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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAINSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO
“SANTIAGO MARIÑO”EXTENSIÓN VALENCIA
IMPLEMENTACIÓN DE PROTECCIONES NUMÉRICAS PARA ADECUAR LOS ESQUEMAS A LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS EN LAS LÍNEAS
CARABOBO I Y CARABOBO II ENLACE QUE UNE A LAS SUBESTACIONES CARABOBO Y PEDRO CAMEJO.
Valencia, Enero 2015
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Autor: Alejandro BravoTutor Académico: Ing. Édgar NúñezTutor Metodológico: Arelys Bolívar
ÍNDICE GENERAL Lista de Cuadros ………………………………………....…….………..….. Lista de Figuras ……………………………………………..….…………….Lista de Ecuaciones…………………………………………………………..Resumen………………………..…………………………..………...………. Introducción……………………………………………………….……………
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA……………………………………………...………….. Contextualización del Problema….………….….……................................ Objetivos de la Investigación…………………….…………………………..
General………………………………………………….……....……......... Específicos……………………………………………….………….…......
Justificación de la Investigación…………………….................................... II. MARCO REFERENCIAL………….……………………...……....……. Antecedentes de la Investigación……………………..……………….......... Bases Teóricas…………………………………............................................Bases Legales…………………………………………………………………..Definición de Términos Básicos…..…..………………………………….......
III. MARCO METODOLÓGICO……………………..………….………..…
Modalidad de Investigación.…………………..….………............................ Diseño de la Investigación………………………….………………………..Población y Muestra …………………..………….……………………….….. Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos.……..….................... Validez del Instrumento ……………………………………..….…………….Fases de la investigación…………………………………………………….
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………………………….………………REFERENCIAS ELECTRÓNICAS………………………….………………..
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vviviiviii1
3
37778
10
10148587
91
919292939495
9798
LISTA DE CUADROS
1. Cuadro 1 Tipo de Centrales según su energía primaria……………..2. Cuadro 2 Niveles normalizados para circuitos primarios de
distribución en Venezuela.………………………………………………3. Cuadro 3 Clasificación funcional de los componentes del sistema
de distribución.……..………………………………………..…………...4. Cuadro 4 Clases de precisión de los Transformadores de Tensión.5. Cuadro 5 Clases y Usos de los Transformadores de Medida………6. .7. …….8. ……..9. ……10. …..11. ……12. …….13. …….14. …..15. …….16. ………17. …..18. ……..19. ………20. ………21. ……..22. ………23. ………24. ……..25. ……..26. ……….27. ………28. ……….29. …….30. ………31. ……..32. ……..33. …….34. …….
3
17
21
234756
35. ………..36. ………..37. ……….38. ……….39. ……….40. ……….41. ………42. ………43. ……….44. ………45. ……….46. ………
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LISTA DE FIGURAS
1. Figura 1 Sistema de Potencia……………………………………….… 2. Figura 2 Elementos de un Sistema de Potencia…………………….3. Figura 3 Central de Generación Hidroeléctrica…….……………….. 4. Figura 4 Líneas de Transmisión Planta centro, Carabobo………… 5. Figura 5 Esquema de Transporte y Distribución de la Energía
Eléctrica………………………………………………………………….. 6. Figura 6 Subestación Eléctrica...................………….……...…………..7. Figura 7 Transformador de Potencia………………………..………... 8. Figura 8 Disyuntor o Interruptor de Potencia…………………………9. Figura 9 Seccionador Tripolar 115 kV………………………………..Figura 9 Servicios Auxiliares…………………………………………..
10. Figura 10 Conexión de un Transformador de Potencial….………... 11. Figura 11 Corte esquemático de un TT Monofásico………….……. 12. Figura 12 Corte esquemático de un TP Capacitivo………………… 13. Figura 13 Esquema de un Transformador de Tensión Capacitivo... 14. Figura 14 Transformador de Potencial………………………………. 15. Figura 15 Identificación de bornes en TC……………………………. 16. Figura 16 Transformador de Corriente………………………….…… 17. Figura 17 Conexión de un TC………………………………………… 18. Figura 18 Zonas de Protección……………………………………….. 19. Figura 19 Zonas de Protección……………………………………….. 20. Figura 20 Falla entre dos Zonas de Protección………………….….. 21. Figura 21 Relé de Atracción Electrónica…………………………….. 22. Figura 22 Relé Tipo Balancín……………………………………...…. 23. Figura 23 Conexión Relé Sobrecorriente………………………….….24. Figura 24 Clase de Sobrecorriente según Cantidad Actuante……..25. Figura 25 Conexión de un Relé Sobrecorriente……………………...26. Figura 26 Conexión de un Relé Diferencial………………………..…27. Figura 27 Diagrama de un Relé Diferencial ………………………….28. Figura 28 Ejemplo de Protección de Barra ………………………..….29. Figura 29 Protección Diferencial de un Transformador…………..…30. Figura 30 Característica de Operación Cuadrilateral………………..31. Figura 31 Características de Operación Mho ……………………...…32. Figura 32 Tipos de Cortocircuitos…………………………………….. 33. Figura 33 Ubicaci6n del Fusible………………………………………34. ……………………………35. …………….36. …………….37. …………..38. ……………39. ……………..40. …………..
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151820
232628293639434548495053545559596061626869707374757678798283
41. ……………42. ………….43. …………..44. ……………45. …………….46. …………….47. …………..48. …………49. …………..50. ………….51. ………………52. ……………53. ……………54. ……………55. …………..56. ……………57. …………58. ……….59. ………..60. ……….61. ………….62. ………..63. ……….64. ……..65. ……….66. ………67. ……..68. ………..69. ……..70. ………71. …….72. ……..73. ………74. ………….75. ……………..76. ………….77. ………….78. ………
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LISTA DE ECUACIONES
1. Ecuación 1 Relación del Valor Umbral……………………….…………… 2. Ecuación 2 Relación del Valor umbral…………………………...………… 3. Ecuación 3 Valor Umbral.………………………………………..………..... 4. Ecuación 4 cociente de operación del relé………………………………… 5. ….6. ……7. …….8. ……9. ……..
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAINSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO
“SANTIAGO MARIÑO”EXTENSIÓN VALENCIA
IMPLEMENTACIÓN DE PROTECCIONES NUMÉRICAS PARA ADECUAR LOS ESQUEMAS A LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS EN LAS LÍNEAS
CARABOBO I Y CARABOBO II ENLACE QUE UNE A LAS SUBESTACIONES CARABOBO Y PEDRO CAMEJO.
Línea de Investigación: Diseño Eléctrico, Protecciones Eléctricas
Autor: Alejandro Bravo
Tutor Académico: Edgar Núñez
Asesora Metodológica: Arelys Bolívar
Resumen
El presente Trabajo de Grado tiene como objetivo principal implementar protecciones numéricas mediante el cambio de ingeniería y equipos para adecuar los esquemas a las nuevas tecnologías en las líneas Carabobo I y Carabobo II enlace que une a las subestaciones Carabobo y Pedro Camejo.Al presentarse una falla, debido a que no se cuenta con la tecnología requerida, esta no es aislada en el tiempo mínimo necesario, tal eventualidad se debe también a la obsolescencia de los equipos que conforman los esquemas actuales; los elementos de este esquema de protección tienen aproximadamente unos 30 años de funcionamiento afectando el sistema en general que en este caso por estar en una zona industrial es fundamental y requiere la menor cantidad de fallas posibles, es por ello que surge la necesidad de hacer la implementación de nuevos esquemas de protecciones eléctricas, partiendo de la fase I con un diagnostico o detección de necesidades, el diagnóstico de la situación actual que presentan los esquemas de protección, en la fase II se van analizar los datos obtenidos en el diagnostico hecho anteriormente, obteniendo datos importantes ya que a través de estos se selecciona la protección a utilizar, en la fase III se hace una evaluación de la factibilidad técnico-económica del cambio de protecciones y en la IV fase se plantea la Implementación de Protecciones Numéricos, mediante el Cambio de Ingeniería y Equipos para adecuar los Esquemas a las Nuevas Tecnologías.
Descriptores: Subestaciones, Protecciones Eléctricas, Relé.
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INTRODUCCIÓN
En líneas generales, la mayoría de los expertos, entre ellos los
ingenieros eléctricos consideran que las fallas en los sistemas eléctricos de
nuestro país, cada vez se multiplican. Las mismas son ocasionadas por
cortocircuitos, sobrecarga, envejecimiento, recalentamiento, por acción de
agentes químicos, arboles, descargas atmosféricas, entre otras.
En este orden de ideas para dar respuesta a las fallas mencionadas
existen los sistemas de protección, los cuales constituyen un conjunto de
dispositivos instalados de manera estratégicas sobre el sistema de potencia
con la finalidad de interrumpir en forma inmediata el suministro de energía
cuando se presentan dichas fallas y para ello comúnmente se protege al
sistema dividiendo en zonas de protección a fin de que se desincorporen
solamente los sectores afectados por fallas, dejando el resto del sistema de
operativo.
Es de resaltar que para solucionar la problemática del servicio eléctrico
originando por estas fallas, los expertos recurren a la reingeniería,
empleando los sistemas de protección numérica para adecuar los esquemas
a las nuevas tecnologías.
Dentro de este contexto se destacan las debilidades que experimenta las
líneas Carabobo I y Carabobo II, en lace que une a las subestaciones
Carabobo y Pedro Camejo, estas presentan deterioro por el tiempo que
tienen y funcionan en un porcentaje muy bajo, lo cual hace que el sistema
eléctrico baje su calidad y ponga en peligro la vida útil de estos equipos, lo
que al final ocasionan el cumplimiento eficaz y eficiente del servicio eléctrico.
Partiendo de lo antes expuesto, esta investigación tiene como objetivo
implementar protecciones numéricas para adecuar los esquemas a las
nuevas tecnologías en las líneas descritas con anterioridad.
Para una mejor comprensión del estudio, el mismo se divide en 3
Capítulos, siendo el Capítulo I, el referido a la contextualización del problema
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y abarca su justificación u los objetivos generales y específicos, que
marcaran el camino a seguir en el desarrollo del estudio. El Capítulo II trata
acerca del marco teórico, el cual considera la revisión de antecedentes
relacionados con la presente investigación, incluye además las bases
teóricas, conceptuales y legales que fundamentan el estudio. El Capítulo III
corresponde a la descripción de la metodología que se empleará en la
investigación, y refiere al tipo de investigación, el cual obedecerá a un
proyecto factible, el diseño se realizará bajo el enfoque de campo de tipo
descriptivo, y se desarrollará en tres fases: Fase I: incluye el diagnóstico de
la situación y el estudio de las estadísticas de fallas, la Fase II: en la cual se
identifica la ingeniería de detalle actual a través del análisis de los datos
recopilados en el diagnóstico, en la fase III: se evalua la factibilidad técnica y
económica del proyecto y la Fase IV: en esta se aplicará la reingeniería y las
pruebas para la puesta en servicio de los esquemas de protección en las
líneas Carabobo I y II, enlace que une a las subestaciones Carabobo y Pedro
Camejo.
Asimismo, la metodología hace referencia a la población a estudiar,
técnicas e instrumentos para recolectar la información, validez y confiabilidad
del instrumento, y la forma como se analizaran los datos recabados. Por
último se incorporan las referencias bibliográficas correspondientes.
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protección, con miras a asegurar su funcionalidad, óptimo rendimiento y vida
útil.
Dentro de los equipos antes mencionados están los sistemas de
protección, los cuales se utilizan en los sistemas eléctricos de potencia para
evitar la permanencia de fallas que podrían iniciarse de manera simple y
extenderse sin control. Los sistemas de protección deben aislar la parte
donde se ha producido la falla buscando perturbar lo menos posible la red,
evitar el daño al equipo fallado.
Los sistemas de protección poseen características muy particulares
como son; selectividad, seguridad, velocidad, simplicidad y economía.
Por otra parte, los esquemas de protección se pueden utilizar en
protecciones de generadores, en motores, transformadores y líneas de
transmisión (LT); siendo ésta última de útil importancia en un sistema de
potencia y están destinadas a transportar la energía, desde su generación
hasta el punto de distribución para su consumo.
