura 3.57: Coordinación fusible - reconectador………………………………. 145

Figura 3.58: Características del reconectador automático………………………. 146

Figura 3.59: Coordinación de relé- reconectador………………………………... 147

Figura 3.60: Característica t-I de disparo instantáneo diferido de

reconectador………………………………………………………………….......

148

Figura 3.61: Coordinación reconectador-fusible………………………………... 149

Figura 3.62: Coordinación entre reconectadores por corriente nominales……... 150

Figura 3.63: Esquema típico de protecciones de un alimentador aéreo…………. 154

Figura 5.1 Diagrama unifilar de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita…….. 167

Figura 5.2 Diagrama unifilar simulado en ETAP 6.00 de la subestación

Eléctrica Móvil la Morita………………………………………………………...

168

Figura 5.3. Diagrama Unifilar Simulado en ETAP 6.00 de la subestación

Eléctrica Móvil la Morita con el estudio de flujo de carga………………………

169

Figura 5.4. Circuito equivalente utilizado para el cálculo de la ∅

……………... 172

Figura 5.5 Diagrama de secuencia positiva de la Subestación Eléctrica Móvil

La Morita…………………………………………………………………………

174

Figura 5.6 Diagrama de secuencia negativa y cero de la Subestación Eléctrica... 174

Figura 5.7 Circuito equivalente de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita

~ xxv ~

aplicando el método de las compomentes simétricas……………………………. 175

Figura 5.8: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano según la simbología

CADAFE, norma 60 – 87………………………………………………………..

179


CADAFE, norma 60 – 87 simplificado y con la numeración de sus nodos……..

181

Figura 5.10: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología

CADAFE, norma 60 – 87………………………………………………………..

189


CADAFE, norma 60 – 87 simplificado y con la numeración de sus nodos……..

191

Figura 6.1: Componentes del sistema de la S/E La Morita……………………… 197

Figura 6.2: Coordinación de protecciones………………………………………. 202


CADAFE, norma 60 – 87………………………………………………….…….

204

Figura 6.4: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano simplificado con los

valores de las ICC en los puntos de interés………………………………………..

205


CADAFE, norma 60 – 87………………………………………………………..

237

Figura 6.6: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal simplificado con los

valores de las ICC en los puntos de interés………………………………………..

238

~ xxvi ~

LISTA DE GRÁFICAS

Pág.

Grafica 6.1: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano

en el software TELUS del reconectador NOJA (fase)………………………………

221

Grafica 6.2: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano

en el software TELUS del reconectador NOJA (tierra)……………………………..

222

Gráfica 6.3: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente

para el circuito de la figura 6.4) Fusible conectado en el nodo 9 y 12 del circuito

Metropolitano………………………………………………………..………..….....

229



Metropolitano………………….................................................................................

230



Metropolitano………………….................................................................................

231



Metropolitano……………………………………………………………….............

232



Metropolitano………………….................................................................................

233



Metropolitano……………………………………………………………….............

234

Grafica 6.9: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en

el software TELUS del reconectador NOJA (fase).………………………………...

255

Grafica 6.10: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en

el software TELUS del reconectador NOJA (tierra)…………….………………….

256


~ xxvii ~

para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el1 nodo 58 y 60 del

circuito Guasimal……………………………………………………………………

262



Guasimal………………………….…………………………………………………

263



Guasimal…………………………………………………….………………………

264



Guasimal………………………………………………………….…………………

265



Guasimal…………………………………………………………………….………

266



Guasimal………………………………………………………………………….…

267


para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el nodo 81 del circuito

Guasimal……………………………………………………………………………

268

1

INTRODUCCIÓN

La Coordinación de Protecciones Eléctricas es un campo de la Ingeniería,

necesaria y muy importante, ya que permite resguardar los equipos, las máquinas

eléctricas y demás componentes del sistema eléctrico. También aseguran un periodo

de vida útil a los equipos y la confiabilidad en la fuente de suministro. La función

principal de los equipos de protecciones eléctricas es la detección de las condiciones

indeseables y a la vez interrumpir el circuito eléctrico tan rápido como sea posible,

en caso de que la corriente alcanzara un valor indeseable.

Las condiciones de operación irregulares en un sistema de distribución se deben

principalmente a los cortocircuitos, siendo éste un fenómeno transitorio que tiene

lugar cuando elementos de un sistema de potencia que poseen una diferencia de

potencial entran en contactos, y provocan una circulación de corriente varias veces

mayor a la corriente nominal.

Uno de los equipos que se emplean para la correcta coordinación eléctrica, es el

relevador de sobrecorriente, el cual es un elemento de vigilancia que recibe una o

varias señales del sistema de potencia y que actúa según la información recibida,

dando generalmente órdenes de apertura a uno o varios interruptores. También, se

encuentran los fusibles, los cuales sirven como el mecanismo más sencillo de

interrupción automática de corriente en caso de cortocircuitos o sobrecargas. Estos

dispositivos son básicamente los que se van a utilizar para lograr el objetivo general

y los objetivos específicos de este proyecto.

Los dispositivos de protecciones eléctricas que se emplearan para proteger los

circuitos Metropolitano y Guasimal, son el relevador de sobrecorriente y el fusible.

Ubicados a la salida de la subestación eléctrica móvil la Morita, y en algunas

derivaciones seleccionadas de acuerdo a la capacidad de carga. Es importante

2

destacar que los diagramas unifilares de los circuitos Metropolitano y Guasimal que

se utilizarán para la coordinación de protecciones, están actualizados según la fecha

12 de octubre del año 2012.

Para el desarrollo del proyecto se tiene como objetivo general, la Coordinación de

Protecciones en los circuitos Metropolitano y Guasimal, pertenecientes a la

Subestación Eléctrica Móvil la Morita (115 kV/13,8 kV) de CORPOELEC zona

Aragua. Ésta se logrará en base al estudio de los niveles de cortocircuito que se

obtendrán al emplear la herramienta computacional ETAP 6.0 (Electrical Transient

Analyzer Program), el cual permite simular las fallas en cada barra de los circuitos

Metropolitano y Guasimal.

Los objetivos específicos del proyecto son: describir el sistema eléctrico de la

Subestación Móvil la Morita, realizar el estudio de flujo de carga y cortocircuito en la

Subestación Eléctrica Móvil la Morita, seleccionar los ajustes requeridos por las

protecciones de los reconectadores marca NOJA en los circuitos Metropolitano y

Guasimal de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita. Tales objetivos se alcanzará al

aplicar los criterios de cálculo de la unidad instantánea (50) y temporizada (51) por

fase y por tierra respectivamente de los reconectadores, en donde se necesitan

conocer los niveles de cortocircuito de la barra 13,8 kV de la subestación.

El último objetivo específico, es programar las curvas de protecciones eléctricas

de los circuitos Metropolitano y Guasimal en el software TELUS del reconectador

NOJA. Este se conseguirá luego de haber conocido el ajuste de la unidad instantánea

(50) y temporizada (51).

3

El proyecto de pasantías industrial largas de Ingeniería eléctrica, se encuentra

estructurado en siete capítulos, de la siguiente forma:

El capítulo I: constituido por el planteamiento del problema, el objetivo general y

los objetivos específicos, también la justificación, su alcance y las limitaciones del

proyecto.

El capítulo II: está compuesto por la descripción de la empresa, la reseña histórica,

su estructura organizativa, la descripción de la división donde se realizaron las

pasantías, el plan de actividades propuestas por el tutor industrial, el plan de

actividades realizadas, y comparación entre plan propuesto y plan realizado, y los

aportes del pasante.

El Capítulo III: aquí se describen las fases teóricas que sustentan el proyecto,

también incluye todo la información que se relaciona en un sistema eléctrico,

definición de un sistema de potencia, definición de las fallas, como se calculan las

fallas, definición de los sistema de protección, la coordinación de protección y

finalmente como se coordinan los sistemas de protecciones de distribución.

Capítulo IV: se basa en la metodología empleada en esta investigación, donde se

describen puntos importantes como lo son el tipo de investigación, el nivel de

investigación y las etapas de desarrollo.

Capítulo V: aquí se encuentra la descripción y evaluación de cortocircuito, el

estudio de flujo de carga en la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, también

incluye la evaluación de fallas para los circuitos Metropolitano y Guasimal.

Capítulo VI: Corresponde a la coordinación de protecciones de los reconectadores

a la salida de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, y la coordinación de

protecciones de sus circuitos Metropolitano y Guasimal.

4

Capítulo VII: este es el último punto a tocar, en donde se expone las conclusiones

y las recomendaciones adecuadas.

5

CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

1.1 Planteamiento del Problema

El servicio de la electricidad es fundamental para la población Venezolana, hasta

el punto que se ha hecho imposible trabajar y llevar una vida cotidiana sin ella. La

electricidad contribuye al desarrollo de diversas actividades de una nación, un

ejemplo de ello serían las grandes empresas o fábricas que trabajan con maquinarias

que necesitan de la energía eléctrica para efectuar sus procesos, asimismo los

hospitales y el sector educativo requieren constantemente de un servicio eléctrico

ininterrumpido, ciertos medios de transporte como el tren es otro elemento que

demanda un suministro eléctrico constante, y así cualquier cantidad de actividades

que se realicen a diario por los habitantes de cualquier población.

En consecuencia, es lógico pensar que se requiere el suministro de un servicio

eléctrico constante e ininterrumpido, que pueda garantizar a los usuarios y

suscriptores la continuidad de sus tareas diarias sea cual fuera, económicas, salud,

confort, entretenimiento, trabajo, transporte, etc.

En Venezuela, se ha hecho necesaria la implementación de planes, estrategias y

acciones, que brinden un servicio eléctrico eficiente, constante e ininterrumpido a los

distintos usuarios suscritos al sistema eléctrico nacional. La Corporación Eléctrica

Nacional (CORPOELEC) es la entidad del Estado Venezolano responsable de brindar

y proveer de energía eléctrica a la mayoría de los venezolanos.

6

A pesar del avance en el país en materia eléctrica, entre los años1989 y 1999

fueron instalados en el país 2.945 MW, mientras que en la década de 1999 a 2009 ha

sido necesario incorporar al sistema eléctrico nacional 7.580 MW, lo cual revela un

incremento considerable de la demanda de electricidad en el país, y esto a su vez

ocasiona al sistema eléctrico la necesidad de ampliación desde el punto de vista de la

generación, transmisión, subtransmisión y distribución. El sector eléctrico venezolano

desde el año 2007 ha modificado su estructura al ser estatizadas las empresas privadas

y haber creado la Corporación Eléctrica Nacional (CEN). [1]

Figura 1.1: Demanda de energía eléctrica en Venezuela hasta el año 2004

Fuente: Cámara Venezolana de la Industria Eléctrica

La proyección de la demanda eléctrica mostrada en la gráfica fue realizada por la

Cámara Venezolana de la Industria Eléctrica CAVEINEL, en el año 2004. Hace

énfasis en que la demanda estimada para el año 2012 era de 140.279 GWh

requiriéndose de la instalación de 10.800 MW (incluye el 30 % de holgura)

adicionales a la capacidad instalada del año 2004. [1]

7

Ante la necesidad de ampliación, tanto de la generación, transmisión,

subtransmisión y distribución, se estableció nuevos requerimientos, referente a la

coordinación de protecciones eléctricas.

En tal sentido, la coordinación de protecciones se aplica en todos los niveles del

sistema de potencia como lo son generación, transmisión y distribución, para que la

energía se desplace hasta la carga sin ningún inconveniente, con la finalidad de evitar

que al momento de ocurrir cualquier tipo de falla en el sistema, ésta sea solventada de

ser posible y no se interrumpa la continuidad en el suministro eléctrico, ni tampoco

ocurran daños o pérdidas en los equipos instalados a lo largo del sistema, e incluso

protegen la integridad física de las personas (trabajadores, vecinos, usuarios, etc.).

Al transcurrir el tiempo y de acuerdo al aumento de la demanda y el incremento de

los usuarios conectados al sistema eléctrico nacional, la empresa venezolana

encargada de transmitir y distribuir la energía eléctrica en la nación, CORPOELEC,

se ha visto en la necesidad de realizar proyectos que permitan satisfacer la carga

conectada al sistema, y a su vez mantener el suministro y la continuidad de energía

eléctrica a los usuarios.

Un motivo por lo que el suministro de la energía eléctrica se pudiese interrumpir,

seria por las ocurrencias de fallas en el sistema, la cual ocasiona la interferencia del

servicio eléctrico, es por ello que surge la necesidad de minimizarlas, esto se podría

lograr al diseñar y construir un sistema confiable que cumpla con las exigencias de la

carga conectada, en donde se corrija las condiciones de fallas de una manera efectiva.

Es consecuencia, lo que se busca con el diseño de las protecciones es adecuar al

sistema en estudio ante cualquier falla, y así minimizar al máximo la ocurrencia de

anormalidades que interrumpan la continuidad en el servicio eléctrico. Es por ello que

para cumplir con esta misión surge la idea de la instalación de dispositivos capaces

8

de actuar ante estas condiciones, los cuales permiten detectar las fallas e iniciar las

acciones correctivas.

Todo lo anterior hace evidente la importancia de las protecciones eléctricas en los

diferentes circuitos, ya que al faltar las protecciones cualquier falla inesperada

pudiera interrumpir e incluso acabar con el esfuerzo y trabajo de muchos

profesionales. Si la falla no pudiera despejarse del área específica, como ya se

mencionó anteriormente esto traerá consecuencias como por ejemplo el daño de

equipos, pérdidas a las industrias, interrupción del servicio eléctrico, entre otros

efectos.

En la empresa CORPOELEC perteneciente a la zona Aragua, se presenta una

problemática con el circuito Guasimal perteneciente a la Subestación Eléctrica móvil

la Morita, la cual consiste en que en dicho circuito ocurren fallas constantemente.

Estas fallas alteran la operatividad del circuito y de igual forma afectan el suministro

de energía que se le proporciona a los habitantes que viven en esa zona. Este circuito

se divide en dos ramales, llamados Sorocaima – Metropolitano y Sur autopista.

Según los registros de selectividad y los reportes de falla en del antiguo Guasimal

(ver Anexo 1), cada vez que ocurre una falla en cualquier punto del circuito

Guasimal, se ven afectados todos los usuarios, tanto los de Sorocaima como

Metropolitano y Sur autopista, he aquí el problema en donde se carece de una

coordinación de protecciones a lo largo del sistema eléctrico Guasimal.

Ante esta situación surge la necesidad de independizar a los circuitos en el ámbito

de las protecciones, y realizar la correcta coordinación de protecciones aguas abajo

de la subestación, que desempeñe la función de proporcionar y garantizar la calidad

del suministro eléctrico, con niveles de confiabilidad óptimos para el sistema

(criterios de fiabilidad y seguridad), que permiten conservar las características de

selectividad y velocidad de respuesta.

9

Por lo anteriormente expuesto, se realizará la coordinación de protecciones en los

circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Eléctrica móvil la

Morita (115 kV/13,8 kV) de CORPOELEC zona Aragua.

1.2 Objetivos del Informe

A continuación se describe el objetivo general del proyecto, y los objetivos

específicos, los cuales se plantean para su buen desarrollo, durante las pasantías

industriales.

1.2.1 Objetivo General

Coordinación de protecciones en los circuitos Metropolitano y Guasimal

pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil La Morita (115 kV/13,8 kV) de

CORPOELEC zona Aragua.

1.2.2 Objetivos Específicos

o Describir el sistema eléctrico de la Subestación Móvil la Morita.

o Realizar el estudio de flujo de carga y el análisis de cortocircuito en Subestación

Eléctrica Móvil la Morita.

o Seleccionar los ajustes requeridos por las protecciones del reconectador marca

NOJA en el circuito Metropolitano de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita,

para que estas cumplan con su función de selectividad operativa.

10

o Seleccionar los ajustes requeridos por las protecciones del reconectador marca

NOJA en el circuito Guasimal de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, para

que estas cumplan con su función de selectividad operativa.

o Ajustar las curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el

software TELUS del reconectador NOJA.

o Ajustar las curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en el software

TELUS del reconectador NOJA.

1.3 Justificación del Informe

Una de las misiones de CORPOELEC es proporcionar y garantizar un servicio

eléctrico de calidad, eficiente y confiable a sus usuarios. Con la correcta realización

de la coordinación de protecciones en los circuitos Metropolitano y Guasimal

pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, daría un mejor

cumplimiento de la misión y visión de la empresa.

La coordinación de protecciones de los circuitos Metropolitano y Guasimal

pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, surge con la necesidad de

garantizar la continuidad del servicio, ya que sin la conexión al sistema de los

reconectadores marca NOJA, al ocurrir por ejemplo una falla temporal en uno de los

circuitos ramales (Sorocaima – Metropolitano y Sur autopista), se desconectan todos

los circuitos y sus usuarios, es decir no hay selectividad cuando se va a interrumpir el

servicio eléctrico.

Por lo tanto, esta situación genera la necesidad en la empresa, de tomar las

medidas pertinentes para lograr una correcta coordinación de protecciones, para

independizar los circuitos Metropolitano y Guasimal, y a su vez obtener la adecuada

coordinación de protecciones, con el propósito de brindar un servicio de calidad, y

que cuando exista falla en el sistema de distribución , se vea afectada la menor

11

cantidad posible de usuario, en el menor tiempo posible con una mayor protección a

los equipos instalados en la subestación.

El minimizar el daño de un equipo eléctrico, es otro punto muy importante. En

este caso el objetivo es proteger el transformador que se encuentra instalado en la

Subestación Eléctrica la Morita. Estos equipos poseen una vida útil que se puede

alargar cuando se decide realizar un trabajo acorde a los requerimientos tanto de la

carga como la alimentación.

1.4 Alcance

Desde el 17 de septiembre del 2012 hasta el 4 de enero del 2013, transcurre 16

semanas de pasantías, con esta pasantías se pretende obtener el ajuste de los

reconectadores marca NOJA, los cuales se requieren conectar a la salida de la

Subestación Eléctrica Móvil la Morita y obtener la adecuada coordinación de

protección de los circuitos Metropolitano y Guasimal. Igualmente se busca participar

y aprender acerca del mantenimiento y la instalación de los equipos de distribución

que allí se recuperan, la Gerencia de todas las actividades adicionales que se

desarrollan en el Departamento de Mantenimiento Especializado de CORPOELEC.

Para el logro de la coordinación de protecciones de los circuitos Metropolitano y

Guasimal pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, se exige

desarrollar unas series de actividades. La primera parte contempla la recolección de

datos, como el plano unifilar de los circuitos Metropolitano y Guasimal (última

actualización del día 12 de octubre del año 2012), el plano unifilar de la Subestación

Eléctrica Móvil la Morita, la data de interrupciones del circuito Guasimal periodo

(2011 al 2012), demanda y carga máxima del circuito Guasimal.

12

En la segunda parte, se realizarán el unifilar de los circuitos Metropolitano y

Guasimal según la simbología y nomenclatura de la NORMA CADAFE 60 – 87, con

la ayuda del software llamado VISIO. Posteriormente se dibujará las simplificaciones

de los circuitos, en donde se suman las cargas conectadas según las derivaciones y se

enumeran los nodos.

La tercera parte pertenece al estudio de cortocircuito, empleando el software

ETAP 6.0, el cual está diseñado para calcular de manera computarizada el flujo de

carga, y los niveles de cortocircuitos que se pueden generar en el sistema a través del

análisis de su diagrama unifilar. En consecuencia, una vez obtenidos los valores de

corriente antes mencionados se puede diseñar y programar el ajuste de los

dispositivos de protección (fusibles y reconectadores) para los equipos a lo largo de

los circuitos Metropolitano y Guasimal. Así pues se permitirá que se cumpla con la

función de despejar las fallas por sobrecarga y sobrecorriente.

Finalmente, lo que se persigue es diseñar la correcta coordinación de protecciones

para los reconectadores marca NOJA, utilizando la herramienta del software de

protecciones TELUS, en el cual se especifica el ajuste, los cuales serán instalados en

los circuitos Metropolitano y Guasimal con su respectiva ubicación (línea de la

Subestación), y así independizar las cargas de los circuitos Metropolitano y

Guasimal.

1.5 Limitaciones

Durante el desarrollo del proyecto no se presentaron prácticamente obstáculos, e

impedimentos que intervinieran en el buen desarrollo de los objetivos planteados

durante las pasantías industriales, sin embargo no se contó con la información

específica que respaldara la ubicación geográfica especifica de los circuitos


13

CAPÍTULO II

MARCO EMPRESARIAL

2.1 Descripción de la Empresa

2.1.1 Nombre

CORPOELEC (Corporación Eléctrica Nacional) es una sociedad anónima

gubernamental encargada del sector eléctrico de la República Bolivariana de

Venezuela.

2.1.2 Ubicación

Tabla 2.1: Ubicación de CORPOELEC

País Venezuela.

Estado Aragua.

Ciudad Maracay

Dirección Calle Mariño, sur Nº 45-A casco

central, frente a antiguo Telares

Maracay

Teléfono (0243) 2311336

2.2 Reseña Histórica

En octubre del año 1.958 se formó la Compañía Anónima de Administración y

Fomento Eléctrico (CADAFE), la empresa eléctrica del Estado Venezolano que desde

14

1.959 entró a servir a más del noventa 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 1.980 y siendo en 1.990 cuando se emprendió el proceso para lograrlo.

A mediados de 1.991, 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 se creó la Electricidad del Centro (ELECENTRO);

estableciéndose como objetivo la distribución y comercialización de la energía

eléctrica, a fin de cumplir con las exigencias del proceso de desarrollo eléctrico. Es

una empresa de servicios que se dedica a distribuir, generar y comercializar energía

eléctrica a las regiones que comprenden su radio de influencia: Aragua, Miranda,

Guárico, Apure y Amazonas.

ELECENTRO Se destaca hoy por hoy, como un gran potencial en distribución y

comercialización, ya que cuenta con todas las características necesarias para ese sitial,

y que hacen posible el crecimiento de la empresa. Luego de la fusión (según gaceta

oficial 37.253 de fecha 3 de agosto del 2.001) 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 2.007, publicada en la

Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela N° 38.736 del 31 de julio de

15

2.007, 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:

o Electrificación del Caroní, C.A. (EDELCA).

o Energía Eléctrica de Venezuela, S.A. (ENELVEN).

o Empresa Nacional de Generación C.A.: (ENAGER).

o Compañía de Administración y Fomento Eléctrico S.A. (CADAFE).

o Energía Eléctrica de la Costa Oriental del Lago C.A.: (ENELCO).

o Energía Eléctrica de Barquisimeto S.A. (ENELBAR).

o Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta (SENECA).

Estas empresas deberán en los próximos tres 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:

o Región Nor – Oeste: Estados Zulia, Falcón, Lara y Yaracuy.

o Región Nor – Central: Estados Carabobo, Aragua, Miranda, Vargas y Distrito

Capital.

o Región Oriental: Estados Anzoátegui, Monagas, Sucre, Nueva Esparta y Delta

Amacuro.

16

o Región Central: Estados Guárico, Cojedes, Portuguesa, Barinas y Apure.

o Región Andina: Estados Mérida, Trujillo y Táchira.

o Región Sur: Estados Bolívar y Amazonas.

2.2.1 Misión

Desarrollar, proporcionar y garantizar un servicio eléctrico de calidad, eficiente,

confiable, con sentido social y sostenibilidad en todo el territorio nacional, a través de

la utilización de tecnología de vanguardia en la ejecución de los procesos de

generación, transmisión, distribución y comercialización del sistema eléctrico

nacional, integrando a la comunidad organizada, proveedores y trabajadores

calificados, motivados y comprometidos con valores éticos socialistas, para contribuir

con el desarrollo político, social y económico del país.

2.2.2 Visión

Ser una corporación con ética y carácter socialista, modelo en la prestación de

servicio público, garante del suministro de energía eléctrica con eficiencia,

confiabilidad y sostenibilidad financiera. Con un talento humano capacitado, que

promueve la participación de las comunidades organizadas en la gestión de la

corporación, en concordancia con las políticas del Estado para apalancar el desarrollo

y el progreso del país, asegurando con ello calidad de vida para todo el pueblo

venezolano.

17

2.3 Estructura Organizativa:

A continuación se presenta el modelo organizacional de la empresa

CORPOELEC.

18

Dirección General

Región Sede Aragua

Dirección Operativa de

Sub Transmisión y Distribución

Dirección Operativa de

Desarrollo

Dirección OperativaComercialización y

Distribución Aragua

Dirección Ejecutiva de Servicios Compartidos

División de Control

de Gestión

Gerencia de Grandes Usuarios y Sector

Público

Distribución General

Comercialización Regional

Gerencia de

Planificación de sub Transmisión y Distribución

Gerencia de Despacho De Distribución

Gerencia de Operación

y Mantenimiento

Gerencia de Proyectos

Gerencia de Desarrollo

de Líneas

Gerencia de Desarrollo

de Subestaciones

Gerencia De Distribución

Metropolitana (Maracay)

Gerencia de

ComercializaciónY Distribución foráneos

Gerencia de Distribución

Metropolitana (Maracay)

División de Estudios

División de Desarrollo

División de Operación y

Mantenimiento

División de Área

Foránea

Departamento de

Operación y Mantenimiento

Foráneo

Departamento de Oficina Comercial

Foránea

División de Lectura y

Facturación

División de Medición

División de Cobranza

División de Incremento

en Venta

División de Gestión Oficinas Comerciales

Departamento de Oficina Comercial

Urbana

Gerencia de

Comunicación y Relaciones

Institucionales

Gerencia de Seguridad

y Prevención

Gerencia de ATIT

Gerencia de Finanzas

Gerencia de Gestión Social

Gerencia de Logística

Gerencia de Gestión Humana

RJD 2006-11-24 DEL 16-11-2006RJD 2007-07-07 DEL 13-03-2007

Modelo Organizacional Aprobado Comercialización y Distribución Región 4 (Aragua/ Miranda)

Figura 2.1: Estructura organizativa de la Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) Región 4 Aragua Miranda

Fuente: CORPOELEC

19

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 el nivel de 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 óptima 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.

2.4 División Donde se Realizaron las Pasantías

El Departamento de Mantenimiento Especializado – Estructura 17.441-3.000

correspondiente a la Gerencia de Distribución.(ver figura 2.2) la cual se dedica a

programar las 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.

20

DIVISIÓN DE

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Sección de Líneas

Energizadas

Sección de

Subterráneos y S/E

Sección de

Termovisión

Sección de

Laboratorio de Prueba

Figura 2.2: Organigrama de la División de Operación y Mantenimiento

Fuente: CORPOELEC

Supervisor de Líneas Energizadas: es el encargado de 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: es el 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 Termovisión: realizar diagnósticos termográfico a las

subestaciones atendidas y no atendidas de distribución del Estado Aragua y en

21

ocasiones a otras zonas que necesitan 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 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 se encarga de la recuperación de

transformadores convencionales desde 5 kVA hasta 167,5 kVA.

2.5 Plan de Actividades Propuestas

En la tabla 2.1 que se muestra a continuación, se definen las actividades

propuestas por el Departamento de Mantenimiento Especializado de CORPOELEC

zona Aragua, las cuales harán los pasantes durante el periodo de pasantías largas. Es

importante acotar que es este plan de actividades se acordó con la universidad para

su posible desarrollo.

22

Tabla 2.2: Actividades propuestas

SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR

1

i. Reconocimiento del área de trabajo.

ii. Asistencia al curso de las cinco reglas de oro.

iii. Revisión, mantenimiento y pruebas de rompe carga.

iv. Visita a la subestación la Morita.

v. Visita a las subestaciones de Ocumare de la Costa. (Cumboto, Cata y

la Independencia).

vi. Familiarización con los equipos y dispositivos de trabajo, como:

TTR, TIL II, MEGGER, inyector de corriente, banco de prueba de

transformadores.

2

i. Ilustración y aprendizaje por parte del tutor industrial Ing. Rubén

Hernández acerca del conocimiento general de las actividades

inherentes a la sección de laboratorio de prueba (LAPRE, grupo

técnico de reconectadores, sección de Termografía).

ii. Revisión y mantenimiento de seccionalizadores.

iii. Interacción con el personal de planificación, con el personal del

centro de operaciones, y con el personal de protecciones eléctricas.

iv. Revisión y mantenimiento de transformadores de distribución.

v. Manejo de los equipos de pruebas HIPOT, TILT, TTR,

kiloamperimetro, kilovoltimetro.

vi. Manejo del chipometro (prueba de rigidez dieléctrica).

3

i. Revisión, mantenimiento y realización de prueba de

seccionalizadores.

ii. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores

de distribución.

iii. Manejo de los equipos de pruebas HIPOT, TILT, TTR,


iv. Asistencia al curso de seguridad industrial ofrecida por la Gerencia

de Recursos Humanos.

23

Tabla 2.2: Actividades propuestas (continuación)


4

i. Estudio del plano y diagrama unifilar existente de la Subestación

Móvil la Morita.

ii. Estudio de los planos y diagramas unifilares existentes en los

circuitos Metropolitano y Guasimal.

iii. Evaluación y estudio de carga de los circuitos Metropolitano y

Guasimal.

iv. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores

de distribución y seccionalizadores.

v. Revisión y mantenimiento de reconectadores.

vi. Reestructuración de los indicadores de gestión de la sección de

LAPRE.

5

i. Actualización de planos de los circuitos Metropolitano y Guasimal

existentes.

ii. Prueba de resistencia a tierra.

iii. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a reconectador.

iv. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores

de distribución y seccionalizadores

6

i. Ensayo de los reconectadores marca PANACEA, POLAR.

ii. Inventario de equipo y herramientas.

iii. Ensayo de los reconectadores marca NOJA Y COOPER.

iv. Tareas administrativas (inventarios de herramientas).

24



7

i. Prueba de funcionamiento de los reconectadores marca PANACEA

y POLAR.

ii. Revisión y mantenimiento de seccionalizadores.

iii. Revisión y mantenimiento de transformadores de distribución.

iv. Manejo de los equipos de pruebas HIPOT, TILT, TTR,


v. Rediseño de las planillas de prueba y restructuración de los

indicadores de gestión de la sección de LAPRE.

8

i. Prueba de funcionamiento de los reconectadores marca NOJA Y

COOPER.

ii. Revisión y mantenimiento de rompe carga.

iii. Prueba a un TP (transformador de potencia).

iv. Manejo de los equipos de pruebas HIPOT, TILT, TTR,


9

i. Tareas administrativas: realización de folletos dirigidos al personal

(pruebas a los transformadores).

ii. Recolección de los datos de demanda y carga máxima de los

circuitos Metropolitano y Guasimal

iii. Prueba a un TP (transformador de potencia).

iv. Prueba de resistencia a tierra.

10

i. Programación del reconectador marca PANACEA.

ii. Prueba de funcionamiento de reconectador marca PANACEA 115

kV y 13,8 kV.

iii. Estudio de la coordinación de protección a utilizar en los relés de la

Subestación Móvil la Morita, circuitos Metropolitano y Guasimal.

25

Tabla 2.2: actividades propuestas (continuación)


11

i. Programación del reconectador marca POLAR.

ii. Prueba de funcionamiento de reconectador marca POLAR de 115

kV y 13,8 kV.

iii. Diseño de las curvas de protección necesarias para la operación de

los relés de la Subestación Móvil la Morita, en circuitos


12

i. Programación del reconectador marca NOJA.

ii. Recorrido y evaluación del tramo de media tensión de los circuitos

Metropolitano y Guasimal, evaluando las protecciones existentes a

lo largo de dicho tramo.

iii. Prueba de funcionamiento de reconectador marca NOJA de

115 y 13,8 kV.

13

i. Programación del reconectador marca COOPER.

ii. Prueba de funcionamiento de reconectador marca COOPER de 115

kV y 13,8 kV.

iii. Diseño de la coordinación de protecciones para los circuitos

Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Móvil la

Morita.

iv. Evaluación de los componentes existentes en los circuitos

Metropolitano y Guasimal (disyuntor, reconectadores,

seccionadores, seccionalizadores y fusibles).

14

i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores.

ii. Participación en el rediseño del tablero de control del banco de

prueba de los transformadores de distribución.

iii. Participación en el montaje e instalación de los reconectadores.

26



15


ii. Reconocimiento de las labores del área de termografía.

iii. Realización de trabajo en el área de termografía.

iv. Participación en el adiestramiento al personal, acerca de la

operación y funcionamiento de los reconectadores y

seccionalizadores.

16


ii. Rediseño de planillas de pruebas de LAPRE.

iii. Rediseño de los manuales de LAPRE.

2.6 Plan de Actividades Realizadas

En la tabla 2.3 se muestran las actividades que fueron realizadas por los pasantes

durante el periodo de pasantías largas, a fin de cumplir con las tareas propuestas por

el Departamento de Mantenimiento Especializado de CORPOELEC. Dichas tareas se

rigieron por las normas de seguridad de la empresa, a fin de evitar daños al personal,

y avería de los equipos que ayudaban a desarrollar las tareas de los pasantes. Es

importante indicar que dichas actividades no siempre se pueden ejecutar bajo el

mismo orden en el cual se planifican.

27

Tabla 2.3 Actividades realizadas


1

i. Reconocimiento del área de trabajo: se conoció las instalaciones del

taller de mantenimiento y las normas de seguridad que se deben

regirse por todos los trabajadores para preservar la vida humana, y la

vida útil de los equipos

ii. Asistencia al curso de las cinco reglas de oro: impartido por el

ingeniero Castellano, trabajador de la empresa. se aprendió acerca de

las normas y procedimientos que se deben de seguir para la maniobra

de los equipos instalados en la red de distribución, asociadas a la

seguridad laboral. Se realizó una práctica de las cinco reglas de oro

en la subestación Las Delicias. (Ver anexo 18)

iii. Revisión y mantenimiento de rompe carga: en esta parte se revisa el

equipo rompe carga y se le cambia los dispositivos que lo conforman

tales como vela, pieza terminal, tuercas, entre otros.

iv. Visita a la Subestación Móvil la Morita: esta visita se realizó a fin de

conocer los equipos instalados en la subestación, ya que para el

desarrollo del proyecto se debían conocer su ubicación, y el esquema

de protección del interruptor de potencia. (Ver anexo 4)

v. Inspección en las subestaciones de Ocumare de la Costa. (Cumboto,

Cata y la Independencia): esta actividad se desarrolló durante el

periodo previo a las votaciones presidenciales 2012, a fin de evitar

cualquier salida de los circuitos, aquí se tomaron las lecturas de las

cargas que tenían cada reconectador, y los valores de los niveles de

tensión de las baterías de dichos reconectadores. (Anexo 19)

vi. Reconocimiento e interacción con los equipos y dispositivos de

trabajo, como: TTR, TIL II, MEGGER, inyector de corriente, banco

de prueba de transformadores. (Anexo 2)

28

Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)


2

i. Ilustración y aprendizaje por parte del tutor industrial Ing. Rubén

Hernández acerca del conocimiento general de las diversas

actividades inherentes a la sección de laboratorio de prueba

(LAPRE), grupo técnico de reconectadores y sección de termografía.

ii. Revisión, mantenimiento y prueba de seccionalizadores: en la parte

de mantenimiento se le quitaron los bushing para limpiarlos y

sustituir las gomas, y también se le cambio el fusible. luego al equipo

se le cambio la pintura. Y en la parte de la prueba de funcionamiento,

se utilizó el inyector de corriente para simular el reenganche (Anexo

20).

iii. Revisión y mantenimiento de transformadores de distribución: en

esta parte se realizó la prueba con el TILL II (medidor de

impedancia), para verificar que los bushing de alta tensión y baja

tensión tenían continuidad respectivamente. Luego en la parte de

mantenimiento se les cambio el aceite y el cambiador de Tap.

(Anexo 2).

iv. Se interactuó con el personal de planificación, con el personal del

centro de operaciones, y con el personal de protecciones: en esta

actividad se obtuvieron los planos unifilares de los circuitos

Metropolitano y Guasimal, el plano de la Subestación Eléctrica

Móvil La Morita.

v. Manejo de los equipos de pruebas HIPOT y kiloamperìmetro: el

equipo HIPOT se utilizó para hacerle pruebas de aislamiento a un

camión. (Ver anexo 2).

29



3

i. Revisión, mantenimiento y evaluación de prueba a seccionalizadores:

en la parte de mantenimiento se le quitaron los bushing para

limpiarlos y sustituir las gomas, también se le cambiaron los fusibles.

luego el equipo se le cambio la pintura. Además en la parte de la

prueba de funcionamiento, se utilizó el inyector de corriente. (Ver

anexo 2)

ii. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores

de distribución: en esta parte se realizó la prueba con el till II

(medidor de impedancia), para verificar que los bushing de alta y

baja tensión tenían continuidad respectivamente. Luego en la parte de

mantenimiento se le cambio el aceite y el cambiador de Tap.

