revision de la coordinacion de protecciones del sistema electrico pdvsa barinas

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR

COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

REVISIÓN DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO PDVSA SUR ÁREA OPERACIONAL BARINAS

POR

FABIOLA COROMOTO VELAZCO VELAZCO

INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR COMO

REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Febrero 2005

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR

COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

REVISIÓN DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO PDVSA SUR ÁREA OPERACIONAL BARINAS

POR


TUTOR ACADÉMICO: PROF. RICHARD RIVAS

TUTOR INDUSTRIAL: ING. NAYALI GUERRERO

INFORME FINAL DE PASANTÍA

PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TITULO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Febrero 2005

REVISIÓN DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO PDVSA SUR

ÁREA OPERACIONAL BARINAS

POR


RESUMEN

El objetivo de esta pasantía es incrementar la confiabilidad de los elementos de protección por

sobrecorriente recomendando, para ello, mejoras a la coordinación actual del sistema de

protecciones asociado al sistema eléctrico de PDVSA Sur, Área Operacional Barinas. La

metodología utilizada consistió básicamente en una evaluación general de la condición actual de

operación del sistema de potencia y del sistema de protecciones asociado a cada circuito, con la

finalidad de hacer las recomendaciones necesarias para mejorar la operatividad del mismo.

La evaluación general de la condición de operación de cada circuito se hizo a través de un estudio

de flujo de carga donde se tomaron en cuenta factores como: potencia, factor de potencia,

corriente circulante y niveles de tensión asociados a cada subestación y circuito tanto en

condiciones normales de operación como en situación de contingencia. Para la evaluación del

sistema de protecciones se estudiaron las corrientes de arranque, tipos de curvas tiempo –

corriente empleadas y diales de tiempo ajustados en cada equipo. Se construyeron las curvas

tiempo – corriente tanto para protección de fase como para protección de neutro después de un

estudio previo de las corrientes de falla máximas trifásicas y monofásicas en los puntos de interés

del sistema.

El estudio generó nuevos ajustes basados en las normas y criterios definidos para el sistema de

protecciones. Se tomaron en cuenta tiempos de respuesta, ajustes de instantáneos e intervalos de

coordinación entre equipos para así mejorar la confiabilidad y selectividad del sistema estudiado.

AGRADECIMIENTOS

En primer lugar, quiero agradecerles a Dios y a mis padres, quienes confiaron en mí dándome su

apoyo a lo largo de toda mi carrera y con su sacrificio y esfuerzo lograron hacer de mí lo que soy

hoy en día. Gracias por todo su apoyo!!!

Especialmente al profesor Richard Rivas, mi tutor académico, por haber confiado en mí en todo

momento y atenderme siempre que necesité de él. Su esfuerzo y apoyo fueron esenciales para la

elaboración de este proyecto.

A los Ingenieros Nayali Guerrero, Willyns López, Giuseppe Montalbano, Rodolfo Osuna y

Rafael Rodríguez por darme su atención cuando lo necesité para el desarrollo efectivo de este

trabajo. Gracias a todos.

A los electricistas Iván Castillo, Félix Pernalete, Emilde Rodríguez y demás personas que

colaboraron conmigo para lograr hacer el trabajo de campo correspondiente.

Para finalizar, quiero agradecer a todas las personas, que de alguna forma estuvieron a mi lado en

la elaboración de mi trabajo, apoyándome y aconsejándome, ya que sin ellos no estaría donde

estoy ahora.

Gracias a todos!!!

DEDICATORIA

Todo mi esfuerzo y trabajo se lo dedico a:

Dios, quién es responsable de que yo esté donde estoy y haya logrado todas las metas que me he

propuesto hasta ahora.

Mis padres, quienes con su esfuerzo y apoyo, hicieron de mí lo que soy, sin ustedes no hubiese

llegado hasta aquí. Estoy orgullosa de ser su hija.

A Dennys, porque tu apoyo fue muy importante a lo largo de mi carrera, tanto en lo personal

como en lo profesional.

A todos mis profesores, quienes me dieron las herramientas para poder desempeñarme como

profesional.

INDICE

CAPÍTULO 1……………………………………………………………………………………..1 INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………………1

CAPÍTULO 2……………………………………………………………………………………..4 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA…...…………………………………………………….........4

2.1. ESTRUCTURA BÁSICA DE PDVSA …...…………………………………........4 2.2. PDVSA SUR…………………………………………………………….................5 2.3. ESTRUCTURA ORGANIZATIVA DE PDVSA SUR...……………….…………7 2.4. ESTRUCTURA ORGANIZATIVA DE LA SUPERINTENDENCIA DE T

Y DE. DE PDVSA SUR…………………………………………………….……..8 2.5. OBJETIVOS DE LA SUPERINTENDENCIA DE T Y DE. PDVSA SUR……....9 2.5.1. OBJETIVO GENERAL…………………………………………...……..........9 2.5.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS…………………………………………….........9

CAPÍTULO 3……………………………………………………………………………...…….10 GENERALIDADES SOBRE PROTECCIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN………....10

3.1. INTRODUCCIÓN………………………………………………………………..10 3.2. EQUIPOS DE PROTECCIÓN…………………………………………………...11 3.3. PROTECCIÓN DE ALIMENTADORES PRIMARIOS………………………...13 3.4. PROTECCIÓN DE CIRCUITOS RAMALES…………………………………...13 3.5. CRITERIOS GENERALES DE SELECCIÓN Y COORDINACIÓN

DE EQUIPOS DE PROTECCIÓN………………………………………….........14 3.5.1. FUSIBLES DE PROTECCIÓN PARA TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN……………………………………………………………14 3.5.2. RELÉS DE SOBRECORRIENTE …………………………………............15

3.5.2.1. PROTECCIÓN DE FASE……………..……………………………...15 3.5.2.2. PROTECCIÓN DE NEUTRO………………………………………..16

3.5.3. RECONECTADORES DE CAMPO……………………..………………...16 3.6. DEFINICIONES ASOCIADAS CON EL ESTUDIO……………. ……………..17

CAPÍTULO 4………………………………………………………………………………........20 METODOLOGÍA UTILIZADA DURANTE EL ESTUDIO……...…………………………….20

4.1. INTRODUCCIÓN………………………………………………………………..20 4.2. RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN EN CAMPO………………………20 4.3. SIMULACIÓN DE FLUJO DE CARGA Y NIVELES DE CC DEL

SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO………....................................................21 4.4. EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES ACTUALES DE OPERACIÓN

DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO…………………………………...22 4.5. EVALUACIÓN DEL ESTADO ACTUAL DE LA COORDINACIÓN DE

PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO………….........22 4.6. PLANTEAMIENTO DE RECOMENDACIONES A LA COORDINACIÓN

DE PROTECCIONES ACTUALMENTE UTILIZADA.………………………..23

CAPÍTULO 5……………………………………………………………………………………25 EVALUACIÓN TÉCNICA DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO…….…………………………………………………..25

5.1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ACTUAL……………………...25 5.2. ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA Y EVALUACIÓN TÉCNICA DE

LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LOS CIRCUITOS………………..28 5.3. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DEL ESTUDIO…………………………..32

CAPÍTULO 6………………………………………………………………………………........35 EVALUACIÓN DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DEL SISTEMA EN ESTUDIO……………………………………………………………………………………35

6.1. INTRODUCCIÓN………………………………………………………………..35 6.2. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE CIRCUITOS EN 13.8 kV………37

6.2.1. CIRCUITO SINO – HATO – MINGO……….………………………........37 6.2.1.1 DESCRIPCIÓN DEL CIRCUITO Y DE SU SISTEMA

DE PROTECCIÓN…………………………..…………………….37 6.2.1.2 ESTUDIO DE NIVELES DE CORTOCIRCUITO……………..41 6.2.1.3 COORDINACIÓN ACTUAL DE PROTECCIONES…………...42 6.2.1.4 AJUSTES DE PROTECCIONES RECOMENDADOS………….55

6.2.2. CIRCUITO SINCO – MINGO……………………………………….........65 6.2.2.1 DESCRIPCIÓN DEL CIRCUITO Y DE SU SISTEMA DE PROTECCIÓN………………...…………………………….65

6.2.2.2 ESTUDIO DE NIVELES DE CORTOCIRCUITO……………..65 6.2.2.3 COORDINACIÓN ACTUAL DE PROTECCIONES…………...66 6.2.2.4 AJUSTES DE PROTECCIONES RECOMENDADOS………….68

6.2.3. CIRCUITO SINCO – ÁREA 16……………………………...………........69 6.2.3.1 DESCRIPCIÓN DEL CIRCUITO Y DE SU SISTEMA DE PROTECCIÓN………………...…………………………….69


6.2.4. CIRCUITO SILVESTRE…………….……….………………………........74 6.2.4.1 DESCRIPCIÓN DEL CIRCUITO Y DE SU SISTEMA DE PROTECCIÓN………………...…………………………….74


6.2.5. CIRCUITO MAPORAL.…………….……….………………………........78 6.2.5.1 DESCRIPCIÓN DEL CIRCUITO Y DE SU SISTEMA DE PROTECCIÓN………………...…………………………….78


6.2.6. CIRCUITO CAIPE.…………….…………….………………………........82 6.2.6.1 DESCRIPCIÓN DEL CIRCUITO Y DE SU SISTEMA DE PROTECCIÓN………………...…………………………….82


6.2.7. CIRCUITO SILVÁN…………….…………….………………………......85 6.2.7.1 DESCRIPCIÓN DEL CIRCUITO Y DE SU SISTEMA DE PROTECCIÓN………………...…………………………….85


6.2.8. CIRCUITO CAMPO BORBURATA…………….……….……………….89 6.2.8.1 DESCRIPCIÓN DEL CIRCUITO Y DEL SISTEMA DE COORDINACIÓN ASOCIADO…………………………….89


6.2.9. CIRCUITO CAMPO BEJUCAL…...…………….……….……………….92 6.2.9.1 DESCRIPCIÓN DEL CIRCUITO Y DEL SISTEMA DE COORDINACIÓN ASOCIADO…………………………….92


6.3. COORDINACIÓN DE PROTECIONES DE S/E’S EN 34.5/13.8 kV.………….94 6.3.1. S/E TOREÑO PDVSA………………………………………….……….…94 6.3.2. S/E BARINAS NORTE………………………………………….………...96 6.3.3. S/E BORBURATA………………………………………………………...97

CAPÍTULO 7……………………………………………………………………………………99 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES…………………………………………….........99

7.1. CONCLUSIONES…………………………………….…………………………99 7.2. RECOMENDACIONES……………………………………………………….100

BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………………102

ANEXOS………………………………………………………………………………………..104

INDICE DE FIGURAS

Figura 2.1: Estructura Organizativa de PDVSA Sur………………………………………………7

Figura 2.2: Estructura Organizativa de la Superintendencia de T y DE. PDVSA Sur.....................8

Figura 5.1: Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico de PDVSA Barinas………….....................26

Figura 6.1: Diagrama Unifilar del circuito Sinco – Hato – Mingo. Primera parte…………..…...39

Figura 6.2: Diagrama Unifilar del circuito Sinco – Hato – Mingo. Segunda parte………..……..40

Figura 6.3: Coordinación actual de fase del circuito Sinco – Hato – Mingo.

Fusible 20 K - Rec. Mingo 7 y Rec. Mingo 7 – Rec. Mingo………….…………….47


Fusible 25 K – Rec. Mingo y Rec. Mingo – Rec. D-105 (Sin-H-Min)……………..48


Fusible 15 K – Rec. Hato y Rec. Hato – Rec. D-105 (Sin-H-Min)..………………...49


Fusible 15 K – Rec. D-105 (Sin-H-Min)……….…………………………………....50

Figura 6.7: Coordinación actual de neutro del circuito Sinco – Hato – Mingo.

Fusible 20 K - Rec. Mingo 7 y Rec. Mingo 7 – Rec. Mingo ……………………….51


Fusible 25 K - Rec. Mingo y Rec. Mingo – Rec. D-105 (Sin-H-Min)……………...52


Fusible 15 K - Rec. Hato y Rec. Hato – Rec. D-105 (Sin-H-Min)…………….........53


Fusible 15 K – Rec. D-105 (Sin-H-Min)…………….................................................54

Figura 6.11: Coordinación de fase recomendada para el circuito Sinco – Hato – Mingo.

Fusible 20 K - Rec. Mingo 7 y Rec. Mingo 7 – Rec. Mingo………….…………….58


Fusible 25 K – Rec. Mingo y Rec. Mingo – Rec. D-105 (Sin-H-Min)……………..59


Fusible 15 K – Rec. Hato y Rec. Hato – Rec. D-105 (Sin-H-Min)..………………...60


Fusible 15 K – Rec. D-105 (Sin-H-Min)……….…………………………………...61

Figura 6.15: Coordinación de neutro recomendada para el circuito Sinco – Hato – Mingo.

Fusible 20 K - Rec. Mingo 7 y Rec. Mingo 7 – Rec. Mingo ……………………….62


Fusible 25 K - Rec. Mingo y Rec. Mingo – Rec. D-105 (Sin-H-Min)……………...63


Fusible 15 K – Rec. D-105 (Sin-H-Min)…………….................................................64

INDICE DE TABLAS

Tabla I: Circuitos estudiados con su respectiva producción de petróleo…….………..................25

Tabla II: Resultados de simulación de flujo de carga………………………………....................28

Tabla III: Porcentajes de caída de tensión obtenidos por simulación a lo largo de cada

circuito estudiado………………………………………………………………………29

Tabla IV: Valore medidos y simulados de corriente consumida por S/E y circuito……………..30

Tabla V: Niveles de tensión simulados y medidos en las barras principales del sistema

estudio………………………………………………………………………………….30

Tabla VI: Consumo de Potencia por S/E según mediciones……………………………………..30

Tabla VII: Consumo de Potencia por S/E en condición de contingencia obtenido por

simulación…………………………………………………………………………….31

Tabla VIII: Tipo de conductor instalado por circuito…………………………………………….31

Tabla IX: Fusibles utilizados para la protección de transformadores de distribución en

13.8 kV...........................................................................................................................36

Tabla X: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Sinco – Hato – Mingo……………………………………41

Tabla XI: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Sinco – Hato – Mingo……………...42

Tabla XII: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para reconectadores

asociados al circuito Sinco – Hato – Mingo………………...……………………….43

Tabla XIII: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Sinco – Hato – Mingo……..55

Tabla XIV: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Sinco – Mingo………………………………………….66

Tabla XV: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Sinco – Mingo…………….............66

Tabla XVI: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para reconectadores

asociados al circuito Sinco – Mingo…………………………………………………66

Tabla XVII: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Sinco – Mingo……………68

Tabla XVIII: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Sinco – Área 16……………….……………………...70

Tabla XIX: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Sinco – Área 16…………..............70

Tabla XX: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para reconectadores

asociados al circuito Sinco – Área 16………………………………………………..71

Tabla XXI: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Sinco – Área 16...…………72

Tabla XXII: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Silvestre……………………………………................75

Tabla XXIII: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Silvestre………….......................75

Tabla XXIV: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para reconectadores

asociados al circuito Silvestre……………………………………………………..75

Tabla XXV: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Silvestre...………………..77

Tabla XXVI: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre recomendados para

reconectadores asociados al circuito Silvestre……………………………………77

Tabla XXVII: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Maporal…………………………………..................79

Tabla XXVIII: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Maporal…………....................79

Tabla XXIX: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para reconectadores

asociados al circuito Maporal…………………………………………………......79

Tabla XXX: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Maporal.………………….81

Tabla XXXI: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre recomendados para

reconectadores asociados al circuito Maporal……………………………………81

Tabla XXXII: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Caipe………………………………….......................83

Tabla XXXIII: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Caipe………….........................83

Tabla XXXIV: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Caipe…………………..84

Tabla XXXV: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Silván………………………………….....................86

Tabla XXXVI: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Silván………............................86

Tabla XXXVII: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para reconectadores

asociados al circuito Silván…………………………………………………..........86

Tabla XXXVIII: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Silván………………..88

Tabla XXXIX: Tiempos de reposición y tiempos muertos de recierre recomendados para

reconectadores asociados al circuito Silván…..…………………………………..88

Tabla XL: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Campo Borburata……………………………….............90

Tabla XLI: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Campo Borburata………...............90

Tabla XLII: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para reconectadores

asociados al circuito Campo Borburata…………………………………………….90

Tabla XLIII: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Campo Borburata………..91

Tabla XLIV: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Campo Bejucal…………………………….................92

Tabla XLV: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Campo Bejucal.……….................93

Tabla XLVI: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Campo Bejucal…………..93

Tabla XLVII: Ajustes actuales de protecciones de los interruptores asociados a la

S/E Toreño PDVSA……………………………………………………………….94

Tabla XLVIII: Ajustes de protecciones recomendados a los interruptores asociados a la

S/E Toreño PDVSA……………………………………………………………….95

Tabla XLIX: Ajustes actuales de protecciones de los interruptores asociados a la

S/E Barinas Norte…………………………………………………………………96

Tabla XLX: Ajustes actuales de protecciones de los interruptores asociados a la

S/E Borburata……………………………………………………………………...98

LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

Ap: Amperes del primario.

As: Amperes del secundario.

Bej: Bejucal

BN: Barinas Norte.

Bor: Borburata.

CADELA: Compañía Anónima de la Electricidad de Los Andes.

CC: Cortocircuito.

Conf.: Configuración.

F.P: Factor de potencia.

E. Inv: Etremadamente Inversa.

GM: Las Gemelas.