Refiriéndose al caso de Venezuela, la empresa encargada de llevar el
servicio de electricidad hasta los usuarios es la Corporación Eléctrica
Nacional (CORPOELEC), comparando su capacidad de generación instalada
en las centrales existentes, con el acelerado crecimiento de la demanda de
energía eléctrica, se observa que existe un gran déficit de dicha capacidad
instalada. Esto se ha venido reflejando con las frecuentes interrupciones en
el suministro de energía eléctrica, lo cual trae como consecuencia, la
necesidad de desarrollar centros de generación que cuenten con esquemas
de protección adecuados a los requerimientos.
Como era de esperarse, dentro de la geografía Venezolana el estado
Carabobo, ubicado en la región centro norte del país y contando con la zona
industrial más grande de todo el país, no queda exento de las fallas repetidas
las cuales ocurren en el servicio eléctrico de los diferentes municipios que lo
conforman.
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En la zona industrial de Valencia se encuentra una subestación llamada
Pedro Camejo perteneciente a CORPOELEC, ésta recibe líneas transmisión
de las subestaciones Valencia, Planta del Este, San Diego y Carabobo,
pertenecientes al Sistema Eléctrico Nacional de Venezuela como puede
verse en el diagrama unifilar (Ver anexo A). Dicha subestación también
aporta energía eléctrica al Sistema Interconectado Nacional a través de su
planta de generadora, con alrededor de 300 MW estos enviado después de
ser elevados a una tensión de 115 KV a la subestación San Diego a través
de dos líneas de transmisión, pero también consta con su patio de
distribución el cual es de una gran importancia ya que alimenta empresas
muy importante en el sector industrial, gracias a su ubicación esta
subestación es prioridad del Sistema Eléctrico Carabobeño tanto por el
consumo de dichas empresas como la conexión que logra hacer,
entrelazándose con la subestación Carabobo y dándole así la seguridad a
esta zona tan importante para el desarrollo y la economía de nuestro estado.
Es de hacer notar también que esta subestación Pedro Camejo vienen
presentado deterioros a través del tiempo, ya que cuenta con más de 30
años de la puesta en servicio y el mantenimiento ha sido relativo, logrando
esto que los equipos se encuentren obsoletos y funcionando en un
porcentaje muy bajo, bajando la calidad del sistema eléctrico y coloque en
peligro la vida útil de todos los equipos que la conforman.
Es así como en las líneas Carabobo I y Carabobo II, están ocurriendo
irregularidades originadas por un conjunto de debilidades que obstaculizan el
cumplimiento eficaz y eficiente del servicio eléctrico. Dichas debilidades
están asociadas de manera directa con la protección con Hilo Piloto, Un
inconveniente de tal sistema es el hecho de estar expuesto a la permanente
interferencia de la línea de transmisión, aspecto que tiene un efecto más
crítico durante las fallas.
Asimismo las líneas de transmisión que comunican la subestación Pedro
Camejo con la subestación Carabobo, cuentan con una longitud de 600mts,
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siendo esta distancia muy corta y la protección solapa las demás
protecciones referidas a las líneas. Otra de las causas por lo cual se da
origen a la problemática es que el esquema de diferencial de Hilo Piloto por
estar fuera de la subestación abordada, fue objeto de hurto y por lo tanto se
encuentran fuera de servicio, de allí que la protección principal no esté
trabajando siendo la protección de respaldo la única en funcionamiento
aunque esta cuenta con un tecnología ya no muy utilizada.
Por otro lado la problemática llega hasta límites alarmantes por cuanto
no se cuenta con la tecnología requerida y su funcionamiento se vuelve
impreciso, las causas como ya antes se mencionaron se deben entre otros
motivos a la obsolescencia de los equipos de protección, todos estos
esquemas ya pasan la vida útil, no soportan más reparaciones por ser
sumamente delicados, ya no se encuentran repuestos en el mercado y por
supuesto no cumplen con la supervisión y control que se requiere para la
protección de los equipos y del sistema.
Toda esta situación trae como resultado, retraso en las reparaciones por
cuanto la notificación de las fallas no llega a tiempo o no delimita su origen,
también pérdida de tiempo del personal en buscar cuál de los equipos se
encuentra dañado y/o que falla presenta. Esta situación permite que el
análisis de fallas sea muy lento lo cual origina que se repitan las mismas
antes de determinar su origen y lograr solucionarla para que no ocurra
nuevamente. Otra consecuencia es que los equipos sufren más de lo normal
y pueden llegar en tal caso a dañarse por completo lo cual sumaría otra
problemática más.
Frente a los planteamientos expuestos, cabe formularse las siguientes
interrogantes:
¿Qué acciones ejecutar para precisar las debilidades encontradas en las
líneas Carabobo I y Carabobo II?
¿Cuáles esquemas de protección implementar para mejorar las fallas que
frecuenta el servicio eléctrico en las líneas Carabobo I y Carabobo II?
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Objetivos de la Investigación
Objetivo general
Implementar protecciones numéricas mediante el cambio de ingeniería y
equipos para adecuar los esquemas a las nuevas tecnologías en las líneas
Carabobo I y Carabobo II enlace que une a las subestaciones Carabobo y
Pedro Camejo.
Objetivos específicos
1. Diagnosticar la situación actual que presentan los esquemas de
protección actuales en las líneas Carabobo I y Carabobo II enlace que
une a las subestaciones Carabobo y Pedro Camejo.
2. Analizar los parámetros obtenidos de las protecciones calculando los
niveles de cortocircuito para el diseño de la nueva ingeniería de detalle
en las líneas Carabobo I y Carabobo II.
3. Evaluar la factibilidad Técnica-Económica de la implementación de las
protecciones numéricas en las líneas Carabobo I y Carabobo II.
4. Ejecutar el cambio de equipos realizando las pruebas de aceptación
para la puesta en servicio de los nuevos esquemas numéricos de
protección en las líneas Carabobo I y Carabobo II.
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Justificación de la investigación
En los últimos años, el servicio de energía eléctrica se ha visto afectado
por una gran cantidad de interrupciones debido a que las protecciones
actúan cuando no deberían hacerlo, esto a consecuencia de la
obsolescencia de los esquemas actuales y el crecimiento de la demanda en
los circuitos a través del tiempo, así como también se ve afectado el servicio
eléctrico por factores climáticos que desmejoran el funcionamiento de los
esquemas de protecciones.
La presente investigación, contempla la implementación de esquemas
de protecciones para adaptar los actuales a las nuevas tecnologías, a través
de la recopilación de información necesaria y de diagnósticos en la medición
de parámetros de operación y evaluando fallas que se hayan presentado,
para así poder mantener la continuidad del servicio eléctrico prestado por la
empresa suministradora de energía eléctrica CORPOELEC.
Esta modernización logró una mejora en el sistema eléctrico de potencia,
permitiendo determinar cuándo ocurre una falla en el sistema con más
precisión, se implementó un sistema de comunicación único en las
protecciones numéricas que logra facilitar la medición, la supervisión y el
control del sistema eléctrico, protegiendo de una mejor manera los equipos,
y al momento de una falla logra determinar con exactitud donde se ubica y
cuál es la causa que la origina.
Todo esto se efectuó con el cambio de ingeniería de los esquemas de
protección, las pruebas de todos los esquemas con los permisos requeridos
y la puesta en servicio, dando así una solución a la problemática planteada.
Desde el punto de vista social, existe un beneficio concreto tanto para la
empresa como para los usuarios del servicio eléctrico, ya que se minimizó
las interrupciones que afectan con frecuencia las diferentes actividades de la
vida cotidiana, en centros comerciales, escolares, sociales y especialmente
en zonas industriales, incidiendo en la calidad del servicio y así como
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también en la calidad de vida de los usuarios, justificándose así la realización
del estudio.
Desde el punto de vista académico, la presente investigación se basó en
reunir la experiencia de varios especialistas de empresas eléctricas,
laboratorios, ingenierías y universidades, cuyos esfuerzos están
concentrados básicamente en explicar, de forma teórica y práctica la
optimización de equipos de protección basándose en nuevas tecnologías. De
este modo cobra importancia el aporte que puede significar para otros
estudios similares que se realicen en el Instituto Universitario Politécnico
“Santiago Mariño”, sirviendo de referencia a estudiantes y docentes de
ingeniería de esta y otras casas de estudio. Así como también se pretende
que los resultados y conclusiones de esta investigación sirvan de
complemento a la formación académica del investigador y permita su
crecimiento personal y profesional.
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relés electrónicos multifunción, fusibles tipo SF-T y como novedad para la
empresa, la implementación de seleccionadores.
Como se pudo observar el investigador concluye que una vez realizada
la evaluación del sistema eléctrico y considerando la coordinación
satisfactoria por cuanto no hubo alteración al coordinarlo con los demás
equipos procedió a la homologación de fusibles, para las derivaciones
protecciones para la troncal y reconectadores donde fuese factible realizarlo.
Luego de revisar el estudio se constató la relación con la presente
investigación ya que ambos investigadores utilizaron un elemento importante
en lo que a protecciones eléctricas se refiere, los relés, pues estos se utilizan
en el proceso de protección y la mayoría de las veces son usados con el
propósito de brindar un mejor servicio eléctrico, satisfacer las demandas de
los usuarios, lo que redundara en una mejor calidad de los mismos, máximo
cuando en los últimos meses, el servicio eléctrico ha sido seriamente
cuestionado por gran parte de los habitantes, sobre todo del estado
Carabobo, en el cual las continuas interrupciones mantienes en zozobra a las
personas en diferentes comunidades.
Otro de los trabajos relacionados con esta investigación es el de Olivet,
A. (2010) quien llevo a cabo un Trabajo de Grado denominado “Propuesta de
rediseño de las protecciones eléctricas en los circuitos de salida del
transformador uno (1), subestación uno (1) en Alimentos Polar Comercial
Planta Limpieza”, realizado en el Instituto Universitario Politécnico Santiago
Mariño, para optar por el título de Ingeniero Electricista.
El objetivo de esta investigación fue proponer el rediseño de sistemas de
protecciones eléctricas en los circuitos de salida del transformador uno (1)
Subestación uno (1) en Alimentos Polar Comercial, Planta limpieza. Este
estudio se desarrolló siguiendo los lineamientos de un proyecto factible, bajo
un enfoque de investigación de campo.
Por obedecer a un proyecto factible este se efectuó en tres (3) fases; la
fase I permitió elaborar un diagnóstico de cargas eléctricas para verificar el
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estado actual de las mismas. En la fase II se procedió a calcular las
corrientes de cortocircuito mediante cálculos matemáticos y en la fase III se
planteó el rediseño de protecciones eléctricas.
Los resultados evidenciaron que las fallas presentadas no fueron
detectadas por la protección principal, tal eventualidad en la planta limpieza
se reflejó en el interruptor principal de salida del transformador, lo cual
ocasionó que los siete (7) circuitos alimentados quedaran sin servicio
eléctrico. Otra debilidad detectada es la referida a que algunas protecciones
tienen un tiempo cercano a los 15 años; de igual modo en este ambiente se
prevé la ampliación de la planta de detergentes, esto requiere de nuevas
cargas, lo que lleva a aumentar la capacidad instalada.
En virtud de todas las fallas diagnosticadas es que el autor llega a la
conclusión de proponer un rediseño de sistemas de protecciones con la
finalidad de garantizar la selectividad, confiabilidad y rapidez del tiempo de
despeje evitando así daños a los equipos y preservando la integridad de las
personas que laboran en dicha planta.
Es de destacar que la investigación presentada se encuentra
relacionada con este estudio por cuanto las dos persiguen objetivos
semejantes debido a que estudian los sistemas de protección como una de
las soluciones más rápida para dar respuesta en menor tiempo al
requerimiento y demandas del servicio eléctrico, que reclaman los usuarios.
Asimismo ambos autores pretenden proteger los equipos en las diversas
subestaciones partiendo de la vida útil de los mismos, más aun si se toma en
cuenta que estos tienen más de 15 años de servicio.