También se le realizó la prueba de tensión aplicada para verificar los

niveles de tensión de dicho transformador. (Ver anexo 2)

iii. Asistencia al curso de seguridad industrial ofrecida por la Gerencia

de Recursos Humanos, el cual tuvo una duración de 3 horas y fue

dictada por el ingeniero Wilmer Pirela.

iv. Mantenimiento y recuperación de reconectador KF: este es uno de los

primero reconectadores instalados a la red de distribución, y equipo

al que se le limpiaron los bushing, las gomas y se le hicieron las

pruebas de funcionamiento con el equipo inyector de corriente. (Ver

anexo 2)

30



4

i. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores

de distribución y seccionalizadores. (Ver anexo 23).

ii. Revisión y mantenimiento de reconectadores.

iii. Mantenimiento y recuperación de reconectador KF. (Ver anexo 2)

iv. Prueba y medición de resistencia de aislamiento con el megger: esta

prueba de aislamiento se le aplico al reconectador KF. (Ver anexo 2)

v. Cálculo del índice de polarización: este es un cálculo de relación,

para predecir el comportamiento del aislamiento del reconectador

KF, este índice de polarización resultó mayor a uno, ello significó

que el aislamiento estaba en buen estado.

vi. Prueba de rigidez dieléctrica con el chipometro: se tomó una muestra

de aceite de un transformador de distribución, y del reconectador KF

respectivamente para verificar la rigidez dieléctrica de cada aceite.

(Ver anexo 19).

5

i. Actualización de los planos de los circuitos Metropolitano y

Guasimal existentes.

ii. Revisión, mantenimiento y realización de prueba de funcionamiento

con el inyector de corriente a un reconectador marca COOPER

código S280-70-4S (Ver anexo 2).

iii. Revisión, mantenimiento y realización de prueba de a

transformadores de distribución: las pruebas es realizaron con el

equipo Till II (medidor de resistencia) (Ver anexo 2).

iv. Prueba y medición de resistencia de aislamiento con el Doble.

v. Prueba de funcionamiento al relé panacea plus: el equipo que se

utilizó para la prueba fue el inyector de corriente, que simulaba los

niveles de cortocircuito.

31



6

i. Estudio del plano y diagrama unifilar existente de la Subestación

Móvil la Morita.

ii. Estudio de los planos y diagramas unifilares existentes de los

circuitos Metropolitano y Guasimal.

iii. Inspección y termografía en los circuitos de Turmero, Estado Aragua.

(Ver anexo 2).

iv. Inducción recibida acerca del reconectador marca COOPER.

v. Manejo de los equipos de pruebas hipot: aquí se empleó este equipo

para realizarles prueba de aislamiento a unos seccionalizadores (Ver

anexo 19).

vi. Chequeo del reconectador marca COOPER. (Ver anexo 21).

vii. Prueba con el TTR (relación de transformación): después de que

algunos técnicos le realizaran mantenimiento a un transformador de

distribución, se procedió a medir la relación de transformación, con

el equipo TTR según la conexión y la tensión aplicada. (Ver anexo 2)

7

i. Rediseño de las planillas de prueba y restructuración de los

indicadores de gestión de la sección de LAPRE. (Ver anexo de 13 a

16).

ii. Cálculo de valores de instantáneos y temporizadores: luego de haber

recibido la inducción del manejo del reconectador marca Cooper, se

procedió a calcular los valores de instantáneos y temporizadores,

según los niveles de cortocircuito del circuito Caprotana.

iii. Ajuste de curvas del reconectador marca COOPER. (Ver anexo 21)

32



8

i. Ajuste del reconectador marca COOPER.

ii. Prueba de funcionamiento del relé COOPER con el inyector de

corriente. (Ver anexo 21)

iii. Prueba de funcionamiento a seccionalizadores: se utilizó el equipo de

inyector de corriente. (Ver anexo 20)

iv. Prueba de resistencia a tierra: lo que se buscó al realizar la prueba de

resistencia del aislamiento es medir la resistencia que presentaba el

terreno con respecto al flujo de corriente que se generaba en el área

aplicando un voltaje DC, esta prueba es una prueba cualitativa, que

indica la calidad relativa del terreno para conducir o drenar corrientes

de falla o fuga. Para su realización se entierra unos electrodos, y

conectarlos a unos cables que a su vez se llegan del poste o tablero.

posteriormente se inyecta un voltaje DC, luego se indican valores

aproximados de corriente.

v. Prueba con el ttr (relación de transformación): esto para verificar el

buen funcionamiento de un transformador de distribución. (Ver

anexo 2)

9

i. Tareas administrativas: realización de folletos dirigidos al personal

(pruebas a los transformadores).

ii. Mantenimiento de rompe carga: en esta parte se revisa el equipo

rompe carga y se le cambia los dispositivos que lo conforman tales

como vela, pieza terminal, tuercas, entre otros

10

i. Ajuste de curvas del reconectador marca PANACEA. (Ver anexo

22).

ii. Realización de manual: procedimiento de ajuste de curvas para el

reconectador marca PANACEA.

33



11

i. Ajuste de curvas del reconectador marca NOJA. (Ver anexo 23)


reconectador marca NOJA. (Ver anexo 1 del cd)

12

i. Ajuste de curvas del reconectador marca SCHNEIDER.


reconectador marca SCHNEIDER. (Ver anexo 2 del cd)

13

i. Diseño de la coordinación de protecciones para los circuitos

Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Móvil la

Morita. (Ver capítulo 6)

ii. Evaluación de los componentes existentes en los circuitos

Metropolitano y Guasimal (disyuntor, reconectadores,

seccionadores, seccionalizadores y fusibles). (Ver anexo 19)

14

i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores: se realizó una serie de

diapositivas, para una inducción del personal, acerca de cómo ajustar

las curvas de los reconectadores NOJA y PANACEA. (Ver anexo 3

del cd)

ii. Participación en el rediseño del tablero de control del banco de

prueba de los transformadores de distribución.

15


ii. Reconocimiento de las labores del área de termografía.

iii. Realización de trabajo en el área de termografía. (Ver Anexo 2).

iv. Participación en el adiestramiento al personal, acerca de la operación

y funcionamiento de los reconectadores y seccionalizadores.

34



16

i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores: se realizó una serie de

diapositivas, para una inducción del personal, acerca de cómo ajustar

las curvas de los reconectadores COOPER

ii. Rediseño de planillas de pruebas de LAPRE. (Ver anexo 11 a 16)

iii. Rediseño de los manuales de LAPRE: manuales de los

procedimientos a seguir de cada equipo a utilizar en el laboratorio de

prueba de CORPOELEC.

2. 7 Comparación Entre Plan Propuesto y Plan Realizado

Entre el plan de actividades propuestas según la tabla 2.2 y el plan de actividades

realizadas según la tabla 2.3, existen varias diferencias entre las actividades

expuestas en cada una de ellas respectivamente. Estas discrepancias no alteran de

ninguna manera el desarrollo de las pasantías de acuerdo a las tareas específicas, ni

el desarrollo del proyecto asignado. No obstante, es inevitable que existan leves

variaciones en las actividades programadas, y esto se debe a la dinámica de la

empresa, al factor prioridad y también a la carencia de algunos equipos y materiales.

El factor prioridad influye en algunas actividades que se realizan debido a la

programación de eventos no esperados como por ejemplo, lo sucedido en las

actividades de la semana cinco, en donde se programó el realizar la prueba de

resistencia a tierra, y en vez de eso se le aplicó la prueba de resistencia de

aislamiento a un seccionalizador que requería ser conectado en un punto específico

del sistema eléctrico.

35

Por otro lado, la no disponibilidad de equipos influye en la realización de las

actividades, tal como ocurrió en las semanas seis, siete y ocho, en las cuales no se

llevaron a cabo las actividades planteadas con los reconectador marca PANACEA,

NOJA, y POLAR respectivamente según lo indicado en la tabla 2.2, esto se debió a

que en el laboratorio de prueba no estuvieron disponibles los equipos.

Por último es importante resaltar, que las actividades para la realización y diseño

de la coordinación de protecciones de los circuitos Metropolitano y Guasimal de la

Subestación Móvil la Morita, no fueron modificadas, ya que se realizaron acorde con

la programación planteada inicialmente según lo especificado en la tabla 2.2, para la

recolección de datos (plano unifilar de los circuitos Metropolitanos y Guasimal

exigidos en la unidad de planificación de CORPOELEC con estudio de

cortocircuito, demanda, carga máxima y data de interrupciones). Dichas actividades

se llevaron a cabo con la finalidad de tener los datos que ayudan al diseño y

realización de una correcta coordinación de protecciones de los circuitos antes

mencionados.

2.8 Aportes del Pasante

Durante el transcurso de las pasantías, se realizaron una serie de actividades que

contribuyeron con la Sección de Mantenimiento Especializado (LAPRE), las cuales

se enumeran y describen a continuación:

36

Tabla 2.4 Aportes del pasante (continuación)

ACTIVIDADES DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD

1 Hojas de Prueba

En esta actividad, se renovaron las hojas de datos,

donde se plasman la información acerca de las

siguientes pruebas:

o Pruebas a los camiones (prueba de aislamiento).

(Ver anexo 13)

o Prueba de factor de potencia en el aislamiento de

los transformadores (3 y 2 devanados). (Ver

anexos 16 y 17)

o Prueba de excitación de corriente con el doble.

(Ver anexo 14)

o Procedimiento de trabajo para realizar

mantenimiento a transformadores de distribución

(ensayo de rigidez dieléctrica, prueba de

corriente de vacío, prueba de aislamiento con el

megger)

2

Traducción de

manual de

SCHNEIDER

Se realizó la traducción a manuales que

corresponden al manejo del equipo Schneider, para

facilitar el trabajo del personal técnico que

maniobraba el reconectador marca SCHNEIDER,

que se necesitó instalar en el sistema.

37



3 Trípticos y folletos

Se diseñaron trípticos y folletos, cuya información es

acerca de los procedimientos y normas de algunas

pruebas que se realizan en el laboratorio de prueba:

o ¿Cómo hacer la prueba de aislamiento? (Ver

anexo 10)

o ¿Cómo hacer la prueba de funcionamiento de los

seccionalizadores?

o Procedimiento para realizar la prueba de tensión

aplicada a los transformadores de distribución.

o Procedimiento para verificar la relación de

transformación de los transformadores

4

Manual de

reconectador marca

COOPER

Después de haber programado el reconectador marca

COOPER, se realizó un manual con los pasos

detallados de los cálculos, criterios y procedimiento

total para la programación de dicho reconectador.

(Ver anexo 4 del cd)

5

Manual de

reconectador marca

NOJA

Después de haber ajustado las curvas para el

reconectador marca NOJA, se realizó un manual con

los pasos detallados de los cálculos, criterios y

procedimiento total para la programación de dicho

reconectador. (Ver anexo 1 del cd)

6

Manual de

reconectador marca

SCHNEIDER

Se realizó un manual con los pasos detallados de los

cálculos, criterios y procedimiento total para el

ajuste de curvas del reconectador marca

SCHNEIDER. (Ver anexo 2 del cd)

38



7

Manual de

reconectador marca

PANACEA

Se realizó un manual con los pasos detallados de los

cálculos, criterios y procedimiento total para la

programación del reconectador marca PANACEA.

(Ver anexo 5 del cd)

9 Presentaciones

Se realizaron un conjunto de diapositivas con

información referente a los procedimientos de las

pruebas que se les aplican algunos equipos tales

como; transformador de distribución,

seccionalizadores, y reconectadores. Siendo estos

recuperados en el laboratorio de prueba de

CORPOELEC luego de haber presenciado alguna

falla en el sistema.

8 Archivar

Se contribuyó con el orden de archivos, cuyos datos

reflejan la información de las inspecciones realizadas

a los diferentes reconectadores conectados en las

subestaciones del Estado Aragua.

También se contribuyó de manera técnica con el área de protecciones eléctricas, de

acuerdo al trabajo de grado, el cual consiste de la coordinación de protección de los

circuitos Metropolitano y Guasimal, finalmente este informe de pasantías, les servirá

de modelo a futuros pasantes que se desempeñen a realizar la coordinación de

protección a un sistema eléctrico.

39

CAPÍTULO III

MARCO TEÓRICO

Al momento de realizar un proyecto de investigación es preciso recaudar la

información que servirá de soporte a la misma, es decir, las bases teóricas necesarias

para el correcto y completo desarrollo del tema. Luego, con una completa base de

información, avanzar con el tema planteado, de la forma más extensa y clara posible,

logrando con ello el entendimiento que hace posible dar respuestas a las interrogantes

surgidas al momento que se decidió hacer el proyecto de investigación, las cuales

fueron la razón de interés para el desarrollo del tema.

Las bases teóricas se utilizan comúnmente para explicar de manera científica un

fenómeno ocurrido, basándose en contextos documentales que confirman la realidad

del mismo. Con estos basamentos se pueden relacionar los aspectos teóricos con el

objeto de estudio además de interpretar con lógica de conceptos y términos utilizados.

Es por ello que en lo consiguiente se exponen las bases teóricas que fundamentan el

presente trabajo de investigación, lográndose así el desarrollo del tema y las

respuestas a las interrogantes iniciales.

3.1 Antecedentes

Los antecedentes representan un apoyo antepuesto a la investigación, ya que en

estudios previos realizados se pueden encontrar ciertos aspectos que servirán para el

desarrollo del proyecto actual por la relación que tienen en común.

40

A continuación se presenta una reseña de trabajos de investigación, los cuales

poseen afinidad y están vinculados con el tema en estudio, y servirán como base para

la elaboración del informa final de grado.

Luis Francia (2.012), en su trabajo especial de grado titulado “Evaluación de la

coordinación de protecciones en la subestación eléctrica Tocorón (34,5 kv –

13,8 kv) de CADAFE, región 4 zona Aragua” realizado en la Universidad de

Oriente para optar al título Ingeniero Electricista, busca evaluar y estudiar la

coordinación de protecciones en la Subestación Eléctrica Tocorón para poder así

seleccionar los ajustes requeridos por las protecciones en el Transformador I de la

subestación.

Francia estudió la coordinación de protecciones existente en la subestación

Eléctrica Tocorón, para lo cual se hizo necesario de conocer los ajustes en equipos de

protección en el transformador I de la subestación, ya que éstos no estaban

despejando las fallas que se presentaban. Luego de realizar los estudios de

cortocircuito y flujo de carga, para conocer el estado del sistema de potencia, se

obtuvieron valores que definían el comportamiento del sistema. Con dichos valores se

realizaron los nuevos ajustes de protecciones, y asimismo se trazaron las curvas

tiempo – corriente de los equipos; luego tomando en cuenta los criterios de ajuste de

protecciones de CADAFE, se realizaron ajustes nuevos, garantizándose la correcta

coordinación de los equipos.

Esta investigación sirvió de aporte al presente estudio debido a que en ella 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 los circuitos Metropolitano

y Guasimal de la Subestación Electric Móvil La Morita.

41

Lino Bustamante y Miguel Vivas (2.012), en su trabajo especial de grado titulado

“Coordinación de protecciones y ejecución de pruebas para la puesta en

servicio de las barras 1 y 2 de 13.8 kv en la subestación San Vicente, ubicada

en Maracay, estado Aragua”, realizado en la Universidad Nacional

Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA) para optar al título Ingeniero

Electricista, desarrollan una investigación en la cual se despliega la metodología

para el análisis de la instalación de nuevos equipos de protección, medición,

control y señalización en la subestación San Vicente, el cual contiene un estudio

de los resultados de las pruebas en sitio de operatividad de los equipos instalados,

la determinación de los ajustes de las protecciones que serán utilizados en las

llegadas y salidas de 13.8 kV y el análisis de la instalación y funcionalidad del

sistema de comunicación SCADA. El objetivo de esta investigación establecer la

coordinación de protecciones y ejecución de pruebas para la puesta en servicio de

las barras 1 y 2 de 13.8 kV en la subestación mencionada anteriormente, en el

cual se determinó que los equipos instalados se encuentran aptos para ser usados

dentro de la subestación.

Esta investigación, sirvió como aporte al presente estudio, debido a que aporta un

conocimiento sobre los estudios de cortocircuitos en subestaciones, además de los

protocolos en pruebas legales que hay que cumplir, ya que éstos sirven de guía para la

realización de todas las pruebas normalizadas y las exigidas por el usuario. También

cuenta con una amplia información sobre cómo se realiza una coordinación de

protecciones basándose en los valores obtenidos de cortocircuitos y así luego de

realizada la coordinación, como interpretar los resultados obtenidos para ajustarlos a

los normas CADAFE.

Gerardo Valera (2012) en su trabajo especial de grado titulado “Determinación

de los equipos de protección y ajustes necesarios para realizar la

coordinación de protecciones del circuito b2 del sistema eléctrico de

distribución perteneciente a la empresa manufacturera de papel (MANPA)”,

42

realizado en la Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada

(UNEFA) para optar al título Ingeniero Electricista, busca realizar el estudio de

las protecciones en elcircuito B2 perteneciente al sistema eléctrico de la empresa,

ya que se presentaba un problema en la producción de papel debido al estado en

que se encontraba el sistema de protecciones, lográndose con ello garantizar la

correcta operatividad y coordinación del sistema de protecciones perteneciente a

la empresa.

El trabajo de investigación antes mencionado se utilizará en el presente informe

debido a que muestra de manera muy clara y precisa la forma de determinar las

protecciones contra sobrecarga y cortocircuitos para los motores de 440V, aunque en

este informe el estudio de sobrecarga y cortocircuito era realizado para líneas de

media y baja tensión (13.800–220V), el trabajo de Valera servirá como una

importante referencia y fuente de consulta para lograr avanzar en el análisis de los

circuitos Metropolitano y Guasimal de la Subestación Eléctrica Móvil de la Morita.

Samuel Bolívar (2011), en su trabajo especial de grado titulado “Coordinación

de protecciones en 440v para las subestaciones 3, 5 y 6 de la planta Cagua de

c.a. Cervecería Regional”, realizado en la Universidad Nacional Experimental

de la Fuerza Armada (UNEFA) para optar al título Ingeniero Electricista, el

objetivo de dicha investigación fue coordinar las protecciones de circuitos

ramales de las subestaciones 3, 5 y 6 pertenecientes al departamento de

mantenimiento Eléctrico de Planta de C.A. Cervecería Regional Planta Cagua.

El estudio descrito anteriormente se vincula con el presente informe ya que

muestra de manera esquemática y organizada la metodología requerida para realizar

un estudio a las protecciones de una subestación, los cuales se despliegan de la

siguiente manera: en principio la actualización de la información, elaborando un

nuevo diagrama unifilar con la información recopilada en planta, posteriormente se

realizó un estudio de cortocircuito de las barras asociadas a cada línea de envasado,

43

para evaluar la operación del sistema de protecciones, y por ultimo realización de la

coordinación para el reajuste de los dispositivos de protección a valores más idóneos

y brindar recomendaciones.

3.2 Bases Teóricas

A continuación se presenta una breve descripción de los conceptos básicos y más

resaltantes para el desarrollo de este trabajo, basándose en los aspectos primordiales,

fundamentales e inherentes dentro de la temática en que se desenvuelve la

investigación, estas bases teóricas sirven de apoyo conceptual para fundamentar de

manera literaria los conceptos y criterios utilizados para el estudio de la coordinación

de protecciones de los circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la

Subestación Eléctrica Móvil la Morita.

Para realizar este estudio se comenzará por explicar que es un sistema eléctrico de

potencia describiendo brevemente sus niveles o subsistemas (generación, transmisión

y distribución), prestando principal atención al sistema de distribución, sus

componentes, sus estructuras, protecciones utilizadas, métodos de cálculo de sus

parámetros, entre otros puntos relevantes para el sistema de distribución. Por

supuesto será necesario explicar lo que es un sistema de protecciones y la

coordinación de protecciones, prestando especial atención a los relés programables

(que serán con los que se trabajaran en el proyecto). También se tocarán muchos otros

puntos de importancia.

Iniciando con los sistemas de energía eléctrica, que pueden ser tan simples como

una fuente monofásica, de una o varias cargas conectadas, o incluso un enorme y

robusto sistema eléctrico de potencia trifásicos.

44

3.2.1Sistema de Potencia Eléctrico

Un sistema de potencia eléctrico se define como el conjunto de elementos como:

centrales de generación, subestaciones, líneas de transmisión y redes de distribución

que están eléctricamente unidos y cuya finalidad es hacer llegar a los usuarios de

dicho sistema la energía eléctrica que necesitan en forma segura, con los niveles de

calidad exigidos por el consumidor. [5]

Un sistema de potencia, de acuerdo con las actividades que realiza, básicamente

consta de tres subconjuntos bien específicos y diferenciados que realizan las labores

de: generación, trasmisión y distribución, por lo que la representación de un sistema

eléctrico de potencia puede ser esquematizado como se muestra a continuación en la

figura 3.1.

Figura. 3.1: Etapas de un sitema eléctrico de potencia

Fuente: Francisco M. Gonzalez – Longatt. Capítulo 1. Introducción a los Sistemas de

Potencia [6]

Dentro de los sistemas de potencia debido a su estructura, es común distinguir

cuatro niveles funcionales u operativos o etapas de tensión: generación, transmisión,

subtransmisión y distribución.

El sistema de potencia está constituido por muchos elementos, cada uno de ellos

cumple con funciones específicas, de manera que en operación conjunta garanticen

un flujo confiable y económico de electricidad. [6]

Generación Transmisión Distribución Consumidores o

Carga

45

Un sistema eléctrico de potencia típico podría ser como se muestra en la figura

3.2, ya que la distribución de energía eléctrica comprende técnicas y sistemas

empleados para la conducción de la energía hasta los usuarios dentro del área de

consumo, es decir, la energía eléctrica es transmitida frecuentemente en bloques de

magnitud considerable y en altas tensiones desde el punto de generación hasta el área

donde se pretende distribuirla, de ahí que sea necesario ejecutar uno o más pasos de

transformación para llevarla a los niveles de utilización.

En la figura 3.2 se puede observar la fase de generación en 18 kV, donde luego se

eleva dicho voltaje para poder hacer más eficiente la transmisión de la energía en el

sistema (para contrarrestar las pérdidas que surgirán a los largo del transporte de la

energía), elevando el voltaje generado a 400 kV, luego en una subestación de

transmisión es reducido a 115 kV, donde será transmitido hasta las subestaciones de

distribución donde se transforma el voltaje a 13,8 kV, el cual es el voltaje adecuado

para el suministro a los alimentadores primarios de las redes de distribución.

Los alimentadores primarios son tres circuitos que salen de las subestaciones de

distribución y proveen los caminos al flujo de potencia a los transformadores de

distribución, los cuales reducen el voltaje de los alimentadores primarios al voltaje

adecuado para el consumidor. En la distribución secundaria se distribuye la potencia

desde los bobinados secundarios de los transformadores de distribución hasta los

consumidores. El voltaje en la distribución secundaria, varía de acuerdo a la carga

que se vaya a alimentar.

46

1. Estación de generación. 2. S/E elevadora. 3. Línea de transmisión. 4. S/E de paso. 5. s/E reductora. 6.

Línea de subtransmisión. 7. Línea de distribución primaria. 8. Transformador de distribución (reductor). 9.

Línea de distribución secundaria. 10. Clientes finales (residenciales, institucionales, comerciales, industriales,

gubernamentales, otros servicios)

Figura 3.2: Sistema de potencia tipico radial

Fuente: Ing. Luis Cedeño

3.2.2 Subsistemas de un Sistema de Potencia

3.2.2.1 Sistema de Generación:

La etapa de generación es aquella en donde se hace el proceso de conversión de

cinética en energía eléctrica, obteniéndose un nivel de voltaje que ha de ser elevado

mediante un transformador. La energía eléctrica se genera en las centrales eléctricas.

Una central eléctrica es una instalación que utiliza una fuente de energía primaria

para hacer girar una turbina que, a su vez, hace girar un alternador, generando así

electricidad. [5]

El sistema de generación es la parte básica del sistema de potencia, esta se encarga

de entregar la energía eléctrica al sistema, esto a partir de la transformación de

distintos tipos de energía primaria. El conjunto de unidades generadoras reciben el

nombre de centrales o plantas de generación, siendo su tarea tomar una fuente

primaria de energía y convertirla en energía eléctrica.

1 2 3

4

3 5 6 5 7 8 9 10

47

El tipo de central de generación y su ubicación depende de las condiciones de las

fuentes primarias de utilización. La selección del tipo de central de generación

eléctrica se realiza por criterios técnicos y económicos, siendo estos últimos los de

mayor importancia. Una central eléctrica consta de máquinas motrices, aparatos de

maniobra y protección, entre otros, que sirven para la producción de energía eléctrica.

En realidad, el nombre de central eléctrica es la abreviación de Central Generadora de

Energía Eléctrica. [6]

3.2.2.2 Sistema de Transmisión

La siguiente etapa es la de transmisión, la cual, consta conductores, a través de los

cuales se transporta la energía generada hasta la subestación de distribución. La

tensión se eleva a través de equipos de transformación para aprovechar los beneficios

de una transmisión con pérdidas por efecto Joule bajas. [5]

La ubicación de las grandes centrales de generación eléctrica obliga a transportar

grandes bloques energéticos a través de grandes distancias, de manera de llegar a los

centros de consumo. Por ejemplo en Venezuela las grandes centrales hidráulicas se

encuentras en la región de Guayana, mientras que las centrales térmicas se encuentran

en la zona central, de manera que para unir todas estas fuentes de generación con los

distribuidos centros de consumo, se emplean redes de transmisión de potencia

eléctrica.

En Venezuela las áreas que conforman el Sistema Interconectado Nacional (SIN)

se encuentran unidas a través de un sistema de transmisión que alcanza los niveles de

tensión de 230, 400 y 765 kV. Cada uno de estos sistemas recibe el nombre de Red

Troncal de Transmisión, presentando longitudes apreciables como el enlace Guayana

– Centro, que posee aproximadamente 650 km.

48

La misión de esta parte del sistema de potencia es transportar los grandes bloques

de energía desde los centros de generación a todos los puntos del sistema, además de

interconectar las diferentes centrales y/o diferentes sistemas de potencia. Las líneas

de transmisión son los elementos más extensos del sistema de potencia y poseen

muchas ventajas, como permitir producir energía en forma más económica, se

permite mejorar la confiabilidad del sistema, se logra disminuir la capacidad de

reserva (es el número de máquinas necesarias para atender la carga punta) y reserva

rodante (número de máquinas en vacío necesario para atender cambios bruscos de

carga). [6]

3.2.2.3 Sistema de Distribución

La última etapa del sistema de potencia antes de llegar a los consumidores

corresponde al sistema de distribución, el cual parte de la subestación de distribución

pasando por los circuitos primarios, los transformadores de distribución, los circuitos

secundarios y llegando al consumidor a través de la acometida. Aproximadamente

las dos terceras partes de la inversión total del sistema de potencia están dedicadas a

la distribución, lo que implica un trabajo cuidadoso en el planeamiento, diseño,

construcción y en la operación de un sistema de distribución.

Estos pasos de transmisión dan lugar a las diferentes etapas del sistema de

distribución, dentro de las cuales se pueden identificar dos niveles bien diferenciados,

que son el sistema de distribución primario y el sistema de distribución segundario.

49

Sistema de Distribución Primario: comienza a la salida de las subestaciones de

distribución, de este punto los circuitos de subtransmisión alimentan a los

transformadores de distribución, las subestaciones de distribución transforman

este voltaje al de los denominados alimentadores primarios, el voltaje de los

circuitos generalmente se encuentran entre 2,4 y 13,8 kV. La distribución

primaria trabaja con los niveles de tensión y potencia moderados. En Venezuela

los niveles de esta tensión suelen ser:

En este nivel pueden ser alimentados ciertos consumidores especiales como

industrias y otros. Los circuitos de distribución primario se caracterizan porque están

conectados a un solo punto o subestación de distribución (sistemas radiales), y es

muy poco visto, solo en casos especiales la conexión a más de una subestación

(sistema en anillo múltiple o mallado). Los niveles de potencia manejados en este

sistema son modestos, así por ejemplo, para 13,8 kV la capacidad de transporte no

supera los 5 MVA.

Sistema de Distribución Secundario: los transformadores de distribución

reducen el voltaje primario al voltaje secundario o de utilización, la energía se

distribuye, por último a través de los circuitos secundarios de distribución hasta

las acometidas individuales. Esta parte del sistema corresponde a los menores

niveles de potencia en cuatro niveles de voltaje básicos y sus combinaciones:

120/240 V, 208, 480 y 600 V. [6]

Tabla 3.1 Niveles Normalizados para Circuitos Primarios de Distribución Primario en

Venezuela

Empresa Nivel de Voltaje (kV)

CORPOELEC 6,9 y 13,8

La Antigua Electricidad de Caracas 4,8; 8,3 y 12,47

Empresas Petroleras 2,4; 4,16 y 6,9

Fuente: Francisco M. Gonzalez - Longatt. Capítulo 1. Introducción a los Sistemas de

Potencia [6]

50

En la figura 3.3 se muestra la estructura de un sistema de distribución típico.

Figura 3.3: Estructura Físca de un Sistema de Distribución Típico

Típicamente, una red de distribución se caracteriza por poseer diferentes niveles de

voltaje de operación. Esta diversidad técnica permite minimizar las pérdidas de

energía.

El proceso de Distribución de la energía eléctrica generada y transmitida por

CORPOELEC, es posible gracias a 572 subestaciones, con una capacidad de

transformación de 9.200 MVA, y una red de distribución conformada por 88 mil

kilómetros de longitud.

Cuando la Empresa Eléctrica Socialista tomó las riendas del sector se diseñó un

plan integral, con la participación activa de los trabajadores y trabajadoras, orientado

a optimizar las tareas de operación y mantenimiento del sistema de distribución y

Sistema de

Distribución

Primario

Sistema de

Distribución

Secundario

51

mejorar la atención de reclamos comerciales. El fin es ofrecer una atención integral

a toda la población venezolana y trabajar con las comunidades, de forma directa.

Desde CORPOELEC se desarrolla un plan de mantenimiento correctivo y

preventivo que permitirá minimizar las fallas en el sistema de distribución y brindar

un servicio de electricidad confiable y eficiente, a fin de mejorar la calidad de vida de

los usuarios y usuarias.

El Plan de Adecuación y Expansión del Sistema Eléctrico de Distribución

Nacional (SEDN) en media y alta tensión, es otro de los esfuerzos de CORPOELEC

que permitirá atender los requerimientos de desarrollo económico y social de la

Nación. Se sustenta en un Sistema de Gestión de Distribución, que mejorará los

índices de calidad del servicio, mediante la gestión eficiente de la red de distribución

que operan las empresas integradas en CORPOELEC.

Entre los proyectos estructurantes en el área de distribución que actualmente se

ejecutan, están:

o Construcción y remodelación de la red de distribución en la Estación Terrena del

Satélite VENESAT-1, en Bamari, Guárico.

o Mejoras del sistema de distribución de Altagracia de Orituco y San Juan de los

Morros para la Interconexión del Sistema de Transporte de Gas Centro Oriente y

Occidente (ICO) (Guárico).

o Mejoras en los perfiles de distribución de las líneas 13,8 kV para Compensación

de Potencia Reactiva del convenio Cuba-Venezuela.

o Incremento de la capacidad de los circuitos de distribución e interconexiones de

grupos electrógenos en Aragua de Barcelona (Anzoátegui).

o Plan de iluminación nacional, gracias al convenio Vietnam-Venezuela en los

estados Sucre, Anzoátegui, Monagas, Miranda, Cojedes, Barinas, Portuguesa,

Carabobo, Yaracuy, Lara y Distrito Capital. [7]

52

3.2.2.4 Sistema de Subtransmisión

La tensión de estos circuitos está comprendida entre valores de transmisión y de

distribución. Estos circuitos parten de un transformador exclusivo que generalmente

está en la subestación de distribución o del devanado auxiliar de un transformador de

tres devanados. [6]

3.2.3 Tipos de Estructuras de las Redes de Distribución

La distribución puede tener tres concepciones geométricas distintas: distribución

radial, distribución en anillo y distribución enmallada. [5]

3.2.3.1 Distribución Radial

La distribución radial es la más económica. En ella partiendo de una fuente o nudo

central la red se va ramificando en forma de racimo o radial. Esta forma de

distribución es la más económica por lo tanto la más usada. La economía de este tipo

de distribución radica en el hecho de que cuando se produce una ramificación, la

sección de los conductores va disminuyendo.

Este sistema de distribución es muy usado también porque en él es relativamente

fácil efectuar la coordinación de protecciones. El único inconveniente que posee este

sistema es que si hay una falla (cortocircuito) en uno de los alimentadores, se queda

sin energía eléctrica todo lo que está conectado aguas abajo. [5]

53

115/13,8kV

13,8/220kV

13,8/220kV

13,8/220kV

13,8/220kV

Cargas

Cargas

Cargas

Cargas

Figura 3.4: Esquema representativo de la conexión radial de un sistema de distribución

Fuente: Sixto Humberto Achuri Holguín. Apuntes Generales Sobre Redes Eléctricas de Distribución [5]

3.2.3.2 Distribución en Anillo

La distribución en anillo es la que brinda una mayor continuidad en el servicio. En

ella se parte de una fuente o nudo central se recorre todo el sistema a alimentar y se

vuelve al mismo nudo formando así un anillo. [5]

54

13,8/220kV13,8/220kV

13

,8/2

20

kV

13

,8/2

20

kV

13

,8/2

20

kV

Figura 3.5: Esquema representativo de la conexión en anillo de un sistema de distribución


La mayor continuidad en el servicio radica en el hecho de que si se produce una

falla en un alimentador. Las subestaciones se pueden seguir alimentando por el otro

lado. Esto exige que la sección de los conductores del alimentador esté dimensionada

para soportar toda la carga del sistema, lo cual implica un mayor costo.

Otros inconvenientes de este sistema es la dificultad para la coordinación de

protecciones (es muy difícil escalonarlas). Es recomendado el uso de este sistema de

distribución en los sistemas en los que ante una falla es necesario reponer de

inmediato el servicio, por ejemplo las industrias de proceso continuo en donde la

interrupción de cualquier etapa del proceso implica la paralización total de la fábrica.

También se emplea este sistema en los grandes centros urbanos en las líneas de alta

tensión. [5]

55

3.2.3.3 Distribución Mallada

En la distribución urbana en baja tensión se emplea el sistema mallado,

especialmente en sistemas muy densos. En estos casos la distribución en media

tensión es radial pero la distribución en baja tensión es una serie de anillos que siguen

los recorridos de las calles. Estos anillos incluso pueden en caso de ser necesario

interconectarse entre sí, asegurando de esta forma la restitución rápida del servicio en

caso de falla de algún transformador. [5]

115/13,8kV

13,8/0.22kV

13,8/0,22kV

13,8/0,22kV 13,8/0,22kV

13,8/0,22kV

13,8/0,22kV

13,8/0,22kV13,8/0,22kV

13,8/0,22kV13,8/0,22kV 13,8/0,22kV

Figura 3.6: Esquema representativo de la conexión enmallada de un sistema de distribución


56

3.2.3.4 Sistemas Mixtos

En las empresas de cierta magnitud que poseen algunos sectores críticos se suelen

emplear sistemas mixtos. Estos sistemas consisten básicamente en un sistema

primario de distribución radial y a los puntos críticos se les brinda una doble

alimentación con posibilidad de conexión rápida. En algunos casos si se trata de un

punto muy crítico puede llegar a tener generación propia. Esto se suele emplear

también en los establecimientos hospitalarios para sala de cirugía y de terapia

intensiva pero con algunas consideraciones especiales. [5]

115/13,8kV

13,8/220kV

13,8/220kV

13,8/220kV

13,8/220kV

115/13,8kV

Figura 3.7: Esquema representativo de la conexión mixta de un sistema de distribución


57

En base a estas cuatro configuraciones típicas de distribución se pueden hacer una

gran cantidad de combinaciones. [5]

3.2.4 Partes del Sistema de Distribución

En las partes del sistema de distribución se pueden observar los elementos

necesarios para llevar la energía eléctrica al usuario, desde el momento en que el

transformador de la subestación de distribución recibe la potencia hasta entregarla

finalmente transformada al usuario final para hacer uso de ella. [5]

3.2.4.1 Subestación de Distribución

Es donde se reciben la potencia de los circuitos de transmisión o subtransmisión y

transforman su voltaje a niveles adecuados para el suministro a los alimentadores

primarios. En ella tenemos:

o Transformador de potencia

o Interruptores

o Seccionador de línea de puesta a tierra, este seccionador puede ser manual o

automático según las necesidades del sistema

o Equipos de protección. [5]

3.2.4.2 Líneas Primarias o Alimentadores Primarios

Son los circuitos que salen de la subestación de distribución y abastecen los

caminos de flujo de potencia para los transformadores de distribución, recorriendo el

área de carga. Estos alimentadores pueden ser de tipo trifásico o monofásico, aéreos o

subterráneos. Los alimentadores primarios incluyen elementos como los siguientes:

58

o Elementos de maniobra y/o protección, como aisladores, pararrayos,

seccionadores, reconectadores e interruptores.

o Elementos de señalización, como por ejemplo el indicador de falla.

o Elementos que controlan la tensión como reguladores y capacitores. [5]

3.2.4.3 Transformadores de Distribución

Que se encargan de reducir el voltaje de los alimentadores primarios a niveles

adecuados de utilización para el consumidor. [5]

3.2.4.4 Salidas de Circuitos.

Acometida primaria. Entrada de la alimentación en urbanizaciones, fábricas,

edificios, centros comerciales, etc. Se utiliza cuando es necesario alimentar un centro

de transformación (subestación). [5]

3.2.4.5 Red Secundaria

Es la encargada de distribuir la potencia de los secundarios de los transformadores

de distribución a los usuarios, a un nivel de tensión adecuado para su utilización.