H: Hato.

Iarr: Corriente de arranque.

IC: Intervalo de coordinación

Icarga: Corriente de carga.

Imáx carga: Corriente máxima de carga.

Inst: Corriente de instantáneo.

Inv: Inversa.

MBPPD: Miles de barriles de petróleo por día.

Min: Mingo.

Mult. Inst: Múltiplo de Instantáneo.

PTS: Patio de Tanques Silvestre.

Rec: Reconectador.

S/E: Subestación.

Sin: Sinco.

S.T.E.I: Extremadamente Inversa de Tiempo Corto.

S.T.I: Inversa de Tiempo Corto.

Tor: Toreño.

CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN

La empresa PDVSA SUR, realiza actividades de perforación y explotación en los yacimientos

petrolíferos de crudo liviano y mediano, así como también el manejo y almacenamiento del crudo

producido. Estos yacimientos están ubicados en los llanos occidentales, en los estados Barinas y

Apure. El nivel de producción promedio diario es alrededor de los 90 MBPPD, de los cuales

aproximadamente 25.5 MBPPD pertenecen a la Unidad de Explotación Barinas.

El sistema eléctrico PDVSA Barinas siempre se ha caracterizado por presentar un esquema de

interconexión radial, teniendo como fuente principal de suministro de energía la S/E Toreño

CADELA. Hasta el año 2.000, el sistema eléctrico estaba conformado por una línea de

interconexión entre la S/E Toreño CADELA y la Planta Eléctrica El Toreño, encargada de

alimentar tres (3) circuitos, una línea de interconexión entre la S/E Toreño CADELA y la S/E

Barinas Norte encargada de alimentar cuatro (4) circuitos y una interconexión entre la S/E

Toreño CADELA y la S/E Silvestre encargada de alimentar los dos (2) circuitos del Patio de

Estación Silvestre (PTS 1 y PTS 2). Por otra parte, se encontraba el módulo de generación

Borburata con cuatro (4) motogeneradores alimentando el campo Borburata.

En ese año, la empresa se vio en la necesidad de sacar de servicio la Planta Eléctrica El Toreño

por poseer generadores muy viejos que estaban causando grandes pérdidas por mantenimiento. A

partir de aquí surge la S/E Toreño PDVSA, que es alimentada actualmente por CADELA a través

de una línea de interconexión. Los motogeneradores que inicialmente conformaban el módulo de

generación Borburata fueron reemplazados por tres turbinas a gas, conformando así, el nuevo

módulo de generación Borburata, responsabilidad de la empresa HANOVER y la nueva S/E

Borburata encargada de alimentar dos (2) circuitos: Campo Bejucal y Campo Borburata.

Finalmente se construyó una línea de interconexión entre la S/E Barinas Norte y la S/E Borburata

para darle más confiabilidad y disponibilidad al sistema eléctrico.

Esta variedad de puntos de alimentación así como las cambiantes características del sistema

producto de la demanda de un mayor suministro de energía por la perforación continua de pozos,

exigen una correcta operación de los sistemas de protecciones.

Este estudio tiene la finalidad de revisar los ajustes de los circuitos en 13.8 kV y las

subestaciones en 34.5/13.8 kV pertenecientes a PDVSA Sur, área operacional Barinas, y la

coordinación de sus elementos de protección por sobrecorriente para recomendar mejoras que

garanticen la mayor selectividad posible entre los diferentes equipos de protección.

Para ello se chequearon las corrientes de arranque, ajustes de los instantáneos, el dial de tiempo

de las curvas utilizadas y los tiempos muertos de los reconectadores instalados.

Antes de revisar la coordinación de protecciones se evaluó la condición de operación del sistema

a través de un estudio de flujo de carga que tomó en cuenta aspectos como la potencia consumida

por subestación y circuito, factores de potencia y porcentajes de caídas de niveles de tensión. Con

la obtención de los datos necesarios en un trabajo de campo, se hizo la validación de los

resultados obtenidos por simulación.

También se obtuvieron los ajustes actuales de protecciones para cada dispositivo del sistema, y

se graficaron las curvas de tiempo – corriente asociadas a cada circuito y subestación,

coordinando cada reconectador con el fusible más lento ubicado aguas abajo del mismo.

Para la evaluación de la coordinación actual del sistema, se hizo necesario un estudio de los

niveles de cortocircuito en los puntos de interés como: fallas en las barras de 13.8 kV y 34.5 kV,

fallas aguas abajo de los fusibles utilizados para la coordinación y en las zonas de protección de

cada reconectador, así como las fallas en puntos lejanos de cada circuito estudiado para verificar

su detección por los reconectadores correspondientes.

En el estudio se utilizaron los criterios de coordinación que se expondrán en el capítulo 3 y se

recomendaron los ajustes necesarios para mejorar la rapidez, confiabilidad y selectividad del

sistema de protecciones utilizado actualmente.

CAPÍTULO 2

DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA 2.1. ESTRUCTURA BÁSICA DE PDVSA

Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), es la empresa Matriz, propiedad de la República

Bolivariana de Venezuela, que se encarga del desarrollo de la industria petrolera, petroquímica y

carbonífera.

Las actividades de comercialización en el mercado nacional son llevadas a cabo a través de la

marca PDV, con el mercadeo de productos, tales como gasolina de motor y aviación, diesel

automotor, combustible jet A-1, fuel oil para plantas eléctricas e industriales, lubricantes y grasas,

aditivos para motores de inyección, liga de frenos, asfalto para pavimentación, búnkers para los

barcos mercantes y petroleros, entre muchos otros; en una amplia red de distribuidores y puntos

de venta.

En el mercado internacional a través de su filial CITGO Petroleum Corporation, PDVSA realiza

el mercado y transporte de gasolina, “jet turbine fuel”, diesel, lubricantes, aceites, ceras refinadas,

petroquímicos, asfaltos y otros productos industriales derivados del petróleo. Ésta empresa está

constituida por tres grandes holdings o divisiones, dedicadas a las actividades medulares del

negocio:

PDVSA Exploración y Producción: La división PDVSA Exploración y Producción es

responsable por el desarrollo de petróleo, gas, carbón y la manufactura de Orimulsión. Esta

división está compuesta por las siguientes unidades de negocio: PDVSA Exploración, PDVSA

Producción, PDVSA Faja, Bitor-Carbozulia y CVP.

PDVSA Manufactura y Mercadeo: Esta división está a cargo de las actividades de refinación

de crudos, así como de la manufactura de productos, su comercialización y suministro para el

mercado nacional e internacional. Además se encarga de la comercialización del gas natural y

cumple funciones de transporte marítimo. Esta división está constituida por: PDVSA Refinación

y Comercio, Deltaven, PDVSA Marina, INTEVEP y PDVSA Gas.

PDVSA Servicios: Esta división es responsable del suministro de servicios integrados,

especializados y competitivos a toda la corporación. Su área de gestión incluye una amplia área

de especialidades entre las que se destacan: suministro de bienes y materiales, servicios técnicos,

consultoría y asesoría profesional, informática e ingeniería, entre otras. Esta división está

compuesta por: Bariven, PDVSA Ingeniería y Proyectos, PDVSA Administración y Servicios,

Consultoría Jurídica, Recursos Humanos, Finanzas y Asuntos Públicos.

2.2. PDVSA SUR

La empresa PDVSA SUR, realiza actividades de Perforación y Explotación en los yacimientos

petrolíferos de Crudo Liviano y Mediano, así como también el manejo y almacenamiento del

crudo producido. El transporte hasta la Refinería El Palito ubicada en el estado Carabobo se

realiza por el Oleoducto de 20 pulgadas, La Victoria–Guafita–Silvestre–El Palito, atravesando los

estados Apure, Barinas, Portuguesa, Yaracuy y Carabobo (643 km). El nivel de producción

promedio diario es alrededor de los 90 MBPPD, de los cuales aproximadamente 25.500

pertenecen a la Unidad de Explotación Barinas y el resto es el generado en la Unidad de

Explotación Apure.

La sede principal está ubicada en el Estado Barinas en el edificio Campo La Mesa. El área

principal de operaciones está ubicada en el edificio Silvestre. Dentro del mencionado edificio se

cuenta con las siguientes superintendencias: Unidad de Explotación Barinas (UEB),

Coordinación Operacional (Manejo de Crudo), Seguridad Higiene y Ambiente (SHA),

Mantenimiento, Control y Gestión y por último Transmisión y Distribución Eléctrica (T y DE).

2.3. ESTRUCTURA ORGANIZATIVA DE PDVSA SUR

Distrito Barians

Gerente

Gerente de Perforación

Superinten-dente de Subsuelo

Superinten-dente

Perforación

Superint.

Rehabilita-ción

Gerente de Mantenimiento

y Servicio

Superinten-dente Serv. Logísticos

Superinten-dente

Manteni-miento

Superinten- dente

Yacimiento

Superinten-dente Ing. y Producción

Superinten-dente Ing. y

Construcción.

Gerente Técnico

Gerente

de Operaciones

Superinten-dente UEA

Superinten-dente UEB

Superinten-dente

T. y DE.

Asesores Gerencia

AAPP

Propiedades y Catástrofe

Salud

P.C.P

Coord. Operacional

S.H.A.

Relaciones Técnicas

PPPrrreeesssuuupppuuueeesss tttooo yyy GGGeeesss ttt iiióóónnn

Finanzas

Asuntos Jurídicos

Materiales

RRHH

A.I.T.

Figura 2.1: Estructura Organizativa de PDVSA Sur

2.4. ESTRUCTURA ORGANIZATIVA DE LA SUPERINTENDENCIA DE

T Y DE. PDVSA SUR

2.5. OBJETIVOS DE LA SUPERINTENDENCIA DE T Y DE. PDVSA SUR

2.5.1. OBJETIVO GENERAL

• Suministrar la energía eléctrica requerida para la producción y manejo de hidrocarburos,

contemplada en el plan de negocios de la corporación, en forma oportuna, confiable y a costo

óptimo.

2.5.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Contribuir a maximizar el valor agregado de las unidades de producción.

• Garantizar el servicio eléctrico continuo y eficiente, promoviendo negocios con terceros y

otras alianzas.

• Mejorar la eficiencia y la confiabilidad del sistema eléctrico del distrito Sur.

• Minimizar el impacto ambiental y asegurar la integridad del personal e instalaciones de la

empresa.

• Desarrollar conocimientos y adoptar tecnologías de vanguardia para apoyar la ejecución de

las metas en la organización.

CAPÍTULO 3

GENERALIDADES SOBRE PROTECCIÓN DE SISTEMAS DE

DISTRIBUCIÓN

3.1. INTRODUCCIÓN Un sistema de protección está conformado por todos los equipos cuya función principal es el

despeje de una falla que pueda ocurrir en cualquier punto de un sistema de potencia.

Para cumplir su objetivo principal, los sistemas de protecciones realizan diferentes funciones

orientadas a mantener la calidad y continuidad del servicio. Algunas de estas funciones son:

• Retirar rápidamente del servicio cualquier elemento que afecte al sistema como es el caso de

un elemento en cortocircuito.

• Seccionar el sistema de potencia en el punto más adecuado frente a una pérdida de generación

o frente a una pérdida de sincronismo.

• Registrar que tipo de falla ha ocurrido.

• Llevar registros del número de fallas.

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 alto grado de explotación, es

posible deducir las características principales que debe presentar un sistema de protección, tales

como:

• Sensibilidad: Propiedad por la cual el sistema de protección debe operar para la falla mínima

que se presente.

• Selectividad: Propiedad por la cual el sistema de protección debe distinguir entre fallas en su

zona de operación y fallas externas.

• Velocidad: Ser lo suficientemente rápido para despejar la falla antes que cause daños graves

al sistema.

• Seguridad: Debe ser lo suficientemente seguro para garantizar que la falla sea despejada

apenas ésta ocurra.

• Confiabilidad: Debe actuar ante fallas y no ante corrientes y sobrecorrientes normales de

operación.

3.2. EQUIPOS DE PROTECCIÓN

Los equipos de protección son aquellos que son capaces de interrumpir condiciones anormales de

falla que pueden causar daños, tanto a personas como a equipos, en un sistema eléctrico. Los

equipos de protección más utilizados en un sistema eléctrico son:

• INTERRUPTOR: Es un dispositivo capaz de soportar, tanto corrientes de operación normal

como corrientes de elevada magnitud durante un tiempo específico, debidas a fallas en el

sistema. Los interruptores pueden abrir o cerrar en forma automática por medio de las

acciones de mando de los relés, los cuales son los encargados de medir las condiciones de

operación de la red y situaciones anormales tales como sobrecargas o corrientes de falla.

• RECONECTADOR: Son elementos que al detectar una corriente y transcurrir un tiempo

determinado abren y cierran sus contactos respectivamente, energizando nuevamente el

circuito protegido. Si la condición de falla sigue presente, el reconectador repite la secuencia

de apertura - cierre un cierto número de veces (4 como máximo). Después de la cuarta

operación de apertura queda en posición lock out o bloqueo. Los reconectadores se pueden

emplear en cualquier parte del circuito primario de distribución o transmisión, siendo los

lugares más lógicos para su empleo los siguientes: en la subestación de potencia que alimenta

los circuitos de distribución, sobre el alimentador primario, para seccionarlo e impedir que

salga de servicio todo el alimentador cuando se presente una falla al extremo del mismo y en

los puntos donde se unen las derivaciones con los alimentadores primarios.

• RELÉS DE SOBRECORRIENTE: Son dispositivos de protección que actúan cuando la

corriente que miden sobrepasa cierto valor. Este valor mínimo o valor de operación es

llamado valor umbral (pick up) y es ajustable externamente dependiendo de la sobrecorriente

que se desea detectar. Este dispositivo trabaja en conjunto con un transformador de corriente,

el cual da una muestra de la corriente del circuito o equipo que se desea proteger (reducido

por la relación de transformación) y con un interruptor de potencia, cuya función es la de

desconectar el circuito fallado una vez que el relé de sobrecorriente haya dado la orden de

apertura. La orden consiste en el cierre de un contacto que energiza la bobina de disparo del

interruptor.

Estos relés poseen una unidad temporizada y una unidad instantánea. La unidad temporizada

se utiliza cuando se requiere un tiempo de retardo intencional en la operación. La unidad

instantánea hace que el relé cierre su contacto de operación inmediatamente después de medir

un valor de corriente superior a su valor umbral. A medida que aumenta la corriente, el

tiempo de operación será menor por tener curvas de operación con característica inversa, sin

embargo, el rango de variación de los tiempos es muy pequeño.

• FUSIBLE: Es un dispositivo de protección contra cortocircuitos cuyo principio de operación

está basado en la circulación de corriente a través de un elemento conductor cuyos materiales

y sección transversal han sido seleccionados para lograr su fundición al superarse una

corriente umbral, siguiendo por lo general una curva característica del tipo inverso al igual

que la curva del relé de sobrecorriente.

3.3. PROTECCIÓN DE ALIMENTADORES PRIMARIOS

En general, el primer dispositivo de protección en un alimentador primario es un interruptor

automático de circuito o un reconectador de la clase de potencia ubicado en la subestación. Si el

circuito es aéreo, es frecuente que el interruptor automático de circuito tenga relevadores de

reconexión, de modo que opera prácticamente en la misma forma que un reconectador. Si el

circuito es principalmente subterráneo, en general no se aplica la reconexión.

Si partes del alimentador principal y ramales largos se extienden más allá de la zona de

protección del interruptor automático con relevadores o del reconectador que está en la

subestación, por lo general se instalará un equipo adicional de protección contra sobrecorriente

fuera del alimentador principal.

3.4. PROTECCIÓN DE CIRCUITOS RAMALES

Es de suma importancia aislar las fallas en las líneas ramales o subramales, incluso las cortas,

para mantener el servicio en el resto del alimentador. La protección del circuito ramal no sólo

protege al resto del alimentador, sino también ayuda a señalar el lugar de la falla. El cortacircuito

del fusible de expulsión simple es el que se utiliza en casi la totalidad de los casos para la

protección contra sobrecorrientes en los ramales y subramales. Es posible que se usen en

combinación con reconectadores.

3.5. CRITERIOS GENERALES DE SELECCIÓN Y COORDINACIÓN DE

EQUIPOS DE PROTECCIÓN

3.5.1. FUSIBLES DE PROTECCIÓN PARA TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN[3]

Los transformadores de distribución, generalmente están protegidos por fusibles instalados en el

lado de alta. Para seleccionar estos fusibles se deben tomar en cuenta los siguientes criterios:

• El fusible debe dejar pasar la corriente de inrush del transformador, con una corriente de

operación superior a 120% de la corriente nominal del transformador. Se puede escoger una

corriente mínima de fusión entre (125% - 150%) de la corriente nominal del transformador.

• La capacidad de interrupción del fusible debe ser mayor que la corriente de falla máxima que

éste debe interrumpir.

• La característica total de despeje del fusible debe ser más rápida que la curva de daño del

transformador.

Para coordinar un fusible con un reconectador aguas arriba, se debe tener en cuenta que la curva

total de despeje del fusible debe ser más rápida que la curva característica del reconectador,

fundiéndose en la primera operación del reconectador y dejando aislado sólo el tramo fallado.

Como criterio para el intervalo de coordinación entre estos dispositivos se puede usar entre 0.2

seg. y 0.4 seg.