También Gómez, F. (2009) realizo un Trabajo de Grado titulado: “Estudio
de la coordinación de protección en los equipos de 115 kV, 34.5 kV y 13.8 kV
en la subestación Tocuyito de CORPOELEC, región 6 zona Carabobo”. El
mismo fue elaborado en el Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño,
para optar por el título de Ingeniero Electricista. El estudio tuvo como objetivo
estudiar la coordinación de protecciones en los equipos de 115 kV, 34.5 kV y
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13.8 kV, en la subestación Tocuyito de CORPOELEC.
El estudio se enmarco bajo la modalidad de proyecto factible y se acogió
a un diseño de campo. Se efectuó en tres (3) fases; la primera fase permitió
al autor recopilar toda la información técnica referente a los equipos que
componen la subestación mencionada, la segunda fase se estudió el
software, lo cual facilito el conocimiento de programas responsables de la
operación de los dispositivos de protección y en la tercera fase, se realizó el
estudio de coordinación de protecciones aplicando el programa Sistema
Integrado de Distribución (SID).
En este sentido los hallazgos destacaron la necesidad de ajustar la
protección a distancia de las líneas estudiadas en 115kV y al identificar con
veracidad, las variables influyentes en la solución de la problemática, por lo
cual se concluye que es impostergable brindar mayor confiabilidad y
continuidad en el suministro de energía eléctrica a los pobladores del
municipio Libertador, estado Carabobo, a través del estudio de la
coordinación de protecciones eléctricas.
Cabe resaltar que existe una vinculación directa entre el estudio revisado
y la presente investigación ya que ambos abordan elementos sobre las
protecciones eléctricas, tan necesarias en aras de lograr el adecuado
funcionamiento del servicio eléctrico en los diversos ambientes donde
sucede la problemática, en este caso en la subestación Tocuyito y el enlace
que une las subestaciones Carabobo y Pedro Camejo de CORPOELEC.
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Bases teóricas
Sistema de Potencia
El Institute of Electrical and Electronics Engineer (IEEE) contempla que
el sistema de potencia se define como una red formada por unidades
eléctricas, cargas y/o líneas de transmisión de potencia, incluyendo el equipo
asociado, conectado eléctricamente o mecánicamente a la red (Ver figura 1).
Las tareas de un Sistema de Potencia son realizadas en Venezuela por
la Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC), y las actividades que lo
conforman son:
1 Generación.
2 Transmisión.
3 Distribución.
Los sistemas de potencia son estructuras complejas y extensas, y
debido a múltiples factores (estratégicos, económicos, entre otros.) no
operan de manera aislada sino que por el contrario, se encuentran
relacionados entre sí, constituyendo lo que se denomina un Sistema
Interconectado.
Un sistema interconectado son dos o más sistemas de potencia que se
encuentran conectados eléctricamente entre sí, los cuales son planificados y
operados de manera que se pueda suministrar la energía de una forma
confiable y económica a sus cargas y consumidores, combinando, con los
planes de expansión, mejora y mantenimiento de cada sistema, con el
objetivo de lograr crecer a la par de la carga.
Las interconexiones facilitan la coordinación de las actividades de
planificación y operación de los sistemas de generación y trasmisión de los
sistemas de potencia, integra los subsistemas a efectos de expandir y operar
el sistema interconectado. Y así satisfacer la demanda de energía eléctrica.
Las partes fundamentales que conforman un sistema de potencia en
Venezuela son: central de generación, subestación de generación, líneas de
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transmisión, subestación de transmisión o enlace, subestación de
distribución, cargas o consumidores y el sistema de protección.
Figura 1: Sistema de Potencia. Fuente: Dialineth Corrales (2012).
Elementos de un Sistema de Potencia
En la figura 2 se representan en forma elemental un sistema de
potencia, consiste esencialmente de una central generadora, un sistema de
transmisión, un sistema de subtrasmision y un sistema de distribución.
En la estación generadora los generadores G1 y G2 transforman energía
mecánica en energía eléctrica. El voltaje de salida de los generadores
generalmente está comprendido entre 13.8kV y 26 kV. La tensión de los
generadores se eleva mediante los transformadores T1, T2 para que la
energía eléctrica pueda ser transmitida a distancias considerables con
pérdidas razonables. Los voltajes de transmisión son muy variables, siendo
típicos los valores 115kV, 230kV, 400kV y 800kV (765kV).
Las líneas de transmisión L1, L2 levan energía de la central generadora
a la subestación S2 situada en un punto intermedio entre la central y el
centro de consumo. En esta subestación el voltaje se reduce mediante los
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transformadores T3 y T4. El voltaje de salida en S2 también es variable,
siendo típicos los valores 230kV, 115kV, 69kV y 34,5kV.
La subestación S2 alimenta varias líneas de subtransmision, de las
cuales se han indicado 3 (L3, L4 y L5). Finalmente, muy cerca al punto de
consumo se hace una nueva reducción de voltaje mediante el transformador
T5. El voltaje de salida de T5 es variable, siendo típico el valor 13.8kV. Este
último transformador alimenta varias líneas de distribución como T6 y T7. La
tensión de salida de estos transformadores depende del tipo de carga:
residencial o industrial. Si la carga es residencial el voltaje es casi siempre de
120V/208V (120 V entre fase y neutro y 208V entre líneas). Si la carga es
industrial se pueden tener varios valores de voltaje siendo el más típico el
valor de 480V.
Figura 2: Elementos de un Sistema de Potencia. Fuente: Carlos Romero (ULA).
Generación de Energía Eléctrica
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Es el proceso mediante el cual se obtiene energía eléctrica a partir de
otras formas de energía, en si se origina en un “generador de energía
eléctrica” mediante una maquina motriz que da la denominación al tipo de
“central” generadora. Los términos central o planta eléctrica se han
generalizado y se entiende que son los locales donde se genera la energía.
El sistema de generación es la parte básica del sistema de potencia,
esta se encarga de entregar la energía eléctrica al sistema, esto a partir de la
transformación de distintos tipos de energía primaria. Estas se ubican
dependiendo las condiciones físicas de la fuente primaria de utilización.
Según el tipo de servicio que hayan de prestar o suministrar las
centrales eléctricas estas se pueden clasificar en:
1 Central de base o centrales principales: destinadas a suministrar la
mayor parte de la energía en forma continua; son de gran potencia y
utilizan generalmente como maquinas motrices las turbinas hidráulicas
de gas o de vapor.
2 Centrales de punta: exclusivamente proyectadas para cubrir las
demandas de energía eléctricas en las horas puntas, en dichas horas
se ponen en funcionamiento y trabajan en paralelo con la central
principal.
3 Centrales de reserva: tienen por objeto sustituir total o parcialmente
a las centrales hidráulicas de base en casos de escasez de agua o
avería de algún elemento del sistema eléctrico.
4 Centrales de emergencia: tienen igual cometido que las centrales de
reservas, pero las instalaciones del conjunto de aparatos y maquinas
son móviles y pueden desplazarse al lugar donde sean necesarios sus
servicios; además son de pequeña potencia.
5 Centrales de acumulación o de bombeo: son siempre
hidroeléctricas, se aprovecha el sobrante de potencia de una central
hidroeléctrica en las horas de baja demanda, para elevar el agua de
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un rio mediante bombas centrifugadas accionadas por los
alternadores de la central.
La demanda de energía eléctrica de una ciudad, región o país tiene una
variación a lo largo del día. Esta variación es función de muchos factores,
entre los que destacan: tipos de industrias existentes en la zona y turnos que
realizan en su producción, climatología extremas de frío o calor, tipo de
electrodomésticos que se utilizan más frecuentemente, tipo de calentador de
agua que haya instalado en los hogares, la estación del año y la hora del día
en que se considera la demanda. La generación de energía eléctrica debe
seguir la curva de demanda y, a medida que aumenta la potencia
demandada, se debe incrementar la potencia suministrada. Esto conlleva el
tener que iniciar la generación con unidades adicionales, ubicadas en la
misma central o en centrales reservadas para estos períodos.
En general los sistemas de generación se diferencian por el periodo del
ciclo en el que está planificado que sean utilizados; se consideran de base la
nuclear y la eólica, de valle la termoeléctrica de combustibles fósiles, y de
pico la hidroeléctrica principalmente (los combustibles fósiles y la
hidroeléctrica también pueden usarse como base si es necesario).
Existe una gran diversidad de métodos para generar energía eléctrica,
de acuerdo a la forma de energía primaria a transformar se pueden distinguir
los tipos especificados en el cuadro 1.
Las centras clásicas antes nombradas pueden definirse de la siguiente
manera:
Centrales hidroeléctricas: El agua de una corriente natural o artificial, por
el efecto de un desnivel, actúa sobre las palas de una turbina hidráulica.
Centrales térmicas convencionales: El combustible fósil (carbón, fueloil o
gas) es quemado en una caldera a fuerte temperatura para generar energía
calorífica que se aprovecha para generar vapor de agua. Este vapor (a alta
26
presión) acciona las palas de una turbina de vapor, transformando la energía
calorífica en energía mecánica.
Centrales térmicas de ciclo combinado: Combina dos ciclos
termodinámicos. En el primero se produce la combustión de gas natural en
una turbina de gas, y en el segundo, se aprovecha el calor residual de los
gases para generar vapor y expandirlo en una turbina de vapor.
Centrales nucleares: La fisión de los átomos de uranio libera una gran
cantidad de energía que se utiliza para obtener vapor de agua que, a su vez
se utiliza en un grupo turbina-alternador para producir electricidad.
Cuadro 1: Tipo de Centrales según su Energía Primaria.
Clásicas Alternativas
Generación Mareomotriz
Generación Térmica Generación Solar
Generación Geotérmica
Generación Nuclear Generación Eólica
Generación Magneto Hidrodinámica
Generación Hidráulica Generación por Biomasas
Fuente: Francisco González (2008).
En la figura 3 se observa los componentes de una central de generación
hidroeléctrica donde el agua es el recurso utilizado para que a través de los
mecanismos y equipos mostrados se obtenga la energía eléctrica.
Transmisión de Energía Eléctrica
La ubicación de grandes centrales de generación, obligan a transportar
grandes bloques energéticos generados a través de grandes distancias, de
manera que lleguen a los centros de consumo.
27
Figura 3: Central de Generación Hidroeléctrica. Fuente: Unesa (2008).
Los grandes recursos hidráulicos en Venezuela se ubican en la región
de Guayana, mientras que las centrales térmicas se encuentran en la zona
central, de tal forma que para unir todas estas fuentes de generación con los
distribuidos centros de consumos, se emplea las redes de trasmisión de
potencia eléctrica.
En Venezuela las áreas que conforman el Sistema Interconectado
Nacional (SIN) se encuentran unidas a través de un sistema de transmisión
que alcanza los noveles de tensión de 115, 230, 400 y 765kV.
Cada uno de estos sistemas recibe el nombre de la red troncal de
transmisión presentando longitudes apreciables como el enlace que existe
entre Guayana-Centro que posee aproximadamente 650 km.
La misión de esta parte del sistema de potencia es transportar los
grandes bloques de energía desde los centros de generación a todos los
puntos del sistema, además de interconectar las diferentes centrales y/o
diferentes sistemas de potencia. Las líneas de transmisión son los elementos
más extensos del sistema de potencia y poseen un gran número de ventajas:
1 Permite producir energía en forma más económica.
2 Se logra disminuir la capacidad de reserva y reserva rodante.
28
3 Las líneas de transmisión permiten mejorar la confiabilidad del
sistema.
El principio básico del porque se eleva el voltaje para transmitir la
energía eléctrica viene dado por la ley de ohm, quien dice que a mayor
corriente menor voltaje y viceversa, es decir, que al elevar el voltaje hay
menor corriente y esto hace que el medio de transporte sea de menor
tamaño ya que el calibre depende de la cantidad de corriente que pueda
soportar y conducir sin calentarse por efecto joule. También al duplicar
voltaje de una línea de transmisión de cuadriplica la potencia, por ello cada
vez las tensiones de operación son mayores, es decir, hay más posibilidad
de transmitir más potencia al elevar el nivel de la tensión en las línea.
Los sistemas de transmisión están constituidos por una subestación
dotada de transformadores, que elevan el voltaje de generación a otro más
alto, un tendido de conductores soportados por estructuras especiales, y
subestaciones reductoras intermedias donde se reduce nuevamente el
voltaje a tensiones de utilización práctica. Los voltajes de transmisión
dependen de la distancia y volumen de la energía eléctrica a transportar.