Pueden ser trifásicas o monofásicas, aéreas o subterráneas. [5]

3.2.4.6 Acometida Secundaria

Es la parte del sistema de distribución que se encuentra entre la red secundaria y el

contador del usuario. Esta acometida puede ser aérea o subterránea, trifásica o

59

monofásica. Se resume entonces, que una red de distribución es la parte de un sistema

eléctrico de potencia que le lleva al usuario la energía proveniente de la subestación

de distribución, incluyendo la acometida. [5]

3.2.5 Anormalidades en Sistemas de Potencia

En sistema de potencia puede ser afectado por muchas situaciones anormales que

produzcan una operación fuera de las condiciones normales, estas posibles causas

pueden ser: falla de los componentes del sistema, situaciones de carácter imprevisto

(por ejemplo: tormentas), errores de operación (manuales o automáticos).

Estas situaciones provocan efectos muy variados en el sistema de potencia tales

como: mal servicio, pérdida de la estabilidad, daños de los equipos, entre otros. Las

grandes compañías eléctricas son las encargadas de desempeñar las funciones de los

grandes sistemas de potencia, siendo importante para ellas eliminar las situaciones

anormales de operación. Las interrupciones del servicio, y la variación de los

parámetros de la red (tensión, corriente, frecuencia, entre otros) fuera de los límites,

son consecuencia común de una operación anormal, causando enormes

inconvenientes técnicos y económicos.

Una clasificación sencilla de las anormalidades de acuerdo a su severidad con que

afectan al sistema de potencia es:

o Perturbaciones.

o Fallas. [8]

60

3.2.5.1 Perturbaciones

Las perturbaciones son condiciones que permiten continuar la operación de un

sistema pero que pueden ocasionar el daño de ciertos equipos si su duración es

prolongada. Las perturbaciones pueden ser causadas por:

o Sobretensiones.

o Sobrecarga.

3.2.5.1.1 Sobretensiones

Las sobretensiones son cualquier valor de tensión entre fase y tierra, cuyo valor

pico, es mayor que la tensión máxima del sistema. La tensión en el sistema eléctrico

de potencia es variable, dependiendo de las condiciones del sistema, estas variaciones

están limitadas por las características de los equipos, tensión nominal, tensión

máxima.

o Voltaje Nominal: es el valor de la tensión para el cual se proyectó el sistema y se

fabricó y probaron los equipos. Ejemplo: En Venezuela el sistema de proyecto

para las siguientes voltajes nominales: 115, 230, 400 y 765 KV.

o Voltaje Máxima: comprende un aumento de 5% a 10% por encima de la tensión

nominal del sistema. Ejemplo: En Venezuela las máximas tensiones de operación

son respectivamente: 115/123; 230/242; 400/440; 765/800 kV.

Una clasificación de las sobretensiones puede ser realizada en función de la

duración de las mismas, quedando: sobretensiones temporales, sobretensiones de

maniobra, sobretensiones atmosféricas.

61

Sobretensiones Temporal: consisten en cambios en la amplitud de la

componente de 60 Hz de la tensión o sus armónicas por efecto de operaciones de

maniobra, cambios den el flujo de potencia reactiva, fallas o bien por

ferroresonancia. La sobretensión, si es superior al 20% de la tensión nominal y de

acuerdo a la ubicación del codo de la curva de magnetización de los

transformadores puede ocasionar una fuerte saturación del núcleo magnético,

vibraciones en el núcleo, entre otros, además se genera corrientes armónicas que

pueden producir resonancia en el sistema dando origen a sobretensiones

adicionales. Los orígenes de las sobretensiones temporales pueden ser:

o Energización de líneas (Efecto Ferranti): una línea larga alimentada por una

fuente inductiva en vacío no compensada en el extremo receptor es mayor que en

el extremo de envío. Para compensar estas sobretensiones temporales, en especial,

en su período inicial o de líneas largas energizadas por fuentes de relativa poca

potencia es necesario utilizar reactores en derivación, la cantidad de

compensación varia del 60 al 90%. El grado de compensación se expresa como la

relación entre la potencia de los reactores a la potencia capacitiva generada por la

línea. Ejemplo: Para una línea de 230 kV.

o Cambios bruscos de carga: cuando la carga suministrada al sistema se

desconecta, total o parcialmente, se producen sobretensiones de la frecuencia

industrial que pueden durar varios segundos. Estas sobretensiones se deben a la

sobreexcitación de los generadores y duran hasta que los reguladores llevan estas

variaciones a sus valores normales. Si en general se alimenta una carga y por

alguna razón se tiene una pérdida súbita de la carga, la tensión tiende a ser la

tensión interna del generador tras la reactancia transitoria.

o Sobretensiones por falla: en un sistema eléctrico de potencia se pueden presentar

entre otras las siguientes fallas: una conductor de fase a línea a tierra, dos

conductores de fase a líneas a tierra, trifásica. De estas fallas, la que produce

mayores sobretensiones en las fases sanas, son las fallas a tierra, en especial, una

fase a tierra debido a su asimetría.

62

o Ferroresonancia: es el fenómeno oscilatorio creado por la capacitancia del

sistema de potencia, en conjunto con la inductancia no lineal de un elemento con

núcleo magnético (transformador de potencia, de medición o un reactor de

compensación). Este fenómeno se observa por lo general en sistema de alta

tensión y casi nunca en sistemas de distribución de energía, ya que es

precisamente la capacitancia de líneas de muy larga distancia la que induce la

ferroresonancia, siempre que la inductancia asociada al circuito se encuentra en

condiciones favorables para entrar en resonancia. La operación en vacío de un

transformador de potencia, o con muy poca carga, puede crear las condiciones

favorables.

Sobretensiones de maniobra: son tensiones transitorias que se producen por

cambios bruscos en el sistema, son de corta duración (mili-microsegundos) y que

son altamente amortiguadas. Las posibles causas se sobretensiones de maniobra

son: apertura de corrientes de falla, falla kilométrica (falla en una línea a una

distancia de algunos kilómetros del interruptor), apertura de transformadores en

vacío y reactores, aperturas de circuitos capacitivos.

Sobretensiones Atmosféricas: son elevaciones de la tensión causadas por

descargas eléctricas atmosféricas entre nube y tierra, que impactan en las

instalaciones y líneas de transmisión, estas sobretensiones son unidireccionales y

de muy corta duración y su valor no depende de la tensión del sistema. Las

descargas pueden ser:

o Directas: la descarga alcanza directamente alguno de los conductores de fase, es

la más grave, debido a que la magnitud de estas sobretensiones son

independientes de la tensión del sistema y por lo general sumamente elevadas.

o Indirectas: ocurren cuando la descarga se produce sobre los cables de guarda, las

torres o a los elementos de apantallamiento o blindaje.

o Inducidas: corresponde cuando la descarga tiene lugar en las cercanías de las

líneas o instalaciones. [8]

63

3.2.5.1.2 Sobrecargas

Se dice que un equipo está en sobrecargado cuando la corriente es mayor que el

valor de la corriente nominal y el sistema no presenta anormalidades. De acuerdo a la

duración de las sobrecargas estas son clasificadas en: sobrecargas breves y duraderas.

Una sobrecarga puede ser causada por una gran diversidad de situaciones, pero las

más comunes son: excesos de carga, ya sea por picos de cargas posibles o

desconexión de circuitos paralelos. Es importante tener presente que la sobrecarga

por lo general viene acompañado de efectos térmicos, propios del efecto Joule. [8]

3.2.5.1.3 Oscilaciones de Potencia

Las oscilaciones de potencia son causadas comúnmente por la conexión y

desconexión de circuitos del sistema eléctrico cuando se producen variaciones de

potencia. Esto es debido a que los generadores no toman instantáneamente el ángulo

de la impedancia de la carga, sino después de varias oscilaciones amortiguadas,

pudiéndose inclusive perder el sincronismo, esto se traduce en una sobrecarga ya que

las corrientes generadas son de diferente frecuencia a la frecuencia industrial. Las

oscilaciones de potencia son especialmente graves para los generadores y turbinas,

existen unos ciertos equipos específicos que tratan de controlar las oscilaciones de

potencia, estos son los denominados gobernadores o reguladores de velocidad. [8]

3.2.5.2 Fallas

Una falla en un circuito es cualquier evento que interfiere con el flujo normal de

potencia.

64

Cuando se origina una falla, sucederán a continuación el flameo en los aisladores,

y la alta tensión, entre el conductor y la torre o poste conectada a la puesta a tierra que

lo sostiene, origina a ionización que provee de una trayectoria a tierra para la carga

inducida por el cortocircuito. Una vez que se establece la trayectoria ionizada a tierra,

la baja impedancia a tierra resultante permite el flujo de corriente de potencia desde el

conductor hasta la tierra y, a través de la tierra, al neutro aterrizado de un

transformador o generador, y se completa de esta forma el circuito.

Las fallas conductor de fase a conductor de fase que no involucran a la tierra son

menos comunes. La apertura de los interruptores, para aislar la porción de la línea que

ha fallado del resto del sistema, interrumpe el flujo de corriente en la trayectoria

ionizada y permite que se presente la desionización. Por lo general los interruptores

se reconectan (cierre de contactos) en un intervalo aproximadamente de 20 ciclos

para que se lleve a cabo la desionización, sin que se restablezca el arco.

Cuando la reconexión no puede ocurrir, frecuentemente se trata de fallas

permanentes, en las que es imposible la reconexión. Las fallas permanentes son

causadas por líneas que caen a tierra, por aisladores que se rompen, por daños

permanentes en las torres o postes, por fallas en los dispositivos de protección

(pararrayos, fusibles, seccionadores, etc.)

La experiencia ha demostrado que entre el 70 y 80% de las eventualidades son

fallas monofásicas a tierra (o línea a tierra). Aproximadamente en el 5% de las averías

intervienen las tres fases, estas son las llamadas fallas trifásicas simétricas. Otro tipo

de feventualidad son las fallas línea a línea en las que la tierra no interviene; y las

fallas línea a línea y a tierra (doble línea a tierra).

Con excepción del caso trifásico, todas las fallas anteriores originan un desbalance

entre las fases, y por lo tanto, se les llaman fallas asimétricas.

65

Las corrientes que fluyen en las diferentes partes de un sistema de potencia

inmediatamente después que ocurre una falla difieren de aquellas que fluyen unos

ciclos más tarde justo antes de que los interruptores sean llamados a abrir la línea en

ambos lados de la falla. Todas estas corrientes también difieren ampliamente de las

corrientes que fluirán en las condiciones de estado estable, si no se aislará la falla del

resto del sistema cuando operan los interruptores. Dos de los factores de los que

depende la selección apropiada de los interruptores son la corriente que fluye

inmediatamente después de que la falla ocurre y la corriente que el interruptor debe

interrumpir.

En el análisis de fallas se calcula el valor de esas corrientes para los diferentes

tipos de fallas en varios puntos del sistema. Los datos que se obtienen de los cálculos

de fallas sirven para determinar los valores de operación de los relevadores que

controlan los interruptores. [9]

Los tipos de fallas eléctricas en un sistema de potencia son:

o Cortocircuitos.

o Circuitos abiertos.

o Fallas simultáneas.

o Fallas en devanados.

o Fallas en evolución. [8]

3.2.5.2.1 Cortocircuito

Un cortocircuito es el fenómeno transitorio que tiene lugar cuando elementos de

un sistema de potencia que poseen una diferencia de potencia entran en contacto entre

sí, provocando una circulación de corriente varias veces mayor a la corriente nominal.

La única impedancia que limita la corriente en un cortocircuito es la impedancia vista

66

desde la fuente de generación y el punto de falla. La magnitud de la corriente de

cortocircuito es grande, por lo general, es de 5 a 20 veces la capacidad nominal del

sistema.

En un cortocircuito un simple, el valor de la corriente, depende del número de

generadores conectados y la configuración de la red además del momento en que

ocurre la falla, y el tipo de falla; incluyendo otros factores.

Tipos de Cortocircuitos

En los sistemas de potencia pueden ocurrir diferentes tipos de fallas por

cortocircuito. Los cuales pueden ser divididos de acuerdo a la forma en que el evento

tenga lugar, es decir, según el número de fases afectadas o que intervienen en él,

dividiéndose:

o Cortocircuito Trifásico: se origina cuando los tres conductores de fases entren

en contacto entre sí.

o Cortocircuito Bifásico a Tierra: tiene lugar cuando los conductores de dos fases

distintas hacen contacto entre si y tierra.

o Cortocircuito Línea a Tierra: este cortocircuito es el más común, provocado

cuando un conductor de fase energizado toca tierra.

o Cortocircuito Trifásico a Tierra: la ocurrencia de este cortocircuito es remota

pero posible, consiste en que los conductores de las tres fases energizados realicen

un contacto con tierra. [8]

67

3.2.5.2.2 Conductores en Circuito Abierto

Los conductores en circuito abierto, consisten en la falta de continuidad eléctrica

de una o más fases del circuito. Las causas de los circuitos abiertos son muy variadas

entre ellas se pueden mencionar: la operación incorrecta de un interruptor al abrir o

cerrar, la ruptura de los puentes de amarre de una línea de transmisión, etc.

La importancia del estudio de las condiciones de circuito abierto, es debido a la

presencia de tensiones y corrientes desbalanceadas, constituyendo un gran riesgo de

daño para las máquinas. [8]

3.2.5.2.3 Fallas Simultáneas

Las fallas simultáneas son combinaciones de dos o más fallas de ocurrencia al

mismo tiempo. Las fallas pueden ser del mismo tipo o diferentes y ocurrir en el

mismo punto o diferentes.

Las fallas simultáneas pueden poseer causas en común o diferentes, y en casos

como consecuencia de la primera. Es posible que las fallas sean consecuencias de

eventos totalmente diferentes, pero esto es poco probable. Ejemplo, las fallas de dos

circuitos en una línea doble circuito por una causa en común. Estas dos fallas aunque

son geográficamente coincidentes, son separadas eléctricamente. [8]

3.2.5.2.4 Fallas en Devanados

Consiste básicamente a las situaciones en los devanados que provocan una

operación anormal del sistema de potencia. La falla de circuito abierto en devanados

68

es de muy rara ocurrencia. Ejemplo, un transformador con cambiador de tomas (tap)

automático, por una mala operación puede provocar una falla en devanados. [8]

Figura 3.8: Distintos tipos de fallas en devanados

Autor: Francisco M. Gonzalez-Longatt Anormalidades en Sistemas de Potencia [8]

3.2.5.2.5 Fallas Evolutivas

Las fallas evolutivas son fallas que cambian durante el tiempo de permanencia u

ocurrencia de las mismas, estas son causadas comúnmente por la propagación del

arco o la difusión de gastos tensados a otras fases y eventualmente a otros circuitos.

Ejemplo. Una falla línea a tierra evoluciona y se transforma en una falla doble línea a

tierra y eventualmente evoluciona a una falla trifásica. [8]

3.2.6 Cálculo de Fallos

Aún los sistemas eléctricos mejor diseñados ocasionalmente experimentan

cortocircuitos dando como resultado altas corrientes anormales. Los dispositivos de

protección de sobrecorriente deben aislar tales fallas en el punto adecuado y con

seguridad para minimizar el daño en circuitos y equipos, además de minimizar las

molestias a los usuarios.

69

Por esta razón es necesario conocer los conceptos y procedimientos para el cálculo

de las corrientes de falla, aunque el uso de esos cálculos de cortocircuito en relación

con los ajustes de las protecciones serán considerados en detalle, es importante tener

en cuenta que esos cálculos también son requeridos para otras aplicaciones, por

ejemplo para el cálculo de la malla de tierra de las subestaciones, para la selección del

tamaño de los conductores y para las especificaciones de equipos tales como

interruptores automáticos. La corriente que fluye durante un cortocircuito en

cualquier punto de un sistema está limitada por la impedancia de los circuitos y

equipos desde la fuente o fuentes hasta el punto de falla. [9]

3.2.6.1 Métodos Para Calcular Corrientes de Cortocircuito

Existen dos métodos para hallar la corriente de cortocircuito en los sistemas

eléctricos de potencia:

Método Para Fallas Simétricas: en los sistemas de potencia pueden ocurrir

diferentes tipos de fallas, tales como fallas trifásicas, fallas de línea a tierra, fallas

de línea a línea y fallas de línea a línea y tierra. Las fallas trifásicas o fallas

simétricas ocurren solo ocasionalmente, sin embargo, en algunas situaciones es

suficiente analizar una falla de cualquier tipo como una falla trifásica, ya que esto

dará una idea bastante clara de las consecuencias de esa falla. Las técnicas

desarrolladas para el análisis de las fallas simétricas son:

o Método del voltaje detrás de la reactancia subtransitoria.

o Metodo de superposición.

Método de las Componentes Simétricas: el sistema de potencia eléctrica

funciona normalmente en forma trifásica balanceada; sin embargo existen algunas

situaciones que pueden producir efectos de desbalances, siendo una de ellas los

70

diferentes tipos de fallas asimétricas y los diferentes tipos de cargas

desbalanceadas. Las corrientes y voltajes trifásicos desbalanceados pueden ser

descompuestos, mediante una transformación lineal conveniente, en tres

conjuntos de componentes trifásicas balanceadas, llamadas componentes

simétricas. Este artificio matemático permite entonces analizar el sistema

desbalanceado en forma balanceada por medio de las componentes simétricas y

luego transformar los resultados a la forma original de las variables de fase,

aplicando trasformación inversa. [11]

3.2.6.1.1 Métodos Para Fallas Simétricas

3.2.6.1.1.1 Método del Voltaje Detrás de la Reactancia Subtransitoria

El procedimiento consiste en calcular el voltaje detrás de la reactancia

subtransitoria en el momento antes de ocurrir el cortocircuito.

(3.1)

Y luego calcular la corriente de cortocircuito y usando ese voltaje, siendo “V” el

voltaje en terminales de la máquina y X’’ la reactancia subtransitoria:

(3.2)

[11]

71

3.2.6.1.1.2 Método de Superposición

En el método de superposición se calcula la corriente en el punto deseado antes de

la falla y la corriente en el mismo punto debida a la falla. La corriente total de falla es

la suma de estas dos corrientes.

Sea la red de la Figura 3.9 donde existe una corriente IA previamente al

cortocircuito:

E1

Z1 Z2 Z3

E2

+ +

V1 V2

IA

Figura 3.9: Circuito utilizado para el método de superposición

Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]

La corriente IA se puede calcular de diferentes maneras de acuerdo a la

información que se tenga, así:

(3.3)

Los voltajes en los nodos previo la falla también se pueden calcular de diferentes

maneras:

( ) (3.4)

( ) (3.5)

72

Si ocurre un cortocircuito en un punto, por ejemplo en el nodo V2 como se indica

en la Figura 3.10, la corriente de cortocircuito Icc, se puede calcular aplicando el

teorema de Thevenin:

E1

Z1 Z2 Z3

E2

+ +

V1 V2

IA +Icc1 -IA +Icc2

Icc

Figura 3.10: Circuito utilizado para el cálculo del equivaltente Thevenin


El equivalente Thevenin visto desde el nodo V2 es una fuente de voltaje igual al

voltaje en el nodo V2 en serie con una impedancia igual a la impedancia vista desde el

nodo V2 con las fuentes de voltaje en cortocircuito, como se muestra en la figura

3.11, es decir:

( ) (3.6)

( )

( )

(3.7)

73

Vth

Zth

+

V2

Icc

Figura 3.11: Equivalente de Thevenin


La corriente de cortocircuito es entonces:

( )

( ) (3.8)

Las corrientes internas en las impedancias debido al cortocircuito se determinan

por división de corrientes en la figura 3.10

(3.9)

( )

(3.10)

La corriente total de cortocircuito en cualquier parte es igual a la suma de la

corriente antes del cortocircuito o corrriente de prefalla más la corriente producida

por el cortocircuito, es decir:

74

(3.11)

[11]

3.2.6.1.2 Métodos de las Componentes Simétricas

Las fallas simétricas, esto es, las fallas trifásicas y las fallas trifásicas a tierra, con

impedancias simétricas a la falla, deja el sistema eléctrico balanceado y por lo tanto,

puede ser tratado mediante la representación monofásica. Esta simetría se pierde

durante fallas asimétricas línea a tierra, línea a línea, y línea – línea a tierra y en estos

casos se requiere un método de análisis de fallos que proporcione una manera

conveniente que trate el problema de la asimetría.

En 1918 se propuso el método de las componentes simétricas en el cual, un

sistema desbalanceado de n fases relacionadas, se puede reemplazar por un sistema de

n fases balanceadas que son llamadas, componentes simétricas de las fases originales.

Aunque el método puede ser aplicado a cualquier sistema polifásico desbalanceado,

la teoría es aplicada aquí a sistemas trifásicos.

Cuando se considera un sistema trifásico, cada cantidad vectorial de voltaje o

corriente es reemplazada por 3 componentes. Los 3 sistemas balanceados del sistema

se designan como:

1. Componentes de secuencia positiva o directa, que consisten de 3 fasores de igual

magnitud, separados 120°, girando en la misma dirección que los fasores del

sistema de potencia bajo consideración (dirección positiva).

75

2. Componentes de secuencia negativa o inversa, que consisten de 3 fasores de igual

magnitud, separados 120°, girando en la misma dirección que los fasores de

secuencia positiva pero en secuencia inversa.

3. Componentes de secuencia cero u homopolar, que consisten de 3 fasores de igual

magnitud y en fase con los demás, girando en la misma dirección que los fasores

de secuencia positiva.

Con este arreglo, los valores de voltaje de cualquier sistema trifásico, como el

mostrado en la Figura 3.12, VA, VB, VC y pueden representarse por el método de las

componentes simétricas. [10]

Z

Z

Z

IA

IB

IC

VA

VB

VC

Figura 3.12 Sistema Trifásico


Cuando se resuelve un problema por componentes simétricas, es costumbre

designar las tres fases del sistema como “A”, “B” y “C” de forma que la secuencia de

fase de voltajes y corrientes en el sistema es ABC. Así, la secuencia de fase de las

componentes de secuencia positiva de los fasores desbalanceados es ABC, y la

secuencia de la fase de las componentes de secuencia negativa es ABC. Si los fasores

originales son voltajes, se pueden designar como VA, VB y VC. Los tres conjuntos de

componentes simétricas se designan por el superíndice adicional 1 para las

componentes de secuencia positiva, 2 para la de secuencia negativa y 0 para las

componentes de secuencia cero.

76

En otras palabras, componentes de secuencia positiva de VA, VB y VC son VA(1)

,

VB(1)

y VC(1)

, respectivamente. De manera similar, las componentes de secuencia

negativa son VA(2)

, VB(2)

y VC(2)

y las de secuencia cero VA(0)

, VB(0)

y VC(0)

,

respectivamente. En la Figura 3.13 se muestran estos tres conjuntos de componentes

simétricas.

Los fasores que representan las corrientes se designan con una “I” con superíndice

con los voltajes. [9]

Componentes de Secuencia

Positiva


Negativa


Cero

Figura 3.13: Componentes simétricas de un sistema trifásico desbalanceado

Fuente: John Grainger y William Stevenson Jr.Análisis de Sistemas de Potencia [9]

Como cada uno de los fasores desbalanceados originales es la suma de sus

componentes, los fasores originales expresados en términos de sus componentes

simétricas son:

( )

( ) ( ) (3.12)

( )

( ) ( )

( ) ( )

( ) (3.13)

VA(1)

VB(1)

VC(1)

VA(2)

VB(2)

VC(2)

VA(0)

VB

(0)

VC(0)

77

( )

( ) ( )

( ) ( )

( ) (3.14)

Donde “a” es llamado operador que da un giro de 120° en el sentido horario y

multiplicado por una magnitud unitaria y similarmente da un giro de 240°, es

decir:

Por lo tanto se puede establecer la siguiente relación matricial para el eje de la

simetría de la fase “A”

[

] [

] [

( )

( )

( )

] (3.15)

Haciendo la inversa de la matriz de coeficientes:

[

( )

( )

( )

]

[

] [

] (3.16)

De esta matriz se puede deducir que:

( )

( ) (3.17)

( )

( ) (3.18)

( )

( ) (3.19)

78

El procedimiento también puede aplicarse a las corrientes así:

( )

( ) ( ) (3.20)

( )

( ) ( )

( ) ( )

( ) (3.21)

( )

( ) ( )

( ) ( )

( ) (3.22)

Por tanto,

( )

( ) (3.23)

( )

( ) (3.24)

( )

( ) (3.25)

En sistemas trifásicos, la corriente del neutro es igual a:

(3.26)

Y por tanto

(3.27)

79

3.2.6.1.2.1 Diagramas de Secuencia

Diagrama de Secuencia de Generadores sin Craga

Se trata de construir el diagrama de cada una de las secuencias de un generador sin

carga. Se supone que los voltajes están equilibrados y son de secuencia positiva. Cada

uno de los diagramas de las tres secuencias contienen solamente el voltaje e

impedancia de sus secuencias. Sea el generador indicado en la figura 3.14. [9]

EA

ECEB

Z

ZZ Zn

+

+ +

A

B

C

Figura 3.14: Diagrama de impedancia de un generador sincrónico


El diagrama de secuencia positiva está formado por el voltaje de secuencia

positiva de la fase “A” o fase de referencia y por la impedancia de secuencia directa

siendo el punto de referencia el neutro del generador, como se muestra en la figura

3.15. El voltaje de secuencia positiva hasta el neutro es:

( ) ( )

( ) (3.28)

80

Z(1)

+

A

+

VA(1)

-

IA(1)

EA(1)

Referencia

Figura 3.15: Diagrama de secuencia positiva de un generador sincrónico


El diagrama de secuencia negativa está formado por la impedancia de secuencia

negativa solamente, ya que se ha supuesto que los voltajes están balanceados y por lo

tanto no existe componente de voltaje se secuencia inversa ni cero. La referencia de

este diagrama es el neutro del generador, como se muestra en la figura 3.16 la caída

de tensión desde el terminal hasta el neutro es:

( ) ( )

( ) (3.29)

El diagrama de secuencia cero está formado por la impedancia de secuencia cero

solamente, siendo la referencia la tierra del sistema, ya que solamente corriente de

Z(2) A

+

VA(2)

-

IA(2)

Referencia

Figura 3.16: Diagrama de secuencia negativa de un generador sincrónico


81

secuencia cero fluye entre tierra y neutro. Si se considera el diagrama completo de

secuencia cero, se tiene lo que se muestra en la figura 3.17:

Z

A

IA(0)

ZZIA

(0)

IA(0)

B

C

ZN

Figura 3.17: Diagrama de secuencia cero completo de un generador sincrónico


Se observa que la caída de tensión entre la fase A y la reactancia es:

( )

( ) ( ) ( ) ( ( ))

( ) ( ) ( )

(3.30)

Siendo la impedancia total de secuencia cero igual a:

( ) ( ( )) (3.31)

El diagrama de secuencia cero desde “A” hasta la referencia incluyendo la

impedancia limitadora se muestra enla figura 3.18: [11]

82

Ref = Tierra

Z(0)

IA(0) +

VA(0)

-

Figura 3.18: Diagrama de secuencia cero de un generador sincrónico


Diagrama de Secuencia en las Líneas de Transmisión

Las impedancias de secuencias positiva y negativa de elementos lineales

simétricos y pasivos son idénticas. Si no hay inductancias mutuas entre las líneas

trifásicas, la impedancia de secuencia cero también será igual a las impedancias de

secuencia positiva y negativa. En la figura 3.19 se muestran las impedancias de

secuencia de una línea de transmisión. [11]

Ref = Tierra

Z

A

I

I = I(1)

= I(2)

= I(0)

Z = Z(1)

= Z(2)

= Z(0)

Figura 3.19: Diagramas de secuencia en lineas de transmisión


83

Diagrama de Secuencia en Transformadores

Por las razones expresadas para las líneas de transmisión, las tres impedancias de

secuencia de los transformadores son exactamente iguales. Sin embargo los

diagramas de secuencias podrían ser diferentes. Los diagramas de secuencia negativa

y positiva son siempre exactamente iguales, independientemente de las conexiones de

los transformadores, pero el diagrama de secuencia cero depende de esas conexiones.

En la figura 3.20 se muestran los diagramas de impedancia de secuencia positiva y

negativa para cualquier conexión de transformadores:

Z

Figura 3.20: Diagramas de secuencia positiva y negativa de un transformador


Las corrientes de secuencia cero fluyen solamente si tienen un paso de retorno a

través del neutro, en una conexión delta o estrella sin neutro este paso no existe, y por

la tanto no existirá la componente de secuencia cero. Por otro lado, en un

transformador ideal no existirá corriente en el primario si no existe corriente en el

secundario, y no podrán formarse corrientes en el secundario si esta condición no

puede darse en el primario. Con esta información se construyen los diagramas de

secuencia cero para las distintas conexiones de los transformadores.

o Conexión Y-Y sin aterramiento: en esta situación no hay paso a tierra en

ninguno de los dos lados, por lo que no hay circulación de corriente en ningún

bobinado. El diagrama de secuencia cero para esta conexión es el que se muestra

en la figura 3.21.

Z = Z(1)

= Z(2)

84

AB

Z(0)a b

Conexión Y-Y Diagrama de secuencia cero Y-Y

Figura 3.21: Diagramas de conexión Y-Y


o Conexión Y-Y con el primario o el secundario aterrado: en esta conexión hay

un paso a tierra en el primario pero no lo hay en el secundario, o hay pase de

corriente a tierra en el secundario sin embargo no en el primario; como no existe

corriente de secuencia cero en uno de los devanados, esta corriente no aparecerá

en el otro devanado. El diagrama de conexión es como se muestra en la figura

3.22

AB

Z(0)a b

Conexión YN –Y Diagrama de secuencia cero YN -Y

Figura 3.22: Diagramas de conexión YN -Y


o Conexión Y – ∆: en este tipo de conexión no hay paso a tierra a ningún lado, por

lo tanto no fluye corriente de secuencia cero en ninguna parte. Existe la

posibilidad de corrientes de secuencia cero en el lado ∆ circulen internamente,

85

pero no así en el lado de la Y, por lo que no se podrá formar corrientes de

secuencia cero ni en el primario ni en el secundario, el diagrama se muestra en la

figura 3.23.

o Conexión ∆ – ∆: en este tipo de conexión no hay paso a tierra en ninguno de los

bobinados, por lo que no habrá circulación de corriente cero entre los dos

bobinados. Sin embargo hay la posibilidad de circulación de corrientes de

secuencia cero internamente en el secundario y estas dan lugar a las

correspondientes corrientes de secuencia cero en el primario, circulando

internamente. El diagrama de secuencia cero para este tipo de conexión se

muestra en la figura 3.24.

AB

Z(0)a b

Conexión ∆ - ∆ Diagrama de secuencia cero∆ - ∆

Figura 3.24: Diagramas de conexión ∆– ∆


A B

Z(0)a b

Conexión Y – ∆ Diagrama de secuencia cero Y– ∆

Figura 3.23: Diagramas de conexión Y– ∆


86

o Conexión YN – ∆: en este tipo de conexión no hay posibilidad de circulación de

corrientes de secuencia cero en las líneas del secundario, aunque sí internamente

en la conexión ∆. La correspondiente corriente del primario tiene un paso a tierra,

por lo que circulará corriente de secuencia cero en las líneas del primario. El

diagrama de secuencia cero para este tipo de conexión se muestra en la figura

3.25.

o Conexión YN –YN: en esta situación hay circulación de corrientes de secuencia

cero entre los bobinados primario y secundario, por tanto hay circulación de

corriente de secuencia cero en las líneas del primario y el secundario, lo cual se

muestra en la figura 3.26. [11]

A B

Z(0)a b

I(0)

Conexión YN – ∆ Diagrama de secuencia cero YN – ∆

Figura 3.25: Diagramas de conexión YN – ∆


87

A B

Z(0)a b

Conexión YN –YN Diagrama de secuencia cero YN –YN

Figura 3.26: Diagramas de conexión YN –YN


Diagrama de Secuencia de las Cargas

Si las tres impedancias del sistema trifásico son iguales, las impedancias de las

tres secuencias tendrán en mismo valor e iguales impedancias de la carga. Los

diagramas de secuencia positiva y negativa son similares, pero el diagrama de

secuencia cero pudiera ser diferente a los anteriores según la forma de conexión de la

carga. En la figura 3.27 se muestran los diagramas de secuencia positiva y negativa

para una carga trifásica de cualquier conexión: [11]

Z

Figura 3.27: Diagramas de secuencia positiva y negativa de una carga


Los diagramas de secuencia cero tienen un comportamiento muy similar a los de

los transformadores. En las figuras siguientes se muestran los diagramas de secuencia

cero de las cargas trifásicas para las diferentes tipos de conexiones.

Z = Z(1) = Z(2)

88

A

z

z

z

za b

Conexión Y Diagrama de secuencia cero Y

Figura 3.28: Diagramas de conexión Y


A

z

z

z

za

Conexión YN Diagrama de secuencia cero YN

Figura 3.29: Diagramas de conexión YN


A

z z

z

za

Conexión ∆ Diagrama de secuencia cero ∆

Figura 3.30: Diagramas de conexión ∆


89

3.2.6.1.2.2 Análisis para Falla de Línea a Tierra

Un sistema trifásico operando en una condición de voltajes y cargas balanceadas y

que tienen un cortocircuito de línea a tierra en la fase A de cualquier parte del

sistema, tal como se indica en la figura 3.31.

IA

IB

IC

VA

VB

VC

Figura 3.31: Sistema Trifásico


Los diagramas de secuencia vistos desde el punto de la falla se enseñan en la

figura 3.32 en donde VF es el voltaje de prefalla en la fase “A” y Z(1)

, Z(2)

y Z(0)

son

las impedancias de secuencia vistas desde el mismo punto de falla.

Z(1)

+

A

+

VA(1)

-

IA(1)

EA(1)

Referencia Ref = Tierra

Z

AI(2)

Ref = Tierra

Z(0)

A

I(0)

Diagrama de secuencia positiva Diagrama de secuencia negativa Diagrama de secuencia cero

Figura 3.32: Diagramas de secuencia


Las relaciones entre los voltajes de secuencia y las corrientes de secuencia para el

caso de estudio:

90

( ) ( ) ( )

(3.28) ( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( )

O matricialmente

[ ( )

( )

( )

] [

] [

( ) ( ) ( )

] [ ( )

( )

( )

] (3.29)

La relación entre las componentes de corrientes de fase y corrientes de secuencia

es:

[ ( )

( )

( )

]

[

] [

] (3.30)

Además, las condiciones para la falla de línea a tierra son:

Aplicando estas condiciones a las relaciones de la ecuación (3.30) se tiene:

[ ( )

( )

( )

]

[

] [

] (3.31)

De donde

91

( ) ( )

(3.32)

Además

( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )

( ( ) ( ) ( )) ( ) (3.33)

Y

( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( ) (3.34)

La corriente de falla en todas las fases es:

[

] [

] [

( )

( )

( )

] [ ( )

] (3.35)

De manera que se puedan cumplir las condiciones de corrientes y voltajes de

secuencia, resultantes de la falla de línea a tierra, es decir:

( ) ( ) ( ) ( )

Los tres diagramas de secuencia de la figura 3.32 deben quedar conectados en

serie y en circuito cerrado, tal como se indica en la figura 3.33.

92

Ef

Z(1)

Z(2)

Z(0)

+V(1)

-

+V(2)

-

+V(0)

-

I(1) = I(2) = I(0)

+

Figura 3.33: Diagrama de secuencia para una falla 1∅


3.2.7 Sistema de Protección Eléctrica

El sistema de protección eléctrica es el que tiene como función principal causar la

pronta remoción del servicio cuando algún elemento del sistema de potencia sufre un

cortocircuito, o cuando opera de manera anormal. Existe además una función

secundaria la cual consiste en proveer indicación de la localización y tipo de falla. Ya

que al cambiar las condiciones de operación de un sistema eléctrico se presentan

consecuencias no deseadas que alteran el equilibrio esperado, ellas son:

o 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).

93

o Fluctuaciones severas de voltaje.

o Desbalancees que ocasionan operación indebida de equipos.

o Fluctuaciones de potencia.

o Inestabilidad del sistema de potencia.

o 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.

o Daños graves a personas y equipos.

o Aparición de tensiones peligrosas en diferentes puntos del sistema. [10]

3.2.7.1 Objetivos de un Sistema de Protección

La necesidad de disponer de un sistema de protección se desprende del hecho de

que cualquiera de los elementos que hacer parte de un sistema de potencia puede

fallar afectando al sistema, y por tanto, a los consumidores durante todo el tiempo que

dicho elemento permanezca en servicio. Todos los elementos del sistema están

sujetos a fallas, pudiendo presentarse en cualquier momento, independientemente de

la probabilidad de la falla o del costo del equipo; las fallas en las barras de las

subestaciones pueden ser tan desastrosas como las fallas de generadores o

transformadores.

El objetivo fundamental de los sistemas de protección es el detectar, localizar y

retirar rápidamente del sistema la parte fallada, permitiendo que el resto del sistema

continúe prestando un buen servicio. [12]

Los objetivos generales de un sistema de protección se resumen así:

o Proteger efectivamente a las personas y los equipos.

o Reducir la influencia de las fallas sobre las líneas y los equipos.