3.5.2. RELÉS DE SOBRECORRIENTE[3, 1]

3.5.2.1. PROTECCIÓN DE FASE

La unidad temporizada de los relés de sobrecorriente de fase tiene dos ajustes: la corriente

mínima de operación (TAP o pick up) y el dial de tiempo. La corriente mínima de operación debe

ser escogida de modo tal que el relé no opere para una corriente inferior a 1.5 veces la corriente

máxima de carga en el circuito protegido, evitándose con esto operaciones innecesarias del

interruptor.

El dial de tiempo debe ser tal que la característica de operación permita coordinación con los

otros dispositivos de protección y que además sirva como respaldo efectivo de estas protecciones.

Además, el relé no debe operar para corrientes transitorias de restablecimiento en frío del

transformador.

Se puede utilizar como criterio para la corriente mínima de operación el de obligar a que el relé

sea capaz de detectar la corriente de falla mínima en el extremo más remoto del circuito troncal,

de este modo, se asegura el respaldo total de las protecciones intermedias, fijándose un límite

superior para el TAP expresado como:

1.5 x (Imáx carga) / RTC < TAP < (Imin falla) / RTC

donde RTC es la relación de transformación del transformador de corriente del relé.

Cuando el relé de sobrecorriente sea utilizado en alimentadores largos, la corriente de ajuste del

instantáneo puede escogerse para que vea fallas hasta un 80% del tramo del circuito, que va desde

el punto donde se encuentra el relé hasta el punto donde se encuentra el próximo dispositivo de

protección, por ejemplo un reconectador.

3.5.2.2. PROTECCIÓN DE NEUTRO

El valor mínimo de operación de los relés de tierra debe ser tal que no opere para la corriente

residual producida por el máximo desbalance en el sistema. El criterio utilizado impone un ajuste

entre el 60% y 80% de la corriente normal de carga del circuito, es decir:

TAP > (0.6-0.8) x (I carga) / RTC

Sin embargo, es preferible afinar el ajuste de estos relés hasta el mínimo permisible por el

desbalance, de modo que su sensibilidad sea tal que se detecten fallas mínimas hasta donde sea

posible.

El ajuste del dial debe ser tal que la característica permita coordinación con otros dispositivos de

protección. La unidad instantánea debe ajustarse con un criterio similar al que se tomó para la

unidad temporizada pero tomando en cuenta la coordinación con los otros dispositivos.

Para coordinar relés de sobrecorriente se tiene como criterio que el interruptor más cercano a la

falla es el que debe operar más rápido, es decir, deben operar en orden de rapidez, desde el

interruptor más cercano a la falla hasta el interruptor principal de la subestación. Los

interruptores electrónicos operan en 0.05 seg. y los reconectadores se pueden programar para

hacer los recierres a conveniencia de la empresa o usuario, por lo tanto, se utiliza como criterio

para el intervalo de coordinación entre relés valores comprendidos entre 0.3 seg. y 0.5 seg.

3.5.3. RECONECTADORES DE CAMPO[3]

Los reconectadores instalados en alguna parte de un circuito troncal se justifican cuando la

protección de sobrecorriente de la subestación (relé + interruptor o reconectador) no tiene el

alcance suficiente para proteger todo el circuito troncal. También se justifican cuando se requiere

aumentar la confiabilidad del sistema de protecciones de acuerdo a la importancia de la carga que

maneja el circuito.

La corriente mínima de operación del reconectador debe ser superior a la máxima carga que lleva

el circuito al cual protege, así mismo, las características y secuencia de operación deben ser tal

que coordinen con el resto de los dispositivos de protección del sistema.

Para coordinar reconectadores ubicados en un troncal debido a su longitud, se debe realizar la

coordinación de corriente y dejar la secuencia de operaciones iguales o se realiza la coordinación

en tiempo y corriente de manera similar a los relés de sobrecorriente, pero jugando con los ajustes

posibles de las secuencias de operación hasta obtener un resultado lógico.

3.6. DEFINICIONES ASOCIADAS CON EL ESTUDIO

Con la finalidad de facilitar la comprensión de los términos utilizados durante el desarrollo del

Estudio de la Coordinación de Protecciones, se proceden a definir algunos conceptos y términos

asociados con el trabajo.

• Estudio de Flujo de Carga: El estudio de flujo de carga es aquel proceso matemático que se

realiza para simular o determinar el comportamiento de las potencias activas, reactivas y

aparentes, los perfiles de tensión, la corriente y el factor de potencia en diversos puntos del

sistema eléctrico. De acuerdo a esto, se pueden establecer las condiciones de operación del

sistema, además de los fundamentos para su planificación, al tener la posibilidad de simular

nuevas interconexiones, variaciones en la generación, cambios en las líneas y adicionamiento

de nuevas cargas.

• Nivel de Cortocircuito: Es la corriente máxima que circularía por un punto de la red ante la

peor condición de falla.

• Falla Monofásica: Es la perturbación que se genera por el contacto de un conductor de las

fases con un punto de potencial diferente al mismo, excluyendo los conductores de las fases

restantes.

• Falla Bifásica: Es la falla causada por el contacto directo entre dos conductores de la red,

creando una corriente de cortocircuito entre las dos fases mientras la corriente tiende a cero

en la fase no involucrada.

• Falla Bifásica a tierra: Es la falla causada por el contacto directo entre dos conductores de

la red y un elemento con diferencia de potencial que tienda a cero voltios, creando una

corriente de cortocircuito entre las dos fases y tierra, mientras que en la fase no involucrada,

la corriente tiende a cero.

• Falla Trifásica: Es la falla causada por el contacto directo entre los tres conductores de la

red, creando una corriente de cortocircuito por las tres fases, causando grandes bajas de

tensión.

• Capacidad de Interrupción: Es la corriente que es capaz de interrumpir un equipo de

protección a tensión nominal sin provocar daños a ningún elemento del sistema (incluyendo a

personas).

• Protección de Fase: Es la que se encarga de detectar las sobrecorrientes por sobrecarga y

cortocircuito entre fases.

• Protección de Tierra o Neutro: Es el control de las magnitudes residuales (suma vectorial

de las magnitudes de corriente o tensión de las tres fases) para detectar un defecto a tierra.

• Porcentaje de Caída de Tensión: Se define como la diferencia porcentual de tensión entre

un punto cualquiera del circuito y la barra de salida de la subestación. Por norma de diseño se

exige que este valor no supere el 5% para cualquier punto de la red en condiciones normales

de operación y que no supere el 7% en condiciones de emergencia.

CAPÍTULO 4

METODOLOGÍA UTILIZADA DURANTE EL ESTUDIO

4.1. INTRODUCCIÓN

Con la finalidad de cumplir con los objetivos propuestos inicialmente para la elaboración de este

estudio y lograr el planteamiento de una adecuada coordinación de protecciones se siguieron

cinco (5) etapas para evaluar y solucionar los problemas del sistema de protecciones de la red de

PDVSA Barinas. Estas etapas fueron las siguientes:

1. Recopilación de la información en campo.

2. Simulación de flujo de carga y niveles de CC del sistema eléctrico en estudio.

3. Evaluación de las condiciones actuales de operación del sistema eléctrico en estudio.

4. Evaluación del estado actual de la coordinación de protecciones del sistema eléctrico en

estudio.

5. Planteamiento de recomendaciones a la coordinación de protecciones actualmente utilizada.

4.2. RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN EN CAMPO

Es la primera etapa que se debe cubrir durante el desarrollo del estudio, que consistió,

básicamente, en obtener los datos necesarios en cada una de las subestaciones, pórticos de los

reconectadores de campo y los circuitos involucrados en el estudio. Los pasos seguidos durante

esta etapa fueron:

• Recolección y evaluación de estudios de la Coordinación de Protecciones realizados con

anterioridad en el Sistema Eléctrico PDVSA Barinas. Esto se hizo con la finalidad de

observar la evaluación y estrategias de solución propuestas en estudios anteriores en los

circuitos del sistema.

• Recolección de los datos en campo de cada circuito en estudio, incluyendo el tipo de

conductor, longitud de conductor, configuración de cada línea, capacidad nominal e

impedancia de cada transformador de potencia, ajustes actuales de las protecciones, corriente

y tensión reales consumidas por las subestaciones y circuitos en estudio.

• Actualización y Digitalización de los circuitos en estudio a través del programa ETAP

PowerStation versión 4.0 perteneciente a PDVSA.

4.3. SIMULACIÓN DE FLUJO DE CARGA Y NIVELES DE CC DEL

SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO Esta etapa consistió en la verificación y validación de los niveles de tensión y corrientes con los

valores obtenidos en campo, así como también, la obtención de las corrientes máximas de falla en

la barra de 13.8 kV de cada subestación y puntos de interés a lo largo de cada circuito.

Los pasos seguidos en esta etapa fueron los siguientes:

• Obtención del flujo de carga por medio de el programa ETAP en condiciones normales de

operación con la finalidad de obtener el flujo de potencia, niveles de tensión y corrientes

consumidas por subestación y circuito para compararlas con los valores reales.

• Obtención del flujo de carga en condición de contingencia con el fin de evaluar la

disponibilidad de CADELA para servir toda la carga del sistema si la planta de generación

HANOVER quedara fuera de servicio.

• Se calculó el nivel de cortocircuito en cada una de las barras de 34.5 kV y 13.8 kV, aguas

abajo de los reconectadores de campo y fusibles asociados y en puntos lejanos en el extremo

de cada circuito para verificar el respaldo de las protecciones para la corriente mínima de falla

en el extremo final del alimentador principal.

4.4. EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES ACTUALES DE

OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO Esta etapa se basó en la comparación de los valores de tensión y corriente obtenidas en el trabajo

de campo con los valores obtenidos en la simulación hecha en el programa ETAP, el cual fue el

soporte para el diagnóstico de los parámetros técnicos del sistema en estudio.

Los pasos seguidos en esta etapa fueron:

• Evaluación del consumo de potencia por circuito y subestación en condiciones normales de

operación y bajo contingencia, analizando la capacidad disponible del sistema para suplir

energía con la adición futura de carga.

• Evaluación de los tipos de conductores instalados comparando su capacidad nominal de

corriente con el valor real que manejan, observándose claramente, que el sistema está

sobredimensionado.

4.5. EVALUACIÓN DEL ESTADO ACTUAL DE LA COORDINACIÓN

DE PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO

Esta etapa se basó en el análisis de los ajustes y la coordinación de protecciones actualmente

existente en cada circuito del sistema.

Se construyeron las curvas tiempo – corriente (TCC) de los dispositivos de protección mediante

el uso del módulo de apoyo del programa ETAP, PowerPlot, y se analizó la coordinación de los

fisibles más lentos que protegen los transformadores de distribución de los pozos con los relés de

sobrecorriente que controlan los reconectadores ubicados aguas arriba de estos fusibles, tanto los

de campo como los de salida de circuito.

Para el estudio se tomaron en cuenta las corrientes de falla máxima trifásicas y monofásicas en la

zona de protección de cada fusible y reconectador. Así mismo, se estudió también, la

coordinación de los interruptores que protegen los transformadores de potencia en las

subestaciones para fallas en las barras principales de 13.8 kV.

Se utilizaron los niveles de cortocircuito obtenidos en la simulación y se verificó si los fusibles

eran suficientemente lentos para permitir el paso de las corrientes de inrush de los

transformadores protegidos.

4.6. PLANTEAMIENTO DE RECOMENDACIONES A LA

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ACTUALMENTE

UTILIZADA

En esta etapa se plantearon los nuevos ajustes y coordinación de las protecciones de los

circuitos tratando de mejorar, en lo posible, los ajustes de corrientes de arranque y tiempos de

retardo de los equipos de protección según los criterios propuestos en el capítulo anterior. Se

buscó también permitir el paso de las corrientes de energización de los transformadores y se

compararon los resultados obtenidos con los de las curvas tiempo – corriente correspondientes a

los ajustes actualmente empleados.

Se verificó la selectividad y rapidez de los ajustes propuestos y se emitieron las recomendaciones

necesarias que permiten mejorar la confiabilidad del sistema, reducir diferimiento de producción

por el paro de pozos que representan pérdidas económicas para la empresa y evitar daños en los

equipos instalados a causa de fallas que se pueden despejar exitosamente.

CAPÍTULO 5

EVALUACIÓN TÉCNICA DE LAS CONDICIONES DE

OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO 5.1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ACTUAL

El Sistema eléctrico del área operacional Barinas de PDVSA Sur se caracteriza por poseer un

esquema de distribución del tipo radial en los once circuitos que lo conforman.

En la figura 5.1 se muestra el diagrama unifilar de los circuitos que conforman el área

operacional Barinas. Estos circuitos son los responsables de suministrar energía eléctrica a los

123 pozos productores, estaciones de flujo y áreas administrativas de la zona, por lo que en la

tabla I se presenta la cantidad de pozos activos e inactivos por circuito y la producción actual de

cada uno de ellos en barriles de petróleo por día (BP), datos recopilados del departamento de

producción.

Tabla I: Circuitos estudiados con su respectiva producción de petróleo

Circuito Pozos Producción Activos Inactivos (BP)

2 PTS 9 9 741 Sinco-Hato-Mingo 32 26 3685

Sinco-Mingo 21 16 2645 Sinco-Área 16 17 8 2985

Silvestre 9 10 1388 Maporal 4 23 698

Caipe 6 8 860 Silván 9 21 1657

Borburata 12 4 9980 Bejucal 4 6 565 Total 123 131 25204

Actualmente, en el área operacional Barinas, la mayor parte del suministro de energía al sistema

eléctrico se realiza a través de la S/E Toreño CADELA. Esta S/E es del tipo reductora que opera

con una capacidad de transformación de 10 MVA y 20 MVA, y con niveles de tensión de

115/13.8 kV y 115/34.5 kV respectivamente.

El transformador de 10 MVA alimenta la línea de interconexión CADELA y la S/E PTS en 13.8

kV, por medio de la cual se alimentan los circuitos 1 PTS y 2 PTS (Patio de Tanques Silvestre) y

el edificio Silvestre.

El transformador de 20 MVA alimenta dos líneas de interconexión, una con la S/E Toreño

PDVSA y la otra con la S/E Barinas Norte. Estas subestaciones son del tipo reductoras, con

capacidad de 10 MVA y un nivel de tensión de 34.5/13.8 kV cada una. La S/E Toreño PDVSA

alimenta a los circuitos N°2 Sinco - Área16, circuito N°3 Sinco – Mingo y el circuito N°4 Sinco

– Hato – Mingo. La S/E Barinas Norte alimenta a los circuitos Silvestre, Maporal, Caipe y

Silván.

En la figura 5.1 también se observa la S/E Borburata, alimentada por la planta de generación

HANOVER, donde se eleva la tensión de 4.16 kV a 34.5 kV por medio de un transformador de

10 MVA. En esta S/E hay un transformador reductor con capacidad de 5 MVA y nivel de tensión

34.5/13.8 kV que llega a una barra seccionada para alimentar los circuitos N°2 Campo Borburata

y N°3 Campo Bejucal. Al mismo tiempo, entre la S/E Borburata y la S/E Barinas Norte hay una

línea de interconexión a través de los interruptores B-205 en la S/E Borburata y B-105 en la

S/E Barinas Norte, con el fin de poder respaldar la carga de Borburata y Barinas Norte ante

contingencias en cualquiera de las dos fuentes.

5.2. ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA Y EVALUACIÓN TÉCNICA DE

LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LOS CIRCUITOS La evaluación técnica se basó en el análisis de los resultados de un estudio de flujo de carga

realizado con el software ETAP. Se tomaron en cuenta factores como: el nivel de tensión,

potencia transmitida, factor de potencia y corriente consumida por subestación y circuito, así

como los calibres de los conductores que limitan la capacidad de transmisión en las líneas de

distribución.

Los resultados del flujo de carga se presentan en la tabla II, indicándose la potencia activa y

reactiva que consume cada subestación y circuito estudiado con su respectivo factor de potencia.

Con los datos de potencia activa obtenidos se determinó la potencia aparente que consume cada

circuito y subestación utilizando la expresión: S = P / f.p.

Tabla II: Resultados de simulación de flujo de carga

Circuito o Potencia Consumida % F.P Subestaciòn P (kW) Q (kVAR) S (kVA)

Tor-CADELA 34,5kV 2800 2980 4089.05 68.4 Tor-PDVSA 34,5 kV 4280 2850 5142.07 83.2 Tor-PDVSA 13,8 kV 4260 2650 5016.98 84.9

Sinco-Hato-Mingo 1680 730 1831.74 91.7 Sinco-Mingo 1170 700 1363.63 85.8

Sinco-Àrea 16 1410 1220 1864.53 75.7 Bnas. Norte 34,5 kV 2390 1003 2592.19 92.2 Bnas. Norte 13,8 kV 2388 1023.36 2598.04 92.3

Silvestre 350 290 457.51 76.5 Maporal 380 90 390.51 97.2

Caipe 160 120 200 80.8 Silvàn 910 190 929.62 98

Borburata 34,5 kV 1440 1080 1800 80.1 Borburata 13,8 kV 1440 1050 1782.16 80.8

Campo Bejucal 290 220 364 79.4 Campo Borburata 1150 830 1428.23 81.2

Los porcentajes máximos de caídas del nivel de tensión obtenidos por simulación se presentan en

la tabla III, indicándose el nivel de tensión al inicio del circuito, justo en la salida de la S/E, y en

el punto final del circuito.