También es posible transportar energía mediante sistemas de corriente
continua. Para ello es necesario añadir después de elevado el voltaje ya
antes de su reducción, equipos denominados rectificadores, que transforman
la corriente alterna en directa. Estos sistemas existen en Brasil, Estados
Unidos y en algunos países Europeos.
La figura 4 muestra una línea de transmisión a un nivel de 230 kV.
Distribución de Energía Eléctrica
En esta fase del sistema de potencia se encuentran las técnicas y
sistemas empleados para la conducción de la energía hasta los usuarios
dentro del área de consumo.
La energía eléctrica es transmitida frecuentemente en bloques de gran
29
magnitud o al menos una cantidad considerable y en altas tensión desde el
punto de generación hasta el área donde se pretende distribuirla, de ahí que
sea necesario ejecutar uno o más pasos de transformación para llevarla a los
niveles de utilización.
Figura 4: Líneas de Transmisión Planta centro, Carabobo. Fuente: Ana Díaz (2011).
El sistema de distribución es el último elemento del sistema de potencia
antes de llegar a los consumidores. Esta parte del sistema está compuesto
de líneas y dispositivos para distribuir la energía eléctrica hasta los usuarios.
Estos pasos de transformación dan lugar a las diferentes etapas del sistema
de distribución.
Dentro del sistema de distribución se distinguen dos grandes niveles
bien diferenciados:
1 Sistema de Distribución Primario.
2 Sistema de Distribución Secundario.
El sistema de distribución primario comienza en la salida de las
subestación de distribución de este punto los circuitos de subtransmision
alimentan a los transformadores de distribución.
Esta distribución primaria está normalizada en Venezuela dependiendo
el área o la empresa.
30
En el cuadro 2 se muestran los niveles de tensión o voltajes comunes en
Venezuela. Hoy en día todas estas empresas forman parte de Corpoelec.
Cuadro 2: Niveles normalizados para circuitos primarios de distribución en Venezuela.
Empresa Nivel de Voltaje (kV)
CADAFE y sus filiales 6.9 y 13.8
Electricidad Caracas 4.8, 8.3 y 12.47
Empresas Petroleras 2.4, 4.16 y 6.9
Fuente: Francisco González (2008).
Los circuitos de distribución primario se caracterizan porque están
conectados a un solo punto o subestación de distribución (Sistemas
Radiales), y es muy poco visto solo en casos especiales la conexión a más
de una subestación (Sistema en Anillo).
En Venezuela es común que las empresas eléctricas suministren una
cierta cantidad de potencia en cuatro niveles de voltaje básicos y sus
combinaciones: 120/240V, 208V 480V y 600V.
De acuerdo a su configuración los sistemas de distribución pueden ser:
1. Radial: muy económico y utilizado en sitios rurales y de baja carga.
2. Lazo o anillo: se usa en carga medias. Con mediana confiabilidad.
El sistema de distribución puede considerarse que inicia en una estación
eléctrica de potencia con transformadores, y de líneas de transmisión, que
llegan a subestaciones de distribución con otra de transformación (a media
tensión) circuitos primarios, derivaciones, transformadores de distribución, y
red secundaria que llega a los usuarios.
Los Componentes del sistema de distribución son los siguientes:
1. Transformador de Estación de Potencia (principal): Recibe
potencia del sistema de transmisión, la trasforma y la entrega a la
tensión de subtransmision.
31
2. Sistema de Subtransmision: Circuitos que salen de la estación
principal y alimentan las subestaciones de distribución.
3. Subestación de Distribución: Recibe potencia del sistema de
subtransmision la trasforma y la entrega a la tensión de los
alimentadores primarios.
4. Alimentador Primario: Circuitos que salen de las subestaciones de
distribución y alimentan los transformadores de distribución.
5. Transformador de Distribución: Transforma a la tensión de
utilización.
6. Red secundaria y servicios: Distribuye potencia a los consumidores.
Es importante esquematizar una clasificación de la carga que se
alimenta, en el cuadro 3 se observa los tipos de cargas encontrados.
En resumen la red de Distribución de la Energía Eléctrica o Sistema de
Distribución de Energía Eléctrica es la parte del sistema de suministro
eléctrico cuya función es el suministro de energía desde la subestación de
distribución hasta los usuarios finales (medidor del cliente).
Cuadro 3: Clasificación funcional de los componentes del Sistema de Distribución.
Residencial Comercial Industrial
Urbana Zona de centro ciudad Pequeñas plantas
Suburbana Zona comercial Grande plantas
Rural Edificios comerciales
Fuente: Scribd (2009).
Después de transportar la energía eléctrica se distribuye a las industrias,
centros comerciales, residencias y alumbrado público. Las líneas que forman
la red de distribución se operan de forma radial, sin que formen mallas, al
contrario que las redes de transporte y de reparto. Cuando existe una avería,
un dispositivo de protección situado al principio de cada red lo detecta y abre
32
el interruptor que alimenta esta red (Ver figura 5).
Figura 5: Esquema de transporte y distribución de la energía eléctrica. Fuente: Sara Montoya (2009).
La localización de averías se hace por el método de "prueba y error",
dividiendo la red que tiene la avería en dos mitades y energizando una de
ellas; a medida que se acota la zona con avería, se devuelve el suministro al
resto de la red. Esto ocasiona que en el transcurso de localización se pueden
producir varias interrupciones a un mismo usuario de la red.
Subestaciones Eléctricas
Las subestaciones eléctricas son las instalaciones encargadas de
realizar transformaciones de la tensión, de la frecuencia, del número de fases
o la conexión de dos o más circuitos, pueden ubicar grandes o pequeños
espacios dependiendo su nivel de tensión y su utilización.
Es un conjunto de dispositivos eléctricos, que forman parte del sistema
eléctrico de potencia, donde su principal función es: “Transformar tensiones y
derivar circuitos de potencia”.
Pueden ser de corriente alterna (AC) o de corriente continua (CC). Las
subestaciones se clasifican según la operación que hagan:
1. Subestaciones variadores de tensión:
a. Subestación elevadora.
33
b. Subestación reductora.
2. Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuito.
3. Subestaciones mixtas (mezcla de las dos anteriores).
Los componentes y equipos que conforman una subestación eléctrica
son los siguientes:
1. Interruptor Automático.
2. Seccionadores.
3. Conmutadores de Puesta Tierra.
4. Transformadores de Corriente.
5. Transformadores de Potencial.
6. Capacitadores de Acoplamiento.
7. Filtros de líneas.
8. Apartarrayos.
9. Transformadores de Potencia.
10.Reactores de Derivación.
11.Reactores Limitadores de Corriente.
12.Barras y Aisladores de Estación.
13.Sistemas de Puesta a Tierra.
14.Capacitores en Serie.
15.Capacitores en Derivación.
16.Banco de Baterías.
17.Equipos de Protección.
El objetivo de una subestación Eléctrica es el ser confiable, económica,
segura y con un diseño tan sencillo como sea posible; éste último debe
proporcionar un alto nivel de continuidad de servicio y contar con medios para
futuras ampliaciones, flexibilidad de operación y bajos costos inicial y final.
Debe estar equipada con lo necesario para dar mantenimiento a líneas,
interruptores automáticos y disyuntores, sin interrupciones en el servicio ni
riesgos para el personal y los consumidores.
34
El mantenimiento a una subestación debe ser preventivo y correctivo. El
preventivo es el más utilizado y se realiza antes de que ocurra una falla o
avería, se efectúa bajo condiciones controladas sin la existencia de algún
error en el sistema.
El correctivo es aplicado cuando ocurre una falla o avería inesperada, se
efectúa bajo condiciones de riesgo y se estudia el origen del error en el
sistema que causo la falla.
Para evitar las negligencias en las Subestaciones Eléctricas se debe
considerar que:
1. Todas las partes metálicas deben estar al potencial de tierra.
2. El área perimetral debe estar aterrizada en su totalidad.
3. El nivel de aislamiento de los componentes activos de la Subestación
Eléctrica deben superar el Nivel básico de Impulso.
4. Toda la capacidad térmica de los aisladores ha de superar los 90ºC.
5. La altura de las barras respecto al suelo ha de ser mayor de 3 metros.
6. No se permite el tránsito de personas por áreas de la subestación que
se encuentren energizadas.
7. La distancia mínima entre la cerca perimetral y el transeúnte es de
1.5metros.
En la figura 6 se observa el patio de una subestación eléctrica en
funcionamiento.
Figura 6: Subestación Eléctrica. Fuente: Patio Subestación San Diego (2014).
35
Líneas de transmisión
Es la parte del sistema de suministro eléctrico constituida por los
elementos necesarios para llevar hasta los puntos de consumo y a través de
grandes distancias la energía generada en las centrales eléctricas.
En general los elementos esenciales de una línea de trasmisión, son los
siguientes:
1. Torres o estructuras.
2. Cadenas de aisladores y herrajes.
3. Conductor(es), cable(s) de guarda y puesta a tierra.
Para transmitir la energía eléctrica desde los puntos de generación, se
requiere de líneas eléctricas, que deben operar a un valor de tensión que es
directamente proporcional a la distancia requerida para su transporte y a la
corriente eléctrica necesaria en el extremo de la carga. Para llegar a los
valores de tensión para su consumo por las industrias o las casas habitación,
es necesario que la tensión de transporte en las líneas eléctricas primarias,
se reduzca mediante transformadores eléctricos; este proceso de
transformación se realiza en varios pasos dependiendo de la distancia del
punto de generación y la energía demandada por el centro urbano o
industrial.
Una línea de transmisión eléctrica es básicamente el medio físico
mediante el cual se realiza la transmisión y distribución de la energía
eléctrica, está constituida por: conductores, estructuras de soporte,
aisladores, accesorios de ajustes entre aisladores y estructuras de soporte,
y cables de guarda (usados en líneas de alta tensión, para protegerlas de
descargas atmosféricas); es de suma importancia el estudio de las
características eléctricas en los conductores de las líneas, estas abarcan los
parámetros impedancia y admitancia, la primera está conformada por la
resistencia y la inductancia uniformemente distribuidas a lo largo de la línea y
se representa como un elemento en serie. La segunda está integrada por la
susceptancia y la conductancia y en este caso se representa como un
36
elemento en paralelo, la conductancia representa las corrientes de fuga entre
los conductores y los aisladores, esta es prácticamente despreciable por lo
que no es considerado un parámetro influyente, las características tanto de
los elementos físicos como eléctricos se explicaran a continuación.
Las líneas eléctricas de se pueden clasificar por su función en:
1. Líneas de transmisión: Son aquellas que se utilizan para transportar
la energía eléctrica a grandes distancias, a niveles de voltajes
superiores a los 34.500V. Estas constituyen el eslabón de unión entre
las centrales generadoras y las redes de distribución. Para la
construcción de estas líneas se utilizan casi exclusivamente
conductores metálicos desnudos, que se obtienen mediante cableado
cableado de hilos metálicos (alambres) alrededor de un hilo central.
2. Líneas de distribución: Son aquellas que van desde las
subestaciones hasta los centros de consumo como son las industrias,
domicilios y alumbrado público, los niveles de tensión utilizados son
por debajo de los 34.500v. Los conductores en media tensión siguen
siendo desnudos, pero en baja tensión se usan conductores aislados,
para mayor seguridad en zonas urbanas.
Las líneas aéreas están constituidas tanto por el elemento conductor,
usualmente cables de cobre o aluminio, como por sus elementos de soporte,
las Torres de alta tensión, y los aisladores.
Transformador de potencia
Es una maquina estática, la cual mediante inducción electromagnética
transfiere la energía eléctrica de un punto del sistema conectado a la fuente
de energía, a otro conectado a la carga, variando generalmente, parámetros
de entrada (voltaje y corriente) para adaptarlos al centro de consumo( Ver
figura 7).
37
Figura 7: Transformador de Potencia. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo.