94

o Cubrir de manera ininterrumpida el Sistema Eléctrico de Potencia (SEP),

estableciendo vigilancia el 100% del tiempo.

o Detectar condiciones de falla monitoreando continuamente las variables del SP (I,

V, P, f, Z). [10]

3.2.7.2 Función de las Protecciones Eléctricas

La función principal de un sistema de protección es fundamentalmente la de

causar la pronta remoción del servicio cuando algún elemento del sistema de potencia

sufre un cortocircuito, o cuando opera de manera anormal. Existe además una función

secundaria la cual consiste en proveer indicación de la localización y tipo de falla. [10]

3.2.7.2.1 Funciones Fundamentales de un Sistema de Protección

Para cumplir con su objetivo fundamental los sistemas de protección realizan

diferentes funciones, orientadas a mantener la calidad y continuidad del servicio,

algunas de ellas son:

o Retirar rápidamente del servicio cualquier elemento que afecte el sistema, como

es el caso de un elemento en cortocircuito.

o Accionar señales sonoras o luminosas cuando se presente una condición anormal

que pueda afectar el sistema a objeto de que el personal de operaciones tome las

medidas pertinentes, como es el caso de la sobrecarga del transformador.

o Retirar de servicio los elementos o equipos donde la condición anormal pueda

poner en peligro al sistema o al mismo equipo, como es el caso de una sobrecarga

mantenida en un transformador, es lógico que debe ser seccionado antes de que

pueda fallar por sobrecarga.

95

o Impedir maniobras incorrectas que pueda cometer el personal de operación y que

puedan afectar al sistema de potencia, tal como una orden de sincronización sin

cumplir los requisitos para ello.

o Seccionar el sistema de potencia en el punto más adecuado frente a la pérdida de

generación o frente a la pérdida de sincronismo.

Es imposible enumerar las funciones que debe realizar un sistema de protecciones,

sin embargo, puede decirse que, en general, debe realizar todas aquellas funciones

tendientes a evitar que se afecte la calidad y continuidad del servicio y mantener en su

más alto grado de explotación y rentabilidad al sistema de potencia.

Para realizar la función principal de retirar del sistema únicamente el elemento

fallado se utilizan interruptores o disyuntores que permiten seccionar el sistema de

potencia. Es evidente que a mayor cantidad de interruptores que se utilicen es menor

la parte del sistema que debe retirarse para eliminar la falla; sin embargo lo normal es

colocar interruptores que seccionen el sistema es sus partes fundamentales, tal y como

se muestra en la figura 3.34. [12]

G1T1 T2 G2

T3

Cargas

1 2

3

Figura 3.34: Ubicación normal de los interruptores en un sistema de potencia

Fuente: Antonio Palacios. Protección de Sistemas de Potencia [12]

96

3.2.7.2.2 Funciones Secundarias de un Sistema de Protección

Los sistemas de protección, aparte de funciones principales o fundamentales,

realizan otras funciones tales como:

o Reducir los daños ocasionados por la falla a los equipos, retirando rápidamente.

del servicio el equipo fallado, como el caso de un generador en cortocircuito.

o Registrar el tipo de falla que ha ocurrido.

o Determinar la localización exacta de la falla.

o Llevar registros del número de fallas.

o Averiguar si la falla es transitoria o permanente, y de ser transitoria restablecer el

servicio.

Es difícil enumerar todas las funciones secundarias que pueden realizar los

sistemas de protección, son más el resultado de la inventiva propia del diseñador, de

los objetivos que se persiguen y de los recursos económicos disponibles, y, por lo

tanto, no son de aplicación general. [12]

La figura 3.35 muestra el proceso que sigue la señal de falla desde que es

detectada por los transformadores de medida hasta que se produce el aislamiento de la

falla y los equipos que intervienen. [10]

Figura 3.35: Proceso que se sigue para despejar una falla

Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protección de sistemas eléctricos [10]

97

2.2.7.3 Características de un Sistema de Protección

Cada sistema de potencia presenta características individuales por cuanto su

desarrollo y configuración son diferentes. No es posible pretender que los sistemas de

potencia de los diferentes países sigan el mismo patrón de desarrollo; esta

circunstancia implica que los sistemas de protección no sigan un esquema general,

por cuanto debe cubrir la totalidad del sistema de potencia, y, por lo tanto depende de

la configuración y desarrollo del mismo. Sin embargo, puesto que el sistema de

protección debe cumplir con el objetivo fundamental de mantener la calidad y

continuidad del servicio y mantener el sistema en su más amplio grado de

explotación, es posible deducir las características principales que debe presentar un

sistema de protecciones, tales como:

Sensibilidad: la protección debe saber distinguir inequívocamente las situaciones

de falla de aquellas que no lo son. Para dotar a un sistema de protección de esta

característica es necesario:

o Establecer para cada tipo de protección las magnitudes mínimas necesarias que

permiten distinguir las situaciones de falla de las situaciones normales de

operación.

o Establecer para cada una de las magnitudes necesarias las condiciones limite

que separan las situaciones de falla de las situaciones normales de operación.

Las "condiciones limite" son un concepto más amplio que el de "valores

límite" ya que, en muchas ocasiones, el solo conocimiento del valor de una

magnitud no basta para determinar si ha sido alcanzado como consecuencia de

una situación anómala de funcionamiento.

Tal es el caso, por ejemplo, de la energización de un transformador de

potencia. La conexión del primario del transformador a la red origina una fuerte

98

intensidad de vacío, denominada en inglés inrush current, que si es analizada

única y exclusivamente desde el punto de vista de su elevado valor puede llevar a

interpretaciones erróneas. Un análisis más amplio, que incluya el estudio de la

forma de onda a través de sus componentes armónicos, permite establecer si el

súbito incremento de la corriente es debido a la energización del transformador o

ha sido originado por una situación de falla.

Selectividad: la selectividad es la capacidad que debe tener la protección para,

una vez detectada la existencia de falla, discernir si la misma se ha producido

dentro o fuera de su área de vigilancia y, en consecuencia, dar orden de disparar

los interruptores automáticos que controla, cuando así sea necesario para despejar

la falla.

Tan importante es que una protección actúe cuando tiene que actuar como que

no actúe cuando no tiene que actuar. Si la falla se ha producido dentro del área

vigilada por la protección ésta debe dar la orden de abrir los interruptores que

aíslen el circuito en falla. Si, por el contrario, la falla se ha producido fuera de su

área de vigilancia, la protección debe dejar que sean otras protecciones las que

actúen para despejarla, ya que su actuación dejaría fuera de servicio un número

de circuitos más elevado que el estrictamente necesario para aislar la falla y,

consecuentemente, implicaría un innecesario debilitamiento del sistema.

Existen diversas formas de dotar a las protecciones de la característica de

selectividad. En algunos casos, la propia configuración de la protección hace que

solamente sea sensible ante fallas ocurridas en su área de protección y, por tanto,

la selectividad resulta ser una cualidad inherente al propio funcionamiento de la

protección. En los casos en que las protecciones si son sensibles a fallas

ocurridas fuera de su área de vigilancia la selectividad puede lograrse, por

ejemplo, mediante un adecuado ajuste de condiciones y tiempos de actuación en

coordinación con el resto de protecciones relacionadas.

99

Rapidez: tras haber sido detectada, una falla debe ser despejada lo más

rápidamente posible. Cuanto menos tiempo se tarde en aislar la falla, menos se

extenderán sus efectos y menores daños y alteraciones se producirán al reducirse

el tiempo de permanencia bajo condiciones anómalas en los diferentes elementos.

Todo ello redunda en una disminución de los costes y tiempos de restablecimiento

de las condiciones normales de operación, así como de reparación o reposición de

equipos dañados, y, por tanto, en un menor tiempo de indisponibilidad de las

instalaciones afectadas por la falla, lo que posibilita un mayor y mejor

aprovechamiento de los recursos ofrecidos por el SEP.

Fiabilidad: una protección fiable es aquella que responde siempre correctamente.

Esto significa que la protección debe responder con seguridad y efectividad ante

cualquier situación que se produzca. No debe confundirse la respuesta de la

protección con su actuación u operación. La protección está vigilando

continuamente lo que pasa en el sistema y, por tanto, está respondiendo en cada

instante en función de las condiciones que en él se producen. En consecuencia, la

respuesta de la protección puede ser tanto de actuación como de no actuación.

Seguridad significa que no deben producirse actuaciones innecesarias ni

omitirse actuaciones necesarias. Por otra parte, cuando la protección debe actuar es

necesario que todas las etapas que componen el proceso de despeje de la falla sean

cumplidas con efectividad. El fallo en cualquiera de ellas implicaría que la orden

de actuación dada por la protección no podría ser cumplida con la debida

obediencia por el interruptor automático correspondiente.

En este sentido, es necesario resaltar la gran importancia que tiene para las

protecciones la definición de un adecuado programa de mantenimiento preventivo.

Hay que tener en cuenta que una protección solamente actúa en condiciones de

falla y que estas condiciones son escasas y excepcionales en cualquier SEP

moderno. Por tanto, aunque una protección a lo largo de su vida útil va a operar en

100

escasas ocasiones, se debe tener la seguridad de que operara correctamente aunque

haya transcurrido un largo periodo de tiempo desde la última vez que lo hizo.

Economía y simplicidad: la instalación de una protección debe estar justificada

tanto por motivos técnicos como económicos. La protección de una línea es

importante, pero mucho más lo es impedir que los efectos de la falla alcancen a

las instalaciones alimentadas por la línea o que éstas queden fuera de servicio. El

sistema de protección es una pieza clave del SEP ya que permite:

o Impedir que la falla se extienda a través del sistema y alcance a otros equipos

e instalaciones provocando un deterioro de la calidad y continuidad del

servicio.

o Reducir los costes de reparación del daño.

o Reducir los tiempos de permanencia fuera de servicio de equipos e

instalaciones.

Por tanto, la valoración económica no debe restringirse solamente al elemento

directamente protegido, sino que debe tener en cuenta las consecuencias que

implicarían el fallo o funcionamiento anómalo del mencionado elemento.

Finalmente, es necesario señalar que una protección o sistema de protección

debe evitar complejidades innecesarias, ya que éstas serían fuentes de riesgo que

comprometerían el cumplimiento de las propiedades que deben caracterizar su

funcionamiento. [20]

Es evidente que para que el sistema de protecciones cumpla con estas

características, es necesario que cada uno de los elementos que lo conforman

individualmente la cumpla. Un relé de sobrecorriente para cortocircuito, por ejemplo

debe: operar con baja corriente de cortocircuito (sensibilidad), operar solo para las

fallas en el elemento correspondiente (selectividad), dar orden de disparo al

101

interruptor con la velocidad apropiada (velocidad), garantizar la orden de disparo

(confiabilidad) y, no dar disparos innecesarios frente a fallas que no corresponden

(estabilidad). [12]

3.2.7.4 Protección en Sistemas Radiales

En los sistemas radiales solo se presenta una vía de alimentación a la falla y en

consecuencia únicamente es necesario abrir un interruptor para suspender la

alimentación a la falla, tal como se muestra en la figura 3.36.

Para la falla 1, el sistema de protecciones debe dar orden de disparo al interruptor

“D” para interrumpir la alimentación a la carga.

Para la falla 2, el sistema de protecciones debe hacer operar el interruptor “C” para

interrumpir la alimentación a la falla, no es necesario colocar dos interruptores a

ambos extremos de la línea para retirar únicamente la línea fallada, ya que igualmente

todos los consumidores aguas abajo, quedan sin servicio al abrir el interruptor “C”,

tal y como se muestra en la figura 3.36.

G1

A

B

C

D

E

F

Línea 1

Línea 2

Línea 3

Falla 1

Falla 2

Falla 3

Figura 3.36: Sistema Radial


Para la falla 3, el sistema de protecciones debe hacer operar al interruptor “A”,

quedando sin servicio todos los consumidores aguas abajo, prácticamente todo el

102

sistema de potencia. Esta es precisamente la gran desventaja de los sistemas radiales.

[12]

3.2.7.5 Protección en Sistemas Mallados

En este tipo de configuración se presentan varias vías de alimentación a las cargas,

y, por tanto, diferentes vías de alimentación a la falla, en consecuencia, es necesario

interrumpir todas las alimentaciones para despejar completamente la falla, como se


Para falla en cualquiera de las líneas de transmisión, como la falla 1, el sistema de

protecciones debe hacer operar los interruptores de ambos extremos de la línea, y,

puesto que, los consumidores no se alimentan de las líneas, no se retira ningún

consumidor del servicio. Es importante resaltar que la gran mayoría de fallas en los

sistemas de potencia se presenta en las líneas de transmisión, como consecuencia de

la longitud y condiciones desfavorables que presentan en su recorrido; sin embargo,

para este tipo de fallas, los sistemas mallados no suspenden la alimentación a ningún

consumidor.

G

G1A C D E

F

Línea 1 Línea 2 Línea 3

Falla 2

Falla 1G2

G3

G

H

B

Figura 3.37: Sistema mallado


103

Para la falla en las barras, como en la falla 2, el sistema de protecciones debe

operar todos los interruptores que alimentan a la barra, deben operar los interruptores

“D”, “E” y “F”, suspendiendo del servicio a todos los consumidores que se alimentan

de la barra; sin embargo, las fallas en barras son de muy baja frecuencia como

resultado de la poca extensión, confiable diseño y favorables condiciones que se

presentan dentro de una subestación. [12]

3.2.7.6 Área de Protección de los Sistemas de Potencia

La colocación de interruptores en los sistemas de potencia para seccionarlos, y el

hecho de que, el sistema de protecciones imparte orden de disparo a los interruptores

apropiados para retirar la falla, da origen a lo que se ha dado en llamar las áreas de

protección, como se muestra en la figura 3.38.

Al ocurrir una falla, en cualquiera de las áreas de protección de la figura 3.38, el

sistema de protecciones debe dar orden de disparo a todos los interruptores

pertenecientes al área falla, puede observarse que al operar dichos interruptores se

eliminan todas las alimentaciones de la falla. [12]

104

G1

G2

12 3 4

5

2

5

1

2

34

5

2

5

1. Área de protección del generador. 2. Área de protección de barras. 3. Área de protección de transformador.

4. Área de protección de barra seccionada. 5. Área de protección de líneas.

Figura 3.38 Áreas de protección


3.2.7.7 Protección Primaria, Protección de Respaldo y Protección Secundaria de

los Sistemas de Potencia

Todos los elementos de un sistema de potencia deben estar correctamente

protegidos de tal forma que los relevadores solamente operen ante la ocurrencia de

fallas. Algunos relevadores operan solo para fallas que ocurren dentro de su zona de

protección; esto es llamado “protección tipo unitaria”. De otro lado, otros relevadores

son capaces de detectar fallas dentro de una zona particular y fuera de ella,

usualmente en zonas adyacentes, y pueden usarse como respaldo de la protección

primaria como una segunda línea de defensa. Es esencial que cualquier falla sea

aislada, aún si la protección principal asociada no opera.

Por lo tanto, en lo posible, cada elemento en el sistema de potencia debe estar

protegido por los relevadores primarios y de respaldo. [10]

105

3.2.7.7.1 Protección Primaria

Un sistema de protección primaria debe operar cada vez que uno de sus elementos

detecten una falla. Ella cubre una zona de protección conformada por uno o más

elementos del sistema de potencia, tales como máquinas eléctricas, líneas y barras. Es

posible que para un elemento del sistema de potencia se tengan varios dispositivos de

protección primaria. Sin embargo, esto no implica que estos no operarán todos para la

misma falla.

Debe notarse que la protección primaria de un componente de un equipo del

sistema puede no necesariamente estar instalado en el mismo punto de ubicación del

equipo del sistema; en algunos casos puede estar ubicado en una subestación

adyacente. [10]

3.2.7.7.2 Protección de Respaldo

La protección de respaldo es instalada para operar cuando, por cualquier razón, la

protección primaria no opera. Para obtener esto, el relevador de protección de

respaldo tiene un elemento de detección que pude ser o no similar al usado por el

sistema de protección primaria, pero que también incluye un circuito de tiempo

diferido que hace lenta la operación del relé y permite el tiempo necesario para que la

protección primaria opere primero. Un relevador puede proporcionar protección de

respaldo simultáneamente a diferentes componentes del equipo del sistema, e

igualmente el mismo equipo puede tener varios relevadores de protección de respaldo

diferentes. En efecto, es muy común que un relevador actúe como protección

primaria para un componente de equipo y como respaldo para otro. [10]

106

3.2.7.7.3 Protección Secundaria

En algunas ocasiones, según la importancia del sistema o de los consumidores, es

recomendable recurrir a un segundo nivel de protección, dentro de una misma

subestación, llamado protección secundaria, un poco retardada, antes de ocurrir la

protección de respaldo. En tal caso debe tratarse de independizar los equipos que

operan ambas protecciones con el objetivo de evitar que la falla afecte ambos niveles

de protección.

Es importante aclarar que el empleo de protección secundaria en ningún caso

puede justificar la eliminación de la protección de respaldo, que sigue siendo una

protección remota, con equipos completamente diferentes, y evitar que una falla

afecte ambos sistemas. [12]

3.2.8 Partes de un Sistema de Protecciones

3.2.8.1 Alimentación de los Equipos de Protección

Los equipos de protecciones se alimentan por medio de transformadores de

medida que reducen los valores reales de tensión y corriente a valores adecuados a la

alimentación de estos equipos, y al mismo tiempo, aíslan el sistema de protección de

alto voltaje y altas corrientes del sistema de potencia, evitando riesgos en la operación

y manipulación de los equipos.

El valor normalizado de corriente es generalmente de 5 A; sin embargo,

ocasionalmente se utilizan 1 y 0.1 A. Los valores normalizados de tensión son de

100, 110 o 120 V.

107

Los transformadores de medida, como todo equipo de medición, presentan errores

que deben tenerse en cuenta en el diseño de la protección para garantizar la

satisfactoria operación de los equipos.

Los transformadores de medida para la protección deben cumplir con su función

en condiciones de falla, que es realmente como deben operar correctamente, los

transformadores de medida para otras aplicaciones deben desempeñar su función en

condiciones normales de operación del sistema de potencia, por lo tanto, la tecnología

de los transformadores de medición siguen normas de diseño diferentes a los de otras

aplicaciones. [12]

3.2.8.1.1 Transformador de Corriente (TC)

Es aquel en el cual el devanado primario se encuentra en serie con el circuito al

cual se requiere medir la corriente, sobre el devanado secundario se conectan en serie

los instrumentos relativos (amperímetros, vatímetros, medidores de energía, entre

otros de ser necesario), que deben tener un valor de impedancia muy bajo, para

mantener el transformador en condiciones cercanas al cortocircuito. [13]

3.2.8.1.2 Transformadores de potencial (TP)

Es un transformador de tensión en el que el circuito primario se conecta en

derivación, con el circuito del cual se desea conocer el voltaje. En el secundario, se

conectan en paralelo los instrumentos correspondientes (voltímetros, vatímetros,

medidores de energía, relés, entre otros que sean necesarios). [13]

108

3.2.8.2 Relés o Relevadores

Un relé es simplemente un elemento de vigilancia que recibe una o varias señales

del sistema de potencia y que actúa dependiendo de la información recibida, dando

generalmente órdenes de apertura a uno o varios interruptores.

Es oportuno aclarar que algunos relés presentan una construcción similar a la de

un contactor, sin embargo, la aplicación de ambos es totalmente deferente. El

contactor no es un elemento de vigilancia, solamente recibe órdenes de abrir o cerrar,

normalmente circuitos de potencia; por el contrario, el relé recibe información

permanentemente, y solamente actúa cuando detecta una condición de falla. [12]

3.2.8.2.1 Clasificación de los Relevadores

Los relevadores de protección pueden clasificarse de acuerdo con la función que

ellos pueden realizar, su construcción, con la señal de entrada y con el tipo de

funcionamiento.

3.2.8.2.1.1 Acuerdo a su Función General

Relevadores de Protección: un relevador de protección es un dispositivo que

censa cualquier cambio en la señal que está recibiendo, usualmente desde una

fuente de corriente o de voltaje. Si la magnitud de la señal de entrada está por

fuera de un rango preajustado, el relevador operará, para cerrar o abrir contactos

eléctricos para iniciar alguna operación. En otra palabras, detectan defectos en

líneas y equipos, o condiciones peligrosas o inestables. Pueden iniciar o permitir

la operación de un interruptor o simplemente dar una alarma.

109

Relevadores de Monitoreo: verifican condiciones de un sistema eléctrico o en el

sistema de protección mismo, incluyen detectores de fallas, unidades de alarma,

relevadores para monitorear canales, verificar sincronismo, fase o circuitos

(secuencia de fases).

Relevadores auxiliares: operan en respuesta a la apertura o cierre del circuito de

operación para suplir otro relevador o dispositivo. Incluyen temporizadores,

relevadores de contacto múltiple, relevadores receptores, relevadores de apertura

definitiva, relevadores de cierre y relevadores de disparo.

Relevadores de Control o Reguladores: controlan características básicas que

deben permanecer dentro de ciertos límites. Funcionan mediante equipo

suplementario para restaurar la cantidad a los límites prescritos.

Relevadores de programación: establecen o detectan secuencias eléctricas, para

recierre y sincronización. [10]

3.2.8.2.1.2 De Acuerdo a su Principio de Operación

Relés de Tracción de Armadura: utilizan como base de su operación principios

electromagnéticos, al igual que los contactores. El tiempo de operación de este

tipo de relé es instantáneo o de acción inmediata. Si se desea retardar la orden de

disparo al interruptor, se debe recurrir a un relé de tiempo, intermediario entre el

relé de protección y el interruptor, que permitirá ajustar el tiempo deseado de

retardo.

Relés de Inducción: son los que utilizan como base de su operación principios de

inducción, al igual que los motores. El tiempo de operación de este tipo de relé es

ajustable, modificando la distancia que debe recorrer el inducido para cerrar el

contacto. Además es de tiempo inverso.

Relés Electrónicos: son los relés en donde los procesos se realizan por medio de

elementos electrónicos. Este relé presenta la ventaja de que su característica de

operación se puede modificar fácilmente, y por lo tanto, se pueden obtener

110

tiempos instantáneos o retardados, e igualmente, se consiguen las características

inversas que se desean. Dentro de estos relés se encuentran los relés propiamente

electrónicos y los relés numéricos.

Relés Numéricos: son los que muestran numéricamente y en forma secuencial los

valores instantáneos de las señales originales que reciben, los memorizan, para

posteriormente procesarlos por medio del empleo de elementos

microprocesadores utilizando métodos numéricos. [12]

3.2.8.2.1.3 De Acuerdo al Tipo de Protección

Relevadores de Sobrecorriente: son los que operan cuando se detecta un estado

de sobrecarga en el sistema (tensiones nominales con corrientes de carga

superiores a lo permitido en la red). La protección de sobrecorriente es la más

antigua, sencilla, económica y relativamente confiable. Su principio de operación

se basa en el parámetro de la corriente de falla. El objetivo primario este relé es el

detectar la falla y dar orden al interruptor para que la aísle y esto lo cumple a

cabalidad la protección de sobrecorriente.

De acuerdo a la característica de tiempo de operación, los relés pueden

clasificarse, en general, tal como se muestra a continuación:

Instantáneos

Tipos de Relés Tiempo Definido

Retardados Inverso

Tiempo Inverso Muy inverso

Extremadamente Inverso

Basado en las características de operación del relevador, los relevadores de

sobrecorriente pueden clasificarse en tres grupos: De corriente definida, de tiempo

111

definido, y de tiempo inverso. Las curvas características de estos tres tipos se

muestran en la figura 3.39.

De corriente definido De tiempo definido De tiempo inverso

Figura 3.39: Curvas asintóticas aproximadas de los relés de sobrecorriente

Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protección de sistemas eléctricos[10]

Relevadores de Corriente Definida: este tipo de relevadores opera

instantáneamente cuando la corriente alcanza un valor predeterminado. El ajuste

es seleccionado de manera que, en la subestación más alejada de la fuente, el

relevador operará para un valor bajo de corriente y las corrientes de operación del

relevador aumentan progresivamente en cada subestación rumbo a la fuente. Así,

el relevador con ajuste más bajo opera primero y desconecta la carga en el punto

más cercano. Este tipo de protección tiene el inconveniente de tener poca

selectividad a altos valores de corriente de cortocircuito. Otra desventaja es la

dificultad para distinguir entre la corriente de falla en uno u otro punto cuando la

impedancia entre esos puntos es pequeña en comparación hacia el lado de la

fuente, conduciendo hacia la posibilidad de que se presente pobre discriminación.

Relevadores de Tiempo Definido o Tiempo/Corriente Definidos: este tipo de

relevadores permite ajustes variables para hacer frente a diferentes niveles de

corriente utilizando diferentes tiempos de operación. Los ajustes pueden hacerse

de tal manera que el interruptor más cercano a la falla sea disparado en el tiempo

más corto y luego los interruptores restantes son disparados sucesivamente,

usando tiempos diferidos, moviéndose atrás hacia la fuente. La diferencia entre

I/IP

t

y

t

y

t

y

t1

I/IP I/IP

112

los tiempos de disparo para la misma corriente es llamada el tiempo de

discriminación. La coordinación entre estos relevadores se puede realizar con

retardos de tiempo fijos de tal forma que el tiempo del más lejano sea el menor. El

tiempo de operación es así independiente de los niveles de falla. la coordinación

se denomina escalonamiento de tiempo.

Relevadores de Tiempo Inverso: son los que operan en un tiempo que es

inversamente proporcional a la corriente de falla. Su ventaja sobre los relevadores

de tiempo definido es que para corrientes muy altas, se pueden obtener tiempos de

disparo mucho más cortos sin riesgo para la selectividad de la protección. Los

relevadores de tiempo inverso están clasificados de acuerdo con su curva

característica que indica la velocidad de operación (moderadamente inverso,

inverso, muy inverso y extremadamente inverso).

Cambiando algunos de los parámetros del elemento, se pueden obtener las

diferentes curvas características que se muestran en la figura 3.40, las que se

denominan: inversa, muy inversa y extremadamente inversa.

Curva Inversa Curva Muy Inversa Curva Extremadamente Inversa

Figura 3.40: Curvas asintóticas aproximadas de tiempo-corriente de relés inversos

Fuente: Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protección de sistemas eléctricos [10]

113

Relevadores de Distancia: operan de acuerdo a la distancia entre el

transformador de corriente del relevador y la falla. La distancia es medida en

términos de Z, X o R. Se basan en el principio de la medición permanente de

corriente y tensión de un circuito en particular y convertirlo en valores de

impedancia, a fin de compararlo con valores de ajustes y establecer si existe una

condición fuera de los parámetros de ajustes y/o una condición de falla.

Relevadores Diferenciales: operan de acuerdo a la diferencia escalar o vectorial

entre dos cantidades de corriente o de voltaje. Son relés que funcionan en equipos

en los cuales se requiere obtener tiempos de operación mínimos. Esto a través de

la medición permanente de corrientes que entran y salen de un circuito o equipo

en particular, utilizando el principio de que todas las corrientes que entran a un

punto tienen que ser igual a las que salen, lo contrario es indicativo a presencia de

falla. En este caso es importante destacar, que el ajuste cumple otra función, como

lo es la de compensar la diferencia de medición causada por errores en los

diferentes transformadores de corriente.

Relevadores Direccional: son los que están capacitados para distinguir el flujo

de corriente de una dirección a la otra en un circuito de CA reconociendo las

diferencias en el ángulo de fase entre la corriente y la magnitud de polarización.

La capacidad para distinguir entre el flujo de corriente de una dirección a la otra

depende de la selección de magnitud de polarización y del ángulo del torque

máximo, y todas la variaciones en la función proporcionadas por los relevadores

direccionales de C.A dependen de estas dos magnitudes.

Relevadores de potencia inversa.

Relevadores de bajo voltaje.

Relevadores de tierra. [10]

114

3.2.8.2.1.4 De Acuerdo al Tiempo de Funcionamiento

Relé de Tiempo Temporizado: en esta ocasión el relé va a detectar un valor de

corriente superior o igual al ajustado y esperará un tiempo (prefijado) para luego

enviar una orden de apertura al interruptor asociado.

Relé Instantáneo: al detectar un valor de corriente superior al ajustado por la

unidad de disparo, el dispositivo actúa inmediatamente, enviando una orden de

apertura al interruptor asociado. [10]

3.2.8.3 Interruptor

Dispositivo de apertura o cierre mecánico capaz de soportar tanto la corriente

operación normal como las altas corrientes durante un tiempo específico, debido a

fallas en el sistema. Pueden cerrar o abrir en forma manual o automática por medio de

relevadores. Deben tener alta capacidad de interrupción de corriente y soportar altas

corrientes en forma continua.

Su operación automática se hace por medio de relevadores que son los encargados

de sensar las condiciones de operación de la red; situaciones anormales tales como

sobrecargas o corrientes de falla ejercen acciones de mando sobre el interruptor,

ordenándole abrir. Las señales de mando del relevador hacia el interruptor pueden ser

enviadas en forma eléctrica, mecánica, hidráulica o neumática.

En la tabla 3.41 se resumen los valores nominales de interruptores empleados en

sistemas de distribución. Para interruptores de 1200 A y menores al ciclo de

operación establecido CO-15-CO significan por ejemplo que el interruptor puede

cerrar con una falla simétrica de 20 kA, abrir, permanecerá abierto durante 15s, cerrar

nuevamente y volver a abrir sin daño.

115

Tabla 3.2: Valores nominales de los interruptores

Tensión

nominal

del

sistema

[kVrms]

Tensión

nominal

máxima

[kVrms]

Corriente

nominal

a 60 Hz

[Arms]

Corriente

de SC a

tensión

nominal

[kArms]

Tiempo

nominal de

interrupción

[Ciclos]

Capacidad

de

interrupción

máxima

simétrica

[kArms]

Capacidad

de

recierre

1,6*ISC

[kArms]

7,2 8,25 800 20,0 5 20,0 32

14,4 15,5 800 12,5 5 12,5 20

14,4 15,5 1200 20,0 5 20,0 32

14,4 15,5 1200 20,0 5 20,0 32

14,4 15,5 1200 25,0 5 25,0 40

14,4 15,5 1200 25,0 5 25,0 40

14,4 15,5 1200 40,0 5 40,0 67

14,4 15,5 3000 63,0 8 63,0 101

34,5 38,0 1200 31,5 5 20,0 32

34,5 38,0 1200 31,5 5 31,5 50

34,5 38,0 2000 31,5 5 31,5 50

34,5 38,0 1200 40,0 5 40,0 64

34,5 38,0 2000 40,0 5 40,0 63

Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protecciones de sistemas eléctricos [10]

3.2.9 Coordinación de Protecciones Eléctricas

La coordinación tiene por objeto determinar todos los ajustes que deben hacerse a

los diferentes relés con el fin de que cada uno realice la función específica que le

corresponde. En la protección de cortocircuito, como se explicó anteriormente, el

esquema universalmente aceptado consiste en disponer de todos los puntos del

sistema de protección primaria y protección de respaldo. [8]

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. [11]

116

3.2.9.1 Fundamentos de Coordinación de Protecciones

Cuando un sistema está protegido por varios dispositivos conectados en serie, es

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 el despeje de la falla soló se desconecte una mínima

porción del sistema.

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

semilogarítmico las características tiempo-corriente de todos los dispositivos que

deben estar coordinados, 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.

117

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 especificaciones 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.

Para finalizar teniendo en cuenta la variedad de dispositivos de protección (relés

de sobrecorriente, relés térmicos, fusibles, reconectadores, 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. [1]

3.2.9.2 Coordinación de Protecciones por Sobrecorriente

3.2.9.2.1 Coordinación por Tiempo

La diferencia de tiempo en la operación de los relés, llamado “Δt de

coordinación”, corresponde a la diferencia mínima de tiempo que garantice la

coordinación entre los relés.

En la figura 3.42, se desea que para la falla 1 opere el interruptor A y no opere el

interruptor B. Una posibilidad es coordinar los relés por tiempo; es decir, colocarle al

118

relé B un tiempo de operación mayor que el tiempo de operación de A, que permita

que el interruptor A dispare antes de darle la orden al interruptor B, por lo tanto,

(3.36)

GICC3

ICC2 ICC1

Línea 3 Línea 2 Línea 1

Falla 3 Falla 2 Falla 1

C B A

Figura 3.41: Sistema radial. Ubicación de fallas

Fuente: Antonio Palacios. Protección de Sistemas de Potencia

Sin embargo, para garantizar la coordinación es necesario que el tiempo de

operación de B sea mayor que la sumatoria del tiempo de operación de A, mas el

tiempo de operación del interruptor en A, mas el tiempo de sobrerecorrido del relé B,

permitiendo un tiempo adicional de seguridad, por lo tanto:

(3.37)

De donde,

(3.38)

(3.39)

[12]

3.2.9.2.2 Coordinación por Corriente

Si en la figura 3.42 se desea que para la falla 1 opere el interruptor A y no opere el

interruptor B, otro posibilidad es coordinar los relés por corriente, es decir, colocarle

119

al relé B una corriente de disparo mayor que la corriente de disparo de A, de tal

forma, que el relé A se ponga en trabajo y el relé B no se ponga en trabajo, con el fin

de que se dé orden de disparo al interruptor A y no se de orden de disparo al

interruptor B, por lo tanto,

(3.40)

Generalmente, para garantizar una operación correcta, se requiere que,

(3.41)

En general,

(3.42)

En otras palabras, la corriente de disparo de B debe ser mayor que la corriente de

cortocircuito del terminal remoto, para garantizar que el relé no se pone en trabajo

para fallas más allá del terminal remoto.

La corriente de puesta en trabajo de un relé debe ser mayor que la corriente de

carga y por supuesto menor que la corriente de cortocircuito; por lo tanto,

(3.43)

Generalmente para garantizar una operación correcta se requiere que,

(3.38)

(3.39)

120

3.2.10 Protecciones de Redes de Distribución

Si un circuito de distribución fuera instalado sin el equipo de protección de

sobrecorriente, las fallas podrían causar una falta de suministro de energía a todos los

consumidores servidos desde el alimentador. Esto trae como consecuencia una

reducción en los niveles de confiabilidad (continuidad del servicio) que son

inaceptables. Para incrementar el nivel de fiabilidad en el suministro de energía

eléctrica existen dos opciones:

Diseñar, construir y operar un sistema de tal forma que el número de fallas se

minimice.

Instalar equipo de protección contra sobrecorrientes de tal forma que reduzca el

efecto de las fallas.

Se deben analizar las dos alternativas para que el servicio al consumidor tenga un

nivel de confiabilidad aceptable al más bajo costo.

El problema de protección de los sistemas eléctricos de distribución ha venido

adquiriendo cada vez mayor importancia ante el crecimiento acelerado de las redes

eléctricas y la exigencia de un suministro de energía a los consumidores con una

calidad de servicio cada vez mayor.

Los tres tipos de protecciones más utilizados y propios de los sistemas de

distribución son:

o Los fusibles

o Los interruptores

o Los reconectadores automáticos.

121

También las protecciones de la redes de distribución intervienen otros equipos,

como los relés de sobrecorriente y los interruptores de poder. [14]

3.2.10.1 Fusibles

Se puede decir que es uno de los dispositivos de protección más utilizado y confiable

dentro del sistema de protección. Realizan diferentes funciones como:

o Sentir cualquier subida de corriente en el sistema protegido.

o Interrumpir sobrecorrientes.

o Soportar voltajes transitorios de recuperación para no permitir reignición

(extinción controlada del arco).

Cuando por el fusible circula una sobrecorriente, el intervalo de tiempo desde que

se detecta, hasta que empieza a fundirse se denomina “tiempo mínimo de fusión”; y el

intervalo de tiempo que termina en fundirse todo el fusible se denomina “tiempo

máximo de despeje”. La principal limitación de un fusible es, siempre que es

sometido a una corriente superior a su mínima corriente de fusión, se funde y queda

sin servicio la parte del sistema más allá de éste, esta interrupción se da hasta que un

técnico llegue y analice el tipo de falla y reponga dicho fusible.

Existen diferentes subdivisiones de los tipos de fusibles según la norma ANSI

C37.42. Mencionaremos una descripción de cada uno de ellos.

o Fusible tipo K, conducen hasta 150% de su In sin daños (relación de velocidades

6 a 8).

o Fusibles Tipo T, más lentos que los K (relación de velocidad 10 a 13).

o Fusible tipo Std, intermedia entre los K y T; son permisivos a las fluctuaciones de

corriente (relación de velocidad 7 a 11).

122

o Fusible Tipo H, conducen hasta el 100% de su In sin daño; tienen característica de

fusión muy rápida (relación de velocidad 7 a 11).

o Fusible Tipo N, conducen hasta el 100% de su In sin daños. Son más rápidos aún

que los H.

o Fusible Tipo X, provistos de un elemento dual; son permisivos a las fluctuaciones

de la corriente (relación de velocidad 32).

o Fusible Tipo Sft, provisto de elemento dual; no actúan ante fallas temporarias en

transformadores.

o Fusibles Tipo MS o KS, respuesta ultra lenta y mayor permisividad de corriente

que los T; bueno como protección de línea (relación de velocidad 20).

o Fusibles Tipo MN241 AYEE, conducen hasta el 130% de su In sin daños; poseen

un resorte extractor necesario en los seccionadores MN241 AYEE.

o Fusibles tipo DUAL, son fusibles extra lentos, cuya relación de velocidad es de

13 y 20 (para 0.4 y 21 amperios, respectivamente).

Un fusible de Tipo K, se comporta de forma diferente de un fusible de tipo T o de

cualquier tipo. Dentro de un mismo tipo de fusibles existe una subdivisión que los

diferencia en valores de amperios utilizados para una correcta coordinación de

protecciones por lo cual se recomienda utilizar fusibles del mismo tipo y subdivisión.