Tabla III: Porcentajes de caída de tensión obtenidos por simulación a lo largo

de cada circuito estudiado

Circuito Nivel de Tensión % Caída de (kV) Tensión

Sinco-Hato-Mingo Barra 13.8 kV 13.24 2.71 Pozo M-48 12.88

Sinco-Mingo Barra 13.8 kV 13.24 1.73 Pozo M-55 13.01

Sinco-Área 16 Barra 13.8 kV 13.24 4.68 Pozo S13-3X 12.62

Silvestre Barra 13.8 kV 13.89 1.36 Pozo SSW-43 13.7

Maporal Barra 13.8 kV 13.89 0.21 Pozo SMW-28 13.86

Caipe Barra 13.8 kV 13.89 0.072 Pozo OBI-2X 13.88

Silván Barra 13.8 kV 13.89 3.31 Pozo TOR-3 13.43

Borburata Barra 13.8 kV 14.32 0.9 Pozo BOR-19 14.19

Bejucal Barra 13.8 kV 14.32 0.97 Pozo BEJ-2 14.18

Para verificar los resultados obtenidos por simulación y tener certeza de su validez, se

interrogaron todos los interruptores principales de las subestaciones, salidas de circuitos y

reconectadores de campo con medición de corriente y tensión.

En la tabla IV se presentan los valores de corriente simulados y medidos por subestación y

circuito, en la tabla V se presentan los niveles de tensión simulados y medidos en las barras de

34.5 kV y 13.8 kV de las subestaciones principales y en la tabla VI se presenta el consumo de

potencia aparente por subestación, el cual se determinó con los datos de tensión y corriente

medidos utilizando la siguiente expresión: S = √3 * V * I (VA)

Tabla IV: Valores medidos y simulados de corriente consumida por S/E y circuito

Circuito o Simulación Interruptor Iprom

Subestaciòn (A) Ia (A) Ib (A) Ic (A) (A) Tor-CADELA 34,5kV 73 71 73 73 72 Tor-PDVSA 34,5 kV 88 84 90 86 86 Tor-PDVSA 13,8 kV 219 210 225 223 219 Sinco-Hato-Mingo 80 79 78 75 77

Sinco-Mingo 59 59 64 60 61 Sinco-Àrea 16 81 84 85 89 86

Bnas. Norte 34,5 kV 41 42 41 44 43 Bnas. Norte 13,8 kV 103 107 108 108 108

Silvestre 24 24 25 25 25 Maporal 17 18 19 18 18

Caipe 12 13 14 15 14 Silvàn 42 44 45 41 43

Borburata 34,5 kV 28 27 28 28 28 Borburata 13,8 kV 72 62 64 68 71

Campo Bejucal 15 13 15 15 14 Campo Borburata 57 54 54 53 54

Tabla V: Niveles de Tensión simulados y medidos en las barras principales del sistema en estudio

Nivel de Tensión

S/E Barra 34,5 kV Barra 13,8 kV Simulación (kV) Medición (kV) Simulación (kV) Medición (kV) Toreño CADELA 34.38 34.55 14.3 13.92 Toreño PDVSA 33.88 34.57 13.24 13.79 Barinas Norte 34.89 34.61 13.89 13.79

Borburata 36.19 35.65 14.32 14.02

Tabla VI: Consumo de Potencia por S/E según mediciones

S/E Consumo(kVA)Tor-CADELA 34,5kV 4308.64 Tor-PDVSA 34,5 kV 5149.42 Tor-PDVSA 13,8 kV 5230.81 Bnas. Norte 34,5 kV 2577.68 Bnas. Norte 13,8 kV 2579.57 Borburata 34,5 kV 1728.93 Borburata 13,8 kV 1724.11

Es importante analizar la condición de operación del sistema cuando la planta HANOVER de la

subestación Borburata está fuera de servicio, es por esto que en la tabla VII se presenta el

consumo por subestación en condición de contingencia según simulación.

Tabla VII: Consumo de Potencia por S/E en condición de contingencia obtenido

por simulación

S/E Consumo(kVA) Corriente (A) Tor-CADELA 34,5kV 9057.86 154 Tor-PDVSA 34,5 kV 5167.3 89 Tor-PDVSA 13,8 kV 5048.93 223 Bnas. Norte 34,5 kV 1872.59 32 Bnas. Norte 13,8 kV 1864 80 Borburata 34,5 kV 1782.18 31 Borburata 13,8 kV 1758.01 79

En la tabla VIII se presentan los datos de los conductores que conforman el sistema eléctrico

PDVSA Barinas, indicándose la longitud de conductor por circuito, impedancia por fase de

secuencia positiva y cero y la corriente nominal para cada tipo de conductor.

Tabla VIII: Tipo de conductor instalado por circuito

Impedancia por fase Línea o Longitud Config. Conductor R (Ohm/km) X (Ohm/km) Circuito (m) Pos. Cero Pos. Cero

CAD-Tor.PDVSA 13000 Aluminio CAD-Bnas. Norte 5610 Triangular 266. 0.3288 0.65901 0.448 1.35587Bnas. Norte-Bor. 32640 445 A

Sinco-Hato-Mingo 13940 Sinco-Mingo 16560

Sinco-Área 16 14310 Silvestre 14480 Aluminio Maporal 9610 Horizontal ACSR 4/0 0.3288 0.50667 0.42711 1.87932

Caipe 13420 380 A Silván 30100

Borburata 5900 Bejucal 13400

Los datos anteriores sirven para hacer la comparación entre la corriente nominal de cada

conductor y la carga real que manejan, con la finalidad de hacer el análisis del dimensionamiento

del sistema.

5.2.1. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DEL ESTUDIO

Se puede calcular a partir de la tabla V, que la S/E Toreño CADELA para 34.5 kV, Toreño

PDVSA, Barinas Norte y Borburata tienen una capacidad disponible de 15691.36, 4850.58,

7422.32 y 3266.22 kVA respectivamente. Esto es un factor importante, debido a que la empresa

está en la constante búsqueda del aumento de la producción con la perforación de nuevos pozos,

por lo que el sistema eléctrico debe tener disponibilidad para suplir esta demanda futura de

energía.

Esta situación de disponibilidad de energía también se observa cuando la planta HANOVER está

fuera de servicio, ya que CADELA es capaz de servir toda la carga dejando una disponibilidad

de 10942.14 kVA para suplir demandas futuras en condición de contingencia.

En la tabla IV, se observa que los valores de corrientes obtenidos por simulación presentan

similitud con los valores de corrientes medidos, mientras que en la tabla V se observan pequeñas

diferencias entre los niveles de tensión obtenidos por simulación y los medidos, tanto en las

barras de 34.5 kV como en las de 13.8 kV.

Para las barras de 34.5 kV, por simulación se obtuvieron niveles de tensión similares a los

medidos en las subestaciones Toreño CADELA y Toreño PDVSA, ya que los valores simulados

representan el 99.65 % y 98.2 % mientras que los valores medidos representan el 100.14 % y

100.2 % respectivamente Para las subestaciones Barinas Norte y Borburata los valores simulados

representan el 101.13 % y 104.89 %, mientras que los medidos representan 100.31 % y 103.63 %

respectivamente, observándose que los valores simulados son un poco altos en comparación con

los valores medidos.

Para las barras de 13.8 kV se observa un valor alto de tensión para simulación en la subestación

Borburata en comparación con el valor medido, ya que el valor simulado representan el 103.76

%, mientras que el valor medido representan el 101.59 %. En la S/E Toreño PDVSA la tensión

simulada representa el 95.94 %, mientras que la tensión medida representa el 99.92 %,

observándose un valor de tensión bajo en simulación. Para la S/E Barinas Norte, el valor de

tensión simulado representa 100.65 % y el valor de tensión medida representa 99.97 %, que son

valores similares. En general se puede decir, que los valores simulados se acercan a los valores de

tensión medidos, tanto en las barras de 34.5 kV como en las de 13.8 kV.

Se observa el efecto de los bancos de condensadores instalados a lo largo de los ramales

principales de los circuitos, ya que se presentan niveles de tensión altos en las barras de 34.5 kV

y 13.8 kV de salida de circuito con un alto factor de potencia, sin embargo, se pueden mejorar los

factores de potencia de los circuitos Sinco – Área 16, Silvestre y Bejucal con la instalación de

nuevos bancos de condensadores a lo largo de estos.

La línea de interconexión de CADELA - Toreño PDVSA maneja una carga de 91 A, la línea

CADELA – Barinas Norte maneja 27 A y la línea Barinas Norte – Borburata maneja 58 A, lo que

representa un 20 %, 6 % y 13 % de la capacidad nominal de los conductores instalados

respectivamente. Por otra parte, los circuitos Sinco – Hato – Mingo, Sinco – Mingo, Sinco – Área

16, Silvestre, Maporal, Caipe, Silván, Borburata y Bejucal manejan el 16, 22, 5, 4.7, 3.6, 11, 14 y

3.68 % respectivamente.

Con los datos anteriores se observa que el sistema está sobredimensionado en cuanto al tipo de

conductor instalado en las líneas de interconexión y los circuitos que alimentan la carga, ya que

se maneja una carga muy baja en comparación con la corriente nominal que soportan los

conductores, lo que ayuda a que los niveles de tensión no caigan a valores muy bajos y a que la

capacidad de transmisión de las líneas no se vea excedida, ya que se observan porcentajes de

caída de tensión entre 0.2% y 4.68%.

CAPÍTULO 6

EVALUACIÓN DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

DEL SISTEMA EN ESTUDIO

6.1. INTRODUCCIÓN El sistema de protecciones del área operacional Barinas está constituido por interruptores

automáticos como protección principal de los transformadores de potencia de las subestaciones.

Por otra parte, hay reconectadores en la salida de cada circuito en las barras de 13.8 kV para la

protección de los alimentadores debido a que son circuitos de gran longitud.

A lo largo de cada circuito se derivan los ramales que alimentan los transformadores de

distribución asociados a cada pozo. Estos transformadores están protegidos por fusibles tipo K de

curva rápida cuyas corrientes nominales son: 5, 8, 10, 12, 15, 20, 25 y 30 A. Este valor de

corriente depende de la capacidad del transformador que está protegiendo. Esta capacidad puede

ser: 75, 100, 150, 200, 225, 275, 300, 350, 400, 500 ó 520 kVA para los pozos del área en

estudio. Los fusibles utilizados en la empresa para la protección de los transformadores de

distribución para un nivel de tensión de 13.8 kV se encuentran en la tabla IX. Ningún ramal de

circuito posee fusibles de protección.

Los reconectadores de salida de cada circuito, así como los reconectadores de campo ubicados a

lo largo del alimentador principal están programados para usar la misma curva tiempo – corriente

en todas sus operaciones, además de hacer tres recierres y bloquearse después de una cuarta

apertura, mientras que los interruptores principales de las subestaciones tienen los recierres

inhibidos.

Tabla IX: Fusibles utilizados para la protección de transformadores

de distribución en 13.8 kV

Transformadores Monofásicos Transformadores Trifásicos

Capacidad (kVA) Fusible Tipo K

(A) Capacidad (kVA)Fusible Tipo K

(A) 3x25 5 100 5

125 8 1x37,5 5 150 8 3x37,5 5 175 8 1x50 5 200 10 3x50 8 210 10 1x75 8 250 12

1x100 8 260 12 3x75 10 275 12

3x100 15 300 15 1x167 15 350 15 3x167 25 400 20 1x250 20 500 25 3x250 30 750 30

En ubicaciones estratégicas a lo largo de los alimentadores principales y en las derivaciones hacia

los pozos, hay seccionadores de operación manual instalados en postes, para la realización de

reparaciones u operaciones de mantenimiento en los circuitos. La idea es que se puedan

desconectar o seccionar sólo los ramales a los cuales se le va a realizar el mantenimiento o

reparación sin necesidad de dejar de alimentar al resto del circuito.

El esquema de protecciones del Sistema Eléctrico PDVSA Barinas requiere, en todos los

circuitos, de la coordinación de los siguientes dispositivos de protección:

Reconectador de Salida – Reconectador de – Fusible en 13.8 kV

de circuito campo

La coordinación debe realizarse de derecha a izquierda desde el dispositivo más aguas abajo

hasta el más aguas arriba.

Es importante mencionar cual es la marca de los reconectadores instalados en el sistema y sus

relés asociados. Los reconectadores D-180 y D-305 asociados a la S/E Borburata, son marca

Cooper Power System y tienen relés asociados marca Form 4C, mientras que los reconectadores

de campo Área 16, Hato y Mingo son marca Whipp & Bourne y tienen relés asociados marca

Polarr. El resto de los interruptores son marca ABB con relés multifunción modelo DPU 2000R.

También es importante decir que todos los transformadores de potencia y distribución tienen

conexión Delta-Estrella con el neutro puesto a tierra, por lo que las curvas de daño de los mismos

deberán dibujarse reducidas en corriente por el factor 0.57.

6.2. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE CIRCUITOS EN 13.8 kV

6.2.1. CIRCUITO SINCO – HATO – MINGO

6.2.1.1 DESCRIPCIÓN DEL CIRCUITO Y DE SU SISTEMA DE PROTECCIÓN

El circuito Sinco – Hato – Mingo alimentado por la S/E Toreño PDVSA y cuyo diagrama

unifilar se puede observar en las figuras 6.1 y 6.2, respectivamente se encarga de suministrar

energía a 58 pozos, de los cuales, 32, se encuentran activos actualmente. Por otra parte, también

se encarga de alimentar el taller mecánico, la refinería, estación Hato, una caseta de

comunicación y la finca Santa Cruz.

El circuito tiene interconexión con el circuito Nº 3 de la S/E Toreño PDVSA, Sinco – Mingo, por

medio del seccionador M312 en el ramal que alimenta los pozos M-22 y M-32 y por el

seccionador M314 en el ramal que alimenta lo pozos M-2, M-48, y M-50, respectivamente.

También tiene instalados tres bancos de condensadores de 300 kVAR para corrección del factor

de potencia. Estos están ubicados de la siguiente manera: el primero esta a 8240 m de la salida

del circuito, el segundo a 400 m del seccionador M411 y el tercero en el ramal que alimenta el

pozo M-23.

A lo largo del alimentador principal hay instalados tres reconectadores de campos ubicados de la

siguiente manera: los reconectadores Hato y Mingo están ubicados en el mismo pórtico a 2780m

de la salida del circuito y manejan una carga de 33 y 11 A, respectivamente, y a 8220m de estos

está el reconectador Mingo-7 manejando una carga de 34 A. La salida del circuito está protegida

por el reconectador D-105 (Sin-H-Min) que maneja una corriente de 77 A.

6.2.1.2 ESTUDIO DE NIVELES DE CORTOCIRCUITO

Para la evaluación adecuada de la coordinación de protecciones de cada circuito, se hizo un

estudio de las corrientes de falla en los puntos de interés de cada uno de ellos. Para ubicar el

fusible más lento aguas abajo de cada reconectador se calculó el nivel de cortocircuito máximo

aguas abajo de cada fusible y se compararon sus tiempos de despeje. Los niveles de cortocircuito

en los puntos de interés para el circuito en estudio se presentan en la tabla X y las figuras 6.1 y

6.2 denotados con las letras F1 hasta F7. Del análisis de cortocircuito se concluyó que los fusibles

más lentos son:

• Aguas abajo de rec. Mingo 7: Fusible de 20 K que protege un transformador de 400 kVA

asociado al pozo M-32 (F2).

• Aguas abajo de rec. Mingo: Fusible de 25 K que protege un transformador de 520 kVA

asociado al pozo M-16 (F4).

• Aguas abajo de rec. Hato: Fusible de 15 K que protege un transformador de 275 kVA

asociado al pozo SHW-12 (F6).

• Aguas abajo de rec. D-105 (Sin-H-Min): Fusible de 15 K que protege un transformador de

350 kVA asociado al pozo SHW-14 (F7).

Tabla X: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación de

protecciones del circuito Sinco – Hato – Mingo

Dispositivo Corriente de CC (A) Trifásica Monofásica

Pto. Lejano. Pozo M-56 (F1) 921 526 Fusible 20 K. Pozo M-32 (F2) 928 531 Reconectador Mingo 7 (F3) 1110 647

Fusible 25 K. Pozo M-16 (F4) 1442 946 Reconectadore Hato y Mingo (F5) 1988 1622 Fusible15 K. Pozo SHW-12 (F6) 1694 1270 Fusible 15 K. Pozo SHW-14 (F7) 2092 1806

6.2.1.3. COORDINACIÓN ACTUAL DE PROTECCIONES

Los ajustes actuales de las protecciones del circuito en estudio se presentan en la tabla XI y XII.

La tabla XI indica la relación de transformación (T.C) del relé asociado, corriente de carga que

maneja (Icarga), funciones de protección disponibles de fase (50P/5IP) y de neutro (50N/51N), tipo

de curva asociada a cada función, ajuste de la corriente de arranque del relé en Ap (corriente del

primario) y As (corriente del secundario), ajuste del dial de tiempo de cada curva y ajuste del

instantáneo para cada interruptor y reconectador asociado al circuito. Para los reconectadores de

campo asociados a este circuito la corriente de instantáneo viene dada por la multiplicación del

ajuste del instantáneo por la relación de transformación, mientras que para los demás

reconectadores la corriente de instantáneo está dada por la multiplicación del ajuste del

instantáneo por la corriente de arranque. Esta diferencia se debe a que los equipos son de

diferentes fabricantes.