El transformador es un dispositivo que permite modificar potencia
eléctrica de corriente alterna con un determinado valor de tensión y corriente
en otra potencia de casi el mismo valor pero, generalmente con distintos
valores de tensión y corriente. Es una maquina estática de bajas perdidas y
tiene un uso muy extendido en los sistemas eléctricos de transmisión y
distribución de energía eléctrica.
Según www.educarchile.com un transformador es un dispositivo eléctrico
y electromagnético que aumenta o disminuye el voltaje y la intensidad de la
corriente alterna con la propiedad de que su producto permanece constante,
ya que la potencia que se entrega a la entrada de un transformador es igual
a la que se obtiene a la salida (transformador ideal sin pérdida).
Disyuntor o Interruptor de potencia
Es un equipo de potencia diseñado para abrir o cerrar uno o más
circuitos eléctricos, bajo condiciones normales de operación o de fallas (Ver
figura 8).
38
Figura 8: Disyuntor o Interruptor de Potencia. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo.
Los disyuntores de potencia son aparatos que tienen como función
primordial la protección contra cortocircuitos. Ellos también pueden proteger
contra sobrecargas. Para poder cumplir con la función de protección prevista
los disyuntores deben ser equipados con disparadores o relés, estos pasan a
formar parte del disyuntor y actúan directamente sobre el mecanismo de
apertura del mismo.
La operación de un disyuntor o interruptores puede ser manual o a su vez
accionada por la señal de un relé encargado de vigilar el adecuado
desempeño del sistema eléctrico, donde está conectado. Dichas señal puede
ser controlada a criterio del usuario.
Tipos de disyuntores
Es importante clasificar el tipo de disyuntores utilizados frecuentemente.
39
Según el tipo de extinción existen cinco (5) tipos:
1. Aceite:
a Pequeño volumen
b Gran volumen de aceite.
2. Aire comprimido.
3. Soplado magnético.
4. Vacío.
5. Hexafloruro de azufre (HF6).
Entre los interruptores automáticos de potencia más conocidos tenemos:
Interruptores de Aceite
Existen dos (2) tipos de interruptores de aceite: pequeño volumen de
aceite y gran volumen de aceite. En este tipo de equipos la extinción del arco
eléctrico se realiza en el seno del aceite dieléctrico, lo cual con el tiempo
obliga su reemplazo dada la contaminación severa con cada maniobra de
apertura.
Generalmente se construyen en tanques cilíndricos y pueden ser
monofásicos o trifásicos. Los trifásicos son para operar a tensiones
relativamente pequeñas y sus contactos se encuentran contenidos en un
recipiente común separados (aislantes).
Al saltar el arco eléctrico, se desprende un calor intenso que gasifica un
cierto volumen de aceite, ese gas a presión sopla al arco y además sube a la
parte superior del interruptor provocando una turbulencia en el aceite frio y
aislante, baña los contactos e impide que el arco se encienda nuevamente.
Las ventajas de este tipo de interruptor son su construcción sencilla, su
alta capacidad de ruptura, pueden usarse en operación manual y automática
y pueden conectarse transformadores de corriente en los bushings de
entrada. También trae consigo unas desventajas, posibilidad de incendio o
40
explosión, necesidad de inspección periódica de la calidad y cantidad de
aceite en el estanque, ocupa una gran cantidad de aceite mineral de alto
costo, no pueden usarse en interiores, no pueden emplearse en conexión
automática, los contactos requieren frecuentes cambios y son grandes y
pesados.
Interruptor en vacío
La interrupción de una corriente en un medio en donde se ha hecho un
alto grado de vacío tiene un fenómeno que el arco se comporta
sustancialmente diferente de la interrupción en otro medio liquido o gaseoso,
ya que de hecho falta la aportación del gas para la formación del canal
gaseoso que se ioniza fuertemente.
En su forma más simple un interruptor que trabaja con este principio de
funcionamiento está constituido por un recipiente de material aislante como
por ejemplo porcelana o vidrio en este recipiente se encuentran montados los
contactos fijos y móviles. El contacto móvil es controlado del exterior por
medio de una varilla aislante que se apoya en un dispositivo especial que
permite el movimiento. Si se supone que se quiere interrumpir una corriente
alterna de un valor relativamente pequeño; cuando un contacto se separa del
otro se encuentra potencial negativo en forma de un mecanismo del tipo
catódico que origina una pequeña descarga hacia el otro contacto que se
encuentra a potencial positivo y emite iones positivos bajo la forma de vapor
del electrodo del metal que constituye el electrodo mismo, ese vapor se
forma por efecto de la elevada temperatura en la superficie de la zona
interesada del contacto.
Al primer paso de la corriente por su cero el arco se extingue de tal
manera que la rigidez dieléctrica entre los contactos se restablece
rápidamente dada la escasez de partículas conductoras.
El interruptor de potencia en vacío se diferencia de otros por no requerir
de un medio de extinción. En contraposición a los arcos de maniobra en aire,
41
SF6 o aceite, en el vacío falta la materia térmica de los gases. Sin embargo,
después de la apertura de los contactos atravesados por una corriente, en el
vacío se genera un arco de vapor metálico.
El arco en vacío genera por sí mismo los portadores de carga necesarios
para transmitir la corriente a través del vacío mediante la vaporización del
material de los contactos.
El tiempo de operación de este interruptor es muy rápido por lo general
la corriente se anula a la primera pasada por cero; contiene una rigidez
dieléctrica entre los contactos la cual se restablece rápidamente impidiendo
la reedición del arco; son livianos y más baratos ya que la vida útil es mayor
a la de otros interruptores. La desventaja de este tipo de interruptor es la
dificultad para mantener la condición de vacío.
Interruptores de Hexafloruro de Azufre (SF6)
Las cámaras de extinción operan dentro de un gas llamado hexafloruro
de azufre (SF6) que tiene una capacidad dieléctrica superior a otros fluidos
dieléctricos conocidos. Esto hace más compactos y más durables los
interruptores desde el punto de vista de mantenimiento. Los interruptores con
este gas pueden librar las fallas hasta en dos (2) ciclos y para limitar las
sobretensiones altas producidas por esta velocidad, los contactos vienen con
resistencia limitadoras.
En los interruptores trifásicos, la apertura de los contactos es simultánea,
aunque conviene que exista dispersión en un milisegundo, entre los tres (3)
polos; se entiende por dispersión la diferencia en tiempo que existe entre el
instante del cierre del primero y el instante de cierre del último polo del
interruptor. El uso de la dispersión es importante, pues sirve para reducir las
sobretensiones debidas a impulsos por maniobra.
Interruptores de Aire Comprimido
42
Como medio de extinción, utilizan aire comprimido depositado en un
recipiente de acero, siendo el proceso de extinción independiente de la
energía del arco y, por tanto, de la corriente que debe interrumpirse. La
cámara de ruptura de estos interruptores puede ser de conducto metálico o
conducto en material aislante. En ambas, el arco se extiende al interior de
una tobera en forma de anillo y es rodeado por el aire comprimido, que fluye
a gran velocidad en dirección axial y transversal, normalmente es más
utilizada la tobera metálica.
Las características que definen a un interruptor son:
1. Voltaje nominal (kV).
2. Nivel básico de aislamiento al impulso (kVBIL).
3. Tipo de extinción del arco eléctrico.
4. Corriente nominal (A).
5. Corriente de tiempo corto (kA).
6. Carga interruptiva (kA).
7. Tiempo de interrupción (ciclos).
8. Mecanismo de operación.
9. Distancia de fuga (cm).
Según su mecanismo de accionamiento:
El mecanismo de accionamiento de un interruptor, se considera al
conjunto de elementos electromecánicos que permiten almacenar y disponer
de energía, útil para transmitir un movimiento, logrando posiciones finales de
los contactos de potencia, ya sea abiertos o cerrados dentro de valores de
tiempo de maniobre y de resistencia de contactos que favorezcan la
operación correcta del equipo.
Los mecanismos más conocidos son:
1. Mecanismo de Resorte.
2. Mecanismo Neumático.
43
3. Mecanismo Hidráulico.
4. Combinaciones entre ellos.
Según la ubicación de las Cámaras:
1. Tanque muerto, en este tipo de interruptores las cámaras de extinción
se encuentran auto retenidas en un recipientes que se encuentra
firmemente aterrizado, habiendo entre este último y aquellas un medio
aislante por ejemplo, interruptores de gran volumen de aceite. Los
cuales constan de transformadores de corriente integrados.
2. Tanque vivo, las cámaras se encuentran soportadas en columnas
aislantes y estas quedan separando la parte energizada del potencial,
brindando una mayor seguridad.
Seccionador
Es un equipo de maniobra diseñado solo para abrir o cerrar un circuito
eléctrico en condiciones donde no haya carga, estos deben ser capaces de
conducir las corrientes de cortocircuito sin sufrir deformaciones mientras
actúan los equipos de protección( Ver figura 9).
El seccionador eléctrico es un dispositivo mecánico capaz de mantener
aislada una instalación eléctrica de su red de alimentación según la norma.
Es un dispositivo de ruptura lenta, puesto que depende de la manipulación
de un operario. Este dispositivo por sus características, debe ser utilizado sin
carga o en vacío, es decir, el proceso de desconexión debe seguir
necesariamente este orden:
1. Desconexión del interruptor principal.
2. Desconexión del seccionador.
3. Colocación del candado de seguridad en la maneta del seccionador,
de esta forma evitamos que otro operario de forma involuntaria
conecte el circuito.
4. Colocación del cartel indicativo de avería eléctrica o similar.
5. Ahora y solamente ahora, podemos manipular la instalación afectada.
44
Para el proceso de conexión se procede de la forma inversa:
1. Conexión del seccionador.
2. Conexión del interruptor principal.
Este procedimiento no se puede intercambiar, pues en primer lugar se
correría un grave peligro y en segundo lugar el seccionador no actuaria
teóricamente por sus propias características constructivas.
Normalmente estará compuesto de:
a. De un bloque tripolar o tetrapolar de conexión, dependiendo si lleva
neutro o no.
b. Una maneta o dispositivo para manipulación manual(tipo cuchilla) con
una ranura del candado de seguridad.
c. Uno o dos contactos auxiliares para poderlo acompañar de un
contactor, en cuyo caso será encargado de conectar y desconectar el
seccionador.
45
L salta
Figura 9: Seccionador Tripolar 115 kV. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo.
Las características que definen a un seccionador son:
1. Voltaje nominal (kV).
2. Nivel básico de aislamiento al impulso (kVBIL).
3. Tipo.
4. Corriente nominal (A).
5. Corriente de tiempo corto (kA).
6. Mecanismo de operación.
7. Distancia de fuga (cm).
Servicios Auxiliares
Son todos aquellos equipos que permiten suministrar la energía
necesaria para el control, mando, señalización, protección, registro,
mediciones, entre otros; de los equipos de potencia, tanto en condiciones
46
normales de funcionamiento de la fuente de energía principal, como
condiciones de emergencia por desconexión o falla de la misma (Ver figura
10).
Se define como el conjunto de instalaciones formadas por las fuentes de
alimentación de corriente directa y de corriente alterna, de baja tensión, que
se utilizan para dar energía a: los sistemas de control, protección,
señalización, alarmas y alumbrado de una subestación, así como el sistema
contra incendio.
Los sistemas auxiliares de una instalación se pueden considerar
alimentados de la siguiente forma:
a. En corriente directa, por baterías.
b. En corriente alterna, por transformadores alimentados cada uno de
ellos por un banco de potencia distinto, o por un banco y un
alimentador que pueda tener regreso de otra subestación, a través de
la red de distribución.
Figura 10: Servicios Auxiliares. Fuente: patio de S/E Pedro Camejo.
Partes que conforman un sistema auxiliar
47
Los sistemas auxiliares pueden dividirse en los siguientes conjuntos de
partes y de sistemas:
a. Servicios de estación:
1. Transformadores.
2. Tableros.
3. Baterías.
4. Cargadores.
5. Planta de emergencia.
b. Alumbrado:
1. Tipos de luminarias.
2. Clases de alumbrados.
3. Distribución de gas.
c. Sistema contra incendio.
d. Aire acondicionado
La batería se utiliza para energizar:
1. Protecciones.
2. Lámparas piloto, aunque a veces se energizan con corriente alterna.
3. Registrador de eventos.
4. Circuito de transferencia de potenciales.
5. Sistema contra incendio.
6. Gabinete del equipo de onda portadora.
7. Control de los interruptores de alta y baja tensión.
8. Control de las cuchillas.
9. Alarmas.
10.Alumbrado de emergencia.