De manera que el fabricante garantiza que un fusible de 10 A se fundirá antes que

uno de 15 A, uno de 20 A se fundirá antes que uno de 25 A, y así sucesivamente

hasta llegar al fusible de mayor valor en amperios, si estos son del mismo tipo y sub

división, lo que no garantiza el fabricante que un fusible de 8 A no preferido se funda

antes que uno de 10 A preferido, o que uno de 10 A preferido se funda antes que uno

de 12 no preferido. Cabe añadir que cada fusible tiene diferentes curvas según su

valor de interrupción, la curva viene dada en amperios- segundos. [21]

En la Figura 3.43 se muestran las curvas de fusible de diferentes valores en

amperios.

123

Figura 3.42.: Curvas de fusibles de diferentes valores de corriente.

Fuente: Estudio de la coordinación de protecciones de la subestación Machala. [21]

3.2.10.1.1 Operación

La mayoría de las cuchillas fusible operan bajo el principio de expulsión, para lo

cual, el tubo que contiene el elemento fusible (listón fusible) que puede ser de fibra

emite gases desionizantes para confinar el arco eléctrico producto de la interrupción.

En la tabla 3.2 se indican los valores comunes de corrientes.

124

El principio de operación es relativamente simple, cuando se interrumpe la

corriente de falla, el tubo de fibra de vidrio (con recubrimiento de ácido bórico en su

interior) se calienta hasta que se funde el elemento fusible, emitiendo gases

desionizantes que se acumulan dentro del tubo, forzando, comprimiendo y

refrigerando el arco, los gases escapan por la parte inferior del tubo. La presencia de

los gases desionizantes impide el restablecimiento del arco eléctrico auxiliándose en

esta función por la turbulencia y presión de los gases, haciendo que se aumente la

resistencia dieléctrica del aire atrapado dentro del tubo.

La fusión y separación del elemento fusible libera también el mecanismo de

enganche del cortacircuito, de modo que el soporte del fusible (cañuela portafusible)

Tabla 3.3: Capacidad de corriente de interrupción para cortacircuitos fusibles

Corriente en

régimen continuo

Tipo estándar

Clase de

tensión [kV]

Tensión

aplicada [kV]

Capacidad de

interrupción [A]

Asimétrica Simétrica

100

7,8 7,8 5.000 3.550

25 15,0 4.0000 2.800

Servicio Pesado

7,8 7,8 10.060 7.100

15,0 8.000 5.600

15 7,8 10.000 7.100

27 27,0 6.000 4.000

15,0 8.000 5.600

Servicio Súper Pesado

7,8 7,8 20.000 14.500

15,0 15.000 11.500

15 7,8 20.000 14.500

27 27 12.000 8.000

15 10.000 11.500

200

Tipo Estándar

7,8 7,8 5.000 3.550

15 15,0 4.000 2.800

Servicio Súper Pesado

7,8 7,8 20.000 14.500

15 15,0 16.000 11.500

7,8 20.000 14.500 Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protección de sistemas eléctricos

[10]

125

cae a la posición de abierto y puede ser localizado con facilidad por el personal de

operaciones. La cañuela portafusible también puede conmutarse en forma manual con

un bastón de maniobra (pértiga). También puede adicionárse le al cortacircuitos

accesorios de ruptura de carga de modo que se puede operar como un interruptor de

ruptura de carga. [10]

3.2.10.2 Reconectadores Automáticos

Los reconectadores son dispositivos automáticos de recierre de un circuito cuando

se producen alguna falla temporal en el mismo. Son diseñados para soportar

corrientes de cortocircuito, también poseen un sistema de control capaz de medir la

corriente de línea que están protegiendo; en caso que se produzca una falla abren o

cierran el circuito en una secuencia predeterminada. Si la falla persiste después de

ejecutada la secuencia de apertura y cierre, el reconectador se encarga de aislar el

resto del sistema. [21]

En los sistemas de distribución aérea, entre el 80 y el 95 % de las fallas son de tipo

temporal; es decir, duran desde unos pocos ciclos hasta pocos segundos. Las causas

típicas de fallas temporales son: contacto de líneas empujadas por el viento, ramas de

árboles que tocan líneas energizadas, descargas de rayos sobre aisladores, pájaros y

en general pequeños animales que cortocircuitan una línea con una superficie

conectada a tierra, etc.

Aunque estas fallas son transitorias hacen operar fusibles e interruptores

automáticos. Esto trae consigo demoras en la reposición del servicio, las que pueden

ser bastante prolongadas, (especialmente en el caso de zonas rurales) ya que es

necesario llegar al lugar donde se produjo el problema y reponer el fusible o accionar

el interruptor. [14]

126

En la figura 3.44 mostrada a continuación se presentan varios modelos de

reconectadores. (Ver anexo 3).

Reconectador KF Reconectador KFE

Reconectador GVR Caja de control del reconectador programable

PANACEA

Figura 3.43: Diferente tipos de reconectadores

Está dotado de un control que le permite realizar varias reconexiones sucesivas,

pudiendo además, variar el intervalo y la secuencia de estas reconexiones. De esta

manera, si la falla es de carácter permanente el reconectador abre en forma definitiva

después de cierto número programado de operaciones (generalmente tres o cuatro), de

modo que aísla la sección fallada de la parte principal del sistema.

La tarea principal de un reconectador entonces es discriminar entre una falla

temporal y una de carácter permanente, dándole a la primera tiempo para que se

aclare sola a través de sucesivas reconexiones; o bien, sea despejada por el elemento

de protección correspondiente instalado aguas abajo de la posición del reconectador,

si esta falla es de carácter permanente. [10]

127

Para comprender mejor el funcionamiento de un reconectador es necesario

considerar lo siguiente:

Secuencia de Operación: los reconectadores pueden ser programados para un

máximo de cuatro aperturas y tres reconexiones. Los tiempos de apertura pueden

determinarse de curvas características tiempo – corriente, como las que se

muestran en la figura 3.45. Cada punto de la curva características representa el

tiempo de aclaramiento del reconectador para un determinado valor de corriente

de falla. Es importante destacar que este dispositivo consta de dos tipos de curvas,

una de operación rápida y una segunda de operación retardada.

Figura 3.44: Curvas de operación de un reconectador

Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection Manual”,

Bulletin Nº 71022. [14]

Número Total de Operaciones o Aperturas: los reconectadores permiten

programar desde una apertura hasta un máximo de cuatro, lo que depende del

128

estudio de coordinación con otros elementos de protección y que resulte más

favorable para cada caso en particular.

Tiempo de Reconexión: son los intervalos de tiempo en que los contactos del

reconectador permanecen abiertos entre una apertura y una orden de cierre o de

reconexión.

Tiempo de Reposición: es el tiempo después del cual el reconectador repone su

programación, cuando su secuencia de operación se ha cumplido parcialmente,

debido a que la falla era de carácter temporal o fue aclarada por otro elemento de

protección.

Corriente Mínima de Operación: es el valor mínimo de corriente para el cual el

reconectador comienza a ejecutar su secuencia de operación programada. La

secuencia de operación típica de un reconectador para abrir en caso de una falla

permanente se muestra en la figura 3.46, donde se ha supuesto que la

programación es C 22, es decir, dos aperturas rápidas y dos aperturas lentas, con

tiempos obtenidos respectivamente, de la curva A y de la curva C de la figura

3.46, para la magnitud de corriente de falla correspondiente.

Figura 3.45: Secuencia de operación de un Reconectador

Fuente: Samuel Ramirez Castaño. Protección de Sistemas Eléctricos [10]

129

Según la figura 3.46, en condiciones normales de servicio, por la línea protegida

circula la corriente de carga normal. Si ocurre una falla aguas abajo de la instalación

del reconectador y la corriente del cortocircuito es mayor a la corriente mínima de

operación preestablecida, el reconectador opera por primera vez según la curva rápida

A en un tiempo “ta”. Permanece abierto durante un cierto tiempo, usualmente 1

segundo, al cabo del cual reconecta la línea fallada.

Si la falla ha desaparecido el reconectador permanece cerrado y se restablece el

servicio. Si por el contrario, la falla permanece, el reconectador opera por segunda

vez en curva rápida B y después de “tb” segundos abre nuevamente sus contactos.

Luego de cumplirse el segundo tiempo de reconexión el reconectador cierra sus

contactos y si aún la falla persiste, abre por tercera vez pero de acuerdo al tiempo de

aclaramiento “tc” correspondiente a la curva lenta tipo C.

Una vez que se cumple el tiempo de la tercera y última reconexión, reconecta por

última vez cerrando sus contactos. Si aún la falla está presente, el reconectador al

cabo de “tc” segundos abre definitivamente. En caso que el reconectador no haya

completado su secuencia de operación, después de transcurrido el tiempo de

reposición, repone su programación que tenía antes que ocurriera la falla, quedando

en condiciones de ejecutar completamente su secuencia de operación en caso de

presentarse una nueva condición de falla en la línea. [14]

3.2.10.2.1 Lugares Típicos de Instalación de Reconectadores

Los reconectadores pueden ser usados en cualquier punto de un sistema de

distribución donde el rango del reconectador es adecuado para los requerimientos del

sistema. Las localizaciones lógicas para reconectadores se muestran en la figura 3.47,

y corresponden a las indicadas por las respectivas letras:

131

Figura 3.46: Diagrama unilineal de un sistema de distribución mostrando

aplicaciones de los reconectadores


A- En subestaciones, como el dispositivo de protección del alimentador primario que

permite aislar el alimentador en caso de falla permanente.

B- En líneas de distribución a una distancia de la subestación, para seccionalizar

alimentadores largos y así prevenir salidas del alimentador, frecuentemente

cuando una falla permanente ocurre cerca del final del alimentador.

C- En ramales importantes desde el alimentador principal para proteger el

alimentador principal de interrupciones y salidas debido a fallas en el ramal.

D- En pequeños ramales monofásicos. [10]

3.2.10.2.2 Criterios Técnicos de Aplicación de Reconectadores

Para la correcta aplicación de los reconectadores, se deben considerar los

siguientes factores:

o La tensión nominal del sistema debe ser igual o menor a la tensión de diseño del

reconectador.

132

o La corriente máxima permanente de carga en el punto del sistema donde se

ubicará, debe ser menor o igual a la corriente nominal de reconectador.

o Debe tener una capacidad de ruptura mayor o igual, a la corriente máxima de falla

en el punto de aplicación.

o La corriente mínima de operación debe escogerse de modo que detecte todas las

fallas que ocurran dentro de la zona que se ha encomendado proteger

(sensibilidad).

o Las curvas tiempo-corriente y la secuencia de operación deben seleccionarse

adecuadamente, de modo que sea posible coordinar su operación con otros

elementos de protección instalados en el mismo sistema. [10]

3.2.10.3 Seccionalizadores

El seccionalizador es un dispositivo de protección que aísla automáticamente las

fallas en las líneas de distribución. Se instala necesariamente junto con un equipo con

reconexión automática.

Para fallas ocurridas dentro de su zona de protección, el seccionalizador cuenta las

aperturas y cierres efectuadas por el equipo de reconexión automática que se instala

aguas arriba, y, de acuerdo a un ajuste previo, abre en el momento en que el

reconectador está abierto; es decir, el seccionalizador cuenta los impulsos de corriente

de falla que fluyen en el sistema, ajustándose para que abra después de un

determinado número de pulsos que pueden ser uno, dos o tres como máximo.

Siempre debe ajustarse para un pulso menos que el número de operaciones del

reconectador asociado.

Se usan a menudo en lugar de fusibles, en arranques donde es necesario reponer el

servicio rápidamente y donde no se justifica el uso de otro reconectador en serie. No

tienen curvas características de operación tiempo – corriente y se coordinan con los

133

reconectadores, como se verá más adelante, simplemente por sus corrientes

nominales y sus secuencias de operación.

Los requisitos básicos que deben considerarse para su adecuada aplicación son los

siguientes:

o El dispositivo de protección con reconexión automática, ubicado aguas arriba del

seccionalizador, debe tener la sensibilidad suficiente para detectar la corriente

mínima de falla en toda la zona asignada para ser protegida por él.

o La corriente mínima de falla del sector de la línea que debe ser aislada por el

seccionalizador debe exceder a su corriente mínima de operación.

o El seccionalizador debe ajustarse como máximo para que abra en una operación

menos que el dispositivo con reconexión automática ubicado aguas arriba.

o No debe excederse los valores de corrientes máximas de corta duración del

seccionalizador.

o Puede ser usado en serie con otros dispositivos de protección, pero no entre dos

reconectadores.

Las ventajas de usar seccionalizadores en líneas radiales de distribución son:

o Cuando se emplean en lugar de un reconectador, resultan de un costo de inversión

inicial y de mantención menor.

o Cuando se emplean sustituyendo un fusible, no presentan dificultades de

coordinación como se presentaría al reemplazarse por otro fusible de tamaño

diferente.

o Pueden ser utilizados para desconectar o conectar líneas de carga, siempre que

éstas estén dentro de su rango admisible. [14]

En la figura 3.48 se presenta un reconectador tipio usado en los sistemas de

distribución

134

Figura 3.47: Seccionalizador

3.2.11 Coordinación de Dispositivos de Protección en Redes de Distribución

En los sistemas de distribución actuales, la coordinación de los dispositivos de

protección debe hacerse en serie; también se le conoce como cascada, debido a la que

la mayoría de estos operan en forma radial.

Cuando dos o más dispositivos de protección son aplicados en un sistema, el

dispositivo más cercano a la falla del lado de alimentación es el dispositivo protector,

y el siguiente más cercano del lado de la alimentación es el dispositivo "respaldo" o

protegido. El requerimiento indispensable para una adecuada coordinación consiste

en que el dispositivo protector debe operar y despejar la sobrecorriente antes que el

dispositivo de respaldo se funda (fusible) u opere al bloqueo (restaurador).

Un ejemplo simple coordinación se muestra en la figura 3.49, cuando hay una falla

en el punto 1, el fusible H es el dispositivo protector y el dispositivo C el de respaldo.

135

15/13,8 kV

13,8/0,22 kV

Interruptor

Derivación Lateral

Alimentador Principal

Acometida primaria del trasnformador

Transformador de distribución

AB

C

D

F G

H

Figura 3.48: Coordinación de protecciones en un Sistema de Distribución


Con respecto al dispositivo A, el equipo C es el equipo protector y debe

interrumpir corrientes de falla permanente en el punto 2 antes que el elemento A

opere a bloqueo. El dispositivo B es también un dispositivo protector para dispositivo

A y opera en forma similar al componente C para una falla en el punto 3.

El equipo A opera a bloqueo solamente con fallas permanentes antes que los

dispositivos B y C, como en el punto 4. Para una falla en el punto 6, el componente E

debe operar antes que el dispositivo D, previniendo con esto que el transformador

salga de servicio, y con él el suministro de energía a las otras cargas en el secundario

del transformador; igualmente, para una falla en el punto 5 el fusible D es el

protector.

Los cortes de energía causados por fallas permanentes se deben restringir a

secciones pequeñas del sistema por tiempo más corto. [10]

En general, los conceptos básicos de coordinación de los elementos de protección

en alimentadores de distribución radial, pueden resumirse en dos:

136

o El dispositivo de protección más próximo a la falla (local) debe despejarla, sea

ésta permanente o transitoria, antes que el dispositivo de respaldo opere si este no

tiene reconexión automática o antes que agote las reconexiones en caso de

tenerlas.

o Las interrupciones deben restringirse al mínimo en fallas permanentes, tanto en el

tramo de la línea conectada como en el tiempo de duración. [14]

3.2.11.1 Coordinación de Fusibles

En este tipo de coordinación el fusible 2 que se encuentra más cercano a la falla se

denomina protección principal y debe terminar su proceso de fundición antes que la

protección de respaldo fusible 1 inicie su proceso de fusión, con lo cual estamos

cumpliendo uno de los criterios más importantes que es el de selectividad. [20]

Lo anterior se puede observar en la figura 3.50.

G

f1

T

f2

Figura 3.49: Coordinación fusible – fusible

Fuente: Ing. Margil S. Ramírez Alanis. Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia. [20]

Para la coordinación fusible – fusible se logra mediante la selección adecuada del

tipo de fusible y su capacidad de manera que el fusible más cercano a la falla se funda

antes que el de respaldo, aislando el área con problemas.

137

En la práctica, la coordinación de fusibles dicta que el tiempo máximo de despeje

de falla de un fusible no debe exceder el 75% del tiempo mínimo de fusión del fusible

de respaldo, en el rango posible de corriente de cortocircuito. Además, se practica la

coordinación de fusibles del mismo tipo (K, T, N, XS, entre otros) para un

alimentador o circuito. [20]

Cuando se trata de coordinar solamente fusibles entre sí, se pueden utilizar sus

curvas de tiempo – corriente, tal como las que se muestran en las figuras 3.51 y 3.52,

para los fusibles de tipo K y T respectivamente. [14]

138

Figura 3.50: Curvas de tiempo máximo de operación para fusibles tipo K

Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection

Manual”, Bulletin Nº 71022. [14]

139

Figura 3.51: Curvas de tiempo mínimo de fusión para fusibles tipo T



140

Sin embargo, es más cómodo trabajar con tablas de coordinación como las que se

indican en las figuras 3.53 entre fusibles tipo K y 3.54 entre fusibles tipo T. Estas

tablas indican el valor máximo de la corriente de falla a la cual se coordinan los

fusibles respectivos y ellas están basadas en las curvas de máximo tiempo de

operación del fusible y en la curva de tiempo mínimo de fusión del fusible de

respaldo.

Figura 3.52: Tabla Coordinación entre fusibles tipo K según EEI-NEMA



141

Figura 3.53: Tabla Coordinación entre fusibles tipo T según EEI-NEMA



Se considerará a manera de ejemplo, el sistema que se muestra en la figura 3.55,

donde se indican las corrientes de carga de cada alimentador y el nivel de

cortocircuito en cada punto de ubicación de un fusible (barra). A partir de la tabla de

la figura 3.56, considerando fusibles de tipo T se tiene que:

Figura 3.54: Sistema ejemplo de coordinación de fusibles



142

Figura 3.55: Tabla capacidad de corriente permanente de diversos tipos de elemento fusible



o En A se puede elegir un fusible 15T que soporta en forma permanente hasta 23 A,

mayor que la corriente de carga de ese tramo.

o Por lo mismo, en B se elige un fusible 25T (38 A máximo) y en C un 80T (120 A

máximo).

Según la tabla de la figura 3.48, los fusibles 15T y 25T coordinan hasta una

corriente de falla máxima de 730 A, por lo tanto en B se debe elegir un fusible 30T

que coordina con el 15T hasta 1.700 A (mayor que los 1.550 A de falla).

Los fusibles 30T y 80T coordinan hasta 5.000 A, mayor que los 1.800 A de falla y

por lo tanto en C queda el 80T.

El resultado gráfico de la coordinación se muestra en la figura 3.57, donde las

curvas con línea continua corresponden a las de tiempo mínimo de fusión y las

segmentadas al tiempo máximo de aclaramiento. En la Figura se puede apreciar que,

por ejemplo, para 1.630 A, el tiempo mínimo de fusión del 80T es de 0,16 segundos y

el tiempo máximo de aclaramiento del fusible 30T es de 0,051 segundos, entonces,

resulta que este tiempo es el 32% del tiempo de fusión del fusible 80T, por lo tanto,

143

existe una coordinación eficiente entre estos fusibles para esta corriente de falla

máxima.

Figura 3.56: Curvas tiempo – corriente para el ejemplo de coordinación



144

Para la falla de 1.550 A, se aprecia que la curva de tiempo máximo de

aclaramiento del 15T se ha cruzado con la de tiempo mínimo de fusión del 25T. Los

tiempos correspondientes son: 0,021 y 0,0165 segundos; es decir, el tiempo máximo

de aclaramiento del 15T corresponde al 127,3 % del tiempo mínimo de fusión del

25T y por lo tanto no hay coordinación entre ellos. Al elegir el 30T en lugar del 25T,

los tiempos son: 0,021 y 0,031 segundos, respectivamente (67,7 %). [14]

3.2.11.2 Coordinación Interruptor (Relevador) – Fusible

Para este tipo de coordinación entre un relé de una subestación y un fusible

ubicado en un alimentador, se da cuando el fusible opera y despeja la falla antes de

que el relé, esto se da en un margen de tiempo de 0.2 a 0.3 segundos entre la curva

máxima de despeje del fusible y la curva de tiempo inverso del relé, esto debe

mantenerse con el fin de permitir sobre –viajes del relé, errores en la señal del

transformador de corriente, etc. De manera que aislamos el área afectada.

Existen interruptores tienen relés de recierre, que ejecutan una secuencia de cierres

en un intento de despejar fallas temporales. En este caso, la coordinación entre el relé

de recierre y el fusible se logra cuando los recierres de despeje operan sin fundir el

fusible; una vez dados estos recierres y la falla persiste, dicho fusible debe fundirse

antes de que el relé abra permanentemente el circuito.

Cuando un relé es protección de respaldo de un fusible, la curva tiempo – corriente

temporizada del relé debe quedar por arriba de la curva de mínimo tiempo de disparo

del fusible o principal.

Cuando un fusible es respaldo de un relé, la curva de máximo tiempo de fusión

del fusible debe quedar por arriba de la curva tiempo – corriente temporizada del relé

de protección principal.

145

Por último, cuando un relé esté conectado entre dos fusibles, la curva tiempo –

corriente temporizada del relé debe quedar por arriba de la curva de mínimo tiempo

de operación del fusible, y también debe estar por debajo de la curva de máximo

tiempo de fusión del fusible 2.

Estos tipos de coordinaciones serán indicadas en la siguiente figura 3.58.

Figura 3.57: Coordinación fusible – reconectador


3.2.11.3 Coordinación Interruptor Reconectador

Cuando en una subestación de distribución, las salidas se realizan con disyuntor

comandado por relés, y se tiene un reconectador en el alimentador, la coordinación

estará dada entre el relé que comanda al disyuntor y el reconectador. El reconectador

debería actuar cuantas veces sean necesarias pero el relé no debe llegar a completar

su ciclo de actuación. La secuencia acumulada de operaciones del reconectador debe

ser menor que la curva característica de tiempo – corriente del relé. Este rango de

146

coordinación está limitado por los relés con curvas de tiempo extremadamente

inversa.

Si una falla permanente ocurre en cualquier parte del sistema alimentador más allá

del interruptor, el dispositivo de recierre operará 1, 2 o 3 veces instantáneamente

(dependiendo del ajuste) en un intento por despejar la falla. Sin embargo, como una

falla permanente estará aún en la línea al final de esas operaciones instantáneas, debe

ser despejada por algún otro medio. Por esta razón, el reconectador estará provisto

con 1, 2 o 3 operaciones diferidas (dependiendo del ajuste). Estas operaciones

adicionalmente, son a propósito más lentas para proporcionar coordinación con

fusibles o permitir que la fallas se autodespejen.

Después de la cuarta operación, si la falla persiste en la línea, el reconectador abre

y se bloqueará. La figura 3.59 representa las características instantáneas y de tiempo

diferido de un reconectador automático convencional.

Figura 3.58: Características del reconectador automático


147

En la figura 3.60, se muestra como resulta la coordinación interruptor

reconectador.

Figura 3.59: Coordinación Relé – Reconectador


3.2.11.4 Coordinación Reconectador - Fusibles

Para proporcionar protección contra fallas permanentes, se instalan cortacircuitos

fusibles sobre las derivaciones (laterales) de un alimentador aéreo. El uso de un

dispositivo de recierre automático como protección de respaldo contra fallas

temporales evita muchas salidas innecesarias que ocurren cuando se usan sólo

fusibles.

Aquí el reconectador de respaldo puede ser el restaurador del alimentador en la

subestación usualmente con una secuencia de operación rápida seguida de dos

operaciones de disparo diferidas, o un restaurador de rama de alimentador con dos

actuaaciones instantáneas seguidas de dos operaciones disparo diferido como se

muestra en la figura 3.61. [10]

148

Figura 3.60: Características t-I de disparo instantáneo y diferido del reconectador


El restaurador se ajusta para despejar una falla temporal antes de que cualquiera de

los fusibles se pueda quemar y luego restablece el circuito una vez que desaparezca la

causa de la falla (temporal).

Pero si la falla es permanente, esta es despejada por el fusible correcto al alcanzar

la temperatura de fusión después de las operaciones diferidas del restaurador (el cual

queda en la posición lockout).

o Coordinación

El reconectador deberá detectar las fallas ocurridas en su zona y también las de la

zona del fusible. Por lo tanto, el fusible debe operar después de la característica

rápida y antes de la lenta del reconectador, como se muestra en la figura 3.62, para

ello se debe cumplir lo siguiente:

149

Figura 3.61: Coordinación reconectador – fusible



3.2.11.5 Coordinación Reconectador - Reconectador

Los requerimientos de esta coordinación puede aparecer debido a que puede

existir cualquiera de las siguientes situaciones en un sistema de distribución:

o Cuando se tienen 2 reconectadores trifásicos.

o Cuando se tienen 2 reconectadores monofásicos.

o Cuando se tiene 1 reconectador trifásico en la subestación y un reconectador

monofásico sobre una de las ramas de un alimentador dado. [10]

En la figura 3.63, se muestra como se coordinan los reconectadores en función de

la corriente nominal del sistema.

150

Figura 3.62: Coordinación entre reconectadores por corriente nominal



3.2.12.6 Coordinación entre Reconectador y Seccionalizador

Para coordinar un reconectador con un seccionalizador no se requiere hacer

análisis de curvas de tiempo – corriente debido a que el seccionalizador no tiene este

tipo de curvas; sólo cuenta pulsos de corriente de falla y se ajusta para que abra luego

de un determinado número de pulsos, como máximo, uno menos que el número de

operaciones del reconectador ubicado aguas arriba y en el momento en que éste está

abierto. [14]

151

3.3 Bases Legales

3.3.1 Código Eléctrico Nacional

Según el Código Eléctrico Nacional en el artículo 240.4.(C), establece que cuando

el dispositivo de protección de sobrecorriente tenga una intensidad máxima de

disparo mayor de 800 A nominales, la ampacidad de los conductores que protege será

igual o mayor que la intensidad nominal del dispositivo, tal como se define en 240.6.

240.6 Regímenes de Corriente Normalizados.

(A) Fusibles e Interruptores Automáticos de Caja Moldeada. Los regímenes de

corriente normalizados de los fusibles e interruptores automáticos de caja moldeada

de tiempo inverso, serán de 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 110,

125, 150, 175, 200, 225, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 600, 700, 800, 1.000, 1.200,

1.600, 2.000, 2.500, 3.000, 4.000, 5.000 y 6.000 A. Adicionalmente, como régimen

normalizado de los fusibles se considerará las de 1, 3, 6, 10 y 601 A. Se permitirá el

uso de fusibles e interruptores automáticos de tiempo inverso con un régimen de

corriente que no esté normalizado.

(B) Interruptores Automáticos con Disparo Ajustable. El régimen máximo de

corriente de los interruptores automáticos ajustable por medios externos de ajuste del

sensor de disparo de larga duración (en amperios o por sobrecarga) que no cumplan

los requisitos de 240.6(C), se colocará al ajuste máximo posible.

(C) Interruptores con Acceso Restringido al Ajuste de Disparo. Se permitirá que

los interruptores automáticos con acceso restringido a los medios de ajuste tengan una

capacidad en amperios igual a la del sensor de disparo. Se entiende por acceso

restringido lo siguiente:

152

(1) Tapas desmontables y cerradas con sello para los medios de ajuste.

(2) Situados detrás de puertas cerradas con tornillos en los tableros.

(3) Detrás de puertas cerradas accesibles sólo al personal calificado.

3.3.2 Norma CADAFE 45 – 87: Normas de Diseño para Líneas de

Alimentación y Redes de Distribución, Protección del sistema de Distribución

Contra Sobrecorrientes

Esta norma definirá los requerimientos de protección contra sobrecorrientes del

sistema de distribución CADAFE, a nivel primario y secundario.

3.3.2.1 Protección Primaria del Sistema de Distribución

3.3.2.1.1 Alimentadores Primarios Subterráneos

Se deberá emplear un disyuntor por cada salida desde la subestación de

distribución con relés incorporados para la protección del alimentador primario. La

protección se hará mediante la utilización de tres relés de sobrecorriente para la

protección de fallas de fase y uno para la protección de fallas de tierra. Los cuatro

relés antes mencionados deberán estar equipados con las unidades instantáneas

incorporadas, para proteger las redes contra fallas de alta capacidad. No se empleará

relé de reenganche.

3.3.2.1.1.1 Criterio de Ajuste de los Relés de Protección de los Alimentadores

Primarios Subterráneos

i. El ajuste de los relés de fase obedecerá los siguientes criterios:

153

o El ajuste (TAP) deberá ser al menos 20% de la mayor carga de operación, o

deberá ser ajustado a la capacidad del circuito. Este margen se basa en un error

máximo del 20% de la supuesta relación con el mencionado ajuste.

o La combinación de la corriente y del tiempo deberá ser tal que la corriente de

arranque en frío de 30% de la carga máxima durante 2 segundos no ocasione la

operación del relé.

o La unidad instantánea de fase deberá tener un ajuste no menor de la máxima

cresta de la corriente de arranque en frio, la cual se asumirá igual al 40% del valor

máximo de la corriente de carga.

o Se recomienda colocar el ajuste del relé para protección de falla a tierra al 24% de

la corriente de carga máxima en las fases, a menos que, por razones de

coordinación se deba ajustar a un valor menor.

o La unidad instantánea de tierra no deberá ser ajustada a un valor menor del 200%

de la corriente máxima de carga.

3.3.2.1.2 Alimentadores Primarios Aéreos

Se deberá emplear un disyuntor por cada salida desde la subestación de

distribución. En áreas rurales podrá emplearse un reconectador en la subestación de

distribución que proteja cada salida. Adicionalmente, se podrán emplear

reconectadores en los troncales, seccionalizadores en los ramales trifásicos y fusibles

en los ramales monofásicos. Se presenta en la figura 3.64 el esquema típico de la

aplicación de la protección primaria de un alimentador aéreo de distribución.

154

I

Ip

Ic

R

s

Figura 3.63: Esquema típico de aplicación de protecciones de un alimentador aéreo

Fuente: Norma CADAFE 45 – 87 [15]

La protección de líneas aéreas deberá emplearse el relé de reenganche como

equipo adicinal a incluir en cada disyuntor de la subestación.

3.3.2.1.2.1 Criterios de Ajuste de los Equipos de Protección de los Alimentadores

Primarios Aéreos

a. Disyuntor:

i. Deberán aplicarse los criterios de ajuste de los relés de protección indicados en el

punto a.1.

ii. Deberá emplearse el relé de reenganche con un máximo de tres operaciones

sucesivas de apertura y cierre.

155

b. Reconectador:

i. La capacidad de bobina serie de un reconectador deberá cumplir con las

siguientes condiciones:

o La capacidad nominal de la bobina en los reconectadores de control hidráulico

deberá ser mayor que la corriente máxima de carga. La práctica usual deberá

ser de 25% por encima de la corriente de carga máxima.

o La corriente mínima de operación (pick – up) para la aplicación usual de los

reconectadores hidráulicos deberá ser igual al 200% del valor de la corriente

nominal. En los reconectadores tipo electrónico se deberá seleccionar la

resistencia de tal forma que su corriente nominal sea mayor que el 25% de

corriente máxima de carga.

ii. Se deberá coordinar con el interruptor o reconectador del lado de la fuente y con

el reconectador, seccionalizador o fusibles aplicados en la lado de carga.

iii. Se aplicarán conexiones automáticas, hasta un máximo de tres, la primera de las

cuales será instantánea (sin retardo intencional) y las subsiguientes con retardo

intencional de tiempo.

c. Seccionalizador

i. La bobina de un seccionalizador deberá tener una capacidad superior a la máxima

corriente de carga.

ii. El nivel mínimo de detección (pickup) será del 160% de la capacidad nominal de

la bobina para seccionalizadores de control hidráulico.

3.3.2.1.2.2 Coordinación de las Protecciones de los Alimentadores Primarios

Aéreos

a. Interruptor de Circuito – Reconectador

156

Método Exacto: la coordinación de los relés del interruptor del circuito, con los

reconectadores de hará mediante las características corriente – tiempo de ambos

equipos, considerando el efecto acumulativo del avance del disco (para relés

electromagnéticos) para garantizar la no operación prematura del relé debido a los

avances sucesivos y acumulativos del disco.

Método Aproximado: para efectuar la coordinación en el método anterior de una

manera aproximada, se deberá comparar la característica del relé con la curva

acumulativa del reconectador. La primera deberá estar por encima de la última.

En caso de no lograrse coordinación se deberá usar el método exacto.

b. Interruptor de Circuito – Fusible

La característica del relé del reconectador deberá estar por encima de la curva total

de despeje (maximun cleaning) del fusible.

Si el interruptor tiene relé de reconexión, los factores k serán aplicados. Los

factores k aceptados son los que se muestran en la figura 3.71.

Tabla 3.4: Fator K para la aplicación de fusibles del lado de carga

Tiempo de reconexión

en ciclos

Una operación rapida Dos operaciones rapidas

Promedio Máximo Promedio Máximo

25 – 30 1,3 1,2 2,0 1,8

60 1,3 1,2 2,0 1,35

90 1,3 1,2 2,0 1,35

120 1,3 1,2 2,0 1,35

Fuente: Norma CADAFE 45 – 87 [15]

c. Reconectador – Reconectador

La coordinación tendrá como objetivo la apertura definitiva del reconectador más

cercano de la falla y la operación coordinada del reconectador que lo antecede a fin

157

de evitar su apertura definitiva. Para ello se deberán analizar las curvas rápidas y

lentas de ambos, los tiempos de apertura, los regímenes de la bobina serie

(reconectador de control hidráulico) o la calibración de las resistencias (reconectador

de control electrónico).

d. Reconectador – Fusible

o Se deberá coordinar el reconectador automático ubicado en el lado de la fuente

con los fusibles instalados en los primarios de transformadores de distribución o

derevaciones monofásicos de líneas primarias, ubicadas en el lado de la carga.

o Se deberán aplicar los factores k presentados en la figura 3.63 para la utilización

de fusibles del lado de la carga, según las operaciones del reconecatdor ubicado

en el lado de la fuente.

o Para los estudios de coordinación entre reconectadores del lado de la fuente y

fusibles del lado de la carga, se multiplica los factores K por la curva rápida de los

reconectadores. El punto de intersección de la curva resultante mediante este

procedimiento, para el reconectador, con la curva de fusión mínima del fusible

(minimun melting current) determina el punto de máxima corriente para la cual

hay coordinación. En la figura 3.63, la columna de promedio (average) se utiliza

cuando las curvas características de los reconectadores son promedio, y la

columna de máximas cuando dichas curvas son máximas.

e. Reconectador – Seccionalizador o Disyuntor de Circuito – Seccionalizador

La coordinación se deberá hacer mediante un contador de operaciones de apertura

del equipo que lo antecede (reconectador o disyuntor) y un detector para la corriente

de falla. El seccionalizador deberá estar ajsutado para n – 1 aperturas del

reconectador o interruptor.

158

3.3.2.1.3 Alimentadores Primarios Mixtos

Son aplicables las condiciones de la protección en el caso de alimentadores

subterráneos con posibilidad de emplear un relé de reenganche que tenga una sola

operación de apertura y cierre.

159

CAPÍTULO IV

MARCO METODOLÓGICO

El presente capítulo tiene como propósito mostrar el tipo de investigación, las

técnicas y procedimientos que fueron empleados para llevar a cabo la búsqueda

respectiva de la información requerida para la realización del proyecto. En

consecuencia en el presente capítulo se definirá el modo en el que se enfoca el

problema y se buscan las respuestas.

Para Tamayo y Tamayo, (2.011) el marco metodológico constituye “La médula

del plan que se refiere a la descripción de las unidades de análisis de investigación,

las técnicas de observación y de recolección de datos, los instrumentos, los

procedimientos y las técnicas de análisis” [16]

4.1 Diseño de la Investigación

Al momento de diseñar la forma y estructura de la investigación, se debe tomar en

cuenta principalmente los objetivos que se busquen alcanzar con la realización del

proyecto.

En consecuencia, el diseño dependerá directamente de la finalidad que se quiera

alcanzar con dicha investigación, y de la manera de reunir la información o datos

necesarios para con ellos responder las preguntas de investigación de manera práctica

y concreta; es por ello que el diseño de la investigación es lo que señala al

investigador lo que debe hacer, desde luego siguiendo un diseño, que será aplicado al

contexto particular del estudio. [17]

160

La presente investigación, es de diseño Descriptiva, ya que comprende la

descripción, registro, análisis e interpretación de la naturaleza actual, la composición

o proceso de los fenómenos, recolección de datos y por último la interpretación de

datos.

Se dice que esta investigación de enfatiza en un contexto descriptivo debido a que

los estudios están basados en la observación, donde los datos de interés se adquieren

a través de la supervisión de los comportamientos y hechos ocurridos, la

investigación descriptiva va más alla de la toma y tabulación de datos, pues además

busca especificar la propiedades, características y los perfiles más resaltantes e

importantes de personas, grupos, entes o cualquier otro fenómeno que se someta al

análisis. [17]

4.2 Tipo y Nivel de la Investigación

El tipo de investigación busca determinar los pasos a seguir en el estudio, sus

técnicas y métodos que se emplearan en el mismo. En general determina el enfoque

de la investigación, influyendo en los instrumentos, y hasta la manera de cómo se

analizan los datos recaudados. [17]

La presente investigación es de tipo documental, de campo y factible.