Tabla XI: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Sinco – Hato – Mingo

Interruptor T.C Icarga(A) Funciones de Curva Iarr Iarr Dial Mult. Iinst protección (Ap) (As) inst. (Ap) D-105 (Sin- 200/1 77 50P/51P S.T.I. 220 1.1 3 ∞ -

H-Min) 50N/51N S.T.I. 200 1 3.2 ∞ - Rec. Hato 100/1 33 50P/51P V. Inv. 100 1 0.15 14 1400

50N/51N V. Inv. 80 0.8 0.3 13 1300 Rec. Mingo 100/1 11 50P/51P V. Inv. 80 0.8 0.15 14 1400

50N/51N V. Inv. 80 0.8 0.1 13 1300 Rec. Mingo 7 50/1 34 50P/51P S.T.E.I. 50 1 3 20 1000

35/1 50N/51N S.T.E.I. 35 1 2.7 17 595 En la tabla XII se indican los tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para cada

interruptor asociado al circuito. El tiempo de memoria está representado en el “display” del

equipo por la función 79 y el tiempo muerto de recierre está representado por la función 79-1,

para el primer recierre, 79-2, para el segundo recierre, 79-3, para el tercer recierre y 79-4, lock

out.

Tabla XII: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para reconectadores

asociados al circuito Sinco – Hato – Mingo

Interruptor Función 79 (seg) 79-1 (seg) 79-2 (seg) 79-3 (seg) 79-4 (seg)

D-105 (Sin-H-Min) 10 10 15 20 Lock out Rec. Hato 10 0.08 0.12 0.18 Lock out

Rec. Mingo 10 0.08 0.12 0.18 Lock out Rec. Mingo 7 10 0.2 0.2 0.2 Lock out

La coordinación de fase de cada circuito se hizo en base a la corriente máxima de cortocircuito

trifásico, mientras que la coordinación de neutro se hizo en base a la corriente máxima de

cortocircuito monofásico.

En la figura 6.3 se observa la coordinación actual de fase entre el fusible de 20 K y el rec. Mingo

7, para la corriente de falla máxima trifásica en la zona de protección del fusible (F2). También se

observa la corriente de falla máxima trifásica en un punto lejano del circuito (F1), en la zona de

protección del rec. Mingo 7, así como la falla máxima trifásica a la salida del mismo (F3).

Para la corriente de falla de 921 A en F1, el rec. Mingo 7 abre en 0.037 seg, existiendo un IC de

0.067 seg. entre él y el rec. Mingo. Para la corriente de falla de 928 A en F2 aguas abajo del

fusible de 20 K, éste presenta un tiempo de despeje de 0.029 seg, existiendo un IC de 0.007 seg.

entre éste y el rec. Mingo 7. Para la corriente de falla de 1110 A a la salida del rec. Mingo 7 (F3),

éste tiene una apertura instantánea, teniéndose un IC de 0.097 seg entre éste y el rec. Mingo.

En la figura 6.4 se observa la coordinación actual de fase entre el fusible de 25 K y el rec. Mingo

para la corriente de falla máxima trifásica en la zona de protección del fusible (F4). También se

observa la corriente de falla máxima trifásica a la salida del rec. Mingo (F5), que debe estar

coordinado con el rec. D-105 (Sin-H-Min).

Para la corriente de falla de 1442 A en F4, aguas abajo del fusible de 25 K, el rec. Mingo actúa

antes de que se funda el fusible ya que abre instantáneamente, observándose pérdida de

selectividad entre ambos dispositivos. Para la corriente de falla de 1988 A en F5, el rec. Mingo,

abre instantáneamente, existiendo un IC de 0.174 seg. entre éste y el rec. D-105 (Sin-H-Min).

En la figura 6.5 se observa la coordinación actual de fase entre el fusible de 15 K y el rec. Hato

para la corriente de falla máxima trifásica en la zona de protección del fusible (F6). También se

observa la corriente de falla máxima trifásica a la salida del rec. Hato (F5), que también debe

estar coordinado con el rec. D-105 (Sin-H-Min). Para la corriente de falla de 1694 A en F6, aguas

abajo del fusible de 15 K, el rec. Hato va a actuar de manera similar al rec. Mingo, al igual que

para la falla máxima en la salida del mismo.

En la figura 6.6 se observa la coordinación actual de fase entre el fusible de 15 K y el rec. D-105

(Sin-H-Min), para la corriente de falla máxima trifásica en la zona de protección del fusible (F7).

Para la corriente de falla de 2092 A en F7, aguas abajo del fusible, éste tiene un tiempo de

despeje de 0.015 seg, existiendo un IC de 0.152 seg entre éste y el rec. D-105 (Sin-H-Min).

En la figura 6.7 se observa la coordinación actual de neutro entre el fusible de 20 K y el rec.

Mingo 7 para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible (F2).

También se observa la corriente de falla máxima monofásica en el punto lejano del circuito (F1)

y a la salida del rec. Mingo 7 (F3).

Para una corriente de falla de 526 A en F1, el rec. Mingo 7 abre en 0.04 seg, existiendo un IC de

0.066 seg. entre éste y el rec. Mingo. Para una corriente de falla de 531 A en F2, aguas abajo del

fusible de 20 K, el rec. Mingo 7 actúa antes de que se funda el fusible, ya que presenta un tiempo

de apertura de 0.04 seg, mientras que el fusible despeja la falla en 0.048 seg. Para la corriente de

falla de 647 A en F3, a la salida del rec. Mingo 7, éste abre instantáneamente, existiendo un IC de

0.088 seg entre él y el rec. Mingo.


Mingo, para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible (F4).

También se observa la corriente de falla máxima monofásica a la salida del rec. Mingo (F5) que

debe estar coordinado con el rec. D-105 (Sin-H-Min).

Para la corriente de falla de 946 A en F4, el fusible presenta un tiempo de despeje de 0.03 seg,

existiendo un IC de 0.04 seg. entre él y el rec. Mingo. Para la corriente de falla de 1622 A en F5,

el rec. Mingo abre instantáneamente, existiendo un IC de 0.194 seg, entre él y el rec. D-105 (Sin-

H-Min).


Hato, para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible (F6).

También se observa la corriente de falla máxima monofásica a la salida del rec. Hato (F5) que es

el mismo valor que para la corriente de falla a la salida del rec. Mingo, el cual también debe estar

coordinado con el rec. D-105 (Sin-H-Min).


existiendo un IC de 0.157 seg, entre él y el rec. Hato. Para la corriente de falla de 1622 A en F5, a

la salida del rec. Hato, éste abre instantáneamente, existiendo un IC de 0.194 seg, entre él y el

rec. D-105 (Sin-H-Min), que es el mismo IC que existe entre el rec. Mingo y el D-105 (Sin-H-

Min) para el mismo valor de corriente de falla a la salida del rec. Mingo como se dijo antes.

En la figura 6.10 se observa la coordinación actual de neutro entre el fusible de 15 K y el rec. D-

105 (Sin-H-Min), para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del

fusible (F7) de 1806 A. Para este valor de corriente, el fusible presenta un tiempo de despeje de

0.016 seg, existiendo un IC de 0.169 seg. entre éste y el rec. D-105 (Sin-H-Min).

Se observa que todos los fusibles protegen adecuadamente los transformadores de distribución

que alimentan los pozos, permitiendo el paso de la corriente de inrush. También se puede

observar que las protecciones son selectivas, con excepción de la coordinación de fase del fusible

de 25 K y 15 K con los reconectadores Mingo y Hato, respectivamente, donde hay pérdida de

selectividad entre los fusibles y reconectadores asociados.

Aunque los dispositivos son bastante rápidos, los IC no se encuentran en el rango adecuado según

los criterios de coordinación expuestos en el capítulo 3, por lo que es recomendable hacer un

reajuste de las curvas que permita mejorar los tiempos de respuesta de los dispositivos.

Figura 6.3: Coordinación actual de fase del circuito Sinco - Hato – Mingo.

Fusible 20 K – Rec. Mingo 7 y Rec. Mingo 7 – Rec. Mingo


Fusible 25 K – Rec. Mingo y Rec. Mingo – Rec. D-105 (Sin-H-Min)


Fusible 15 K – Rec. Hato y Rec. Hato – Rec. D-105 (Sin-H-Min)


Fusible 15 K – Rec. D-105 (Sin-H-Min)

Figura 6.7: Coordinación actual de neutro del circuito Sinco - Hato – Mingo.


6.2.1.4. AJUSTES DE PROTECCIONES RECOMENDADOS

Los ajustes recomendados de las curvas de protecciones se presentan en la tabla XIII. Estos

tienen la finalidad de mejorar los tiempos de respuestas de los dispositivos, para evitar la pérdida

de selectividad entre los mismos.

Tabla XIII: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Sinco – Hato - Mingo


H-Min) 50N/51N S.T.I. 200 1 3.5 ∞ - Rec. Hato 100/1 33 50P/51P V. Inv. 100 1 0.2 18 1800

50N/51N V. Inv. 80 0.8 0.3 13 1300 Rec. Mingo 100/1 11 50P/51P V. Inv. 100 1 0.2 16 1600

50N/51N V. Inv. 80 0.8 0.2 13 1300 Rec. Mingo 7 50/1 34 50P/51P S.T.E.I. 50 1 4 20 1000

35/1 50N/51N S.T.E.I. 45.5 1.3 4 17 773.5 En la figura 6.11 se observa la coordinación de fase recomendada entre el fusible de 20 K y el

rec. Mingo 7. Si se hace el mismo análisis que se hizo para las curvas actuales, se observa que los

tiempos de respuesta de los dispositivos han mejorado.

Para la falla de 921 A en F1, el tiempo de apertura del rec. Mingo 7 es 0.051 seg, existiendo un

IC de 0.102 seg con el rec. Mingo. Para la falla de 928 A en F2, el IC entre el fusible y el rec.

Mingo 7 aumentó de 0.007 seg. a 0.022 seg. Para la falla de 1110 A a la salida del rec. Mingo 7,

éste sigue abriendo instantáneamente, pero el IC con el rec. Mingo aumentó de 0.097 seg. a 0.139

seg.

En la figura 6.12 se observa la coordinación de fase recomendada entre el fusible de 25 K y el

rec. Mingo. Con estos ajustes, el rec. Mingo ve como temporizada, la falla de 1442 A (F4), aguas

abajo del fusible, existiendo un IC de 0.103 seg. entre ambos dispositivos. Para la falla de 1988 A

en F5, a la salida del rec. Mingo, este sigue abriendo instantáneamente al igual que el rec. Hato,

pero el IC con el D-105 (Sin-H-Min) aumentó de 0.174 seg. a 0.238 seg.


rec. Hato. Al igual que el rec. Mingo, el rec. Hato ve como temporizada, la falla de 1694 A (F6),

aguas abajo del fusible, existiendo un IC de 0.101 seg. entre ambos dispositivos.


rec. D-105 (Sin-H-Min). Para la falla de 2092 A en F7, el IC entre el fusible y el D-105 (Sin-H-

Min) aumentó de 0.152 seg. a 0.218 seg.

En la figura 6.15 se observa la coordinación de neutro recomendada entre el fusible de 20 K y el

rec. Mingo 7 para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible

(F2).

Para la corriente de falla de 526 A en F1, el rec. Mingo 7 abre en 0.085 seg, y el IC aumentó de

0.066 seg. a 0.118 seg. entre éste y el rec. Mingo. Para una corriente de falla de 531 A en F2,

aguas abajo del fusible de 20 K, el rec. Mingo 7 ve como temporizada la corriente de falla,

abriendo en 0.084 seg, existiendo un IC de 0.035 seg. entre éste y el fusible. Para la corriente de

falla de 647 A en F3, a la salida del rec. Mingo 7, éste abre en 0.066 seg, y el IC aumentó de

0.088 seg. a 0.102 seg. entre él y el rec. Mingo.

En la figura 6.16 se observa la coordinación de neutro recomendada entre el fusible de 25 K y el

rec. Mingo, para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible

(F4).

Para la corriente de falla de 946 A en F4, aguas abajo del fusible el IC aumentó de 0.04 seg. a

0.105 seg. entre él y el rec. Mingo. Para la corriente de falla de 1622 A en F5, el rec. Mingo sigue

abriendo instantáneamente, pero el IC aumentó de 0.194 seg. a 0.216 seg. entre él y el rec. D-105

(Sin-H-Min).

En la figura 6.17 se observa la coordinación actual de neutro entre el fusible de 15 K y el rec. D-

105 (Sin-H-Min), para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del

fusible (F7) de 1806 A. Para este valor de corriente el IC aumentó de 0.169 seg. a 0.189 seg.

entre éste y el rec. D-105 (Sin-H-Min).

Para los tiempos muertos solo se recomienda el reajuste de los valores del rec. Mingo 7 a 80, 120

y 180 mseg. para la función 79-1, 79-2 y 79-3, respectivamente, ya que los pozos se paran a los

200 mseg. de haber ocurrido una falla aguas arriba de los mismos.

Figura 6.11: Coordinación de fase recomendada para el circuito Sinco - Hato – Mingo.


Figura 6.15: Coordinación de neutro recomendada para el circuito Sinco - Hato – Mingo.


6.2.2. CIRCUITO SINCO – MINGO

6.2.2.1. DESCRIPCIÓN DEL CIRCUITO Y DE SU SISTEMA DE PROTECCIÓN

El circuito Sinco – Mingo alimentado por la S/E Toreño PDVSA y cuyo diagrama unifilar se

puede observar en el anexo A.1, se encarga de suministrar energía a 37 pozos, de los cuales 21, se

encuentran activos actualmente. Por otra parte, también se encarga de alimentar la estación Sinco

C y torres de enfriamiento.

El circuito tiene interconexión con el circuito Nº 4 Sinco – Hato - Mingo por medio del

seccionador M312 en el ramal que alimenta el pozo M-10 y por el seccionador M314 en el ramal

que alimenta lo pozos M-49, M-54 y M-64, respectivamente.

Este circuito tiene instalados dos bancos de condensadores de 300 kVAR a lo largo de su

alimentador principal, ubicados a 2390 y 14760 m de la salida del circuito, respectivamente.

A 8560 m de la salida del circuito se encuentra instalado el reconectador Mingo 34, manejando

una corriente de 14 A. La salida del circuito está protegida por el reconectador D-205 (Sin-Min)

que maneja una corriente de 61 A.

6.2.2.2.ESTUDIO DE NIVELES DE CORTOCIRCUITO

Los niveles de cortocircuito en los puntos de interés para el circuito en estudio se presentan en la

tabla XIV y el anexo A.1 denotados con las letras F1 hasta F4. Del análisis de cortocircuito se

concluyó que los fusibles más lentos son:

• Aguas abajo de rec. Mingo 34: Fusible de 8 K que protege un transformador de 150 kVA

asociado al pozo P-08 (F2).

• Aguas abajo de rec. D-205 (Sin-Min): Fusible de 10 K que protege un transformador de

320 kVA asociado al pozo S-80 (F4).

Tabla XIV: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Sinco – Mingo


Pto. Lejano del circuito. Pozo M-38 (F1) 729 425 Fusible 8 K. Pozo P-08 (F2) 754 441 Reconectador Mingo 34 (F3) 1191 766 Fusible 10 K. Pozo S-80 (F4) 1252 818

6.2.2.3.COORDINACIÓN ACTUAL DE PROTECCIONES

En la tabla XV se presentan los ajustes de protecciones actuales para el circuito en estudio.

Tabla XV: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Sinco – Mingo


Min) 50N/51N S.T.I. 200 1 3.2 ∞ - Rec. Mingo 50/1 14 50P/51P V.Inv. 50 1 1 20 1000

34 35/1 50N/51N V.Inv. 35 1 1 19 665

En la tabla XVI se presentan los tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para los

reconectadores D-205 (Sin-Min) y Mingo 34.

Tabla XVI: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para reconectadores asociados

al circuito Sinco – Mingo


D-205 (Sin-Min) 10 5 10 15 Lock out Rec. Mingo 34 10 0.2 0.2 0.2 Lock out

En el anexo D.1 se observa la coordinación actual de fase entre el fusible de 8 K y el rec. Mingo

34, para la corriente de falla máxima trifásica en la zona de protección del fusible (F2). También

se observa la corriente de falla máxima trifásica en un punto lejano del circuito (F1), en la zona

de protección del rec. Mingo 34, así como la corriente de falla máxima a la salida del mismo

(F3).

Para la corriente de falla en un punto lejano del circuito de 729 A (F1), el rec. Mingo 34 abre en

0.086 seg, existiendo un IC de 0.229 seg. entre éste y el rec. D-205 (Sin-Min). Para la corriente

de falla de 754 A en la zona de protección del fusible (F2), éste presenta un tiempo de despeje de

0.017 seg, existiendo un IC de 0.067 seg. entre éste y el rec. Mingo 34. Para la corriente de falla

de 1191 A (F3) a la salida del rec. Mingo 34, éste tiene una apertura instantánea, teniéndose un

IC de 0.221 seg. entre éste y el rec. D-205 (Sin-Min).

En el anexo D.2 se observa la coordinación actual de fase entre el fusible de 10 K y el rec. D-205

(Sin-Min), para la corriente de falla máxima trifásica en la zona de protección del fusible (F4).

Para la corriente de falla de 1252 A, en la zona de protección del fusible, éste tiene un tiempo de

despeje de 0.014 seg, existiendo un IC de 0.202 seg. entre éste y el rec. D-205 (Sin-Min).

En el anexo D.3 se observa la coordinación actual de neutro entre el fusible de 8 K y el rec.

Mingo 34 para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible (F2).

También se observa la corriente de falla máxima monofásica en el punto lejano del circuito (F1)

y a la salida del rec. Mingo 34 (F3).