Cargadores
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Son los dispositivos que mantienen las baterías al nivel de carga
nominal. Estos dispositivos son rectificadores estáticos, construidos con
tiristores y que regulan la tensión de flotación de la batería.
Para cada batería se utilizan dos cargadores, uno como sustituto del
otro. Los cargadores se instalan en un cuarto cercano al de baterías, para
protegerlos de los gases que desprenden éstas y evitar la posibilidad de una
explosión.
La capacidad de los cargadores debe poder mantener la carga de
flotación a tensión constante y al mismo tiempo suministrar el consumo de la
carga permanente de una manera eficiente. En el caso de que el cargador
esté suministrando la carga completa y simultáneamente aparezca un pico
de carga extra, la batería suministrará la diferencia de carga.
En el caso de una falla en la corriente alterna, en que la batería alimenta
todas las instalaciones de emergencia, más las suyas propias, al regresar
aquélla el cargador debe poder suministrar la demanda normal y recargar la
batería hasta el valor de flotación. La capacidad del cargador se selecciona a
base de obtener el periodo de carga rápida, en un tiempo máximo de 5
horas, en las condiciones más desfavorables.
Sistema de Protección
Un sistema de protección es un conjunto de dispositivos instalados de
manera estratégica sobre el sistema de potencia con la finalidad de
interrumpir en forma inmediata el suministro de energía cuando se presenten
fallas. Comúnmente se protege al sistema dividiéndolo en zonas de
protección a fin de que se desincorporen solamente los sectores afectados
por la falla dejando el resto del sistema de protección operativo.
Un proceso de protección puede resumirse en tres etapas:
1. Detectar corrientes y tensiones (medición).
49
2. Analizar si esos valores son o no perjudiciales al sistema (lógica).
3. Si son perjudiciales desconectar la parte de la falla en el menor
tiempo posible (acción).
Funcionamiento de las protecciones
Un sistema de protección está compuesto por un conjunto de equipos
como: Transformadores de corriente, transformadores de tensión, relé de
protección, entre otras, cuya función primordial es mantener una medición
permanente de los parámetros de la red para compararlos con los valores de
ajuste y establecer así una condición de falla, de manera que se pueda
ordenar la apertura de los interruptores asociados en un tiempo previamente
establecido, e informar mediante señales. Alarmas y registros la condición
anormal.
De esto se puede deducir que la función básica de una protección es
detectar una condición anormal en Líneas de Transmisión, Generadores,
Transformadores, entre otros, y actuar para despejar esta condición y así
disminuir los efectos que pueda traer en dichos equipos.
Fallas
Son todas aquellas condiciones anormales o adversas que interrumpen
el régimen permanente de transmisión de energía.
Tipos de fallas
Fallas entre fases:
1. Falla trifásica.
2. Falla Fase a Fase.
Fallas a tierra:
1. Fallas fase a tierra.
2. Fallas doble fase a tierra.
50
3. Trifásicas a tierra.
Causa por las cuales pueden ocurrir una falla
En un sistema eléctrico las fallas pueden ocurrir por algunas condiciones
que se identifican a continuación:
1. Sobretensiones o descargas atmosféricas. Esta es la causa principal
de fallas en líneas aérea.
2. Deterioro del aislamiento por sobretensiones, por recalentamiento, por
envejecimiento, por la acción de agentes químicos, por esfuerzos
mecánicos y cualquier otro factor.
3. Maniobras incorrectas o errores, como energizar una línea que esté
puesta a tierra o energizar una línea muy larga por un extremo, sin
tener cuenta el posible incremento de tensión en el extremo receptor
debido a la capacitancia de la línea.
4. Accidentes, como árboles que hacen contactos con líneas, animales
entre otros.
Detección e interrupción de fallas
Una falla se puede detectar por el cambio súbito que trae a los
parámetros del sistema de potencia. Los parámetros más utilizados con este
fin son:
1. Corriente
2. Voltaje
3. Angulo entre voltaje y corriente
4. Dirección de flujo de potencia
5. Impedancia
6. Frecuencia
7. Valores de variaciones de las cantidades anteriores.
51
Para poder utilizar los parámetros anteriores es necesario medirlos. Esta
medición se hace mediante transformadores de medida, los cuales
reproducen a escale reducida los voltajes y corrientes del sistema de
potencia. Estos valores reducidos se aplican a los relés que se encargan de
analizarlos y determinar si el sistema de potencia está operando
normalmente o, si por el contrario, ha ocurrido una falla. En la figura 11 se
explica en forma esquemática lo dicho anteriormente.
Figura 11: Diagrama de bloques de un sistema de protección. Fuente: AutoCAD.
Transformadores de Medida
El transformador es una maquina estática cuya función es transferir
energía eléctrica de un sistema a otro. Los de medida son destinado a la
alimentación de instrumentos de medida, contadores, relés de protección,
entre otros, permitiendo así una separación galvánica entres los instrumentos
y la red eléctrica de alta tensión.
Los aparatos de medida y los relés de protección no pueden soportar por
lo general, ni elevadas tensiones ni elevadas corrientes, ya que de lo
contrario, se encarecería sobremanera su construcción. Por otra parte es
conveniente evitar la presencia de elevadas tensiones en aquellos
dispositivos que van a estar al alcance de las personas.
52
Son éstas las principales razones para la utilización de los
transformadores de medida y protección, a través de los cuales se pueden
llevar señales de tensión y corriente, de un valor proporcional muy inferior al
valor nominal, a los dispositivos de medida y protección. Se consigue
además una separación galvánica de los elementos pertenecientes a los
cuadros de mando, medida y protección con las consiguientes ventajas en
cuanto a seguridad de las personas y del equipo se refiere.
Como las mediciones y el accionamiento delas protecciones se hallan
referidas, en última instancia, a la apreciación de tensión y corriente, se
dispone de dos tipos fundamentales de transformadores de medida y pro-
tección:
1. Transformadores de potencial (TP).
2. Trasformadores de corriente (TC).
Transformadores de potencial
Según Zapata José (2011), Son aparatos en donde la tensión
secundaria dentro de las condiciones normales de operación es
prácticamente proporcional a la tensión primaria, aunque un poco desfasada.
Su principal función es transformar la tensión y aislar los instrumentos de
protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión. El primario
del transformador se conecta en paralelo al circuito por controlar y el
secundario en paralelo con las bobinas de tensión de los aparatos de
medición y protección (Ver figura 12).
Según Enrique Marcombo (1994), Un transformador de tensión es un
dispositivo destinado a la alimentación de aparatos de medición y /o
protección con tensiones proporcionales a las de la red en el punto en el cual
está conectado. El primario se conecta en paralelo con el circuito por
controlar y el secundario se conecta en paralelo con las bobinas de tensión
de los diferentes aparatos de medición y de protección que se requiere
energizar. Cada transformador de tensión tendrá, por lo tanto, terminales
53
primarios que se conectarán a un par de fases o a una fase y tierra, y
terminales secundarios a los cuales se conectarán aquellos aparatos. En
estos aparatos la tensión secundaria, dentro de las condiciones normales de
operación, es prácticamente proporcional a la tensión primaria, aunque
ligeramente desfasada.
Figura 11: Conexión de un Transformador de Potencial. Fuente: AutoCAD.
Desarrollan dos funciones: transformar la tensión y aislar los
instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta
tensión.
Los TP por lo general poseen uno (1) o dos (2) núcleos secundarios, y
pueden ser de dos (2) tipos:
1. De tipo inductivo, utilizado generalmente en voltajes de 13.8 y 34.5kV
donde tanto el primario como el secundario son devanados y aislados
entre sí.
2. De tipo capacitivo, comúnmente utilizado en tensiones iguales o
superiores a 115kV., en donde se hace un divisor de tensión con dos
capacitores en serie para reducir la tensión primara.
54
Transformador de Tensión Inductivo
Un Transformador de Tensión Inductivo (TT) consiste en un
arrollamiento primario y un arrollamiento secundario dispuestos sobre un
núcleo magnético común. Los terminales del arrollamiento primario se
conectan a un par de fases de la red, o a una fase y a tierra o neutro. Los
terminales del arrollamiento secundario se conectan a los aparatos de
medición y / o protección que constituyen la carga. La tensión primaria de un
TT es elegida de acuerdo a la tensión de la red a la cual está destinado. La
tensión nominal secundaria de un TT depende de la zona o país, así como
también el fabricante y el uso correspondiente, suelen tener una tensión
normalizada de 100 V o 110.El tamaño de los TT está fundamentalmente
determinado por la tensión del sistema y la aislación del arrollamiento
primario a menudo excede en volumen al arrollamiento mismo.
Un TT debe estar aislado para soportar sobretensiones, incluyendo
tensiones de impulso. Si se debe lograr eso con un diseño compacto, la
tensión debe estar distribuida uniformemente a través del arrollamiento, lo
cual requiere una distribución uniforme de la capacidad del arrollamiento o la
aplicación de apantallado electrostático. Un TT convencional tiene, en la
mayoría de los casos, un solo arrollamiento primario, cuya aislación presenta
grandes problemas para tensiones altas. Esos problemas son solucionados
con los TT en cascada repartiendo la tensión primaria en varias etapas
separadas.
En la figura 13 se muestra un corte esquemático de un TT monofásico.
55
Figura 13: Corte esquemático de un TT monofásico. Fuente: Enrique Marcombo (1994).
Partes del TT mostrado en la figura 13:
1. Borne terminal primario.
2. Fuelle metálico de expansión.
3. Tapón orificio llenado aceite.
4. Aislador de porcelana.
5. Caja de bornes secundarios.
6. Bornes secundarios.
7. Válvula drenaje aceite.
8. Terminal de tierra.
9. Placa de salida cables.
10.Ojales para izaje.
11. Indicador nivel de aceite.
12.Bushing interior.
13.Bobinados secundarios.
14.Bobinado primario.
15.Domo de aluminio.
56
16.Tanque metálico de Al.
17.Núcleo magnético.
Clasificación de los transformadores de tensión.
La clasificación principal de los transformadores de tensión se basa en el
destino o utilización del transformador distinguiéndose los siguientes tipos:
Transformadores de tensión para medida: Son los concebidos para
alimentar equipos de medida. Una de sus características fundamentales es
que deben ser exactos en las condiciones normales de servicio. El grado de
exactitud de un transformador de medida se mide por su clase o precisión, la
cual nos índica en tanto por ciento el máximo error que se comete en la
medida. La norma IEC específica que la clase o precisión debe mantenerse
cuando la tensión que se aplica en el arrollamiento primario se encuentre
comprendida en un rango que va del 80 al 120 % de la tensión primaria
nominal, asimismo también debe mantenerse dicha precisión cuando la
carga conectada al secundario del transformador esté comprendida entre el
25 y el 100 % de la carga nominal y con un factor de potencia de 0,8
inductivo. Las clases de precisión normales para los TT monofásicos para
medidas son: 0.1; 0.2; 0.5; 1.0; 3.0 (Ver cuadro 4).
Transformadores de tensión para protección: Son aquellos destinados a
alimentar relés de protección. Si un transformador va a estar destinado para
medida y protección, se construye normalmente con dos arrollamientos
secundarios, uno para medida y otro para protección, compartiendo el mismo
núcleo magnético, excepto que se desee una separación galvánica. Por esta
razón, en la norma IEC, se exige que los transformadores de protección
cumplan con la clase de precisión de los transformadores de medida.
Límites de error de tensión y de ángulo de fase.
57
El error de tensión y de desfasaje a la frecuencia nominal no debe
superar los valores de la tabla V de la IEC.
Cuadro 4: Clases de precisión de los Transformadores de Tensión
Clase de Precisión
Límites detención
Error de tensión %
Angulo de error en min
Angulo de error en cmrad
0,1 0,8 – 1,2 Un ±0,1 ±5 ±0,15 0,2 0,8 – 1,2 Un ±0,2 ±10 ±0,30 0,5 0,8 – 1,2 Un ±0,3 ±20 ±0,60 1,0 0,8 – 1,2 Un ±1 ±40 ±1,20 3,0 1 Un ±3 ---- ----Fuente: Norma IEC.