En lo correspondiente a la investigación documental la organización del material

dependerá del tema, los propositos del trabajo y la metodologia utilizada por las

autoras; es necesario la elaboracion de nuevos esquemas conceptuales, explicaciones,

modelos, argumentos, entre otras posibilidades.

161

Tamayo y Tamayo (2.011) indica que una investigacion es documental cuando “la

fuente principal de información son documentos y cuando el interés del investigador

es analizarlos.”… [16]

La investigación de fundamenta básicamente en el uso de documentos técnicos,

archivos y libros referentes a los sistemas de protecciones de las redes eléctricas, se

utilizaron los diferentes manuales de los equipos de protecciones instalados en los

circuitos de la Subestacion Eléctrica Móvil La Morita, como por ejemplo el manual

del reconectador Noja. Otro tipo de documento utilizado para la realización del

proyecto fueron los planos unifilares de los circuitos Metropolitano y Guasimal, ya

que ellos permitieron conocer la carga conectada.

En la investigacion de campo se presentan, decriben, analizan e interpretan de

forma ordenada los datos obtenidos en el estudio en función de las preguntas e

hipótesis de la investigación, con el apoyo de los cuadros y gráficos, de ser el caso, y

se discuten con base en la fundamentación teorica. [17]

Según Hernández M, “la investigación de campo es el análisis sistemático de

problemas de la realidad, con el próposito bien sea de describirlos, interpretarlos,

entender su naturaleza y factores constituyentes, explicar sus causas y efectos ademas

predecir su ocurrencia, haciendo uso de métodos característicos de cualquiera de los

paradigmas de investigación conocidos” [17]

Por último, una investigación será factible si la naturaleza y alcance del proyecto,

el esquema adoptado para la organización del texto, y, los aspectos que se desarrollan

en los capítulos que preceden a la organización de resultados, permiten la

presentación sistemática del diagnóstico de la situación, el planteamiento y la

fundamentación teórica de la propuesta, el procesamiento metodológico, las

actividades y recursos necesarios para su ejecución y analisis de su vialidad y

posibilidad de realizacion. [17]

162

Hernández M., explica que un proyecto factible “ consiste en la investigación,

elaboración y desarrollo de una propuesta de un modelo operativo variable para

solucionar problemas, requerimientos o necesidades o grupos sociales; puede

referirse la formulación de políticas, programas, tecnologías, métodos o procesos”.

[18]

4.3. Técnicas de Instrumentos y Recolección de Datos

En esta punto se comienza la puesta en marcha de la investigación, propiamente

tal, el comienzo de la ejecución, pues las anteriores eran etapas preparatorias.

Antes de realizar el levantamiento de información para el proyecto, se obtienen

fundamentos teóricos de consultas en libros especializados, tesis e grado e Internet,

con relación al tema a desarrollar. También será necesario recaudar toda la

información que se encontrará en fuentes segundarias como lo serán monografías,

boletines estadísticos, históricos de operaciones, entre otros existentes en

CORPOELEC tanto de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, como de los

circuitos Metropolitano y Guasimal, para luego aplicar el plan elaborado en el diseño

metodológico para su recolección.

4.4 Fases de la Investigación

Para la realización de esta investigación se siguieron los siguientes pasos:

Fase I: recolección de toda la información disponible en CORPOELEC sobre la

Subestación Eléctrica Móvil La Morita y sus circuitos Metropolitano y Guasimal.

163

Fase II: Reconocimiento del sistema eléctrico de la Subestación Eléctrica Móvil

la Morita para la posterior realización del estudio de flujo de carga y con ello

conocer los valores de los parámetros eléctricos de interés, como el voltaje y las

corrientes de operación en condiciones normales de operación.

Fase II: Realización del estudio de cortocircuito en los circuitos Metropolitano y

Guasimal pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil la Morita para con ello

conocer los posibles valores que se podrán presentar en el sistema bajo

condiciones de falla.

Fase III: Análisis de los valores obtenidos en las dos fases anteriores para así

seleccionar los ajustes requeridos por las protecciones del reconectador marca

NOJA en el circuito Metropolitano de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita,

para que estas cumplan con su función de selectividad operativa.

Fase IV: Análisis de los valores obtenidos en las fases I y II para así seleccionar

los ajustes requeridos por las protecciones del reconectador marca NOJA en el

circuito Guasimal de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, para que estas

cumplan con su función de selectividad operativa.

Fase V: Programación de las curvas de protecciones eléctricas del circuito

Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA.

Fase VI: Programación las curvas de protecciones eléctricas del circuito

Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA.

Fase VII: Realización de las propuestas para las mejoras en el sistema de

protecciones eléctricas del reconectador marca NOJA del circuito Metropolitano

de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita.

164

Fase VIII: Elaboración de las propuestas para las mejoras en el sistema de

protecciones eléctricas del reconectador marca NOJA del circuito Guasimal de la

Subestación Eléctrica Móvil la Morita.

165

CAPÍTULO V

ESTUDIO DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA Y SUS

CIRCUITOS METROPOLITANO Y GUASIMAL

5.1 Descripción de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita

La Subestación Eléctrica Móvil La Morita se encuentra ubicada en el Estado

Aragua y pertenece a la red eléctrica de CORPOELEC, alimenta el sur de Maracay a

través de sus circuitos Metropolitano y Guasimal.

La Subestación Eléctrica Móvil La Morita cuenta en la actualidad con un

transformador de potencia, el cual es una unidad móvil que posee las

especificaciones mostradas en la tabla 5.1.

Tabla 5.1 Especificaciones del transformador de potencia de la S/E Eléctrica

Móvil La Morita

Marca ABB

Voltaje [kV] 115 /13,8 KV

Conexión YN - YN

Potencia [MVA] 30

Impedancia [%] 9,4

Aislamiento Aceite

Fuente: Departamento de Planificación CORPOELEC

166

5.2 Estudio de Flujo de Carga y Cortocircuito en Subestación Eléctrica Móvil

La Morita

Para diseñar la coordinación de protección de un sistema eléctrico es necesario

conocer, tanto sus condiciones de operación, como su comportamiento bajo la

presencia de fallas.

Por ende se requiere realizar los estudios de flujo de carga y de cortocircuito del

sistema, ya que con el estudio de flujo de carga se podrá conocer el estado del sistema

actual con la carga conectada, y con el estudio de cortocircuito se conocerán los

posibles niveles de corrientes de falla que podrían ocurrir en el sistema.

5.2.1 Diagrama Unifilar de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita

El diagrama unifilar de la subestación consta de una barra de potencia infinita de

115 kV, que alimenta a un transformador móvil de 30 MVA conexión YN - YN,

protegido por un disyuntor de potencia. El transformador va conectado a la barra de

13,8 Kv; de la cual se conectan los circuitos de distribución llamados Metropolitano y

Guasimal respectivamente, cada uno de los circuitos nombrados anteriormente son

representados en el diagrama unifilar como una carga conectada a la barra 13,8 kV.

El diagrama unifilar se muestra en la figura 5.1.

167

Barra 115 KV

Conexión YN-YN

Z=9,94 %

Circuito Guasimal

Circuito Metropolitano

Potencia Aparente 30 MVA

Barra 13,8 kV

Figura 5.1 Diagrama unifilar de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita

5.2.2 Diagrama Unifilar Simulado en Electrical Transient Analyzer Program –

ETAP 6.00 de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita

Electrical Transient Analyzer Program – ETAP 6.00, es un software para el

cálculo de parámetros eléctricos, que permite conocer los niveles de las corrientes

de cortocircuito, el análisis de flujo de carga, entre otros valores de interés de las

redes eléctricas, a través de la simulación del diagrama unifilar del circuito que se

desee analizar.

Es por ello que se muestra el diagrama unifilar de la Subestación Eléctrica

Móvil La Morita realizado en ETAP 6.00en la figura 5.2, que posteriormente será

168

utilizado para trabajar en el software y hallar los valores de interés que se

requieran para el estudio del sistema.

Figura 5.2 Diagrama unifilar simulado en ETAP 6.00 de la subestación Eléctrica Móvil

la Morita

Al igual que el diagrama unifilar de la figura 5.1 este muestra una fuente que

alimenta una barra de 115 kV a la cual va conectado un transformador de 30 MVA

cuya relación de transformación es de 115/13,8 kV, dicho transformador se conecta a

una barra de 13,8 kV que alimenta dos cargas, las cuales representan el circuito

Metropolitano y el circuito Guasimal, cada una con una carga estimada de 8620 kVA

aproximadamente.

5.2.3 Estudio de Flujo de Carga con el Software ETAP 6.00 (Electrical

Transient Analyzer Program) de la Subestación Eléctrica Móvil La

Morita

El estudio de flujo de carga se realiza con la finalidad de conocer los valores de

trabajo en condiciones normales del sistema. Estos valores varían dependiendo de la

hora del día que se midan y la cantidad de carga que esté conectada para ese

momento.

169

Por ende, los valores que se mostrarán a continuación tendrán asociados a si, un

margen de variabilidad.

Figura 5.3. Diagrama Unifilar Simulado en ETAP 6.00 de la subestación Eléctrica Móvil

la Morita con el estudio de flujo de carga

La tabla 5.2 muestra los resultados del estudio de flujo de carga en las barras

presentes en el sistema, arrojados por la herramienta computacional ETAP 6.00.

Tabla 5.2 Resultados obtenidos del estudio de flujo de carga de la Subestación Eléctrica

Móvil la Morita obtenido con el software ETAP 6.00

Bus 1 Bus 2

Voltaje % Magnitud Ángulo % Magnitud Ángulo

100 0 99,84 -2,8

Generación MW MVAR MW MVAR

14703 8064 0 0

Carga MW MVAR MW MVAR

0 0 14664 7033

Flujo de carga MW MVAR MW MVAR

14703 8064 -14,664 -7,033

99.84 %

170

5.2.4 Estudio de Cortocircuito de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita

El estudio de las Icc 3∅ y 1∅de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita será

realizado utilizando varias herramientas para así facilitar su cálculo y mostrar los

resultados más exactos posibles.

Primero se mostrarán los valores de cortocircuito en la barra de 115 kV de la

subestación, suministrados por la Unidad de Planificación de CORPOELEC. Estos

valores de cortocircuito fueron medidos en la barra 115 kV, utilizando la herramienta

computacional Programa de Análisis de las redes de Distribución de Energía Eléctrica

- PADEE 2012. Dichos valores se muestran a continuación en la tabla 5.3.

Tabla 5.3 Niveles de Corriente de Cortocircuito en la Barra de 115 kV de la Subestación.

Resultados obtenidos mediante el empleo del software PADEE 2012

Cortocircuito en la Barra 115 kV

Trifásico

(3∅)

Monofásico

(1∅)

Potencia aparente [ ] 1964.11 478.23

Corriente de cortocircuito [ ] 9861 7203

Voltaje en (p.u.) 1 1


Luego tomando en cuenta las características del transformador móvil de la

subestación, específicamente su relación de transformación, se procederá a realizar el

estudio de cortocircuito en la barra 13.8 kV mediante la herramienta computacional

ETAP 6.00, la cual será implementada para calcular a través de un diagrama unifilar

las corrientes de cortocircuito trifásica y monofásica, dichos valores de corriente se

muestran a continuación en la tabla 5.4.

171

Tabla 5.4 Resultados obtenidos para el estudio de cortocircuito en la barra 13.8 kV

mediante la herramienta computacional ETAP 6.00

Cortocircuito en la Barra 13,8 kV

Trifásico

(3∅)

Monofásico

(1∅)

Corriente de Cortocircuito [ ] 10.927,4995 7.741,31283

5.2.4.1 Verificación de los Niveles de Cortocircuito en la Barra 13,8 kV

La verificación de los valores de las ICC se realizará implantando métodos de

cálculos numéricos diseñados para tal fin, como lo son método de cálculo fallas

simétricas para calcular la ∅

, y el método de la componentes simétricas para

calcular la ∅

.

Para realizar estos cálculos se cuentan con los datos nominales del sistema de la

subestación, y las bases que se seleccionaran de acuerdo a las necesidades, estos

valores se presentan en la siguiente tabla:

Tabla 5.5 Datos nominales de la S/E Eléctrica Móvil La Morita

Datos

Potencia Aparente base [ ] 30

Voltaje base (lado de alta tensión) [ ] 115

Voltaje base (lado de alta tensión) [ ] 13,8

Potencia aparente [ ] – Trifásica en barra 115 KV 1964,11

Potencia aparente [ ] – Monofásica en barra 115 KV 478,23


172

5.2.4.1.1 Cálculo de la Corriente de Cortocircuito 3∅ en la Barra de 13,8 kV

Como se explicó en el CÁPITULO V, las ∅

ocurren ocasionalmente, pero su

estudio es fundamental, ya que da una idea bastante amplia del comportamiento del

sistema y los daños causados en presencia de una falla, ya que generalmente el valor

de este tipo de ICC es el valor más elevado que podría ocurrir en el sistema.

Vpf +

Zred

Ztransf.

Figura 5.4. Circuito equivalente utilizado para el cálculo de la ∅

( )

∅

( )

(5.1)

(

)

( )

(5.2)

(5.3)

173

(

)

(

)

(5.4)

(

)

( )

(5.5)

(5.6)

√

√ (5.7)

√

√ (5.8)

∅

(

)

∅

(5.9)

∅

∅

(5.10)

5.2.4.1.2 Cálculo de la Corriente de Cortocircuito 1∅ en la Barra de 13,8 kV por

el Método de la Compontes Simétricas (conexión YN – YN )

174

El cálculo de la ICC por el método de las componentes simétricas fué explicado

en el capítulo V, que básicamente consiste en determinar las impedancias del circuito

equivalente de Thevenin del sistema de secuencias positivas, negativas y cero en el

punto donde ocurre la falla shunt, y con dichos valores encontrar la ∅

Con los datos obtenidos de las corrientes de falla en la barra de 115 kV se calculan

las impedancias de secuencia vistas hacia la fuente (sistema externo) en p.u. Para

cada una de las secuencias de las redes se forma un circuito equivalente, llamados

diagrama de secuencia positiva (figura 5.5), diagrama de secuencia negativa (figura

5.6) y diagrama de secuencia cero (figura 5.6). Estos tres diagramas se unen en uno

solo (figura 5.8), que representa el equivalente 1∅ del diagrama de secuencias para el

cálculo de la ∅

Vpf +

Z(1)+

V(1)

-

Figura 5.5 Diagrama de secuencia positiva de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita

Z(2)/Z(0)

+

V(2)/V(0)

-

Figura 5.6 Diagrama de secuencia negativa y cero

175

Vpf

Z(1)

Z(2)

Z(0)

+V(1)

-

+V(2)

-

+V(0)

-

Figura 5.7 Circuito equivalente de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita aplicando el

método de las compomentes simétricas

( )

∅

( )

(5.11)

(5.12)

( )

( ) ( ) (

) (5.13)

176

∅

( ( )

( ) ( ))

∅

(5.14)

∅

∅

(5.15)

Con los resultados obtenidos en 5.1, 5.2, 5.3, 5.4, 5.5, 5.6, 5.7, 5.8, 5.9, 5.10, 5.11,

5.12, 5.13, 5.14 y 5.15 respectivamente, se obtuvieron los resultados mostrados en la

tabla 5.6, para la verificación de los niveles de cortocircuito en la barra 13,8 kV.

Tabla 5.6 Resultados obtenidos para el cálculo de la ∅

y la ∅

Resultados Obtenidos

Sistema

[ ] 9,94

[ ] 440,83333

[ ] 6,348

[A] 150,61

[A] 1255,10928

Corrientes de Cortocircuito

Cortocircuito 3∅ Cortocircuito 1∅

6,7333296

27,654

0,01527

0,0627313

0,9984 | ( )| |

( )| | ( )| 0,162131322

| ∅

| 8,70642 | ∅

| 6,157971

| ∅

| [ ] 10.927,5084 | ∅

| [ ] 7.728,92

177

Tabla 5.7 Comparación de los resultados obtenidos con ETAP 6.0 y los calculados para

la ∅

y la ∅

Resultados

obtenidos con la

ETAP 6.00

Resultados obtenidos

empleando los

cálculos

Error

∅

[ ] 10.944,9 10.927,5084 0,1589

∅

[ ] 7.739,7 7.728,92 0,1392

Los resultados obtenidos mediante el empleo de la herramienta ETAP 6.00 y los

obtenidos aplicando los métodos numéricos para el cálculo de las corrientes de

cortocircuito en el sistema son bastante aproximados, por ende se verifican los

valores de cortocircuitos obtenidos mediante los cálculos.

5.3 Cálculo de las ICC de los Circuitos Metropolitano y Guasimal Pertenecientes

a la Subestación Eléctrica Móvil La Morita

Necesariamente para realizar la coordinación de protecciones se deben conocer los

valores de cortocircuitos posibles que podrán ocurrir en presencia de cualquier

anormalidad en el sistema. Es por ello que se realizará un estudio de cortocircuito

para los circuitos Metropolitano y Guasimal.

5.3.1 Cálculo de las ICC del Circuito Metropolitano a través de la Herramienta

Computacional ETAP 6.00

Para conocer los valores de la ICC 3ϕ y 1ϕ del circuito Metropolitano se utilizara la

herramienta computacional ETAP 6.00

178

5.3.1.1 Diagrama Unifilar del Circuito Metropolitano y Simplificación

Para obtener el diagrama unifilar del circuito Metropolitano se utilizó como

referencia el plano unifilar del mismo suministrado por el departamento de

Planificación de CORPOELEC zona Aragua, (ver anexo 25).

El diagrama unifilar del circuito Metropolitano según la simbología CADAFE,

norma 60 – 87 (ver anexo 5), se presenta a continuación en la figura 5.8, en esta

figura se muestra el circuito con sus respectivas cargas conectadas.

179

S/ELA

MORITA

3x50

3x25

3x15

3x15

3x37.5

1x15+2x25

3x15

1x500

1x225

3x15

2x25+1x37.5

3x25

3x25

3x253x25

1x37.5+2x25

3x25

3x15

3x15

3x37.5

3x25

3x37.5

3x50

3x1003x100

3x167.5

3x75

3x253x25

3x25

3x25

3x15

3x25

1x500

3x25

3x253x37.5

3x25

3x15

3x15

3x15

1x5003x75

3x15

3x10

3x15

1x15

3x25

3x25

1x25

1x25

1x252x75

1x75

1x25

1x25

1x15

1x37.5

1x37.5

1x15

3x15

1x251x50

2x50

3x25

1x37.51x37.5

1x15

1x25

1x50

1x10

3x37.5

1x153x37.5

3x25

1x501x37.5

3x50

3x37.5

1x502x15

2x37.5

3x25

1x50

3x37.5

1x37.5

3x37.5

3x253x37.5

3x37.5

3x253x253x25

3x25

1x10

3x37.5

3x50

3x50

3x37.5

3x50

3x37.5

3x37.5

3x37.5

3x37.5

1x50+2x37.53x37.5

3x50

3x25

3x503x25

3x37.5

3x37.5

3x50

3x25

3x37.5

3x50

3x15

3x37.5

3x37.5

1x37.5+2x50

1x300

1x500

1x15

3x50

3x167.5

1x50

3x37.5

Figura 5.8: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano según la simbología CADAFE, norma 60 – 87. (Ver anexo 5)

180

En la figura 5.9 se presenta a continuación, de nuevo el diagrama unifilar del

circuito Metropolitano, pero esta vez simplificado en sus derivaciones laterales y con

sus nodos debidamente identificados.

Esto se logró luego de haber construido el diagrama unifilar del circuito

Metropolitano, se procedió a realizar la simplificación del circuito, la cual se hizo

posible al hallar la carga equivalente para cada derivación, la cual se obtuvo de la

siguiente manera:

o Sumando todas las cargas que se encontraron en cada una de las derivaciones del

circuito

También se procedió a enumerar los nodos del circuito y ordenarlos de la manera

más cómoda, para poder ingresar los datos como los exige el software ETAP 6.00

para así hallar los valores de las ICC3∅ y 1∅del circuito Metropolitano.

Todo lo anterior se resume y presenta en la figura 5.9.

181

37.5 kVA

425 kVA

150 kVA

125 kVA

15 kVA

75 kVA

50 kVA

150 kVA

787.5 kVA

225 kVA

112.5 kVA

150 kVA

150 kVA

307,5 kVA

250 kVA

112.5 kVA

S/ELA

MORITA

150kVA

75kVA

45kVA

45 kVA

112,5kVA

290 kVA45 kVA

502,5kVA

25 kVA45 kVA

157,5 kVA

37,5 kVA

150 kVA

112.5 kVA

112.5 kVA

187,5 kVA10 kVA

112.5 kVA

50 kVA

50 kVA75 kVA

300 kVA112.5 kVA

37,5 kVA

150KVA

112.5 kVA

150 kVA

112.5 kVA

75 kVA

0

4

2

596

6

7

8

9 92

424346

47

48

49

50

51

523029

53

5455

56

57

58606132

100

62

63

64

9365

66

67

68 6970

71

7273

74

75

76

77

31

5910580

82

83

84858687

88

89

9091

101

45kVA3

4

550 kVA

112.5 kVA

307,5 kVA

10830 kVA

75 kVA75 kVA

420 kVA

1772,5 kVA

45KVA

402,5 kVA

300 kVA

75 kVA

45 kVA

45 kVA

500KVA

1011

12

13

14

15

16

17

9718

19

20

2199

22

23

242526

27

28

3637

38

39

40

41

15 kVA

15 kVA

44

45

Figura 5.9: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano según la simbología CADAFE, norma 60 – 87 simplificado y con la numeración de sus nodos

182

5.3.1.2 Parámetros del Circuito Metropolitano

La tabla 5.8 que se presenta a continuación muestra los parámetros necesarios para

el cálculo de las ICC 3∅ y 1∅ con el software ETAP 6.00, estos parámetros son: el

valor de las impedancias de las líneas de distribución entre nodo y nodo, la distancia

de dichas líneas y la corriente que circula por las mismas.

183

.

Tabla 5.8 Parámetros del Circuito Metropolitano

Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente


Inicial Final [ ] [ ] [km] [A]


0 1 0,078 0,080 0,182 350,3 24 25 0,039 0,027 0,057 197,5

1 2 0,022 0,012 0,024 347,0 25 26 0,023 0,012 0,025 195,7

2 3 0,034 0,018 0,036 1,0 26 27 0,157 0,082 0,175 9,7

2 4 0,052 0,010 0,020 11,3 26 28 0,031 0,016 0,034 41,1

2 5 0,081 0,042 0,090 334,6 26 36 0,213 0,110 0,237 144,8

5 96 0,050 0,026 0,055 2,6 36 37 0,106 0,055 0,117 143,8

5 6 0,054 0,028 0,059 332,0 37 38 0,143 0,074 0,158 0,4

6 7 0,044 0,023 0,048 330,3 37 39 0,385 0,199 0,427 143,5

7 8 0,042 0,022 0,046 329,3 39 40 0,062 0,031 0,066 9,5

8 9 0,064 0,034 0,071 328,3 39 41 0,222 0,116 0,245 134,0

9 92 0,014 0,021 0,050 18,1 41 42 0,088 0,049 0,106 133,1

9 10 0,010 0,015 0,035 310,2 42 43 0,006 0,009 0,021 132,5

10 11 0,039 0,031 0,073 309,2 43 44 0,009 0,013 0,030 131,4

11 12 0,053 0,037 0,082 12,6 44 45 0,113 0,062 0,132 0,4

11 13 0,040 0,059 0,140 296,6 44 46 0,006 0,009 0,021 131,1

13 14 0,076 0,039 0,084 6,9 46 47 0,025 0,037 0,087 3,6

13 15 0,036 0,054 0,127 289,7 46 48 0,029 0,043 0,102 127,5

15 16 0,022 0,033 0,079 1,0 48 49 0,055 0,082 0,199 10,1

15 17 0,015 0,022 0,050 1,0 48 50 0,008 0,012 0,028 117,5

15 97 0,016 0,023 0,055 287,6 50 51 0,017 0,025 0,058 113,4

97 18 0,031 0,046 0,110 285,0 50 52 0,002 0,003 0,031 4,1

18 19 0,038 0,056 0,132 34,6 52 29 0,010 0,013 0,118 3,7

18 20 0,013 0,017 0,041 1,7 52 30 0,009 0,012 0,103 0,4

18 21 0,022 0,033 0,077 248,6 51 53 0,044 0,065 0,155 109,5

21 22 0,020 0,020 0,045 7,1 53 54 0,023 0,034 0,081 108,3

99 23 0,007 0,010 0,022 42,3 54 55 0,016 0,025 0,058 107,4

21 99 0,004 0,007 0,015 241,5 55 56 0,089 0,050 0,108 3,6

184

Continuación Tabla 5.8 Parámetros del Circuito Metropolitano (Continuación)





55 57 0,086 0,127 0,298 103,9 73 74 0,028 0,034 0,074 1,8

57 58 0,065 0,078 0,172 101,2 73 75 0,022 0,026 0,058 16,0

58 31 0,003 0,004 0,008 71,7 75 76 0,243 0,043 0,094 6,0

58 105 0,014 0,016 0,033 28,3 75 77 0,112 0,104 0,225 7,4

31 60 0,038 0,045 0,099 71,0 75 78 0,008 0,010 0,021 2,7

60 61 0,006 0,007 0,015 68,3 105 80 0,038 0,045 0,099 71,0

61 32 0,007 0,008 0,018 66,5 105 59 0,013 0,065 0,035 19,9

32 62 0,050 0,068 0,159 63,9 105 82 0,054 0,065 0,051 19,9

62 63 0,029 0,044 0,103 60,3 82 83 0,107 0,127 0,279 17,2

63 64 0,049 0,073 0,174 57,6 83 84 0,018 0,021 0,046 14,6

64 93 0,011 0,016 0,037 54,0 84 101 0,028 0,034 0,017 1,8

93 65 0,059 0,050 0,107 5,4 84 85 0,015 0,018 0,040 11,0

93 66 0,079 0,045 0,097 2,7 85 86 0,138 0,075 0,152 15,9

93 67 0,062 0,079 0,179 45,9 86 95 0,018 0,009 0,019 4,5

67 68 0,009 0,010 0,022 43,3 86 87 0,149 0,081 0,165 8,2

68 69 0,074 0,061 0,130 3,0 87 88 0,026 0,014 0,029 0,4

68 70 0,024 0,029 0,063 40,3 87 89 0,040 0,022 0,044 7,8

70 71 0,023 0,028 0,061 18,8 89 90 0,028 0,022 0,046 0,9

70 72 0,030 0,036 0,078 21,4 89 91 0,074 0,058 0,119 3,6

72 73 0,021 0,025 0,056 17,8 99 24 0,023 0,033 0,078 199,2

32 100 0,111 0,132 0,290 2,7

185

5.3.1.3 Resultados Obtenidos Para las ICC del Circuito Metropolitano en ETAP

6.00

Para cada línea de distribución se introdujeron los datos mostrados en la tabla 5.8,

las cuales detallan las características de cada nodo del circuito Metropolitano, como

lo son la impedancia de las líneas de transmisión entre nodo y nodo y su respectiva

distancia.

Luego de haber introducido los datos de cada elemento del sistema eléctrico de

distribución del circuito Metropolitano, se procedió a simular las fallas de

cortocircuito en cada nodo a lo largo del circuito Metropolitano. Tras simular el

estudio de cortocircuito el programa ETAP 6.00 proporcionó los resultados

mostrados a continuación en la tabla 5.9.

186

Tabla 5.9: Corrientes de cortocircuito obtenidas con el programa ETAP 6.00, para cada nodo del circuito Metropolitano

Falla-

Nodo

Corriente

Trifásica

[ ]

Corriente

Monofásica

[ ] Falla-Nodo

Corriente

Trifásica

[ ]

Corriente

Monofásica

[ ]

Falla-

Nodo

Corriente

Trifásica

[ ]

Corriente

Monofásica

[ ] 0 11 7,7 99 5,8 4,8 53 2,9 2,7

1 9,8 7,1 23 5,8 4,8 54 2,9 2,7

2 9,6 7,1 24 5,6 4,7 55 2,8 2,6

3 9,3 6,9 25 5,4 4,6 56 2,8 2,6

4 9,4 6,9 26 5,4 4,5 57 2,7 2,5

5 9.0 6,0 27 4,9 4,2 58 2,6 2,4

96 8,6 6,5 28 5,3 4,5 31 2,6 2,4

6 8,6 6,5 36 4,7 4,1 60 2,6 2,4

7 8,2 6,5 37 4,4 3,9 61 2,6 2,4

8 8,0 6,2 38 4,1 3,6 32 2,5 2,4

9 7,5 5,9 39 3,6 3,3 100 2,4 2,2

92 7,4 5,8 40 3,5 3,2 62 2,5 2,3

10 7,4 5,9 41 3,3 2,0 63 2,4 2,3

11 7,1 5,7 42 3,2 2,9 64 2,4 2,2

12 6,8 5,5 43 3,2 2,9 93 2,4 2,2

13 6,7 5,4 44 3,1 2,9 65 2,4 2,2

14 6,3 5,2 45 3,1 2,9 66 2,3 2,2

15 6,4 5,2 46 3,1 2,9 67 2,3 2,2

16 6,2 5,1 47 3,1 2,9 68 2,3 2,1

17 6,2 5,1 48 3,1 2,8 69 2,3 2,1

97 6,2 5,1 49 2,9 2,7 70 2,3 2,1

18 6,0 4,9 50 3,0 2,8 71 2,2 2,1

19 5,7 4,7 51 3,0 2,8 72 2,2 2,1

20 5,9 4,9 52 3,0 2,8 73 2,2 2,1

21 5,8 4,8 29 3,0 2,8 74 2,2 2,0

22 5,8 4,7 30 3,0 2,8 75 2,2 2,1

187

Tabla 5.9: Corrientes de cortocircuito obtenidas con el programa ETAP 6.00, para cada nodo del circuito Metropolitano (Continuación)

Falla-

Nodo

Corriente

Trifásica

[ ]

Corriente

Monofásica

[ ]

Falla-

Nodo

Corriente

Trifásica

[ ]

Corriente

Monofásica

[ ]

Falla-

Nodo

Corriente

Trifásica

[ ]

Corriente

Monofásica

[ ] 76 2,1 2,0 82 2,5 2,3 95 2,2 2,1

77 2,1 2,0 83 2,5 2,3 87 2,2 2,0

78 2,2 2,1 84 2,4 2,2 88 2,1 2,0

105 2,6 2,4 102 2,3 2,2 89 2,1 2,0

59 2,6 2,4 85 2,4 2,2 90 2,1 2,0

80 2,5 2,4 86 2,3 2,1 91 2,1 2,0

188

5.3.2 Cálculo de las ICC del Circuito Guasimal a Través de la Herramienta

Computacional ETAP 6.00

Para conocer los valores de la ICC 3ϕ y 1ϕ del circuito Metropolitano se utilizara la

herramienta computacional ETAP 6.00

5.3.2.1 Diagrama Unifilar del Circuito Guasimal y Simplificación

Al igual que con el circuito Metropolitano, para obtener el diagrama unifilar del

circuito Guasimal se utilizó como referencia el plano unifilar del mismo suministrado

por el departamento de Planificación de CORPOELEC. (Ver anexo 25).

El diagrama unifilar del circuito Guasimal según la simbología CADAFE, norma

60 – 87 (ver anexo 5), se presenta a continuación en la figura 5.10, en esta figura se

muestra el circuito con sus respectivas cargas conectadas.

189

1×15

S/ELA

MORITA

3×15

3×50

3×167.5

3×25

3×25

3×25

3×37.5

3×15

3×253×25

3×25 1×37.5 + 1×50 +1×75

3×15

3×25 3×37.5

3×25

3×100

3×100

3×15

3×10

3×25

3×167.5

3×10

3×25

3×25

3×25

3×37.5

3×15

3×37.5

1×300

3×25

3×37.53×15

3×37.5

3×50

3×167.5

3×25

3×37.53×50

3×10

3×25

3×25

3×37.5

3×37.5

3×25

3×153×15

3×25

3×153×75

3×37.5

3×37.5

3×37.5

3×25

3×167.5

1×15

3×15

3×10

3×15

3×15

3×25

3×50

3×50

1×25

1×75

1×25

1×25

1×25

1×25

3×25

3×37.5

3×25

3×25

3×25

3×25

3×37.5

3×500

1×500

1×500

3×50

1×300

1×1000

1×1000

3×167.5 + 3×50

3×50

3×167.5

3×253×25

1×25

3×25 3×251×15

1×153×75

3×50

2×37.5+1×50

3×37.5

3×37.5

3×37.5

3×37.5

1×37.5

1×37.5

3×37.5

3×15

3×25

3×100

3×167.5

3×37.5

3×15

3×37.5

3×37.5 3×25

Figura 5.10. Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología CADAFE, norma 60 – 87

190

En la figura 5.11 se presenta a continuación, de nuevo el diagrama unifilar del

circuito Guasimal, pero esta vez simplificado en sus derivaciones laterales y con sus

nodos debidamente identificados.

Como ocurrió con el circuito Metropolitano, se realizaron las simplificaciones

pertinentes en cada una de las derivaciones laterales, siguiéndose el mismo

procedimiento, y con ello se logró representa una carga equivalente para cada

derivación.

191

S/ELA

MORITA

150 kVA

502.5 kVA

1500 kVA

150 kVA

195 kVA

72.5 kVA

275 kVA

45 kVA

502.5 kVA

150 kVA

315 kVA

112.5 kVA

37.5 kVA

75 KVA

75 kVA

187.5 kVA

112.5 kVA

387.5 kVA

687.5 kVA

1560 kVA

337.5 kVA

30 kVA

150 kVA

1045 kVA

112.5 kVA

1000 kVA

300 kVA 600 kVA

1117.5 kVA

75 kVA

75 kVA

225 kVA

75 kVA

847.5 kVA

502.5 kVA

15 kVA

2002.5 kVA

45 kVA

75 kVA

45 kVA

300 kVA

100 kVA

50 kVA

50 kVA

75 kVA

525 kVA

502.5 kVA

15 kVA

15 kVA

450 kVA

300 kVA

15161718

192223

24 14 13 12 1120

21

8

7

6

5

10

30

31

32

33

34

37 38 39 40 41 42 43 44 45 4746 4849

50 51 52 53 54 55 56

58

64

6566

70

71

72

73

74

75

76

77

7980

81

82

83

84

67

2

3

59 4

62

61

60

10

75 KVA

6968

63 9

7835

25

3629

25

28

27

26

Figura 5.11: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología CADAFE, norma 60 – 87 simplificado y con la numeración de sus nodos

192

5.3.2.2 Parámetros del Circuito Guasimal

La tabla 5.10 que se presenta a continuación muestra los parámetros necesarios

para el cálculo de la ICC 3∅ y 1∅ en el software ETAP 6.00, estos parámetros son: el

valor de las impedancias de las líneas de distribución entre nodo y nodo, la distancia

de dichas líneas y la corriente que circula por las mismas.

193

Tabla 5.10 Parámetros del Circuito Guasimal





0 1-A 0,001 0,002 0,016 350,1 26 27 0,027 0,040 0,095 4,7

0 1-B 0,001 0.001 0,007 350,1 27 28 0,005 0,008 0,018 0,0

1 2 0,063 0.094 0,219 350,1 25 29 0,077 0,040 0,085 1,9

2 3 0,116 0,1721 0,408 350,1 29 30 0,009 0,014 0,033 4,7

3 4 0,003 0,004 0,009 349,5 30 31 0,001 0,002 0,003 4,6

4 5 0,132 0,0741 0,160 8,0 31 32 0,004 0,007 0,015 167,3

5 6 0,018 0,026 0,062 3,1 32 33 0,003 0,004 0,008 162,6

6 7 0,013 0,019 0,046 6,1 33 34 0,001 0,001 0,002 1,9

7 8 0,004 0,005 0,012 6,1 34 35 0,002 0,003 0,070 159,5

8 9 0,042 0,0621 0,146 335,4 29 36 0,023 0,035 0,082 85,2

9 10 0,031 0,047 0,111 266,3 36 37 0,005 0,008 0,019 2,1

10 11 0,030 0,045 0,105 236,3 37 38 0,049 0,024 0,052 0,0

11 12 0,001 0,002 0,003 12,4 38 39 0,037 0,013 0,025 23,7

12 13 0,021 0,031 0,074 20,8 39 40 0,108 0,037 0,072 23,7

13 14 0,012 0,018 0,042 213,6 40 41 0,012 0,018 0,041 23,7

14 15 0,027 0,041 0,097 12,4 41 42 0,171 0,063 0,127 5,2

15 16 0,007 0,011 0,025 12,4 42 43 0,128 0,044 0,086 0,0

16 17 0,035 0,052 0,123 4,7 43 44 0,107 0,037 0,072 5,2

17 18 0,007 0,011 0,025 4,7 44 45 0,022 0,008 0,015 0,0

18 19 0,003 0,005 0,011 4,7 45 46 0,109 0,037 0,073 3,1

19 20 0,0823 0,123 0,290 4,7 46 47 0,003 0,001 0,001 5,0

20 21 0,269 0,092 0,180 30,5 47 48 0,041 0,014 0,027 0,0

21 22 0,054 0,018 0,036 3,1 48 49 0,301 0,103 0,202 5,2

22 23 0,025 0,008 0,016 18,0 49 50 0,143 0,049 0,096 5,0

23 24 0,018 0,006 0,011 18,7 50 51 0,041 0,014 0,027 3,1

10 25 0,058 0,088 0,205 248,8 51 52 0,043 0,015 0,028 3,1

25 26 0,036 0,054 0,127 162,6 52 53 0,003 0,001 0,002 0,0

194

Tabla 5.10 Parámetros del Circuito Guasimal (Continuación)





53 54 0,035 0,012 0,022 5,0 20 70 0,024 0,036 0,084 3,1

54 55 0,022 0,008 0,015 5,0 26 71 0,004 0,006 0,014 7,8

55 56 0,005 0,002 0,003 3,1 27 72 0,267 0,144 0,311 23,7

3 58 0,089 0,045 0,098 4,9 28 73 0,385 0,159 0,327 104,8

4 59 0.040 0,061 0,142 255 30 74 0,045 0,066 0,155 53,9

6 60 0.005 0,007 0,016 11,3 32 75 0,015 0,021 0,005 30,5

7 61 0,002 0,003 0,007 0,0 33 76 0,022 0,033 0,077 126,7

8 62 0,008 0,011 0,026 248,8 34 77 0,023 0,034 0,078 19,6

9 63 0,005 0,008 0,018 61,5 35 78 0,028 0,042 0,100 18,8

11 64 0,009 0,013 0,027 147 36 79 0,875 0,300 0,587 23,7

12 65 0,018 0,027 0,063 13,1 37 80 0,091 0,265 0,178 23,7

14 66 0,011 0,016 0,037 4,6 38 81 0,008 0,024 0,015 2,1

15 67 0,007 0,011 0,025 4,6 39 82 0,171 0,059 0,115 0,0

16 68 0,026 0,040 0,093 159,2 40 83 0,069 0,024 0,046 3,1

19 69 0,007 0,011 0,025 30,5 41 84 0,090 0,031 0,060 0,0

195

5.3.2.3 Resultados Obtenidos para las ICC del Circuito Guasimal en Etap 6.00

Para cada línea de distribución se introdujeron los datos mostrados en la tabla 5.10;

las cuales detallan las características de cada nodo del circuito Guasimal, como lo

son la impedancia de las líneas de transmisión entre nodo y nodo y su respectiva

distancia.