Para la corriente de falla de 425 A en F1, el rec. Mingo 34 abre en 0.092 seg, existiendo un IC de

0.441 seg. entre éste y el D-205 (Sin-Min). Para la corriente de falla de 441 A en F2, aguas abajo

del fusible, éste presenta un tiempo de despeje de 0.024 seg, existiendo un IC de 0.067 seg. entre

éste y el rec. Mingo 34. Para la corriente de falla de 766 A en F3, el rec. Mingo 34 abre

instantáneamente, existiendo un IC de 0.299 seg. entre éste y el D-205 (Sin-Min).

En el anexo D.4 se observa la coordinación actual de neutro entre el fusible de 10 K y el rec. D-

205 (Sin-Min) para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible

(F4). Para la corriente de falla de 818 A en F4, aguas abajo del fusible, éste presenta un tiempo de

despeje de 0.019 seg, existiendo un IC de 0.264 seg. entre éste y el rec. D-205 (Sin-Min).

Para este circuito, todos los fusibles también protegen adecuadamente los transformadores de

distribución que alimentan los pozos permitiendo paso de la corriente de inrush. Se observa

selectividad y rapidez en los dispositivos de protección, pero los IC se pueden mejorar haciendo

pequeños ajustes en las mismas.

6.2.2.4.AJUSTES DE PROTECCIONES RECOMENDADOS

Los ajustes recomendados de las curvas de protecciones se presentan en la tabla XVII.

Tabla XVII: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Sinco – Mingo

Interruptor T.C Icarga(A) Funciones de Curva Iarr Iarr Dial Mult. Iinst protección (Ap) (As) inst. (Ap) D-205 (Sin-Min) 200/1 61 50P/51P S.T.I. 220 1.1 4 ∞ - Rec. Mingo 34 50/1 14 50P/51P V.Inv. 50 1 1.3 20 1000

En la tabla XVI se observa que los tiempos muertos de recierre del rec. Mingo 34 son de 200

mseg. al igual que el rec. Mingo 7 asociado al circuito Sinco – Hato – Mingo, por lo que se puede

recomendar el mismo ajuste de 80, 120 y 180 mseg. para la función 79-1, 79-2 y 79-3,

respectivamente.

En el anexo E.1 se observa la coordinación de fase recomendada entre el fusible de 8 K y el rec.

Mingo 34, observándose una mejora en los tiempos de respuesta de los dispositivos. Para la

corriente de falla de 729 A en F1, el tiempo de apertura del rec. Mingo 34 es 0.127 seg, y el IC

aumentó de 0.229 seg. a 0.301 seg. entre él y el rec. D-205 (Sin-Min). Para la corriente de falla de

754 A en F2, aguas abajo del fusible, el IC entre el fusible y el rec. Mingo 34 aumentó de 0.067

seg. a 0.108 seg. Para la corriente de falla de 1191 A en F3, el rec. Mingo 34 sigue abriendo

instantáneamente, pero el IC con el rec. D-205 (Sin-Min) aumentó de 0.221 seg. a 0.306 seg.


D-205 (Sin-Min). Para la corriente de falla de 1252 A en F4, aguas abajo del fusible, el IC entre

el fusible y el re. D-205 (Sin-Min) aumentó de 0.202 seg. a 0.285 seg.

Para la coordinación de neutro no se hizo ninguna recomendación ya que las protecciones son

selectivas y los IC entre las mismas son adecuados sin dejar de ser rápidas.

6.2.3. CIRCUITO SINCO – ÁREA 16

6.2.3.1.DESCRIPCIÓN DEL CIRCUITO Y DE SU SISTEMA DE PROTECCIÓN

El circuito Sinco – Área 16 alimentado por la S/E Toreño PDVSA y cuyo diagrama unifilar se

puede observar en el anexo A.2, se encarga de suministrar energía a 25 pozos, de los cuales 17, se

encuentran activos actualmente. Por otra parte, también se encarga de alimentar las estaciones

Sinco A, Sinco B y Sinco D, torres de enfriamiento y la finca Arboleda.

Este circuito tiene instalados tres bancos de condensadores de 300 kVAR, el primero a 960 m de

la derivación que alimenta el pozo S-20, el segundo en la derivación del pozo S-81 y el tercero a

810 m del pórtico del reconectador Área 16, en la derivación del pozo S-69. A 6040 m de la

salida del circuito se encuentra instalado el reconectador Área 16, manejando una corriente de 33

A. La salida del circuito está protegida por el reconectador D-405 (Área 16) que maneja una

corriente de 86 A



tabla XVIII y el anexo A.2 denotados con las letras F1 hasta F4. Del análisis de cortocircuito se


• Aguas abajo de rec. Área 16: Fusible de 10 K que protege un transformador de 200 kVA

asociado al pozo S13-02X (F2).

• Aguas abajo de rec. D-405 (Área 16): Fusible de 12 K que protege un transformador de

275 kVA asociado al pozo S-62 (F4).

Tabla XVIII: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Sinco – Área 16


Pto. Lejano del circuito. Pozo S13-03X (F1) 910 503 Fusible 10 K. Pozo S13-02X (F2) 939 520

Reconectador Área 16 (F3) 1565 1030 Fusible 12 K. Pozo S-62 (F4) 1331 840


Los ajustes actuales de las protecciones del circuito en estudio se presentan en la tabla XIX.

En la tabla XX se presentan los tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para los

reconectadores D-405 (Área 16) y Área 16, donde se indica claramente, que el reconectador de

salida y el de campo tienen los mismos ajustes que los reconectadotes de salida de circuito y de

campo asociados al circuito Sinco – Mingo.

Tabla XIX: Ajustes atuales de las protecciones del circuito Sinco – Área 16

Interruptor T.C Icarga(A) Funciones de Curva Iarr Iarr Dial Mult. Iinst protección (Ap) (As) inst. (Ap) D-405 (Área 200/1 86 50P/51P S.T.I. 220 1.1 3 ∞ -

16) 50N/51N S.T.I. 200 1 3.2 ∞ - Rec. 100/1 33 50P/51P E. Inv. 80 0.8 0.1 12 1200

Área 16 50N/51N E. Inv. 70 0.7 0.1 10 1000

Tabla XX: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para reconectadores asociados al circuito Sinco – Área 16

Interruptor Función

79 (seg) 79-1 (seg) 79-2 (seg) 79-3 (seg) 79-4 (seg) D-405 (Área 16) 10 5 10 15 Lock out

Rec. Área 16 10 0.2 0.2 0.2 Lock out En el anexo D.5 se observa la coordinación actual de fase entre el fusible de 10 K y el rec. Área

16, para la corriente de falla máxima trifásica en la zona de protección del fusible (F2). También

se observa la corriente de falla máxima trifásica en un punto lejano del circuito (F1), en la zona

de protección del rec. Área 16, así como la corriente de falla máxima trifásica a la salida del

mismo (F3).

Para la corriente de falla de 910 A en (F1), el rec. Área 16 abre en 0.039 seg, existiendo un IC de

0.224 seg. entre éste y el rec. D-405 (Área 16). Para la corriente de falla de 939 A en la zona de

protección del fusible (F2), éste presenta un tiempo de despeje de 0.017 seg, existiendo un IC de

0.02 seg. entre éste y el rec. Área 16. Para la corriente de falla de 1565 A (F3) a la salida del rec.

Área 16, éste tiene una apertura instantánea, teniéndose un IC de 0.221 seg. entre éste y el rec.

rec. D-405 (Área 16).

En el anexo D.6 se observa la coordinación actual de fase entre el fusible de 12 K y el el rec. D-

405 (Área 16). Para la corriente de falla de 1331 A (F4), aguas abajo del fusible, éste tiene un

tiempo de despeje de 0.016 seg, existiendo un IC de 0.193 seg, entre él y el rec. D-405 (Área 16).


Área 16, para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible (F2).

También se observa la corriente de falla máxima monofásica en un punto lejano del circuito (F1),

en la zona de protección del rec. Área 16, así como la corriente de falla máxima monofásica a la

salida del mismo (F3). Para la corriente de falla de 503 A en F1, el rec. Área 16 abre en 0.076

seg, existiendo un IC de 0.368 seg. entre éste y el rec. D-405 (Área 16). Para la corriente de falla

de 520 A en F2, aguas abajo del fusible, éste tiene un tiempo de despeje de 0.025 seg, existiendo

un IC de 0.046 seg. entre éste y el rec. Área 16. Para la falla de 1030 A en F3, el rec. Área 16

abre instantáneamente, existiendo un IC de 0.297 seg, entre éste y el rec. D-405 (Área 16).


405 (Área 16), para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible

(F4). Para la corriente de falla de 840 A en F4, el fusible presenta un tiempo de despeje de 0.021

seg, existiendo un IC de 0.257 seg. entre éste y el rec. D-405 (Área 16)


Los ajustes recomendados de las curvas de protecciones se presentan en la tabla XXI.

Tabla XXI: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Sinco – Área 16

Interruptor T.C Icarga(A) Funciones de Curva Iarr Iarr Dial Mult. Iinst protección (Ap) (As) inst. (Ap) D-405 (Área 16) 200/1 86 50P/51P S.T.I. 220 1.1 4 ∞ -

Rec. 100/1 33 50P/51P V.Inv. 80 0.8 0.1 12 1200 Área 16 50N/51N E. Inv. 70 0.7 0.15 10 1000


Área 16. Para la corriente de falla de 910 A en F1, el tiempo de apertura del rec. Área 16 es 0.072

seg, por lo que el IC aumentó de 0.224 seg. a 0.307 seg entre éste y el rec. D-405 (Área 16). Para

la corriente de falla de 939 A en F2, aguas abajo del fusible, el IC entre el éste y el rec. Área 16

aumentó de 0.02 seg. a 0.054 seg. Para la corriente de falla de 1565 A en F3, a la salida del rec.

Área 16, éste sigue abriendo instantáneamente, pero el IC aumentó de 0.193 seg. a 0.647 seg.

entre él y el rec. D-405 (Área 16).


D-405 (Área 16). Para la corriente de falla de 1331 A en F4, aguas abajo del fusible, el IC

aumentó de 0.193 seg. a 0.274 seg. entre éste y el D-405 (Área 16).

En el anexo E.5 se observa la coordinación de neutro recomendada entre el fusible de 10 K y el

rec. Área 16 para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible

(F2). También se observa la corriente de falla máxima monofásica en un punto lejano del circuito

(F1), así como la corriente de falla máxima monofásica en la salida del rec. Área 16 (F3).

Para la corriente de falla de 503 A en F1, el tiempo de apertura del rec. Área 16 es 0.108 seg, por

lo que el IC disminuyó de 0.368 seg. a 0.336 seg entre éste y el rec. D-405 (Área 16). Aunque el

IC disminuyó un poco, sigue estando dentro del rango recomendado en el capítulo 3. Para la

corriente de falla de 520 A en F2, aguas abajo del fusible, el IC entre el éste y el rec. Área 16

aumentó de 0.046 seg. a 0.079 seg. Para la corriente de falla de 1030 A en F3, a la salida del rec.

Área 16, éste sigue abriendo instantáneamente, y el IC sigue siendo 0.246 seg. entre él y el rec.

D-405 (Área 16).

6.2.4. CIRCUITO SILVESTRE


El circuito Silvestre alimentado por la S/E Barinas Norte y cuyo diagrama unifilar se puede

observar en el anexo A.3, se encarga de suministrar energía a 19 pozos, de los cuales 9 se

encuentran activos actualmente. Por otra parte, también se encarga de alimentar la estación

Palmita y los muros de enfriamiento.

El circuito tiene interconexión con el circuito Nº 1 del PTS por medio del seccionador M202 en

el ramal que alimenta los pozos S-11 y S-40, con el circuito Nº 2 del PTS por medio del

seccionador M203 en el ramal que alimenta el pozos SSW-43 y por medio del seccionador M111

en el ramal que alimenta el pozos SSW-20 y SSW-51 y con el circuito Nº 4 Silván por medio del

seccionador M102 en el ramal que alimenta los muros de enfriamiento y el seccionador M414 en

el ramal que alimenta el pozos BEJ-1, BEJ-8 y BEJ-12.

Este circuito no tiene instalados bancos de condensadores, por lo que presenta un factor de

potencia un poco bajo en comparación con los demás circuitos (ver tabla II en pag.28). A 11260

m de la salida del circuito se encuentra instalado el reconectador Las Gemelas, manejando una

corriente de 18 A. La salida del circuito está protegida por el reconectador D-105 (Silvestre) que

maneja una corriente de 24 A.



tabla XXII y el anexo A.3 denotados con las letras F1 hasta F3. Del análisis de cortocircuito se


• Aguas abajo de rec. Las Gemelas: Fusible de 15 K que protege un transformador de 350

kVA asociado al pozo SSW-43 (F1).

• Aguas abajo de rec. D-105 (Silvestre): Fusible de 25 K que protege un transformador de

500 kVA asociado al pozo BEJ-1 (F3).

Tabla XXII: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Silvestre


Fusible 15 K. Pozo SSW-43 (F1) 844 432 Reconectador Las Gemelas (F2) 1021 614 Fusible 25 K. Pozo BEJ-1 (F3) 1142 707


Los ajustes actuales de las protecciones del circuito en estudio se presentan en la tabla XXIII.

Tabla XXIII: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Silvestre

Interruptor T.C Icarga(A) Funciones de Curva Iarr Iarr Dial Mult. Iinst protección (Ap) (As) inst. (Ap)

D-105 100/1 77 50P/51P S.E.T.I. 100 1 3 20 2000 (Silvestre) 100/5 50N/51N E. Inv. 48 2.4 1.1 20 960 Rec. Las 55/1 18 50P/51P S.E.T.I. 55 1 2.3 16 880 Gemelas 30/1 50N/51N E. Inv. 30 1 1 18 540

En la tabla XXIV se presentan los tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para cada

interruptor asociado al circuito.

Tabla XXIV: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para reconectadores asociados

al circuito Silvestre


D-105 (Silvestre) 20 40 40 60 Lock out Rec. Las Gemelas 10 15 20 30 Lock out

En el anexo D.9 se observa la coordinación actual de fase entre el fusible 15 K asociado al pozo

SSW-43, que es un punto lejano del circuito, y el rec. Las Gemelas, para la corriente de falla

máxima trifásica en la zona de protección del fusible (F1). También se observa la corriente de

falla máxima trifásica a la salida del rec. Las Gemelas (F2).

Para la corriente de falla de 844 A en F1, aguas abajo del fusible éste presenta un tiempo de

despeje de 0.025 seg, existiendo un IC de 0.006 seg. entre éste y el rec. Las Gemelas. Para la

corriente de falla de 1110 A a la salida del rec. Las Gemelas (F2), éste tiene una apertura

instantánea, teniéndose un IC de 0.072 seg. entre él y el rec. D-105 (Silvestre).

En el anexo D.10 se observa la coordinación actual de fase entre el fusible de 25 K y el rec. D-

105 (Silvestre), para la corriente de falla máxima trifásica en la zona de protección del fusible.

Para la corriente de falla de 1142 A en F3, aguas abajo del fusible, éste tiene un tiempo de

despeje de 0.026 seg, existiendo un IC de 0.037 seg entre éste y el rec. D-105 (Silvestre).


Las Gemelas, para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible

(F1). También se observa la corriente de falla máxima monofásica a la salida del rec. Las

Gemelas.


existiendo un IC de 0.01 seg. entre él y el rec. Las Gemelas. Para la corriente de falla de 614 A en

F2, el rec. Las Gemelas abre instantáneamente, teniéndose un IC de 0.077 seg. entre él y el rec.

D-105 (Silvestre).


105 (Silvestre), para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible

(F1). Para la corriente de falla de 707 A en F3, el fusible presenta un tiempo de despeje de 0.044

seg, existiendo un IC de 0.021 seg. entre éste y el rec. D-105 (Silvestre).


Los ajustes recomendados de las curvas de protecciones se presentan en la tabla XXV.

Tabla XXV: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Silvestre


D-105 100/1 77 50P/51P S.T.E.I. 100 1 4 20 2000 (Silvestre) 100/5 50N/51N E. Inv. 48 2.4 1.4 20 960 Rec. Las 55/1 18 50P/51P S.T.E.I. 55 1 3 16 880 Gemelas 30/1 50N/51N E. Inv. 30 1 1.3 18 540

En la tabla XXIV se observa que los tiempos muertos para el rec. D-105 (Silvestre) y el rec. Las

Gemelas son muy elevados, por lo que se debe hacer un reajuste similar al recomendado para los

circuitos alimentados por la S/E Toreño PDVSA.

En la tabla XXVI se presentan los ajustes recomendados para los tiempos de memoria y tiempos

muertos del rec. D-105 (Silvestre) y el rec. Las Gemelas.

Tabla XXVI: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre recomendados para

reconectadores asociados al circuito Silvestre


D-105 (Silvestre) 10 10 15 20 Lock out Rec. Las Gemelas 10 0.08 0.12 0.18 Lock out


Las Gemelas. Para la corriente de falla de 844 A en F1, el IC entre el fusible y el rec. Las

Gemelas aumentó de 0.006 seg. a 0.018 seg. Para la corriente de falla de 1021 A en F2, el rec.

Las Gemelas sigue abriendo instantáneamente, pero el IC entre éste y el rec. D-105 (Silvestre)

aumentó de 0.072 seg. a 0.099 seg.


D-105 (Silvestre). Para la corriente de falla de 1142 A en F3, aguas abajo del fusible, se observa

que el IC, entre éste y el rec. D-105 (Silvestre) aumentó de 0.037 seg. a 0.061 seg.