Transformadores de tensión capacitivos
Los transformadores de tensión vistos hasta ahora basan su
funcionamiento en la inducción de una tensión en bornes del arrollamiento
secundario a partir de un campo magnético variable generado por el
arrollamiento primario, es decir, son transformadores inductivos. Cuando se
ha de trabajar con tensiones nominales elevadas, suelen utilizarse
transformadores de tensión capacitivos. Estos transformadores se componen
básicamente de un divisor de tensión capacitivo consistente en varios
condensadores conectados en serie, contenidos dentro de aisladores huecos
de porcelana, con el fin de obtener una tensión intermedia. En este punto de
acceso a la tensión intermedia del divisor de tensión se conecta un
transformador de tensión intermedia, igual que uno inductivo, a través de una
inductancia que compensa la reactancia capacitiva del divisor. El
transformador puede tener 1, 2 o 3 secundarios de utilización según los
casos y modelos (Ver figura 14).
Este tipo de transformador se puede utilizar exactamente igual que un
transformador de tensión inductivo, con la salvedad de que en este caso se
presentan otros factores que afectan a la precisión del mismo, como por
ejemplo, variaciones de frecuencia, variaciones de temperatura y estabilidad
58
en el tiempo. La respuesta de un transformador de tensión capacitivo en
régimen transitorio no es tan rápida como la de un transformador inductivo,
por lo que no se recomienda su utilización cuando las exigencias de las
protecciones sean las de unas respuestas rápidas por parte del
transformador de tensión. Sin embargo, aparte de su utilización para medida
y protección, los transformadores de tensión permiten utilizar la línea de alta
tensión para comunicación y telemando dada su especial capacidad para la
sintonización de ondas portadoras de alta frecuencia.
Figura 14: Corte esquemático de un TP Capacitivo. Fuente: Enciclopedia CEAC.
Estos transformadores se fabrican para servicio interior o exterior, y al
igual que los de corriente, se fabrican con aislamientos de resinas sintéticas
para tensiones bajas o medias, mientras que para altas tensiones se utilizan
aislamientos de papel, aceite, porcelana o con gas SF6.
En la figura 15 se puede apreciar un esquema básico de un
transformador de tensión capacitivo: donde U1 es la tensión en el lado
59
1. Manómetro de presión de aceite.
2. Unidades condensadoras.
3. Aceite aislante.
4. Aislador de porcelana.
5. Sello.
6. Diafragma elástico para expansión
de aceite.
7. Tanque.
8. Circuito de amortiguamiento contra
efectos ferrorresonantes.
9. Transformador inductivo de media
tensión.
10. Caja de terminales secundarios, N
y terminales de alta frecuencia.
primario, Ui tensión intermedia, U2 tensión en el lado secundario, C1 y C2
condensadores del divisor de tensión, Li inductancia de compensación, TTi
transformador de tensión intermedia, y Z la impedancia que representa la
carga.
Figura 15: Esquema de un transformador de tensión capacitivo. Fuente: Enrique Marcombo (1994).
El transformador de tensión capacitivo estará compuesto de uno o varias
unidades capacitivas dependiendo del nivel de tensión donde prestara
servicio.
El aislador es fijado al tanque por medio de una brida metálica la cual es
adherida a la porcelana. Este tipo de montaje otorga una alta resistencia
mecánica a los esfuerzos de sismicidad. El aumento de tensión en el
transporte de energía hace que los niveles de aislamiento, seguridad y
características mecánicas sean cada vez más exigentes. Todo esto ha
conducido la búsqueda de nuevos modelos de transformadores que den una
respuesta adecuada a los problemas planteados.
En la figura 16 se observa un transformador de potencial ubicado en la
subestación Pedro Camejo.
Transformadores de corriente
60
Los transformadores de corriente (TC) se utilizan para tomar muestra de
corriente de la línea y reducirla a nivel seguro y medible, para las gamas
normalizadas de instrumentos, aparatos de medida, u otros dispositivos de
control. Los valores nominales de los transformadores de corrientes
primarias a corriente se definen como relaciones de corrientes primarias a
corrientes secundarias. Unas relaciones típicas de un transformador de
corriente podrían ser 600/5, 800/5,1000/5. Los valores nominales del
secundario de los transformadores de corriente son de 5A y 1A. (Ver figura
17). En algunos equipos, la señal de salida es de milivoltios (mV).
Figura 16: Transformador de Potencial. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo.
61
Figura 17: Transformador de Corriente. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo.
Según la enciclopedia CEAC, los trasformadores de medida de corriente
Son aparatos en que la corriente secundaria, dentro de las condiciones
normales de operación, es prácticamente proporcional a la corriente primaria,
aunque ligeramente desfasada. Desarrollan dos tipos de función: transformar
la corriente y aislar los instrumentos de protección y medición conectados a
los circuitos de alta tensión. El primario del transformador, que consta de
muy pocas espiras, se conecta en serie con el circuito cuya intensidad se
desea medir y el secundario se conecta en serie con las bobinas de corriente
de los aparatos de medición y de protección que requieran ser energizados.
Las espiras del arrollamiento primario suelen ser una o varias, las cuales se
pueden a su vez dividir en dos partes iguales y conectarse en serie o
paralelo para cambiar la relación, y atraviesan el núcleo magnético, cuya
forma suele ser cerrada tipo toroidal o puede tener un cierto entrehierro,
sobre el cual se arrollan las espiras del secundario de una forma uniforme,
consiguiendo así reducir al mínimo el flujo de dispersión. Este arrollamiento
62
es el que se encarga de alimentar los circuitos de intensidad de uno o varios
aparatos de medida conectados en serie. Se puede dar también la existencia
de varios arrollamientos secundarios en un mismo transformador, cada uno
sobre su circuito magnético, uno para medida y otro para protección. De esta
forma no existe influencia de un secundario sobre otro. Si el aparato tiene
varios circuitos magnéticos, se comporta como si fueran varios
transformadores diferentes. Un circuito se puede utilizar para mediciones que
requieren mayor precisión, y los demás se pueden utilizar para protección.
Por otro lado, conviene que las protecciones diferenciales de cables o
transformadores de potencia y de distancia se conecten a transformadores
de corriente independientes (Ver figura 18).
Los transformadores de corriente pueden ser de medición, de
protección, mixtos o combinados.
Figura 18: Conexión de un TC. Fuente AutoCAD.
63
Transformador de medición. Los transformadores cuya función es medir,
requieren reproducir fielmente la magnitud y el ángulo de fase de la corriente.
Su precisión debe garantizarse desde una pequeña fracción de corriente
nominal del orden del 10%, hasta un exceso de corriente del orden del 20%,
sobre el valor nominal.
Transformadores de protección. Los transformadores cuya función es
proteger un circuito, requieren conservar su fidelidad hasta un valor de veinte
veces la magnitud de la corriente nominal, cuando se trata de grandes redes
con altas corrientes puede ser necesario requerir treinta veces la corriente
nominal. En el caso de los relés de sobrecorriente, sólo importa la relación de
transformación, pero en otro tipo de relés, como pueden ser los de
impedancia, se requiere además de la relación de transformación, mantener
el error del ángulo de fase dentro de valores predeterminados.
Transformadores mixtos: en este caso, los transformadores se diseñan
para una combinación de los dos casos anteriores, un circuito con el núcleo
de alta precisión para los circuitos de medición y uno o dos circuitos más,
con sus núcleos adecuados, para los circuitos de protección.
Transformadores combinados: son aparatos que bajo una misma cubierta
albergan un transformador de corriente y otro de tensión. Se utilizan en
estaciones de intemperie fundamentalmente para reducir espacios.
Las normas ANSI definen la clase de precisión de acuerdo con los
siguientes valores: 0.1; 0.2; 0.3; 0.5; 0.6; 1.2; 3 y 5, cada clase de precisión
especificada debe asociarse con una o varias cargas nominales de precisión,
por ejemplo: 0.5 de precisión con una carga de 50 VA. Según el uso que se
dé al transformador, se recomiendan las siguientes precisiones,
considerando que a precisiones más bajas corresponden precios del
transformador más altos, para una misma tensión y relación de
64
transformación. Los transformadores para medición están diseñados para
que el núcleo se sature para valores relativamente bajos de sobrecorriente,
protegiendo de esta forma los instrumentos conectados al secundario del
transformador.
Los TC se utilizan conjuntamente con los amperímetros para la medida
de intensidad en alta tensión. Estos transformadores tienen un pequeño
número de espiras en el primario y el secundario está cerrado con los
aparatos de medida puestos en serie.
Identificación de bornes
Los bornes de los arrollamientos primario y secundario deben poder ser
identificados con fiabilidad. Para ello, en la norma IEC 60185 se indica el
criterio a seguir para su nomenclatura, siendo aquellos bornes que empiecen
con P y C los del arrollamiento primario, y los que empiecen con S los del
arrollamiento secundario. En la figura 19 se visualizan los diferentes casos.
1. Transformador de simple relación.
2. Transformador con toma intermedia en el secundario.
3. Transformador con dos secciones en el arrollamiento primario para su
conexión en serie o paralelo.
4. Transformador con dos arrollamientos secundarios y núcleos
independientes.
Figura 19: Identificación de bornes en TC. Fuente: Enrique Marcombo (1994).
65
Existen dos posibilidades de identificación de los bornes secundarios.
Todos los terminales identificados con P1, S1 y C1 deben tener la misma
polaridad en el mismo instante. Los bornes terminales deben marcarse o
identificarse clara e indeleblemente sobre su superficie o en su inmediata
vecindad. La identificación consiste de letras seguidas, o precedidas donde
fuera necesario, por números. Las letras deben ser siempre mayúsculas.
Los TC son únicamente del tipo inductivo y de acuerdo a su diseño
pueden:
1. Tener una o varias espiras en el primario que se conecta en serie con
el circuito cuya intensidad se desea medir.
2. Tener primarios que se componen de una, dos o cuatro secciones
permitiendo una, dos o tres intensidades primarias nominales
mediante el adecuado acoplamiento de las mismas.
3. Tener uno o varios arrollados secundarios bobinados cada uno sobre
si circuito magnético (o núcleo). De esta manera no existe influencia
de un secundario sobre el otro.
Detección de fallas
Una falla se puede detectar por el cambio brusco en los parámetros del
sistema. Los parámetros más utilizados para este fin son:
1 Corriente.
2 Voltaje.
3 Angula entre voltaje y corriente.
4 Sentido de flujo de potencia.
5 Impedancia.
6 Frecuencia.
7 Taza de variación de algunos de los parámetros anteriores.
66
Para poder utilizar los parámetros anteriores es necesario medirlos. Esta
medición se hace a través de los TP y TC, los cuales refieren a escala
reducida los voltajes y corrientes del sistema de potencia que son
introducidos en los relés de protección para analizarlos y ordenar la apertura
de los interruptores asociados en caso de estar en presencia de una falla.
Precisión
Tanto los TC como los TP poseen dos (2) tipos de núcleos:
1. Núcleo para Medición: La clase de precisión se designa como se
muestra en el cuadro 5.
Cuadro 5: Clases y Usos de los Transformadores de Medida
Clases Usos
Clase 0.1 Laboratorios.
Clase 0.2 Patrones portátiles y contadores de gran precisión.
Clase 0.5 Contadores normales y aparatos de medida.
Clase 1 Aparatos de cuadro (registradores).
Clase 3 Para uso sin precisión.
Fuente: Tomado del Trabajo de Grado de Gómez, F (2009).
Para el caso de los TC, éstos poseen un factor de seguridad el cual
guarda relación con la curva de saturación, la disposición constructiva de los
núcleos y el material magnético utilizado, teniéndose así que los núcleos
para Medición pierden la precisión a 1.2 x In (siendo In, la intensidad
nominal) y se saturan a 5 x In, con la finalidad de no dañar los instrumentos
con las elevadas corriente de fallas. Estos núcleos por lo general manejan
potencias elevadas del orden de 30 a 50 VA para los TC y de 100 a 150 VA
para los TP.