Luego de haber introducido los datos de cada elemento del sistema eléctrico de

distribución del circuito Guasimal, se procedió a simular las fallas de cortocircuito en

cada nodo a lo largo del circuito Metropolitano. Tras simular el estudio de

cortocircuito el programa ETAP 6.00 proporcionó los resultados mostrados a

continuación en la tabla 5.11.

196

Tabla 5.11: Corrientes de cortocircuito obtenidas con el programa ETAP 6.00, para cada nodo del circuito Guasimal

Falla-

Nodo

Corriente

Trifásica

[ ]

Corriente

Monofásica

[ ]

Falla-

Nodo

Corriente

Trifásica

[ ]

Corriente

Monofásica

[ ]

Falla-

Nodo

Corriente

Trifásica

[ ]

Corriente

Monofásica

[ ] 1-A 4,3 3,0 28 5,5 4,6 56 2,9 2,7

1-B 6,8 4,8 29 5,7 4,7 58 7,9 6,1

2 10,7 7,6 30 5,6 4,7 59 7,9 6,1

3 8,5 6,5 31 5,6 4,7 60 7,3 5,8

4 8,5 6,4 32 5,6 4,6 61 7,2 5,7

5 7,6 6,0 33 5,5 4,6 62 7,1 5,6

6 7,4 5,8 34 5,5 4,6 63 6,7 5,4

7 7,2 5,7 35 5,4 4,6 64 6,1 5,0

8 7,2 5,7 36 5,5 4,6 65 6,0 5,0

9 6,7 5,4 37 5,5 4,6 66 5,8 4,8

10 6,4 5,2 38 5,3 4,5 67 5,6 4,7

11 6,2 5,1 39 5,2 4,4 68 5,5 4,6

12 6,2 5,1 40 4,9 4,2 69 5,3 4,5

13 6,0 4,9 41 4,9 4,2 70 4,7 4,1

14 5,9 4,9 42 4,5 3,9 71 5,6 4,7

15 5,7 4,7 43 4,2 3,7 72 4,7 4,0

16 5,6 4,7 44 4,0 3,6 73 4,4 3,9

17 5,4 4,5 45 4,0 3,5 74 5,3 4,5

18 5,4 4,5 46 3,8 3,4 75 5,5 4,6

19 5,3 4,5 47 3,8 3,4 76 5,4 4,5

20 4,9 4,2 48 3,7 3,3 77 5,4 4,5

21 4,3 3,8 49 3,3 3,0 78 5,2 4,4

22 4,2 3,7 50 3,1 2,9 79 3,6 3,3

23 4,2 3,7 51 3,1 2,8 80 4,8 4,1

24 4,1 3,6 52 3,0 2,8 81 5,2 4,4

25 5,9 4,9 53 3,0 2,8 82 4,8 4,1

26 5,7 4,7 54 3,0 2,8 83 4,8 4,1

27 5,5 4,6 55 2,9 2,7 84 4,7 4,0

197

CAPÍTULO VI

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN

ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA Y SUS CIRCUITOS METROPOLITANO

Y GUASIMAL (PROPUESTA)

6.1 Estado Actual del Sistema de Protecciones y sus Equipos

Barra 115 KV

Barra 13.8 KV

Circuito Guasimal

Circuito Metropolitano

Transformador Movil 30 MVA

Yn - Yn

Interruptor Principal

Carga Conectada

Figura 6.1: Componentes del sistema de la S/E La Morita

El sistema eléctrico de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita como ya se ha

descrito anteriormente y como se muestra en la figura 6.1 consta de una móvil de 30

198

MVA que alimenta a una carga conformada por dos circuitos, Metropolitano y

Guasimal, además de un dispositivo de protección instalado a la salida del

transformador móvil para protegerlo, este dispositivo se trata de un disyuntor o

interruptor principal que tiene asociado un relé de protección por sobrecorriente.

Todos estos componentes se describirán a continuación:

6.1.1 Transformador Móvil

Tabla 6.1: Características del transformador móvil de la S/E La Morita

Marca ABB

Potencia nominal 30MVA con 1 intercambiador de calor en operación

36MVA con 2 intercambiadores de calor en operación

Relación de tensión 115kV/13,8Kv

Conexión YNyn0

Aislamiento Aceite

Impedancia 9,94%

Fuente: Departamento de Transmisión de CORPOELC

6.1.2 Interruptor Principal (Relé)

Tabla 6.2: Características del interruptor (relé) principal

Marca GEC Alsthom

Modelo CDG 64

RTC 1200/5

Fuente: Departamento de Transmisión de CORPOELC

199

6.1.3 Carga Conectada

Tabla 6.3: Carga conectada a la móvil de la S/E La Morita

Circuito Metropolitano Circuito Guasimal

Potencia Aparente[ ] 8625 8619

Potencia Activa [ ] 7757 7750

Potencia Reactiva [ ] 3770 3773

Corriente [ ]

√

√

√

√

6.2 Propuesta para la Coordinación de Protecciones de los Circuitos

Metropolitano y Guasimal Pertenecientes a la S/E Eléctrica Móvil La Morita.

Se plantea la incorporación al circuito de la S/E Eléctrica Móvil La Morita y sus

circuitos Metropolitano y Guasimal, de un sistema de protecciones coordinado,

conformado por un reconectador automático marca NOJA Power para cada uno de

los circuitos, el cual actuará como dispositivo de respaldo de los cortacircuitos

fusibles, que se instalaran sobre las derivaciones (laterales) del alimentador aéreo de

alta tensión con más carga conectada.

Lo que se busca con la incorporación al sistema del dispositivo de recierre

automático como protección de respaldo contra fallas temporales, es evitar

desconexiones innecesarias, las cuales ocurren constantemente, debido a que solo se

cuenta con un único medio de protección, el cual es el interruptor principal. Si ocurre

una falla a lo largo del sistema eléctrico, este interruptor opera, y desenergiza

200

automáticamente los dos circuitos conectados a la S/E, sin discriminar la ubicación y

el origen de la falla.

El equipo de recierre automático o reconectador, que se propone conectar a la

salida de la S/E La Morita, es capaz de detectar una condición de falla e interrumpir

el paso de corriente, y una vez que ha transcurrido un tiempo determinado, cierra sus

contactos nuevamente, energizando el circuito protegido, y si la condición de falla

sigue presente, el restaurador repite la secuencia de cierre – apertura un número de

veces más (tres como máximo), después de la tercera operación de apertura, queda en

posición lockout (abierto definitivamente).

Según el funcionamiento anteriormente descrito, lo que se busca al instalar un

reconectador NOJA para cada uno de los circuitos, es realizar una coordinación de

protecciones conforme a los fusibles instalados a lo largo del circuito, la cual tendrá

como filosofía de protección mantener al mayor número de usuarios posibles

conectados al sistema de forma segura en presencia de una falla.

La coordinación será diseñada para que al ocurrir una falla en cualquiera de las

derivaciones laterales seleccionadas para conectar los fusibles de protección, estos

operen y despejen la falla, sacando de funcionamiento la derivación afectada. Si el

fusible no llega a despejar la falla en un tiempo previamente establecido, actuará el

reconectador, el cual será programado con una operación instantánea más tres

operaciones diferidas, al ocurrir una falla el abrirá sus contactos, y a un tiempo los

volverá a cerrar, al no ser despejada esta falla volverá a abrir sus contactos, repitiendo

el ciclo dos veces (tres operaciones diferidas).

Si para al cabo de estas tres operaciones el fusible no ha despejado la falla, el

reconectador abrirá sus contactos permanentemente, sacando de operación a todo el

circuito. También si el valor de falla llegase a ser bastante elevado, el reconectador

201

automáticamente abriría sus contactos, debido a que estará también programado para

una operación instantánea.

Cabe destacar que si la falla ocurriera en alguna de las derivaciones que no tienen

fusibles conectados, o a lo largo del troncal principal, el reconectador actuará de

inmediatos con sus tres operaciones ya definidas.

Esta filosofía de coordinación lleva por nombre “Coordinación de fallas

permanentes”.

6.3 Criterios a Considerar al Momento de Realizar la Coordinación de

Protecciones de los Circuitos Metropolitano y Guasimal Pertenecientes a

la S/E Eléctrica Móvil La Morita

i. En el sistema de distribución de la S/E Móvil La Morita la coordinación de los

dispositivos de protección debe hacerse en serie; debido a que opera en forma

radial.

ii. Cuando dos o más dispositivos de protección sean aplicados en un sistema, el

dispositivo más cercano a la falla es el dispositivo protector (en nuestro caso el

fusible), y el siguiente más cercano del lado de la alimentación es el dispositivo

"respaldo" o protegido (reconectador). Es decir, el requerimiento indispensable

para la adecuada coordinación consiste en que el dispositivo protector debe

operar y despejar la sobrecorriente antes que el dispositivo de respaldo opere al

bloqueo (reconectador).

Un ejemplo simple de coordinación, se muestra en la figura 6.2, cuando hay

una falla en el punto 1, el fusible H es el dispositivo protector y el dispositivo C

el de respaldo.

202

S/EC

H

1

Figura 6.2: Coordinación de protecciones.

Fuente: Samuel Ramírez Castaño, Protección de Sistemas Eléctricos [10]

iii. Los cortes de energía causados por fallas permanentes se deben restringir a

secciones pequeñas del sistema por tiempo más corto.

iv. Para calcular el ajuste de la protección se determina la corriente de arranque

aplicando un factor de 1.4 veces la corriente nominal, sabiendo que por

normas CADAFE, los fisibles deben tener una holgura de operación 25 – 50%

por encima de la corriente nominal.

v. Para proporcionar protección contra fallas permanentes, se instalan

cortacircuitos fusibles sobre las derivaciones (laterales) con más carga

conectada del alimentador aéreo primario.

vi. Los fusibles usados para laterales serán rateados para al menos 1,3 según

normas CADAFE (ver anexo 7) veces la carga lateral para permitir las

corrientes de puesta marcha en frío, corrientes inrush, y retroalimentación de

emergencia.

vii. Se utilizará un dispositivo de recierre automático (reconectador) como

protección de respaldo contra fallas temporales, para así evitar muchas salidas

innecesarias que ocurren cuando se usan sólo fusibles.

viii. El intervalo de coordinación CTI será de 0.3 s entre un relé y otro, es decir el

intervalo de tiempo utilizado para el ajuste de temporizado.

203

6.4 Propuestas para los Ajustes de los Equipos de Protección en el Circuito

Metropolitano de la S/E Eléctrica Móvil La Morita.

Como ya se expuso anteriormente, se plantea que a la salida de la S/E Eléctrica

Móvil La Morita, en su circuito Metropolitano se instale un reconectador marca

NOJA Power para hacer más fiable y selectiva la coordinación de protecciones de

dicho circuito. (Ver anexo 6)

También, se sugiere la instalación fusibles en las derivaciones laterales con más

carga conectada, tal y como se muestra en la figura 6.3, donde se puede observar al

reconectador y los fusibles que se proponen sean conectados; el circuito está

representado según la normativa CADAFE 60 – 87. (Ver anexo 5).

Luego en la figura 6.4 se presenta el diagrama unifilar del circuito Metropolitano

simplificado, en el cual se muestran los valores de ICC que serán tratados en los puntos

de interés (donde irán conectados los fusibles), y también los valores de las corrientes

de carga en condiciones normales que circularan por los ramales.

204

S/ELA

MORITA

3x50

3x25

3x15

3x15

3x37.5

1x15+2x25

3x15

1x500

1x225

3x15

2x25+1x37.5

3x25

3x25

3x253x25

1x37.5+2x25

3x25

3x15

3x15

3x37.5

3x25

3x37.5

3x50

3x1003x100

3x167.5

3x75

3x253x25

3x25

3x25

3x15

3x25

1x500

3x25

3x253x37.5

3x25

3x15

3x15

3x15

1x5003x75

3x15

3x10

3x15

1x15

3x25

3x25

1x25

1x25

1x252x75

1x75

1x25

1x25

1x15

1x37.5

1x37.5

1x15

3x15

1x251x50

2x50

3x25

1x37.51x37.5

1x15

1x25

1x50

1x10

3x37.5

1x153x37.5

3x25

1x501x37.5

3x50

3x37.5

1x502x15

2x37.5

3x25

1x50

3x37.5

1x37.5

3x37.5

3x253x37.5

3x37.5

3x253x253x25

3x25

1x10

3x37.5

3x50

3x50

3x37.5

3x50

3x37.5

3x37.5

3x37.5

3x37.5

1x50+2x37.53x37.5

3x50

3x25

3x50 3x25

3x37.5

3x37.5

3x50

3x25

3x37.5

3x50

3x15

3x37.5

3x37.5

1x37.5+2x50

1x300

1x500

1x15

3x50

3x167.5

1x50

3x37.5

R

Figura 6.3: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano según la simbología CADAFE, norma 60 – 87

205

37.5 kVA

425 kVA

150 kVA

125 kVA

15 kVA

75 kVA

50 kVA

150 kVA

787.5 kVA

225 kVA

112.5 kVA

150 kVA

150 kVA

307,5 kVA

250 kVA

112.5 kVA

S/ELA

MORITA

150kVA

75kVA

45kVA

45 kVA

112,5kVA

290 kVA45 kVA

502,5kVA

25 kVA45 kVA

157,5 kVA

37,5 kVA

150 kVA

112.5 kVA

112.5 kVA

187,5 kVA10 kVA

112.5 kVA

50 kVA

50 kVA75 kVA

300 kVA112.5 kVA

37,5 kVA

150KVA

112.5 kVA

150 kVA

112.5 kVA

75 kVA

0

4

2

596

6

7

8

9 92

424346

47

48

49

50

51

523029

53

5455

56

57

58606132

100

62

63

64

9365

66

67

68 6970

71

7273

74

75

76

77

31

5910580

82

83

84858687

88

89

9091

101

45kVA3

4

550 kVA

112.5 kVA

307,5 kVA10830 kVA

75 kVA75 kVA

420 kVA

1772,5 kVA

45KVA

402,5 kVA

75 kVA

45 kVA

45 kVA

500KVA

1011

12

13

14

15

16

17

9718

19

20

2199

2223

242526

27

28

3637

38

39

40

41

15 kVA

15 kVA

44

45

R

18,1A

7,5 kA

12,6

A

6,8 kA300 kVA

6,3 kA

6,9A34

,6A

5,7 kA

5,8 kA5,8 kA

4,9 kA

7,1A

42,3

A

9,7A9,

5A

3,5 kA

2,9 kA

10,1

A

41,1

A

5,3 kA

7,1A

2,5 kA

18,8

A

2,2 kA

Figura 6.4: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano simplificado con los valores de las ICC en los puntos de interés

206

En conclusión, el sistema de protecciones eléctricas propuesto para el circuito

Metropolitano estará conformado por:

o Un disyuntor principal con un relé que protege el transformador de la S/E

o Un reconectador marca NOJA a la salida de la subestación.

o Fusibles conectados en las derivaciones laterales con más carga conectada que

serán coordinados con el reconectador.

Los ajustes que serán utilizados por los equipos son los siguientes:

6.4.1 Ajustes de Protección para el Relé de Interruptor Principal

Se trata de un relé conectado al interruptor principal de la S/E La Morita, que

protege al transformador móvil, (ver anexo 4), este relé fue previamente instalado por

el Departamento de Transmisión de CORPOELEC, por ende su dial y su TAP fueron

ajustados atendiendo a los requerimientos específicos de la S/E y del transformador

móvil, debido a esto los parámetros anteriormente establecidos para el

funcionamiento de este relé no se podrán modificar, lo que implica que la

coordinación deberá realizarse en función de estos valores ya establecidos para el

interruptor principal. La configuración realizada por el departamento de Transmisión

se presenta en la siguiente tabla:

Tabla 6.4: Características de ajustes del relé principal

Ajustes de fase Curva extremadamente inversa

Dial 0,2

Tap 4,5

Pickup 900 A

Departamento de Transmisión de CORPOELC

207

6.4.2 Ajustes para los Fusibles

Como se ha venido explicando lo que se propone es, que se coordine el interruptor

principal de la S/E La Morita con el reconectador del circuito Metropolitano, y a su

vez este reconectador con fusibles que se conectarán en las derivaciones laterales con

más carga conectada, tal y como se muestra en la figura 6.4.

A continuación se muestra en la tabla 6.5 los valores de interés para la colocación

de dichos fusibles (ICarga y la ICC). La representación gráfica de la tabla 6.5 es la figura

6.4 anteriormente mostrada, en la cual se detalla la ICarga y la ICC para cada uno de los

nodos donde se colocará un fusible para la protección de la derivación seleccionada.

Tabla 6.5: Corrientes de operación y de cortocircuito de las derivaciones donde se conectarán

los fusibles en el circuito Metropolitano

Nodo ICarga [A]

[kA] Nodo ICarga [A]

[kA]

9 18,1 7,5 27 9,7 4,9

12 12,6 6,8 28 41,1 5,3

14 6,9 6,3 40 9,5 3,5

19 34,6 5,7 49 10,1 2,9

22 7,1 5,8 71 18,8 2,2

23 42,3 5,8 80 7,1 2,5

Los fusibles que se utilizarán será DELTA M.R. Fusibles de Media Tensión

Modelo IRKV (ver anexo 8). A continuación en la tabla 6.6 se presentan los fusibles

seleccionados y sus características para cada nodo de interés.

Los fusibles que se proponen para conectarlos al circuito, serán seleccionados

luego de aplicarle un factor k a la ICarga, dicho factor es de 1,3. Esta ICarga se refiera a

la que circula en la derivación seleccionada.

Al multiplicar por el factor k lo que se busca es evitar cualquier desconexión

innecesaria ocasionada por las corrientes de puesta marcha en frío, corrientes inrush,

208

retroalimentación de emergencia. El factor K será aplicado según la norma CADAFE

45-87. (Ver anexo 7).

Tabla 6.6: Características de los fusibles seleccionados del circuito Metropolitano

Corrientes de

Operación del

Circuito

Características del Fusible Seleccionado según

tabla Anexo 8

Nodo ICarga

[A]

[kA] Código DELTA IN [A] VN

[kV]

Cap. de

Ruptura

[kA]

9 18,1 7,5 IRKV123-30TI7K5 30 10/17 63

12 12,6 6,8 IRKV123-20TI7K5 20 10/17 63

14 6,9 6,3 IRKV193-10TI7K5 10 10/17 63

19 34,6 5,7 IRKV123-50TI7K5 50 10/17 63

22 7,1 5,8 IRKV193-10TI7K5 10 10/17 63

23 42,3 5,8 RKV193-10TI7K5 10 10/17 63

27 9,7 4,9 IRKV193-16TI7K5 16 10/17 63

28 41,1 5,3 RKV193-10TI7K5 10 10/17 63

40 9,5 3,5 IRKV123-16TI7K5 16 10/17 63

49 10,1 2,9 IRKV123-16TI7K5 16 10/17 63

71 18,8 2,2 IRKV123-25TI7K5 25 10/17 63

80 7,1 2,5 IRKV193-10TI7K5 10 10/17 63

6.4.3 Ajustes de Protección para el Reconectador NOJA

6.4.3.1 Ajustes del Tap

El Tap se debe seleccionar de manera que cumpla con las siguientes condiciones

(esto se aplica cuando se utilizan criterios de diseño IEC):

o Ser menor que la corriente de carga, para que no opere en condiciones

normales de trabajo del sistema.

o Ser menor que la corriente mínima de cortocircuito, para lograr la operación

bajo cualquier condición del cortocircuito.

209

Primeramente se determinara la puesta en trabajo del reconectador, tomando un

valor de k = 1,4:

(6.1)

(6.2)

(6.3)

Tomando el tap de 1 A se tiene:

(6.4)

(

)

(6.5)

Por lo tanto, el reconectador se ajusta con un Tap de 1 y su corriente de disparo de

1 A en el secundario y de 600 en el primario. Puede observarse que las corrientes de

cortocircuito para las fallas de fase son suficientemente superiores y por lo tanto no

existe ningún problema con el ajuste.

Se escoge un transformador con una relación de transformación de 600/1 A

210

6.4.3.2 Ajustes del Dial

La selección del dial se hará tomando en cuenta las características establecidas por

el fabricante del reconectador. En la tabla 6.7 se muestran los valores de las distintas

configuraciones ya definidas para el reconectador NOJA Power.

Tabla 6.7: Configuración de curvas ANSI e IEC

Título Designación Rango

Corriente Pickup Ip 10 – 1280A

Multiplicador de tiempo (Dial) TM 0.01 – 15

Multiplicador de corriente Mínimo (Tap) MIN 1 – 5

Tiempo mínimo definido Tmin 0 – 10s

Tiempo máximo de Trip Tmax 1 – 120s

Tiempo adicional Ta 0.05 – 10s

Tiempo de Reset Ta 0 – 10s

Fuente 19: Manual del reconectador automático NOJA Power.

De la tabla anterior se establece que el dial del equipo será ajustado de acuerdo

al rango de valor establecido por el fabricante, el cual es entre 0.01 – 15, igualmente

al momento de escoger el dial se debe tomar en cuenta que el tiempo de operación del

reconectador debe ser menor que el dial que posee establecido el relé del interruptor

principal. Se realizaran los cálculos más adelante.

Como se coordinaran doce fusibles diferentes con el mismo reconectador, se

estudiaran las diferentes posibilidades para el valor del dial. Entre todos los valores

resultantes de dial se escogerá uno para el reconectador.

Para el Nodo 9:

i. Se propone instalar un fusible de 30 A, según la curva de operación de los

fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 7.500 A, el fusible operara a 0,01s.

211

ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes

fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:

Tap 1

Dial 0.01 – 15

Entonces:

(6.6)

Donde: o TA: tiempo de apertura, 15 ciclos

o TSR: tiempo de sobre recorrido, os porque no

posee disco

o TS: tiempo de seguridad

(6.7)

(6.8)

Luego

(

)

(6.9)

Donde: o TOP: tiempo de operación del reconectador

o A, P: constantes, tabla 6.8.

o IP: corriente pickuot o tap

o ICC: corriente de cortocircuito trifásica

212

Tabla 6.8: Constantes IEC para el cálculo del Dial

Tipo de Curva Designación A p

Extremadamente inversa EI 80 2

Muy inversa MI 13,5 1

Inversa I 0,14 0,02

Inversa de tiempo largo LTI 120 1

Fuente 19: Manual NOJA Power

(

)

(6.10)

(

)

(6.11)

En la tabla 6.9 se presentan los valores de configuración del reconectador para el

nodo 9 del circuito Metropolitano.

Tabla 6.9: Configuración para el reconectador según el

nodo 9 del circuito Metropolitano

Tap 1

Dial 0,69

Tiempo de Operación [s] 0,35

Para el Nodo 12:


fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 6.800 A, el fusible operara a 0,01seg.



213

Tap 1

Dial 0.01 – 15

Entonces:

(6.12)

(6.13)

Luego

(

)

(6.14)

(

)

(6.15)


nodo 12 del circuito Metropolitano.

Tabla 6.10: Configuración para el reconectador

según el nodo 12 del circuito Metropolitano

Tap 1

Dial 0,57


Nodo 14




fueron establecidos en el punto 6.4.3.1

214

Tabla 6.11. Configuración para el reconectador


Tap 1

Dial 0,49


Nodo 19:







Tap 1

Dial 0,4

Tiempo de Operación [s] 0,358 seg

Nodo 22:





215



Tap 1

Dial 0,41


Nodo 23:

i. Se propone instalar un fusible de 63 A, según la curva de operación de los fusibles

IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.800 A, el fusible operara a 0,01seg.





Tap 1

Dial 0,41


Nodo 27:







Tap 1

Dial 0,29


216

Nodo 28:







Tap 1

Dial 0,34


Nodo 40:







Tap 1

Dial 0,14


Nodo 49:



217





Tap 1

Dial 0,1

Tiempo de Operación [s] 0,358 seg

Nodo 71:







Tap 1

Dial 0,055


Nodo 80:





218

Tabla 6.20: Configuración para el reconectador según

el nodo 80 del circuito Metropolitano

Tap 1

Dial 0,07


Tabla 6.21: Dial y TOP a lo largo del circuito Metropolitano

Nodo Dial TOP [s] Nodo Dial TOP [s]

9 0,69 0,35 27 0,29 0,353

12 0,57 0,358 28 0,34 0,353

14 0,49 0,358 40 0,14 0,33

19 0,40 0,358 49 0,1 0,35

22 0,41 0,358 71 0,55 0,354

23 0,29 0,358 80 0,07 0,34

Se escoge un dial para el reconectador de 0,4, y un tiempo de operación de 0,35s

6.4.3.3 Ajustes del Temporizado y el Lockout

Los datos de ICC obtenidos con la herramienta computacional Etap 6.00 en el

capítulo anterior se utilizarían para calcular los parámetros del reconectador.

En el reconectador solamente se habilitarán y ajustarán las siguientes funciones:

o Sobrecorriente temporizada de fase y de neutro (51P y 51N).

o Sobrecorriente instantánea de fase y de neutro (50P y 50N).

Por esta razón y analizando los valores de las ICC 3ϕ y 1ϕ se decide trabajar el

valor de la corriente de falla del punto más alejado del sistema para así garantizar la

protección de todo el circuito de principio a fin por el reconectador. También se toma

este valor conociendo que en el estudio de cortocircuito mostrado en el capítulo

219

anterior se realizó trabajando el sistema 100% cargado, es decir con todas las cargas

conectadas, esta es una situación que es muy poco probable de ocurrencia en la

realidad diaria.

Cabe destacar que el mínimo valor de la ICC es mucho mayor que la ICarga en

condiciones normales del sistema (ICC >>> ICarga), es decir que no ocurrirán aperturas

equivocadas en el sistema ya que se asegura que en condiciones de arranque las

corrientes generadas estarán dentro del rango de la coordinación.

Instantáneo o curva de Lockout

(6.16)

(6.17)

Temporizado

Para el cálculo del temporizado del reconectador es necesario conocer la

capacidad máxima del conductor, la cual se tomara de la siguiente tabla:

Tabla 6.22: Características de conductores aéreos

CONDUCTOR DE COBRE DESNUDO

Aér

eo

Calibre Peso Sección Diámetro Capacidad Resistencia

[Kg/Km] [mm2] [mm] [(A)] c.c 23ºC 1km

6 120,8 13,206 4,67 120 1,3222

4 191,8 21,15 5,89 170 0,8301

2 304,9 33,03 7,42 230 0,5217

1/0 484,5 53,51 9,47 310 0,3281

2/0 611,4 67,44 10,84 360 0,2608

3/0 771 85 11,94 420 0,2667

4/0 972 107 13,41 480 0,164

220

Se escoge el conductor 4/0 de cobre desnudo cuya corriente máxima del es 480 A.

(6.18)

(6.19)

Tabla 6.23: Valores de ajuste y puesta en trabajo para el reconectador del circuito

Metropolitano

Ajustes del Reconectador

Tap 1

Dial 0,4

Tiempo de Operación 3,55 seg


50p 1.680 A

50N 1600A

Temporizado

51P 432 A

51N 144 A

221

Grafica 6.1: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA (fase)

Curva IEC extremadamente

inversa

Temporizada 432 A

Dial 0,4

Tap 1

Curva ANSI extremadamente

inversa

Temporizada 432 A

Dial 0,4

Tap 1

Instantanea

1680 A

222

Grafica 6.2: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA (tierra)

Curva IEC extremadamente inversa

Temporizada 144 A

Dial 0,4

Tap 1

Curva ANSI extremadamente inversa

Temporizada 144 A

Dial 0,4

Tap 1

Instantanea

1600A

223

Como puede observarse en la gráfica 6.1, de los ajuste de curvas de protecciones

eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA

(fase), el reconectador al detectar una condición de sobrecorriente, en este caso de

432 A, interrumpe el flujo de corriente instantáneamente abriendo sus contactos. El

seccionamiento durara 15s, esta operación es representada con la curva rosada.

Una vez que ha transcurrido los 15s cierra sus contactos nuevamente, energizando

el circuito protegido. Si la condición de falla sigue presente, el restaurador repite la

secuencia de cierre – apertura dos veces más. Estas dos operaciones son las

temporizadas representadas por la curva azul.

También en la gráfica 1 se puede observar que la línea roja es la curva instantánea,

esto quiere decir que el reconectador está programado para abrir sus contactos

directamente si censa una corriente de falla del 1680 A, se ira a posición de lockout y

quedara seccionado el circuito hasta que llegue la cuadrilla de operaciones a constatar

y remediar la falla presentada.

Las curvas programadas son EI, esto quiere decir que a mayor valor de corriente

medida, más rápido será la respuesta del reconectador.

En la grafica 6.2 la configuracion de las curvas es la misma, variendo los valores

de operación de corriente, ya que estas curvas estan diseñadas para proteger el

conductor de la tierra, por ende los valores de corriente son menores. Para la

proteccion instantanea el valor de activacion es de 1600 A, y para lascurvas

temporizadas el valor de arranque sera a partir de 144 A.

224

6.5 Estudio para la Coordinación de Protecciones del Circuito Metropolitano

Perteneciente a la S/E Eléctrica Móvil La Morita

Conociendo ya los ajustes requeridos por los dispositivos de protección que se

proponen instalar a lo largo del circuito Metropolitano, es posible realizar el estudio

de la coordinación de protecciones.

Como ya se ha explicado anteriormente, la coordinación de protecciones será una

coordinación para averías permanentes, es decir, lo que se persigue es que el fusible

conectado a la derivación fallada opere, seccionado el tramo fallado, sin que sea

necesario que el resto de los usuarios sientas las consecuencias de la falla presentada

en algún otro punto del sistema.

Se propone instalar fusibles en las derivaciones con más carga conectada, que

luego de conectados, cada uno deberá coordinarse con el reconectador ubicado al

inicio del circuito Metropolitano, el cual estará programado para tres operaciones de

recierre, y también para una de lockout. Todo esto debe ser instalado de manera que

el tiempo de actuación del interruptor principal no sea modificado.

La coordinación de protecciones resultara:

Fusibles:

o Los fusibles actuarán a un tiempo de disparo de 0,01s, según la curva su

operación (ver anexo 9), seccionando la derivación fallada.

Reconectador:

Si falla el fusible o no actúa:

225

o Operará el reconectador instalado a la salida de la S/E Eléctrica Móvil La Morita

en el circuito Metropolitano, a un tiempo de operación de 0,35s con un dial de

0,4.

o Efectuará tres operaciones de apertura y cierre de la siguiente manera:

Tabla 6.24: Ciclo de apertura y cierre del reconectador del circuito Metropolitano

Apertura Abre sus contactos por 15s

Cierre Cierra sus contactos por 0,35s

Persiste la falla, de nuevo:





o Resultando un tiempo de trabajo del reconectador de 35,7s.


Si fallase el reconectador y no cumpliera su función de despejar la falla, actuará el

disyuntor principal, dejando todo el circuito Metropolitano y también el Guasimal sin

energía eléctrica.



o Ser menor que la corriente de carga, para que no opere en condiciones normales

de trabajo del sistema.

o Ser menor que la corriente mínima de cortocircuito, para lograr la operación bajo

cualquier condición del cortocircuito.


valor de k = 1,4:

226

(6.20)

(6.21)

(6.22)

Tomando el Tap de 4,7 A se tiene:

(6.23)

(

)

(6.24)

Por lo tanto, el relé se debe ajustar a un Tap de 4,7 y su corriente de disparo de

4,7 A en el secundario y de 1128 A en el primario. Puede observarse que las

corrientes de cortocircuito para las fallas de fase son suficientemente superiores y por

lo tanto no existe ningún problema con el ajuste.

o El interruptor principal tiene un tiempo de operación:


227

(6.25)

Todo lo anterior se resume en la tabla 6.25:

Tabla 6.25: Ajustes de coordinación de protecciones

del circuito Metropolitano

Fusibles o TOp = 0,01 s

Reconectador

o Tap: 1

o Dial: 0,4

o TOp: 0,35 s

o TTrabajo: 35,7 s

Relevador

Principal

o Tap: 4,7

o TOp: 0,71 s

6.5.1 Coordinación de Protecciones del Circuito Metropolitano Perteneciente a

la S/E Eléctrica Móvil La Morita

Los datos del reconectador NOJA, y de los fusibles según la tabla 6.6 se

introdujeron en la herramienta computacional Etap 6.0 de acuerdo a la configuración

de cada elemento del circuito, allí se desarrolló la coordinación de falla permanente

en cada derivación y como resultado se generaron las siguientes graficas de tiempo-

corriente.

Se propone instalar fusibles en las derivaciones laterales con más carga conectada,

que logren despejar las fallas que se puedan presentar, si el fusible no lograse

interrumpir el paso de la corriente fallada, deberá operar el reconectador como

dispositivo de respaldo, el cual actuara a un tiempo de operación previamente

228

determinado, conocido como tiempo de operación con su respectivo dial. Si el

reconectador por alguna razón tampoco despejase la falla, actuaria el relé conectado

al interruptor principal instalado a salida del transformador móvil.

229

Gráfica 6.3: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4)

Fusible conectado en el nodo 9 del circuito Metropolitano Fusible conectado en el nodo 12 del circuito Metropolitano

230



231



232



233



234



235

Análisis Gráficas Circuito Metropolitano

Según las gráficas anteriormente mostradas, se recomienda instalar fusibles en las

derivaciones laterales con más carga conectada del circuito Metropolitano, con el fin

de que logren despejar las fallas que se puedan presentar. Si el fusible no lograse


dispositivo de respaldo, el cual actuará a un tiempo de operación previamente

determinado, conocido como tiempo de operación, con su respectivo dial.

Igualmente se puede observar en cada una de las gráficas anteriores, que el fusible

actuara si se presenta una falla a los 0,01 segundos en cualquiera de las derivaciones,

y si este fusible no realiza su operación de despeje, entonces comenzará a operar el

reconectador a los 0,35 segundos para así, proteger a los equipos instalados en la

subestación. Así mismo evitar que los usuarios permanezcan sin servicio de la energía

eléctrica.

Hay casos en que el reconectador no actuara ante la presencia de una falla, y esto

se debe a que la curva del fusible está por debajo de la curva del reconectador o sea

el fusible es el elemento protector, y el reconectador es el elemento protegido. En

otras ocasiones según la coordinación simulada en el software Etap 6.0, se tiene que

el reconectador es quien despeje la falla, con una sola operación, antes que el fusible

se funda y saque a la derivación del sistema innecesariamente. Se especifica que una

causa innecesaria puede ser, que una rama de un árbol toque una línea de la

derivación, y se produzca una falla, entonces el reconectador actúe despejando la falla

antes que el fusible.

Es muy importante que predomine la confiabilidad en el diseño de coordinación de

protecciones eléctricas, ya que no es conveniente confiar en una sola posibilidad de

despejar la falla. He aquí la razón por la cual se coordina el circuito Metropolitano,

utilizando el método Reconectador- Fusible.