6.2.5. CIRCUITO MAPORAL


El circuito Maporal alimentado por la S/E Barinas Norte y cuyo diagrama unifilar se puede

observar en el anexo A.4, se encarga de suministrar energía a 27 pozos, de los cuales 4 se

encuentran activos actualmente. El circuito tiene interconexión con el circuito Nº 4 Silván por del

seccionador M401 a 20 m de la salida del circuito y por medio del seccionador M210 en el ramal

que alimenta los pozos SMW-27, SMW-28 y SMW-29 y tiene instalado un banco de

condensadores de 300 kVAR en el mismo ramal. A 1870 m de la salida del circuito se encuentra

instalado el reconectador SMW-203, manejando una corriente de 9 A y la salida del circuito está

protegida por el rec. D-205 (Maporal) que maneja una corriente de 17 A.



tabla XXVII y el anexo A.4 denotados con las letras F1 hasta F3. Del análisis de cortocircuito se


• Aguas abajo de rec. SMW-203: Fusible de 15 K que protege un transformador de 350

kVA asociado al pozo SMW-28 (F1).

• Aguas abajo de rec. D-205 (Maporal): Fusible de 15 K que protege un transformador de

350 kVA asociado al pozo SMW-203 (F3).

Tabla XXVII: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Maporal


Fusible 15 K. Pozo SMW-28 (F1) 1041 675 Reconectador SMW-203 (F2) 2064 1848

Fusible 15 K. Pozo SMW-203 (F3) 2064 1848 6.2.5.3.COORDINACIÓN ACTUAL DE PROTECCIONES

Los ajustes actuales de las protecciones del circuito en estudio se presentan en la tabla XXVIII.

Tabla XXVIII: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Maporal


D-205 100/1 17 50P/51P S.T.E.I. 100 1 3 20 2000 (Maporal) 200/5 50N/51N E. Inv. 68 2.4 1.5 20 1360

Rec. 60/1 9 50P/51P S.T.E.I. 60 1 2.4 18 1080 SMW-203 45/1 50N/51N E. Inv. 45 1 1.1 18 810

En la tabla XXIX se presentan los tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para cada

reconectador asociado al circuito.

Tabla XXIX: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para reconectadores asociados

al circuito Maporal


D-205 (Maporal) 20 20 40 60 Lock out Rec. SMW-203 10 20 40 60 Lock out

En el anexo D.13 se presenta la coordinación actual de fase entre el fusible de 15 K asociado y el

rec. SMW-203 que es un punto lejano del circuito, para la corriente de falla máxima trifásica en

la zona de protección del fusible (F1). También se observa la corriente de falla máxima trifásica a

la salida del rec. SMW-203 (F2).


existiendo un IC de 0.007 seg. entre éste y el rec. SMW-203. Para la corriente de falla de 2064 A

en F2, el rec. SMW-203 tiene una apertura instantánea al igual que el D-205 (Maporal),

observándose una pérdida de selectividad entre ambos reconectadores.


205 (Maporal), para la corriente de falla máxima trifásica en la zona de protección del fusible

(F3). Para la corriente de 2064 A en F3, el rec. D-205 (Maporal) actúa antes de que el fusible se

funda ya que abre instantáneamente, observándose pérdida de selectividad entre ambos

dispositivos.


SMW-203, para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible

(F1). También se observa la corriente de falla máxima monofásica a la salida del rec. SMW-203

(F2).


existiendo un IC de 0.035 seg. entre éste y el rec. SMW-203. Para la corriente de falla de 1848 A

en F2, el rec. SMW-203 abre instantáneamente, al igual que el rec. D-205 (Maporal), teniéndose

una pérdida de selectividad entre ambos reconectadores.


205 (Maporal), para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible

(F3). Para la corriente de falla de 1848 A, el rec. D-205 (Maporal) actúa antes de que se funda el

fusible, teniéndose una pérdida de selectividad entre ambos dispositivos.


Los ajustes recomendados de las curvas de protecciones se presentan en la tabla XXX y en la

tabla XXXI se presentan los ajustes recomendados para los tiempos de memoria y tiempos

muertos del rec. D-205 (Maporal) y el rec. SMW-203.

Tabla XXX: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Maporal


D-205 100/1 17 50P/51P S.T.E.I. 100 1 3 ∞ - (Maporal) 200/5 50N/51N E. Inv. 68 2.4 1.8 ∞ -

Rec. 60/1 9 50P/51P S.T.E.I. 60 1 3 18 1080 SMW-203 45/1 50N/51N E. Inv. 45 1 1.3 18 810

Tabla XXXI: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre recomendados para

reconectadores asociados al circuito Maporal


D-205 (Maporal) 10 10 15 20 Lock out Rec. SMW-203 10 0.08 0.12 0.18 Lock out

En el anexo E.10 se observa la coordinación de fase recomendada entre el fusible de 15 K y el

rec. SMW-203. Para la corriente de falla de 1041 A en F1, el IC entre el fusible y el rec. SMW-

203 aumentó de 0.007 seg. a 0.016 seg. Para la corriente de falla de 2064 A en F2, el rec. SMW-

203 sigue abriendo instantáneamente, pero el IC entre éste y el rec. D-205 (Maporal) es de 0.036

seg. que no es un IC adecuado según los criterios de coordinación pero mejora la selectividad

entre los dispositivos del circuito.


rec. D-205 (Maporal). Para la corriente de falla de 2064 A en F3, se observa un IC de 0.018 seg.

entre el D-205 (Maporal) y el fusible, que es un IC muy corto, pero el rec. D-205 (Maporal)

permite que el fusible se funda antes de actuar.


rec. SMW-203. Para la corriente de falla de 675 A en F1, aguas abajo del fusible, el IC aumentó

de 0.035 seg. a 0.053 seg. entre éste y el rec. SMW-203. Para la corriente de falla de 1848 A en

F2, el rec. SMW-203 sigue abriendo instantáneamente, pero el IC entre éste y el rec. D-205

(Maporal) es 0.076 seg, que es un IC corto pero no permite la pérdida de selectividad por disparo

instantáneo de los dos reconectadores.


rec. D-205 (Maporal). Para la corriente de falla de 1848 A, aguas abajo del fusible, éste presenta

un tiempo de despeje de 0.016 seg, existiendo un IC de 0.047 seg. entre él y el rec. D-205

(Maporal) que es un tiempo corto, pero el reconectador permite que se funda el fusible antes de

actuar.

6.2.6. CIRCUITO CAIPE


El circuito Caipe alimentado por la S/E Barinas Norte y cuyo diagrama unifilar se puede

observar en el anexo A.5, se encarga de suministrar energía a 14 pozos, de los cuales, 6 se

encuentran activos actualmente. Tiene un banco de condensadores de 300 kVAR instalado antes

de llegar a la derivación que alimenta el pozo CAIPE-9 y está protegido solo por el reconectador

de salida D-305 (Caipe) que maneja 12 A ya que no tiene instalado ningún reconectador de

campo.


El nivel de cortocircuito aguas abajo del fusible para el estudio del circuito Caipe se presenta en

la tabla XXXII y el anexo A.5 denotado con la letra F1. Del análisis de cortocircuito se concluyó

que el fusible más lento es el fusible de 12 K que protege un transformador de 275 kVA asociado

al pozo OBI-02. Este fusible está ubicado aguas abajo del rec. D-305 (Caipe).

Tabla XXXII: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Caipe


Fusible 12 K. Pozo OBI-02X (F1) 678 405 D-305 (Caipe) (F2) 2293 3138


Los ajustes actuales de las protecciones del circuito en estudio se presentan en la tabla XXXIII.

Tabla XXXIII: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Caipe


D-305 100/1 12 50P/51P S.T.E.I. 100 1 2.5 ∞ - (Caipe) 200/5 50N/51N E. Inv. 68 1.7 1.1 20 1360

Los ajustes del rec. D-305 (Caipe) para el tiempo de memoria y los tiempos muertos de recierre

son los mismos que para el rec. D-205 (Maporal), con tiempos muertos de 20, 40 y 60 seg. para el

primer, segundo y tercer recierre, respectivamente.


305 (Caipe) para la corriente de falla máxima trifásica aguas abajo del fusible (F1). Para la

corriente de falla 678 A en F1, éste presenta un tiempo de despeje de 0.026 seg, existiendo un IC

de 0.087 seg. entre éste y el rec. D-305 (Caipe).


305 (Caipe) para la corriente de falla máxima monofásica aguas abajo del fusible (F1). Para la

corriente de falla 405 A en F1, éste presenta un tiempo de despeje de 0.036 seg, existiendo un IC

de 0.209 seg. entre éste y el rec. D-305 (Caipe).


Los ajustes recomendados de las curvas de protecciones se presentan en la tabla XXXIV.

Tabla XXXIV: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Caipe

Interruptor T.C Icarga(A) Funciones de Curva Iarr Iarr Dial Mult. Iinst protección (Ap) (As) inst. (Ap) D-305 (Caipe) 100/1 12 50P/51P S.T.E.I. 100 1 3 ∞ -

Para el tiempo de memoria y tiempos muertos del rec. D-305 (Caipe) se recomiendan los mismos

ajustes hechos para los reconectadores D-105 (Silvestre) y D-205 (Maporal).


rec. D-305 (Caipe). El IC entre el fusible y el rec. D-305 (Caipe) aumentó de 0.087 seg. a 0.114

seg. para la corriente de falla de 678 A en F1.

6.2.7. CIRCUITO SILVÁN


El circuito Silván alimentado por la S/E Barinas Norte y cuyo diagrama unifilar se puede


encuentran activos actualmente. El circuito tiene interconexión con el circuito Nº 1 Silvestre por

medio del seccionador M402 y con el circuito Nº 2 Maporal por medio del seccionador M401.

Tiene instalado un banco de condensadores de 300 kVAR en la derivación del pozo P-501. A

6160 m de la salida del circuito se encuentra instalado el reconectador SNW-8, manejando una

corriente de 13 A y la salida del circuito está protegida por el reconectador D-405 (Silván)

manejando una corriente de 42 A.



tabla XXXV y el anexo A.6 denotados con las letras F1 hasta F3. Del análisis de cortocircuito se


• Aguas abajo de rec. SNW-8: Fusible de 20 K que protege un transformador de 400 kVA

asociado al pozo TOR-03 (F1).

• Aguas abajo de rec. D-405 (Silván): Fusible de 12 K que protege un transformador de 250

kVA asociado al pozo SNW-06 (F3).

Tabla XXXV: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación de protecciones del circuito Silván

Dispositivo Corriente de CC (A)

Trifásica Monofásica Fusible 20 K. Pozo TOR-03 (F1) 475 254

Reconectador SNW-8 (F2) 1431 970 Fusible 12 K. Pozo SNW-06 (F3) 1475 1014


Los ajustes actuales de las protecciones del circuito en estudio se presentan en la tabla XXXVI.

Tabla XXXVI: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Silván


D-405 116/1 42 50P/51P S.T.E.I. 116 1 3 18 2088 (Silván) 200/5 50N/51N E. Inv. 80 2 1.4 20 1600

Rec. 80/1 13 50P/51P S.T.E.I. 80 1 2.1 14 1120 SNW-8 50/1 50N/51N E. Inv. 50 1 1.1 18 900

En la tabla XXXVII se presentan los tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para

cada interruptor asociado al circuito. Se observa, que los tiempos muertos son muy elevados, y

aunque esto aumenta la posibilidad de despeje de una falla, le resta confiabilidad al sistema

debido a que los pozos se paran en un tiempo muerto de 200 mseg. como ya se dijo

anteriormente.

Tabla XXXVII: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para reconectadores

asociados al circuito Silván


D-405 (Silván) 20 20 40 60 Lock out Rec. SNW-8 10 20 40 80 Lock out

En el anexo D.19 se observa la coordinación actual de fase entre el fusible de 20 K y el rec.

SNW-8 para la corriente de falla máxima trifásica en la zona de protección del fusible (F1).

También se observa la corriente de falla máxima trifásica a la salida del rec. SNW-8 (F2).

Para la corriente de falla de 475 A en F1, aguas abajo del fusible, éste presenta un tiempo de

despeje de 0.059 seg, existiendo un IC de 0.057 seg. entre éste y el rec. SNW-8. Para la corriente

de falla de 1431 A en F2, a la salida del rec. SNW-8, éste tiene una apertura instantánea,

teniéndose un IC de 0.057 seg. entre él el rec. D-405 (Silván).


405 (Silván). Para la corriente de falla de 1475 A en F3, aguas abajo del fusible, éste presenta un

tiempo de despeje de 0.015 seg, existiendo un IC de 0.04 seg. entre éste y el rec. D-405 (Silván).


SNW-8 para la corriente de falla máxima monofásica en la zona de protección del fusible (F1).

También se observa la corriente de falla máxima monofásica a la salida del rec. SNW-8 (F2).

Para la corriente de falla de 254 A en F1, aguas abajo del fusible, éste presenta un tiempo de

despeje de 0.149 seg, existiendo un IC de 0.18 seg. entre éste y el rec. SNW-8. Para la corriente

de falla de 970 A en F2, a la salida del rec. SNW-8, éste tiene una apertura instantánea,

teniéndose un IC de 0.115 seg. entre él el rec. D-405 (Silván).


405 (Silván). Para la corriente de falla de 1014 A en F3, aguas abajo del fusible, éste presenta un

tiempo de despeje de 0.022 seg, existiendo un IC de 0.085 seg. entre éste y el rec. D-405 (Silván).


Los ajustes recomendados de las curvas de protecciones se presentan en la tabla XXXVIII y en la

tabla XXXIX se presentan los ajustes recomendados para los tiempos de memoria y tiempos

muertos de los reconectadores asociados al circuito en estudio.

Tabla XXXVIII: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Silván


D-405 116/1 42 50P/51P S.T.E.I. 116 1 4 18 2088 (Silván) 200/5 50N/51N E. Inv. 80 2 1.7 20 1600

Rec. 80/1 13 50P/51P S.T.E.I. 80 1 3 14 1120 SNW-8 50/1 50N/51N E. Inv. 50 1 1.4 18 900

Tabla XXXIX: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre recomendados para

reconectadores asociados al circuito Silván


D-405 (Silván) 10 10 15 20 Lock out Rec. SNW-8 10 0.08 0.12 0.18 Lock out

En el anexo E.15 se observa la coordinación de fase recomendada entre el fusible de 20 K con el

rec. SNW-8. El IC entre el fusible y el rec. SNW-8 aumentó de 0.057 seg. a 0.116 seg. para la

corriente de falla de 475 A en la zona de protección del fusible (F1). Para la corriente de falla

1431 A a la salida del rec. SNW-8 (F2), éste sigue abriendo instantáneamente, pero el IC entre él

y el rec. D-405 (Silván) aumentó de 0.057 seg. a 0.078 seg.


rec. D-405 (Silván). Para la corriente de falla de 1475 A en F3, aguas abajo del fusible, el IC

entre éste y el rec. D-405 (Silván) aumentó de 0.04 seg. a 0.061 seg.


rec. SNW-8. Para la corriente de falla de 254 A en F1, aguas abajo del fusible, el IC aumentó de

0.18 seg. a 0.314 seg. entre éste y el rec. SNW-8. Para la corriente de falla de 970 A en F2, a la

salida del rec. SNW-8, éste sigue abriendo instantáneamente, pero el IC aumentó de 0.115 seg. a

0.147 seg. entre él el rec. D-405 (Silván).


rec. D-405 (Silván). Para la corriente de falla de 1014 A en F3, aguas abajo del fusible, el IC

aumentó de 0.085 seg. a 0.117 seg. entre éste y el rec. D-405 (Silván).

6.2.8. CIRCUITO CAMPO BORBURATA


El circuito Campo Borburata alimentado por la S/E Borburata y cuyo diagrama unifilar se puede


encuentran activos actualmente.

También se encarga de alimentar la estación de flujo Borburata. El circuito solo está protegido

por el reconectador de salida D-205 (Bor) que maneja una carga de 54 A.

Este circuito es el que maneja la carga de los pozos más importantes asociados al sistema

eléctrico de PDVSA Barinas, ya que sus pozos son los que tienen la mayor producción de

petróleo diario (ver tabla I en pag. 25).


El nivel de cortocircuito aguas abajo del fusible para el estudio del circuito Campo Borburata se

presenta en la tabla XL y el anexo A.7 denotado con la letra F1.

Del análisis de cortocircuito se concluyó que el fusible más lento es el fusible de 20 K que

protege un transformador de 400 kVA asociado al pozo BOR-14. Este fusible está ubicado aguas

abajo del rec. D-205 (Bor).

Tabla XL: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación de

protecciones del circuito Campo Borburata


Fusible 20 K. Pozo BOR-14 (F1) 1345 1036 6.2.8.3.COORDINACIÓN ACTUAL DE PROTECCIONES

En la tabla XLI se presentan los ajustes actuales del reconectador D-205 (Bor).

Tabla XLI: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Campo Borburata


D-205 100/1 54 50P/51P S.E.T.I. 100 1 3.5 20 2000 (Bor) 80/1 50N/51N V. Inv. 80 1 1 - -

En la tabla XLII se presentan los tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para el

reconectador D-205 (Bor).

Tabla XLII: Tiempos de memoria y tiempos muertos de recierre para reconectadores asociados

al circuito Campo Borburata


D-205 (Bor) 10 5 10 15 Lock out


205 (Bor) para la corriente de falla máxima trifásica aguas abajo del fusible (F1). Para la

corriente de falla de 1345 A en la zona de protección del fusible, éste presenta un tiempo de

despeje de 0.023 seg, existiendo un IC de 0.038 seg. entre éste y el rec. D-205 (Bor).


205 (Bor) para la corriente de falla máxima monofásica aguas abajo del fusible (F1). Para la


despeje de 0.025 seg, existiendo un IC de 0.065 seg. entre éste y el rec. D-205 (Bor).


Los ajustes recomendados de las curvas de protecciones se presentan en la tabla XLIII.

Tabla XLIII: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Campo Borburata


D-205 100/1 54 50P/51P S.E.T.I. 100 1 4 20 2000 (Bor) 80/1 50N/51N V. Inv. 80 1 1.3 ∞ -


rec. D-205 (Bor). Para la corriente de falla de 1345 A en la zona de protección del fusible, el IC

aumentó de 0.038 seg. a 0.048 seg. entre éste y el rec. D-205 (Bor).

En el anexo e.20 se observa la coordinación de neutro recomendada entre el fusible de 20 K y el

rec. D-205 (Bor). Para la corriente de falla de 1036 A en la zona de protección del fusible, el IC

aumentó de 0.065 seg. a 0.107 seg. entre éste y el rec. D-205 (Bor).

6.2.9. CIRCUITO CAMPO BEJUCAL


El circuito Campo Bejucal alimentado por la S/E Borburata y cuyo diagrama unifilar se puede


encuentran activos actualmente.


El nivel de cortocircuito aguas abajo del fusible para el estudio del circuito Campo Borburata se

presenta en la tabla XLV y el anexo A.8 denotado con la letra F1. Del análisis de cortocircuito se

concluyó que el fusible más lento es el fusible de 12 K que protege un transformador de 275 kVA

asociado al pozo BEJ-09, que es un punto lejano del circuito. Este fusible está ubicado aguas

abajo del rec. D-305 (Bej).

Tabla XLIV: Corrientes de cortocircuito en puntos de interés para el estudio de la coordinación

de protecciones del circuito Campo Bejucal


Fusible 12 K. Pozo BEJ-09 850 543 D-305 (Bej) 1782 2478


En la tabla XLV se presentan los ajustes actuales del reconectador D-305 (Bej). Para los tiempos

de memoria y tiempos muertos de recierre, el rec. D-305 (Bej) tiene los mismos ajustes que el

rec. D-205 (Bor).

Tabla XLV: Ajustes actuales de las protecciones del circuito Campo Bejucal

Interruptor T.C Icarga(A) Funciones de Curva Iarr Iarr Dial Mult. Iinst protección (Ap) (As) inst. (Ap) D-305 (Bej) 100/1 14 50P/51P V.Inv.. 100 1 0.1 14 1400

50N/51N V. Inv. 80 0.8 0.1 12 1200


305 (Bej) para la corriente de falla máxima trifásica aguas abajo del fusible (F1). Para la corriente

de falla de 850 A en la zona de protección del fusible, éste presenta un tiempo de despeje de

0.021 seg, existiendo un IC de 0.178 seg. entre éste y el rec. D-305 (Bej).


305 (Bej) para la corriente de falla máxima monofásica aguas abajo del fusible (F1). Para la


despeje de 0.03 seg, existiendo un IC de 0.226 seg. entre éste y el rec. D-305 (Bej).


Los ajustes recomendados de las curvas de protecciones se presentan en la tabla XLVI.

Tabla XLVI: Ajustes de protecciones recomendados para el circuito Campo Bejucal

Interruptor T.C Icarga(A) Funciones de Curva Iarr Iarr Dial Mult. Iinst protección (Ap) (As) inst. (Ap) D-305 (Bej) 100/1 14 50P/51P V.Inv.. 100 1 0.12 14 1400


rec. D-305 (Bej). Para la corriente de falla de 850 A en F1, el IC entre el fusible y el rec. D-305

(Bej) aumentó de 0.178 seg. a 0.214 seg. entre éste y el rec. D-305 (Bej).

6.3. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE S/E’S EN 34.5/13.8 kV

6.3.2. S/E TOREÑO PDVSA

La S/E Toreño PDVSA alimenta los circuitos Sinco – Hato – Mingo por medio del rec. D-105

(Sin-H-Min), Sinco – Mingo por medio del rec. D-205 (Sin-Min) y Sinco – Área 16 por medio

del rec. D-405 (Área 16). El transformador de potencia asociado a esta S/E está protegido por los

interruptores B-110 (Tor-PDVSA) manejando una corriente de 86 A y el D-180 (Tor-PDVSA)

manejando una corriente de 219 A, del lado de alta y de baja del transformador, respectivamente,

(ver figura 5.1 en pag. 26).

La coordinación de fase se analiza con base a la corriente de falla máxima trifásica en la barra de

13.8 kV, que es 2260 A y la coordinación de neutro se analiza con base a la corriente de falla

máxima monofásica en la barra de 13.8 kV que es 3260 A.

En la tabla XLVII se observan los ajustes de protecciones de los interruptores asociados a esta

S/E.

Tabla XLVII: Ajustes actuales de protecciones de los interruptores asociados a la

S/E Toreño PDVSA

Interruptor T.C Icarga(A) Funciones de Curva Iarr Iarr Dial Mult. Iinst protección (Ap) (As) inst. (Ap) B-110 (Tor- 200/5 86 50P/51P Inv. 136 3.4 1.5 ∞ - PDVSA) 50N/51N Inv. 112 2.8 1.6 ∞ -

D-180 (Tor- 200/1 219 50P/51P Inv. 320 1.6 1.4 ∞ - PDVSA) 50N/51N Inv. 280 1.4 1.5 ∞ -

Todos los interruptores principales de las subestaciones tienen 10 seg. como ajuste del tiempo de

memoria en la función 79 del dispositivo.

La coordinación 34.5/13.8 kV se hace con el reconectador de salida de circuito más lento. En este

caso, la coordinación se puede hacer con cualquiera de los tres reconectadores, ya que todos

tienen los mismos ajustes.

En el anexo D.27 se observa la coordinación actual de fase en 34.5/13.8 kV para la S/E Toreño

PDVSA. Para la corriente de falla de 2260 A a la salida del rec. D-105 (Sin-H-Min) (ver F8 en

figura 6.1), éste abre en 0.171 seg, existiendo un IC de 0.21 seg. entre él y el interruptor D-180

(Tor-PDVSA). Si la falla ocurre en la barra de 13.8 kV, el IC entre el D-180 (Tor-PDVSA) y el

B-110 (Tor-PDVSA) es de 0.051 seg.

En el anexo D.28 se observa la coordinación actual de neutro en 34.5/13.8 kV para la S/E Toreño

PDVSA. Para una corriente de falla de 3260 a la salida del rec. D-105 (Sin-H-Min), éste abre en

0.15 seg, existiendo un IC de 0.187 seg. entre él y el interruptor D-180 (Tor-PDVSA). Si la falla

ocurre en la barra de 13.8 kV, el IC entre el D-180 (Tor-PDVSA) y el B-110 (Tor-PDVSA) es de

0.03 seg.

Se observa una protección adecuada del transformador de potencia, tanto para fase como para

neutro. Los IC son cortos, por lo que se recomienda hacer un reajuste de las protecciones.

En la tabla XLVIII se observan los ajustes de protecciones recomendados a los interruptores

asociados a esta S/E.

Tabla XLVIII: Ajustes de protecciones recomendados a los interruptores asociados a la

S/E Toreño PDVSA

Interruptor T.C Icarga(A) Funciones de Curva Iarr Iarr Dial Mult. Iinst protección (Ap) (As) inst. (Ap) B-110 (Tor-PDVSA) 200/5 86 50N/51N Inv. 112 3 1.6 ∞ -

En el anexo E.22 se observa la coordinación de neutro recomendada para la S/E Toreño PDVSA.

Para una corriente de falla de 3260 A a la salida del rec. D-105 (Sin-H-Min), éste abre en 0.166

seg, y el IC entre él y el D-180 (Tor-PDVSA) es de 0.172 seg. Si la falla ocurre en la barra de

13.8 kV, el IC entre el D-180 (Tor-PDVSA) y el B-110 (Tor-PDVSA) aumentó de 0.03 seg. a

0.041 seg.

6.3.3. S/E BARINAS NORTE

La S/E Barinas Norte alimenta los circuitos Silvestre por medio del rec. D-105 (Silvestre),

Maporal por medio del rec. D-205 (Maporal), Caipe por medio del rec. D-305 (Caipe) y Silván

por medio del rec. D-405 (Silván). El transformador de potencia asociado a esta S/E está

protegido por los interruptores B-210 (BN) manejando una corriente de 41 A y el D-180 (BN)

manejando una corriente de 103 A, del lado de alta y de baja del transformador, respectivamente,

(ver figura 5.1 en pag. 26).



máxima monofásica en la barra de 13.8 kV que es 3138 A. En la tabla XLIX se observan los

ajustes de protecciones de los interruptores asociados a esta S/E.

Tabla XLIX: Ajustes actuales de protecciones de los interruptores asociados a la

S/E Barinas Norte.

Interruptor T.C Icarga(A) Funciones de Curva Iarr Iarr Dial Mult. Iinst protección (Ap) (As) inst. (Ap) B-210 (BN) 200/5 41 50P/51P V.Inv. 84 2.1 1.6 ∞ -

50N/51N V.Inv. 68 1.7 1.6 ∞ - D-280 (BN) 400/5 103 50P/51P V.Inv. 192 2.4 1.5 ∞ -

50N/51N V.Inv. 168 2.1 1.5 ∞ -


caso, la coordinación se hizo con el rec. D-305 (Caipe) por ser el más lento de los cuatro

reconectadores asociados.

En el anexo D.29 se observa la coordinación actual de fase en 34.5/13.8 kV para la S/E Barinas

Norte. Para la corriente de falla de 2293 A a la salida del rec. D-305 (Caipe) (ver F2 en anexo

A.5), éste abre en 0.031 seg, existiendo un IC de 0.134 seg. entre él y el interruptor D-180 (BN).

Si la falla ocurre en la barra de 13.8 kV, el IC entre el D-180 (BN) y el B-110 (BN) es de 0.021

seg.

En el anexo D.30 se observa la coordinación actual de neutro en 34.5/13.8 kV para la S/E Barinas

Norte. Para una corriente de falla de 3138 A a la salida del rec. D-305 (Caipe), éste abre

instantáneamente, existiendo un IC de 0.142 seg. entre él y el interruptor D-180 (BN). Si la falla

ocurre en la barra de 13.8 kV, el IC entre el D-180 (BN) y el B-110 (BN) es de 0.013 seg.

6.3.4. S/E BORBURATA

La S/E Borburata alimenta los circuitos Campo Borburata por medio del rec. D-205 (Bor) y

Campo Bejucal por medio del rec. D-305 (Bej). El transformador de potencia asociado a esta S/E

está protegido por los interruptores B-110 (Borburata) manejando una corriente de 28 A y el D-

180 (Borburata) manejando una corriente de 65 A, del lado de alta y de baja del transformador,

respectivamente, (ver figura 5.1 en pag. 26).



máxima monofásica en la barra de 13.8 kV que es 2478 A.

En la tabla XLX se observan los ajustes de protecciones de los interruptores asociados a esta S/E.

Tabla XLX: Ajustes actuales de protecciones de los interruptores asociados a la S/E Borburata


B-110 100/5 28 50P/51P V.Inv. 68 3.4 1.8 ∞ - (Borburata) 50N/51N V.Inv. 58 2.9 1.4 ∞ -

D-180 100/1 65 50P/51P V.Inv. 140 1.4 0.1 ∞ - (Borburata) 50N/51N V.Inv. 120 1.2 0.1 ∞ -


caso, la coordinación se hizo con el rec. D-305 (Bej) por ser el más lento de los dos

reconectadores asociados.

En el anexo D.31 se observa la coordinación actual de fase en 34.5/13.8 kV para la S/E

Borburata. Para la corriente de falla de 1782 A a la salida del rec. D-305 (Bej) (ver F2 en anexo

A.8), éste abre instantáneamente, existiendo un IC de 0.127 seg. entre él y el interruptor D-180

(Borburata). Si la falla ocurre en la barra de 13.8 kV, el IC entre el D-180 (Borburata) y el B-110

(Borburata) es de 0.032 seg.

En el anexo D.32 se observa la coordinación actual de neutro en 34.5/13.8 kV para la S/E

Borburata. Para una corriente de falla de 2478 A a la salida del rec. D-305 (Bej), éste abre

instantáneamente, existiendo un IC de 0.078 seg. entre él y el interruptor D-180 (Borburata). Si la

falla ocurre en la barra de 13.8 kV, el IC entre el D-180 (Borburata) y el B-110 (Borburata) es de

0.053 seg.

CAPÍTULO 7

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 7.1. CONCLUSIONES

La condición actual de operación del sistema eléctrico de PDVSA Barinas se evaluó a través de

un estudio de flujo de carga, para verificar corrientes y niveles de tensión con valores medidos en

campo. Después de hacer la evaluación técnica de las condiciones de operación del sistema

estudiado, se puede decir que dicho sistema depende esencialmente de la alimentación de

CADELA. Esta empresa tiene la capacidad de servir toda la carga aunque la planta HANOVER

esté fuera de servicio. Por el contrario, si falla CADELA la S/E Borburata no estaría en capacidad

de respaldar la carga de las tres subestaciones.

Todos los circuitos analizados presentan las condiciones físicas adecuadas de operación, tanto en

factores de potencia como en niveles de tensión. Esto se debe a la ubicación adecuada de bancos

de condensadores y al sobredimensionamiento del tipo de conductor instalado a lo largo de los

circuitos. También, las líneas de distribución manejan corrientes muy bajas en comparación con

su capacidad nominal, lo que ayuda a que los niveles de tensión no disminuyan a valores muy

bajos a lo largo de cada circuito.

Para la evaluación del sistema de protecciones se estudiaron las corrientes de arranque, tipos de

curvas tiempo – corriente empleadas y diales de tiempo ajustados en cada equipo. Se

construyeron las curvas tiempo – corriente tanto para protección de fase como para protección de

neutro después de un estudio previo de las corrientes de falla máximas trifásicas y monofásicas

en los puntos de interés del sistema.

En los ajustes actualmente utilizados en las protecciones no se observaron numerosos problemas

de coordinación. Todos los transformadores de distribución están protegidos adecuadamente por

los fusibles correspondientes, al igual que los interruptores principales de las subestaciones

protegen adecuadamente los transformadores de potencia. En general se observó rapidez y

selectividad entre los dispositivos. Sin embargo, se emitieron recomendaciones, con la finalidad

de mejorar los intervalos de coordinación entre los mismos, ya que actualmente éstos son muy

cortos.

Para el tipo de circuitos estudiados, la secuencia de operación seguida por los sistemas de

protección está justificada, debido a que para fallas permanentes aguas abajo de cualquier fusible,

solo se pierde un pozo, ya que se evita que el reconectador correspondiente, ubicado aguas arriba

de estos, haga un recierre dejando de alimentar un ramal completo de pozos.

7.2. RECOMENDACIONES

Debe resaltarse que es importante tratar de mantener la S/E Borburata operativa, ya que los

circuitos asociados son los que tienen la mayor producción del área operacional PDVSA Barinas

y una falla en la S/E representa un diferimiento de producción excesivo que afecta la economía

de la empresa.

Aunque se observan factores de potencia altos se recomienda hacer el estudio correspondiente

para la instalación de bancos de condensadores que disminuyan el consumo de reactivos en los

circuitos Sinco – Área 16, Silvestre y Bejucal, ya que presentan factores de potencia entre 0.75 y

0.79 que se pueden aumentar al máximo.

Para que el sistema eléctrico de PDVSA Barinas tenga un sistema de protecciones asociado

confiable, es necesario hacer el reajuste de las protecciones recomendados en el capítulo 6, ya

que así se mejorarán los intervalos de coordinación y la selectividad de los equipos de protección.

Estos intervalos de coordinación no se deben aumentar demasiado, ya que la continuidad del

servicio eléctrico es muy importante para la economía de la empresa debido al tipo de carga que

se maneja, es por eso que las fallas deben ser despejadas con la mayor rapidez posible.

Por otra parte es recomendable hacer el estudio de la coordinación de protecciones en el sistema

de 34.5 kV. Para ello es necesario obtener el ajuste de protecciones correspondientes a la S/E

Toreño CADELA.

BIBLIOGRAFÍA

[1] Norma IEEE

“Recommended Practice For Electric Power Distribution For Industrial Plants”

Std 141-1993

[2] Normas ANSI-IEEE

“Recommended Practice For Protection and Coordination of Industrial and

Commercial Power Systems” Std 242-1986

[3] Pérez, Luis

“Protección de Sistemas Eléctricos de Distribución”

CODELECTRA. Mayo 2003

[4] Cuaderno Técnico N°169

“Diseño de Redes Industriales en Alta Tensión”

SCHNEIDER

[5] PDVSA

“Manual Técnico DPU-2000R”

Fabricante ABB

[6] PDVSA

“Manual de Seguridad”

Mayo 2002

[7] PDVSA

“ETAP PowerStation version 4.0. Volumen I”

Año 2004

[8] Ing. Carlos Romero

“Sistemas de Protecciones”

ULA, 1999

[9] Ing. Francisco M. González Longatt

“Curso de Sistemas de Potencia. Estudio de Flujo de Carga”

MGA

revision de la coordinacion de protecciones del sistema electrico pdvsa barinas

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