236

6.6 Propuesta para los Ajustes de los Equipos de Protección del Circuito

Guasimal de la S/E Eléctrica Móvil La Morita

Al igual que en el circuito Metropolitano, a la salida de la S/E Eléctrica Móvil

La Morita, en su circuito Guasimal se propone la instalación de un reconectador para

hacer más fiable y selectiva la coordinación de protecciones de dicho circuito (ver

anexo 6), también se sugieren la instalación de fusibles en las derivaciones laterales

con más carga conectada, tal y como se muestra en la figura 6.5, donde se puede

observar el reconectador y los fusibles que se proponen sean conectados; el circuito

está representado según la normativa CADAFE 60 – 87. (Ver anexo n° 5).

Luego en la figura 6.6 se presenta el diagrama unifilar del circuito Guasimal

simplificado, en el cual se muestran los valores de ICC que serán tratados en los puntos

de interés (donde irán conectados los fusibles) y también los valores de las corrientes

de carga en condiciones normales que circularan por los ramales.

237

S/ELA

MORITA

150 kVA

502.5 kVA

1500 kVA

150 kVA

195 kVA

72.5 kVA

275 kVA

45 kVA

502.5 kVA

150 kVA

315 kVA

112.5 kVA

37.5 kVA

75 KVA

75 kVA

187.5 kVA

112.5 kVA

387.5 kVA

687.5 kVA

1560 kVA

337.5 kVA

30 kVA

150 kVA

1045 kVA

112.5 kVA

1000 kVA

300 kVA 600 kVA

1117.5 kVA

75 kVA

75 kVA

225 kVA

75 kVA

847.5 kVA

502.5 kVA

15 kVA

2002.5 kVA

45 kVA

75 kVA

45 kVA

300 kVA

100 kVA

50 kVA

50 kVA

75 kVA

525 kVA

502.5 kVA

15 kVA

15 kVA

450 kVA

300 kVA

15161718

192223

24 14 13 12 1120

21

8

7

6

5

10

30

31

32

33

34

37 38 39 40 41 42 43 44 45 4746 4849

50 51 52 53 54 55 56

58

64

65

6670

71

72

73

74

75

76

77

79 80

81

82

83

84

67

2

3

59 4

62

61

60

10

75 KVA

6968

63 9

7835

25

3629

25

28

27

26

Figura 6.5: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología CADAFE, norma 60 – 87

238

S/ELA

MORITA

150 kVA

502.5 kVA

1500 kVA

150 kVA

195 kVA

72.5 kVA

275 kVA

45 kVA

502.5 kVA

150 kVA

315 kVA

112.5 kVA

37.5 kVA

75 KVA

75 kVA

187.5 kVA

112.5 kVA

387.5 kVA

687.5 kVA

1560 kVA

337.5 kVA

30 kVA

150 kVA

1045 kVA

112.5 kVA

1000 kVA300 kVA 600 kVA

1117.5 kVA

75 kVA

75 kVA

225 kVA

75 kVA

847.5 kVA

502.5 kVA

15 kVA

2002.5 kVA

45 kVA

75 kVA

45 kVA

300 kVA

100 kVA

50 kVA

50 kVA

75 kVA

525 kVA

502.5 kVA

15 kVA

15 kVA

450 kVA

300 kVA

15161718

192223

24 14 13 12 1120

21

8

7

6

5

10

30

31

32

33

34

37 38 39 40 41 42 43 44 45 4746 4849

50 51 52 53 54 55 56

58

64

65

6670

71

72

73

74

75

76

77

79 80

81

82

83

84

67

2

3

59 4

62

61

60

10

75 KVA

6968

63 9

7835

25

3629

25

28

27

26

4,9

11,3

61,5

4,6 13.1

18,8

19,6

30,5

53,9

23,7

23,7 2,1

7,8

7,9 kA

7,3 kA

6,7 kA

6 kA5,8 kA

5,2 kA

5,4 kA

5,5 kA

5,5 kA

5,5 kA3,6 kA

5,2 kA

5,6 kA

Figura 6.6: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal simplificado con los valores de las ICC en los puntos de interés

239

Al igual que el sistema de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano, el del

circuito Guasimal estará conformado por:

o Un disyuntor principal con un relé que proeje el transformador de la S/E

o Un reconectador marca NOJA a la salida de la subestación.

o Fusibles conectados en las derivaciones laterales con más carga conectada que

serán coordinados con el reconectador.

Los ajustes que serán utilizados por los equipos son los siguientes:

6.6.1 Ajustes de Protección para el Relé de Interruptor Principal

Serán los mismos que para el circuito Metropolitano

Tabla 6.4: Características de ajustes del relé principal

Ajustes de fase Curva extremadamente inversa

Dial 0,2

Tap 4,5

Pickup 900 A

Departamento de Transmisión de CORPOELEC

6.6.2 Ajustes para los Fusibles

Al igual que en el circuito Metropolitano, se propone la coordinación del

interruptor principal de la S/E La Morita con el reconectador que se conectara al

inicio del circuito Guasimal, y a su vez este, se coordinara con fusibles que se

conectan en las derivaciones laterales que tengan más carga conectada, tal y como se


240

A continuación se muestra en la tabla 6.26 los valores de interés para la colocación

de dichos fusibles. En la figura 6.7 se representan gráficamente los valores de la tabla

6.26.

Tabla 6.26: Corrientes de operación y de cortocircuito de las derivaciones donde se

conectarán los fusibles en el circuito Guasimal

Nodo ICarga [A]

[kA] Nodo ICarga [A]

[kA]

58 4,9 7,9 75 30,5 5,5

60 11,3 7,3 77 19,6 5,4

63 61,5 6,7 78 18,8 5,2

65 13,1 6 79 23,7 3,6

66 4,6 5,8 80 23,7 4,8

71 7,8 5,6 81 2,1 5,2

74 53,9 5,5 - - -

Los fusibles que se propones para conectar, serán seleccionados luego de aplicarle

un factor k a la ICarga, dicho factor es de 1,3. Esta ICarga se refiera a la que circula en la

derivación seleccionada.

Al multiplicar por el factor k lo que se busca es evitar cualquier desconexión

innecesaria ocasionada por las corrientes de puesta marcha en frío, corrientes inrush,

retroalimentación de emergencia. El factor K será aplicado según la norma CADAFE

45-87. (Ver anexo 7)

Los fusibles que se utilizarán serán DELTA M.R. Fusibles de Media Tensión

Modelo IRKV (ver anexo 8), a continuación en la tabla 6.27 se presentan los fusibles

seleccionados y sus características para cada nodo de interés.

241

Tabla 6.27: Características de los fusibles seleccionados para el circuito Guasimal

Corrientes de

Operación del

Circuito

Características del Fusible Seleccionado según

taba Anexo 8

Nodo ICarga

[A]

[kA] Código DELTA IN

[A]

VN

[kV]

Cap. de

Ruptura

[kA]

58 4,9 7,9 IRKV193-6A.3T17K5 6,3 10/17 63

60 11,3 7,3 IRKV193-16T17K5 16 10/17 63

63 61,5 6,7 IRKV231-80T17K5 80 10/17 63

65 13,1 6 IRKV123-20T17K5 20 10/17 63

66 4,6 5,8 IRKV193-6A3T17K5 6,3 10/17 63

71 7,8 5,6 IRKV193-10T17K5 10 10/17 63

74 53,9 5,5 IRKV231-80T17K5 80 10/17 63

75 30,5 5,5 IRKV123-40T17K5 40 10/17 63

77 19,6 5,4 IRKV123-25T17K5 25 10/17 63

78 18,8 5,2 IRKV123-25T17K5 25 10/17 63

79 23,7 3,6 IRKV123-30T17K5 30 10/17 63

80 23,7 4,8 IRKV123-50T17K5 30 10/17 63

81 2,1 5,2 IRKV193-6A.3T17K5 6,3 10/17 63

6.6.3 Ajustes de Protección para el Reconectador NOJA

6.6.3.1 Ajustes del Tap

Como en el circuito Metropolitano el tap debe:

o Ser menor que la corriente de carga para que no opere en condiciones


o Ser menor que la corriente mínima de cortocircuito para lograr la operación



valor de k = 1,4:

242

(6.26)

(6.27)

(6.28)

Tomando el tap de 1 A se tiene:

(6.29)

(

)

(6.30)

Por lo tanto se propone ajustar el reconectador con un tap de 1 y su corriente de

disparo de 1 A en el secundario y de 600 en el primario. Puede observarse que las

corrientes de cortocircuito para las fallas de fase son suficientemente superiores y por

lo tanto no existe ningún problema con el ajuste.


243

6.6.3.2 Ajustes del Dial

La selección del dial se hará tomando en cuenta las características establecidas por

el fabricante del reconectador. En la tabla 6.7 se muestran los valores de las distintas

configuraciones ya definidas para el reconectador NOJA Power.

Tabla 6.7: Configuración de curvas ANSI e IEC

Título Designación Rango

Corriente Pickup Ip 10 – 1280A

Multiplicador de tiempo (Dial) TM 0.01 – 15

Multiplicador de corriente Mínimo (Tap) MIN 1 – 5

Tiempo mínimo definido Tmin 0 – 10s

Tiempo máximo de Trip Tmax 1 – 120s

Tiempo adicional Ta 0.05 – 10s

Tiempo de Reset Ta 0 – 10s

Fuente 19: Manual del reconectador automático NOJA Power.

De la tabla anterior se establece que el dial del equipo será ajustado al rango de

valor establecido por el fabricante, el cual es entre 0.01 – 15, también al momento de

escoger el dial se debe tomar en cuenta que el tiempo de operación del reconectador

debe ser menor que el dial establecido para el relé del interruptor principal, se

realizaran los cálculos más adelante.

Como se coordinaran doce fusibles diferentes con el mismo reconectador, se

estudiaran las diferentes posibilidades para el valor del dial. Entre todos los valores

resultantes de dial se escogerá uno para el reconectador.

244

Para el Nodo 58:

i. Se propone instalar un fusible de 6.3 A, según la curva de operación de los

fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 7.900 A, el fusible operara a

0,01seg.

ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus

ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:

Tap 1

Dial 0.01 – 15

Entonces:

(6.31)

Donde: o TA: tiempo de apertura, 15 ciclos

o TSR: tiempo de sobre recorrido, o seg porque no

posee disco

o TS: tiempo de seguridad

(6.32)

(6.33)

Luego

(

)

(6.34)

Donde: o TOP: tiempo de operación del reconectador

245

o A, P: constantes, tabla 6.8.

o IP: corriente pickuot o tap

o ICC: corriente de cortocircuito trifásica

Tabla 6.8: Constantes IEC para el cálculo del Dial

Tipo de Curva Designación A p

Extremadamente inversa EI 80 2

Muy inversa MI 13,5 1

Inversa I 0,14 0,02

Inversa de tiempo largo LTI 120 1

Fuente 19: Manual NOJA Power

(

)

(6.35)

(

)

(6.36)


nodo 58 del circuito Guasimal.


según el nodo 58 del circuito Guasimal

Tap 1

Dial 0,76


246

Para el Nodo 60:

i. Se propone instalar un fusible de 16A, según la curva de operación de los


0,01seg.





Tap 1

Dial 0,65


Nodo 63



0,01seg.





Tap 1

Dial 0,55


247

Nodo 65

i. Se propone instalar un fusible de 20A, según la curva de operación de los

fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 6000 A, el fusible operara a

0,01seg.





Tap 1

Dial 0,44


Nodo 66



0,01seg.





Tap 1

Dial 0,41


248

Nodo 71



0,01seg.





Tap 1

Dial 0,49


Nodo 74



0,01seg.





Tap 1

Dial 0,37

Tiempo de Operación 0,35 seg

249

Nodo 75



0,01seg.





Tap 1

Dial 0,37


o Nodo 77



0,01seg.




según el nodo 77del circuito Guasimal

Tap 1

Dial 0,38


250

Nodo 78



0,01seg.





Tap 1

Dial 0,32


Nodo 79



0,01seg.





Tap 1

Dial 0,15

Tiempo de Operación 0,34seg

251

Nodo 80



0,01seg.





Tap 1

Dial 0,28


Nodo 81



0,01seg.



Tabla 6.40. Configuración para el reconectador según el nodo

81 del circuito Guasimal

Tap 1

Dial 0,32


252

Tabla 6.41: Dial y TOP a lo largo del circuito Guasimal

Nodo Dial TOP [s] Nodo Dial TOP [s]

58 0,76 0,35 75 0,37 0,35

60 0,65 0,35 77 0,38 0,38

63 0,55 0,35 78 0,32 0,35

65 0,44 0,35 79 0,15 0,34

66 0,41 0,35 80 0,28 0,35

71 0,49 0,35 81 0,32 0,35

74 0,37 0,35

Se escoge un dial para el reconectador de 0,4 y un tiempo de operación de

0,35seg

6.6.3.3 Ajustes del Temporizado y el Lockout

Como en el circuito Metropolitano, los datos de ICC obtenidos con la herramienta

computacional Etap 6.00 en el capítulo anterior, se utilizaran para calcular los

parámetros del reconectador.

En el reconectador solamente se habilitarán y ajustarán las siguientes funciones:

o Sobrecorriente temporizada de fase y de neutro (51P y 51N).

o Sobrecorriente instantánea de fase y de neutro (50P y 50N).

Por esta razón y analizando los valores de las ICC 3ϕ y 1ϕ se decide trabajar el

valor de la corriente de falla del punto más alejado del sistema para así garantizar la

protección de todo el circuito de principio a fin por el reconectador. También se toma

este valor conociendo que en el estudio de cortocircuito mostrado en el capítulo

anterior se realizó trabajando el sistema 100% cargado, es decir con todas las cargas

253

conectadas, esta es una situación que es muy poco probable de ocurrencia en la

realidad diaria.

Cabe destacar que el mínimo valor de la ICC es mucho mayor que la ICarga en

condiciones normales del sistema (ICC >>> ICarga), es decir que no ocurrirán aperturas

equivocadas en el sistema ya que se asegura que en condiciones de arranque las

corrientes generadas estarán dentro del rango de la coordinación.


(6.37)

(6.38)

Temporizado

Para el cálculo del temporizado del reconectador es necesario conocer la

capacidad máxima del conductor, la cual al igual que en el circuito Metropolitano se

escoge el conductor 4/0 de cobre desnudo cuya corriente máxima del es 480 A.

(6.39)

(6.40)

254

Tabla 6.42: Valores de ajuste y puesta en trabajo para el reconectador del circuito Guasimal

Ajustes del Reconectador

Tap 1

Dial 0,4

Tiempo de Operación 0,35


50p 1.680 A

50N 1600A

Temporizado

51P 432 A

51N 144 A

Seguidamente se procedió ajustar las curvas por fase y por tierra, las cuales se

muestran en la gráfica 6.3 y 6.4

255

Grafica 6.9: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en el software TELUS del reconectador NOJA (fase)

Curva IEC extremadamente

inversa

Temporizada 432 A

Dial 0,4

Tap 1

Curva ANSI

extremadamente inversa

Temporizada 432 A

Dial 0,4

Tap 1

Instantanea

1680ª

256

Grafica 6.10: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en el software TELUS del reconectador NOJA (tierra)

Curva IEC extremadamente inversa

Temporizada 144 A

Dial 0,4

Tap 1

Curva ANSI extremadamente inversa

Temporizada 144 A

Dial 0,4

Tap 1

Instantanea

1600ª

257

Como puede observarse en la gráfica 6.3, de los ajuste de curvas de protecciones

eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA

(fase), el reconectador al detectar una condición de sobrecorriente, en este caso de

432 A, interrumpe el flujo de corriente instantáneamente abriendo sus contactos. El

seccionamiento durara 15s, esta operación es representada con la curva rosada.

Una vez que ha transcurrido los 15s cierra sus contactos nuevamente, energizando

el circuito protegido. Si la condición de falla sigue presente, el restaurador repite la

secuencia de cierre – apertura dos veces más. Estas dos operaciones son las

temporizadas representadas por la curva azul.

También en la gráfica 1 se puede observar que la línea roja es la curva instantánea,

esto quiere decir que el reconectador está programado para abrir sus contactos

directamente si censa una corriente de falla del 1680 A, se ira a posición de lockout y

quedara seccionado el circuito hasta que llegue la cuadrilla de operaciones a constatar

y remediar la falla presentada.

Las curvas programadas son EI, esto quiere decir que a mayor valor de corriente

medida, más rápido será la respuesta del reconectador.

En la grafica 6.4 la configuracion de las curvas es la misma, variendo los valores

de operación de corriente, ya que estas curvas estan diseñadas para proteger el

conductor de la tierra, por ende los valores de corriente son menores. Para la

proteccion instantanea el valor de activacion es de 1600 A, y para las curvas

temporizadas el valor de arranque sera a partir de 144 A.

258

6.7 Estudio para la Coordinación de Protecciones del Circuito Guasimal

Perteneciente a la S/E Eléctrica Móvil La Morita

La coordinación de protecciones resultara:

Fusibles:

o Los fusibles actuarán a un tiempo de disparo de 0,001s, según la curva su

operación (ver anexo 9), seccionando la derivación fallada.

Reconectador:

Si falla el fusible o no actúa:

o Operará el reconectador instalado a la salida de la S/E Eléctrica Móvil La Morita

en el circuito Guasimal, a un tiempo de operación de 0,35s con un dial de 0,4.

o Efectuará tres operaciones de apertura y cierre de la siguiente manera:

Tabla 6.43 : Ciclo de apertura y cierre del reconectador del circuito Guasimal








o Resultando un tiempo de trabajo del reconectador de 35,7s.

259


Si fallase el reconectador y no cumpliera su función de despejar la falla, actuará el

disyuntor principal, dejando todo el circuito Metropolitano y también el Guasimal sin

energía eléctrica.



o Ser menor que la corriente de carga, para que no opere en condiciones


o Ser menor que la corriente mínima de cortocircuito, para lograr la operación



valor de k = 1,4:

(6.41)

(6.42)

(6.43)


260

Tomando el Tap de 4,7 A se tiene:

(6.44)

(

)

(6.45)

Por lo tanto, el relé se debe ajustar a un Tap de 4,7 y su corriente de disparo de

4,7 A en el secundario y de 1128 en el primario. Puede observarse que las corrientes

de cortocircuito para las fallas de fase son suficientemente superiores y por lo tanto

no existe ningún problema con el ajuste.

o El interruptor principal tiene un tiempo de operación:

(6.46)

Todo lo anterior se resume en la tabla 6.44:

Tabla 6.44: Ajustes de coordinación de protecciones

del circuito Guasimal

Fusibles o TOp = 0,01 s

Reconectador

o Tap: 1

o Dial:0,4

o TOp: 0,35s

o TTrabajo: 35,7s

Relevador

Principal

o Tap: 4,7

o TOp: 0,71s

261

6.7.1 Coordinación de Protecciones del Circuito Guasimal Perteneciente a la S/E

Eléctrica Móvil La Morita

Los datos del reconectador NOJA, y de los fusibles según la tabla 6.27 se

introdujeron en la herramienta computacional Etap 6.0 de acuerdo a la configuración

de cada elemento del circuito, allí se desarrolló la coordinación de falla permanente

en cada derivación y como resultado se generaron las siguientes graficas de tiempo-

corriente.

262

Gráfica 6.11: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)

Fusible conectado en el nodo 58 del circuito Guasimal Fusible conectado en el nodo 60 del circuito Guasimal

263



264



265



266



267



268


Fusible conectado en el nodo 81 del circuito Metropolitano

269

Análisis Gráficas del Circuito Guasimal

Según las gráficas anteriormente mostradas, se recomienda instalar fusibles en las

derivaciones laterales con más carga conectada del circuito Guasimal, con el fin de

que logren despejar las fallas que se puedan presentar. Si el fusible no lograse


dispositivo de respaldo, el cual actuará a un tiempo de operación previamente

determinado, conocido como tiempo de operación, con su respectivo dial.

Igualmente se puede observar en cada una de las gráficas anteriores, que el fusible

actuara si se presenta una falla a los 0,01 segundos en cualquiera de las derivaciones,

y si este fusible no realiza su operación de despeje, entonces comenzará a operar el

reconectador a los 0,35 segundos para así, proteger a los equipos instalados en la

subestación. Así mismo evitar que los usuarios permanezcan sin servicio de la energía

eléctrica.

Hay casos en que el reconectador no actuara ante la presencia de una falla, y esto

se debe a que la curva del fusible está por debajo de la curva del reconectador o sea

el fusible es el elemento protector, y el reconectador es el elemento protegido. En

otras ocasiones según la coordinación simulada en el software Etap 6.0, se tiene que

el reconectador es quien despeje la falla, con una sola operación, antes que el fusible

se funda y saque a la derivación del sistema innecesariamente. Se especifica que una

causa innecesaria puede ser, que una rama de un árbol toque una línea de la

derivación, y se produzca una falla, entonces el reconectador actúe despejando la falla

antes que el fusible.

Es muy importante que predomine la confiabilidad en el diseño de coordinación de

protecciones eléctricas, ya que no es conveniente confiar en una sola posibilidad de

despejar la falla. He aquí la razón por la cual se coordina el circuito Guasimal,

utilizando el método Reconectador- Fusible.

270

CAPÍTULO VII

RECOMENDACIONES

La realización de los estudios y las evaluaciones del sistema eléctrico conformado

por la S/E Eléctrica Móvil La Morita y sus circuitos Metropolitano y Guasimal, una

vez terminado mostraron algunas eventualidades presentes en el sistema estudiado.

Es por ello que con la realización de este informe, lo que se pretende es proponer

soluciones y mejoras que ofrezcan avances en las condiciones de trabajo de los

sistemas de protecciones eléctricos de las redes de distribución primarias. También se

pretende contribuir con este informe a una fuente de información y consulta para

futuros trabajos, proyectos, rutinas de coordinación de protecciones por parte del

personal que labora en ella o de futuros estudiantes de la rama que quieran estudiar o

profundizar otros temas referente a este trabajo.

Es por ello que en lo sucesivo se presentan algunas recomendaciones para alcanzar

lo antes planteado (la mejora inminente del sistema de protecciones de los circuitos

de distribución Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la S/E Eléctrica Móvil La

Morita.

7.1 Recomendaciones

1. Incorporación al sistema de protecciones de los circuitos Metropolitano y

Guasimal perteneciente a la S/E Eléctrica Móvil La Morita de un reconectador

automático modelo 15 kV con controles, marca NOJA Power, el cual es un

interruptor con reconexión automática, capaz de detectar una sobrecorriente,

interrumpirla y reconectar automáticamente para reenergizar la línea. También

271

está dotado de un control que le permite realizar varias reconexiones sucesivas,

pudiendo además, variar el intervalo y la secuencia de estas reconexiones, esto

permite que si la falla es de carácter permanente abrir los contactos del

reconectador de forma definitiva después de cierto número programado de

operaciones (generalmente dos o tres), de modo que aísla la sección fallada de la

parte principal del sistema.

2. Incorporación a los redes de los circuitos de distribución Metropolitano y

Guasimal de fusibles de protección, conectados en las derivaciones con más carga

conectada, los cuales serán coordinados con los reconectadores en cada uno de los

circuitos, ya que los fusibles son el medio más sencillo de interrupción automática

de corriente en caso de cortocircuitos o sobrecargas. Esta coordinación deberá

regirse por la filosofía de las coordinaciones para fallas permanentes en sistemas

de distribución.

Esto quiere decir, que se coordinará cada uno de los fusibles de forma

independiente con el reconectador automático; los fusibles al ocurrir una falla en el

sistema operarán seccionando la derivación fallada, de no operar el fusible por algún

desperfecto o error, operara el reconectador, efectuando sus ciclos de cierre y apertura

hasta un máximo de tres veces de ser necesario. Si no se despeja la falla en este

periodo de tiempo, el reconectador abrirá sus contactos definitivamente,

desenergizando todo el circuito.

3. También es necesario la modificación de los ajustes de protección establecidos

por el Departamento de Transmisión de COORPOELEC en el relevador principal,

y así ajustar sus tiempos de operación a los arrojados por el estudio de

coordinación de protecciones, para así el interruptor principal actué de respaldo si

fallase el reconectador, y además asurando la protección a toda costa del

transformador móvil.

273

CONCLUSIONES

El suministro constante e ininterrumpido de energía eléctrica a los consumidores

suscritos a tal servicio, ofrecido en Venezuela por CORPOELEC, debe ser

garantizado y debe tener calidad de servicio, es por ello que el problema de

protección de los sistemas eléctricos de distribución ha venido adquiriendo cada vez

mayor importancia ante el crecimiento acelerado de las redes eléctricas.

Debido a esto la integridad y seguridad en la entrega de energía eléctrica desde la

fuente hacia la carga, depende en buena parte de las protecciones eléctricas del

sistema contra fallas, la cuales pueden ser por sobre carga y cortocircuitos.

Es por ello que el estudio de coordinación de protecciones tiene un impacto

directo sobre la confiabilidad en sistemas de distribución de energía eléctrica. Los

dispositivos de protección se deben coordinar de tal forma que permitan al sistema

eliminar una falla antes que dañe o se extienda a los componentes eléctricos del

mismo y afectando al menor número de clientes posible.

CORPOELEC por todo lo anterior ha decidido a nivel de distribución realizar una

especial selección, aplicación y coordinación de los equipos de protección usados en

estos sistemas, lo que ha generado la como consecuencia la instalación de

reconectadores a lo largo del sistema, ya que un reconectador es un dispositivo de

interrupción (interruptor) de carga eléctrica, con posibilidad de recierre automático

ajustable, monitoreo y operación telemandada.

Para poder llevar a cabo el diseño de una coordinación de protecciones más

eficiente y efectiva en los circuitos Metropolitano y Guasimal primero fue necesaria

la realización del estudio de flujo de carga de la Subestación Eléctrica Móvil La

Morita, lo cual permitió el conocimiento de los parámetros eléctricos de interés que

demuestran el estado del sistema estudiado en condiciones de operación normales.

274

Luego, para completar los estudios previos a la realización de la coordinación de

protecciones, se determinaron los niveles de cortocircuito a lo largo de todo el tramo

correspondiente a los circuitos Metropolitano y Guasimal. Para la obtención de las

corrientes de cortocircuito 3ϕ y 1ϕ fue utilizado el software ETAP 6.00, el cual en

función del diagrama unifilar del sistema, y las características eléctricas de cada uno

de sus componentes arroja los resultados de las corrientes de cortocircuito en cada

uno de los nodos seleccionados.

Al momento de realizar la coordinación de protecciones de los circuitos

Metropolitano y Guasimal pertenecientes, se le incorporo al sistema de protecciones

dos reconectadores automáticos marca NOJA Power los cuales se ubicaron en la

salida de la subestación, uno en cada circuito, logrando con ello independizarlos entre

sí (ya que ambos circuitos son la carga conectada al transformador móvil, el cual está

protegido por un disyuntor, el cual al percibir una falla en cualquiera de los dos

circuitos operaba sacando de funcionamiento a todos los usuarios innecesariamente),

y así al momento que ocurra una falla por sobrecorriente o sobrecarga en cualquiera

de los dos circuitos el otro no se verá afectado, evitando así la desconexión del

servicio eléctrico de la menor cantidad posible de suscriptores afectados.

Los Reconectadores Eléctricos NOJA Power están diseñados para utilizarse en

aplicaciones, tales como, líneas de distribución y sub-estaciones con voltajes de 15kV

y 27kV respectivamente. [19]

Cuando se decide implementar fusibles de protección contra sobrecorrientes y

sobrecargas, en derivaciones laterales de los circuitos de distribución, lo que se busca

es que estos pueden cumplir con la función de un seccionador. Es importante tener

en cuenta que para seleccionar el fusible que se colocara en la derivación a proteger,

deberá aplicarse un factor de holgura para cubrir las condiciones transitorias (in –

275

rush de transformadores, corriente de arranque de motores de inducción, entre otros),

y así el fusible no actué en condiciones normales de forma errónea.

También, con la culminación de este proyecto especial de grado se le da

cumplimiento a uno de los requisitos exigidos por la UNEFA para la obtención de

título de Ingeniero Electricista, el cual fué realizado para sintetizar de alguna forma

los conocimientos obtenidos en el periodo de pasantías, las cuales fueron realizadas

en el Departamento de Mantenimiento Especializado – LAPRE de CORPOELEC

zona Aragua, en el área de Distribución. Dicho periodo de pasantías sirvió para

reforzar los conocimientos obtenidos a lo largo el estudio de la carrera, sintetizando

los conocimientos adquiridos con la experiencia práctica del campo laboral.

Finalmente, se logró cumplir en su totalidad con todos los objetivos planteados al

inicio del proyecto, es decir se propuso de manera eficiente una coordinación de

protecciones para los circuitos Metropolitano y Guasimal, pertenecientes a la

Subestación Eléctrica Móvil La Morita.

276

FUENTES DE CONSULTA

[1] Documento electrónico, Situación actual del sector eléctrico en Venezuela.

Disponible en: www. grupounerscti.blogspot.com/2011/11/iv-informe-situacion-

actual-del-sector.html

[2] Luis Guillermo Francia Bernáez. 2012. Evaluación de la coordinación de

protecciones en la subestación eléctrica Tocorón (34,5 KV – 13,8 KV) de

CADAFE, región 4 zona Aragua. Trabajo especial de grado no publicado, realizado

en la Universidad de Oriente para optar al título Ingeniero Electricista. Maracay -

Venezuela.

[3] Bustamante Lino y Vivas Miguel. 2012. Coordinación de protecciones y

ejecución de pruebas para la puesta en servicio de las barras 1 y 2 de 13.8 kv en

la subestación San Vicente, ubicada en Maracay, estado Aragua. Trabajo especial

de grado no publicado, realizado en la Universidad Nacional Experimental de la

Fuerza Armada (UNEFA). Maracay - Venezuela.

[3] Gerardo Valera. 2012. Determinación de los equipos de protección y ajustes

necesarios para realizar la coordinación de protecciones del circuito B2 del

sistema eléctrico de distribución perteneciente a la empresa manufacturera de

papel (MANPA). Trabajo especial de grado no publicado, realizado en la

Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA). Maracay -

Venezuela.

[4] Samuel Bolívar. 2011. Coordinación de protecciones en 440V para las

subestaciones 3, 5 y 6 de la planta Cagua de C.A. Cervecería Regional. Trabajo

especial de grado no publicado, realizado en la Universidad Nacional Experimental

de la Fuerza Armada (UNEFA). Maracay - Venezuela.

http://grupounerscti.blogspot.com/2011/11/iv-informe-situacion-actual-del-sector.html

http://grupounerscti.blogspot.com/2011/11/iv-informe-situacion-actual-del-sector.html

277

[5] Sixto Humberto Achuri Holguín. 1.998. Apuntes generales sobre redes eléctricas de

distribución. Trabajo especial de grado no publicado, realizado en la Universidad

Pontificia Bolivariana, Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica. Medellín – Colombia.

[6] Francisco M. Gonzalez - Longatt. 2007. Capítulo 1. Introducción a los Sistemas

de Potencia. Maracay - Venezuela.

[7] Portal web de CORPOELEC. Distribucion eléctrica de Venezuela. Disponible en

http://www.corpoelec.gob.ve/distribuci%C3%B3n. Venezuela.

[8] Francisco M. Gonzalez - Longatt. 2007. Anormalidades en Sistemas de

Potencia. Maracay - Venezuela.

[9] John Grainger y William Stevenson Jr. 1996. Analisis de Sistemas de Potencia.

Mc graw hill. Primera Edición en Español

[10] Samuel Ramirez Castaño. Protección de Sistemas Eléctricos. Universidad

Nacional de Colombia. 1° edicion. Colombia.

[11] Maulio Rodríguez. 1992. Análisis de Sistemas De Potencia. Universidad del

Zulia. 2° edición. Zulia – Venezuela.

[12] Antonio Palacio. Protección de Sistemas de Potencia. Universidad De

Carabobo. Carabobo – Venezuela.

[13] Murillo, W. (2004). Diseño de protocolos para pruebas de aceptación en sitio

y puesta en servicio de equipos de potencia en subestaciones eléctricas

pertenecientes a ENELCO. Trabajo especial de grado no publicado, realizado en la

Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA). Maracay -

Venezuela.

http://www.corpoelec.gob.ve/distribuci%C3%B3n

278

[14] McGraw-Edison Co. Power Systems Division. “Distribution System

Protection Manual”. Bulletin Nº 71022.

[15] Norma CADAFE 45 – 87: Normas de Diseño para Líneas de Alimentación y

Redes de Distribución, Protección del sistema de Distribución contra

Sobrecorrientes

[16] Tamayo y Tamayo (20.11). El proceso de la investigación científica. Editorial

Limusa. Cuarta edición. México.

[17] UNA (2.012) Metodología de la Investigación (2012). Universidad Nacional

Abierta. Caracas – Venezuela.

[18] Hernández M. (2.011) Metodología de la Investigación. Lima – Perú

[19] Manual de reconectadores automáticos NOJA Power

[20] Ing. Margil S. Ramírez Alanis, (2.005). Protección de Sistemas Eléctricos de

Potencia. Universidad Autónoma de Nuevo León, Facultad de Ingeniería Mecánica y

Eléctrica.

[21] Ain Autor. Estudio de la coordinación de protecciones de la subestación

Machala,

279

LISTADO DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

A:

ANSI:

DC:

AC

FP:

I:

IEC:

IEEE:

kV:

MVA:

kVA:

S/E:

TC:

TP-VT:

V:

W:

:

RTC

:

:

:

3ϕ:

1ϕ:

2∅:

TTI:

Amperes.

American National Standards of Institution (Instituto Nacional

Americano de Estándares).

Corriente Directa.

Corriente Alterna.

Factor de Potencia.

Intensidad de Corriente.

International Electrotechnical Comission (Comisión Electrotécnica

Internacional).

Institute of Electrical and Electronic Engineers (Instituto de

Ingenieros Electricistas y Electrónicos).

Kilovoltio.

Mega VoltAmperes.

Kilo VoltAmperes.

Subestación.

Transformador de Corriente.

Transformador de Potencial o “Voltage Transformer”.

Voltios.

Vatio.

Ohm.

Relación de transformador de corriente.

Corriente de cortocitcuito.



Trifásica.

Monofásica.

Bifásica.

Tiempo total de interrupciones

280

ETAP:

PADEE:

Km:

GWH:

S.A. :

GW:

Hz:

SP

P:

Z:

T:

G:

X :

R:

MVAR:

F.P :

p.u

SEP

Electrical Transient Analyzer Program.

Programa de Análisis de las redes de Distribución de Energía

Eléctrica.

Corriente máxima del conductor.

Kilometro.

Giga vatio horas.

Sociedad Anónima.

Giga vatio.

Hertzio.

Sistema de potencia.

Potencia.

Impedancia.

Transformador.

Generador.

Reactancia.

Resistencia.

Mega VoltAmperes Reactiva.

Factor de Potencia.

Por Unidad.

Sistema Eléctrico de Potencia

281

ANEXOS

282

Anexo 1: Reporte de fallas del antiguo circuito Guasimal

283

Anexo 2: Actividades realizadas durante el período de pasantías

Pruebas de inyección de corriente a un

transformador de distribución

Reconocimiento de la subestación La Morita

Prueba realizada con el Megger Revisión, reparaciones y mantenimiento a

diversos equipos utilizados en las redes de

distribución. (Reconectador KFE)

Prueba con el TTR Mediciones termografías en redes de

distribución

284

Anexo 3: Seccionador y Reconectador

287

Anexo 4: Transformado Móvil de la S/E La Morita y Disyuntor principal

Transformado Móvil de la S/E La Morita

Interruptor Principal que protege el transformador Móvil de la S/E La Morita

288

Anexo 5. Normas de diseño para líneas de alimentación de redes de distribución.

Dibujo

290

Anexo 6. Reconectador NOJA a las afueras de la S/E La Morita

TC

Reconectad

or NOJA

Caja de

control del

Reconectad

or NOJA

291

Anexo # 7: Coordinación de protecciones para reconectador fusibles, tabla de

factor K para la aplicación de fusibles del lado de la carga. Según norma de

diseño para líneas de alimentación y redes de distribución contra sobrecorriente,

código 45-87

292

Anexo 8: Tabla de fusibles DELTA M.R. Fusibles de media tensión modelo

IRVK

293

Anexo 9: Curva del Fusible IRVK

294

Anexo 10: Tríptico de prueba de aislamiento de transformadores

296

Anexo 11: Prueba de rigidez dieléctrica en transformadores

298

Anexo 12: Planilla de ensayo de rigidez dieléctrica

299

Anexo 13: Planilla para la prueba de aislamiento

300

Anexo 14: planilla para prueba de excitación de corriente

301

Anexo 15: Planilla para prueba de corriente de vacío

302

Anexo 16: Planilla para pruebas de transformadores de 3 devanados

303

Anexo 17: Planilla para pruebas de transformadores de 2 devanados

304

Anexo 18: Curso d las 5 reglas de oro

Práctica de las cinco reglas de oro en la subestación las delicias

305

Anexo 19

Prueba de rigidez dieléctrica con el

chipometro

Prueba de funcionamiento de reconectador

PANACEA

Prueba don el hipot Revisión de los componentes de los circuitos

Metropolitano y Guasimal

Inspección en las subestaciones de Ocumare de la Costa. (Cumboto, Cata y la

Independencia)

306

Anexo 20: Mantenimiento de seccionalizadores

307

Anexo 21: Ajuste de curvas del reconectador marca COOPER.

308

Anexo 22. Ajuste de curvas del reconectador marca PANACEA.

309

Anexo 23. Ajuste de curvas del reconectador marca NOJA

Prueba de funcionamiento de

transformador de Distribución

311

Anexo 24: Planos del circuito Metropolitano y Guasimal

coordinacion de protecciones...karla-marian

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