2. Núcleo para protección: La clase de precisión se designa de la
siguiente manera:
67
Clase 5P con un error de 1% a In y 5% al valor máximo de corriente
indicada, por ejemplo: 5P20; indica que existirá un error de 5% a 20xln.
Clase 10P con un error de 3% a In y 10% al valor máximo de corriente
indicado, por ejemplo:
10P20, indica que existirá un error de 10% a 20x1n. Estos núcleos
manejan potencias del orden 10 a 25 VA para los TC y de 50 a 150 VA
para los TP y garantizan la exactitud de las corrientes da fallas para los
relés de protección.
Fibra Óptica
Fibra o varilla de vidrio u otro material transparente con un índice de
refracción alto que se emplea para transmitir luz, cuando ésta entra por uno
de los extremos de la fibra, se transmite con muy pocas pérdidas incluso
aunque la fibra este curvada.
El principio en que se basa la transmisión de luz por la fibra es la
reflexión interna total; la luz que viaja por el centro o núcleo de la fibra incide
sobre la superficie extrema con un ángulo mayor que el ángulo crítico, de
forma que toda la luz se refleja sin pérdida hacia el interior de la fibra. Así, la
luz puede transmitirse a larga distancia reflejándose miles de veces. Para
evitar pérdidas por dispersión de luz debida a impurezas de la superficie de
la fibra. El núcleo de la fibra óptica está recubierto por una capa de vidrio con
un índice de refracción mucho menor; las reflexiones se producen en la
superficie que separa la fibra de vidrio y el recubrimiento.
Características de un Sistema de Protección
El diseño de un Sistema de Protección, depende de la configuración del
Sistema de Potencia; cualquiera que sea este Sistema de Protección debe
tener las siguientes características básicas:
1. Simplicidad: constituye otra de las características de los sistemas
68
de protección por relés y corresponde a una forma sencilla para
operar en cuanto a un diseño de protección.
2. Selectividad: Se dice, que un esquema de protección es selectivo,
cuando solo actúan los elementos necesarios para despejar una
falla, retirando únicamente la parte afectada.
3. Velocidad: Debe determinar con qué rapidez es necesario
despejar la falla y poseer velocidad adecuada para hacerlo.
4. Confiabilidad: Por cuanto las fallas que afecten al sistema se
presentan con relativa poca frecuencia, es necesario que su diseño
garantice que al presentarse una falla su operación sea correcta.
5. Seguridad: se refiere al grado de certeza en el cual un esquema de
protecciones no actuará bajo condiciones para las cuales no fue
diseñado.
6. Economía, cuando se diseña un sistema de protección lo primero
que se debe tener en cuenta es el costo de los elementos a
proteger. Mientras más elevado sea el costo de los elementos y la
configuración de la interconexión de estos sea más compleja, el
costo del sistema será de mayor magnitud.
Zonas de Protección
Cuando ocurre una falla en un sistema de potencia, sus efectos se
sienten en muchas partes a la vez; sería ilógico diseñar el sistema de
protección para ordenar la apertura de todos los interruptores donde se
detecten los efectos de la falla, lo ideal es que el despeje del cortocircuito
ocurra abriendo el mínimo número de interruptores. Esto último se logra
dividiendo el sistema de protección en porciones denominadas zonas de
protección.
Estas zonas están definidas por la ubicación de los transformadores de
corriente y por el tipo y calibración de los relés utilizados.
69
Las zonas de protección se suelen definir alrededor de generadores,
transformadores, barras y líneas, tal como se indica en la figura 20. Cuando
ocurre una falla dentro de una zona de protección determinada se ordena la
apertura solamente de los interruptores que queden dentro de la zona o que
están controlados por ella.
Por ejemplo, para la falla F1, se ordena la apertura del interruptor 1; para
la falla F2 también se ordena la apertura de ese interruptor; para la falla F3
se ordena la apertura de 1,2 y 3; para F4 se abren 3 y 4, y para F5 se abren
1, 2,3 y 4.
Se puede observar en la figura 20, que para la falla F5 se abren más
interruptores de los que son necesarios, esto se debe a que la falla ocurrió
en un punto donde están traslapadas las zonas Z5 y Z6. El traslapo de las
zonas se logra colocando transformadores de corriente en ambos lados de
los interruptores. Sim embargo, por razones económicas, es común colocar
estos transformadores a un solo lado, como en la figura 21; esto trae como
consecuencia que algunas fallas no pueden ser despejadas con la velocidad
deseada.
Figura 20: Zonas de proteccion. Fuente: AutoCAD.
70
En la figura 21, se puede ver que la operación de la zona Z2 (proteccion
de barras), no despeja la falla F1, porque continuaria alimentada desde a
subestacion B, ya que, debido a la ubicación de los transformadores de
corriente, dicha falla es externa en Z1. Si se hubieran colocado los
transformadores de corriente a ambos lados de los interruptores, como se
muestra en la figura 22, la falla F1, caeria en las zonas Z1 y Z2, y seria
despejada abriendo los interruptores 1 y 2.
Figura 21: Zonas de proteccion con traslapo. Fuente: AutoCAD.
Figura 22: Zonas de proteccion sin traslapo. Fuente: AutoCAD.
Tipos de Relés de Protección según su Tecnología
Relé Electromecánico
Son relés que trabajan directamente con magnitudes de tensión y
corriente a través de bobinas que impulsan partes móviles. (1930 a 1969).
Estos se pueden clasificar de acuerdo a su principio de operación en:
Atracción Electromagnética
Son los relés que utilizan como base de su operación principios
electromagnéticos, al igual que los contactores.
71
El tiempo de operación de este relé es de tipo instantáneo o acción
inmediata. En los relés de atracción de armadura las señales producen
campos magnéticos que son utilizados para mover una estructura. El
movimiento de la estructura abre o cierra los contactos del relé.
Pueden ser de dos (2) clases: Solenoide y Armadura.
En el relé de Solenoide utiliza un pivote donde la barra se mueve cuando
la fuerza electromagnética es mayor que la fuerza resistente del resorte, la
corriente supera la acción del resorte.
En el relé de Armadura se compara la acción del campo magnético de la
corriente para levantar un núcleo contra la acción de la gravedad, el relé
cierra su contacto cuando la acción de la corriente supera a la gravedad (ver
figura 23).
Figura 23: Relé de Atracción Electrónica. Fuente: Guzmán (2014).
Inducción Electromagnética
Pueden ser de dos (2) clases: De disco y de copa.
El relé de inducción del tipo disco, es de baja inercia, que opera bajo el
principio de los motores de polos de sombra o bobinas de sombra, en este se
compara el torque electromagnético con el torque producido por un resorte
72
en espiral, el relé cierra el contacto cuando el torque electromagnético
supera al del resorte y hace girar al disco.
En la figura 24 se ve un tipo de relé electromecánico de inducción con un
componente esencial llamado balancín.
El relé del tipo de copa, con construcción similar al motor bifásico de
control; la función de la copa del núcleo central fijo es reducir la inercia y
obtener relés de alta velocidad de respuesta. En estos relés se compara al
igual que en el anterior el torque electromagnético con el torque de un
resorte en espiral, el relé cierra el contacto cuando el torque
electromagnético supera al del resorte y hace girar la copa.
Relé Electrónico
Son relés que realizan evaluación de los parámetros eléctricos a través
de elementos de electrónica discreta (transistores, resistencias,
condensadores y algunos componentes integrados) convirtiendo las
magnitudes en señales de ondas cuadradas, que se compara con una
condición preestablecida.
Figura 24: Relé Tipo Balancín. Fuente: Guzmán (2014).
73
Son los Relés en donde los procesos se realizan por medio de
elementos electrónicos, estos tipo de relés representa la ventaja de que su
características de operación se puede modificar fácilmente, y por lo tanto, se
pueden obtener tiempos instantáneos o retardados e igualmente se pueden
obtener características inversas que se digan.
Relé Numérico
Dada la importancia que comienza a tener la aplicación de estos tipos de
relés numéricos y en razón de que incorporan la aplicación de una nueva
tecnología en el campo de la construcción de relés es interesante conocer
los principios básicos de operación de estos relés.
El relé numérico basa su operación en tomar lecturas secuenciales del
valor instantáneo de las señales originales almacenadas en su memoria para
posteriormente, procesarlas en un microprocesador.
En general los relés numéricos permiten una gran flexibilidad por cuanto
incluyen en su librería de programación las funciones de: Protección de
Distancia, Alta Impedancia, Sobrecorriente no direccional, Cierre Sobre Falla,
Sobre Voltaje, Oscilación de Potencia, Fuente Débil, Bloqueo por desbalance
de Tensión, entre otras, las cuales pueden ser activadas por el usuario o
solicitar al fabricante que la misma sea incluida en función a los
requerimientos y a futuro ira activando funciones de acuerdo a los
requerimientos del sistema. En líneas de transmisión con protecciones a
distancia, éstas protecciones también pueden incluir las funciones de
recierre, pero por confiabilidad no es usado sino que es instalado un relé
adicional.
Hardware
El hardware se refiere a los componentes materiales de un sistema
informático. La función de estos componentes suele dividirse en tres
categorías principales: entrada, salida, y almacenamiento. Los componentes
74
de esas categorías están conectados a través de un conjunto de cables o
circuitos llamado bus con la Unidad Central de Procesos (CPU, por sus
siglas en inglés) del ordenador, el microprocesador que controla la
computadora y le proporciona capacidad de cálculo.
En los relés de protección con respecto al hardware podemos identificar:
1. Unidad de transformadores de entrada.
2. Unidad de conversión analógico-digital.
3. Unidades de entrada-salida binarias.
4. Unidad de alimentación.
5. Unidad de procesamiento.
6. Unidad de conexión.
7. Caja y terminales para señales analógicas.
8. Conectores para señales binarias.
Software
El soporte lógico o software es el conjunto de instrucciones o programas
responsables de que el hardware realice sus funciones. Estos programas
suelen almacenarse y transferirse al CPU a través del hardware. El software
también rige la forma como se utiliza el hardware, como por ejemplo la forma
de recuperar información de un dispositivo de almacenamiento.
Bus
Conjunto de líneas conductoras de hardware utilizadas para transmisión
de datos entre los componentes de un sistema informático. Un bus es en
esencia la ruta compartida que conecta diferentes partes del sistema, como
el microprocesador, las unidades de entrada y salida, la memoria y los
puertos de estrada-salida, para permitir la transmisión de información. El bus
por lo general supervisado por el microprocesador, se encarga del transporte
de diferentes tipos de información.
75
Tipos de relés de protección según su función
En las subestaciones existen una variada gama de protecciones que
tienen una determinada función y en su conjunto conforman un esquema de
protección que dependerá del equipo a proteger. Estos esquemas de
protección van desde los niveles de tensión de 13.8 kV hasta 765 kV para
proteger equipos tales como: autotransformadores, transformadores,
generadores, capacitores en paralelo o serie, líneas de transmisión, barras y
reactores.
Estos se clasifican en:
Relé de Sobrecorriente
Los relé de sobrecorriente son dispositivos de protección los cuales
actúan cuando Ia corriente que miden sobre pasa cierto valor, este valor
mínimo de operación es llamado "valor umbral"(pick up) y es ajustable
externamente dependiendo de la sobrecorriente que se desea detectar.
Existen en el mercado diferentes tipos de relés de sobrecorriente, la
diferencia la constituyen básicamente su característica tiempo-corriente:
1. Relés instantáneos: Los relés instantáneos cierran su contacto de
operación inmediatamente después de medir un valor de corriente
superior a su valor umbral (el tiempo de operación es tan pequeño como
lo permita el límite físico del diseño que se utilice). Puede ser una unidad
electromecánica tipo embolo o armadura, en las cuales el valor mínima
de fuerza que hay que ejercer sobre Ia pieza (embolo o armadura) que
tiene acoplado el contacto móvil, sometida a la fuerza de un resorte que
Ia sujeta, al vencer la fuerza mecánica del resorte se logran cerrar o abrir
los contactos.
En términos matemáticos se puede decir que el relé opera cuando se
cumple:
76
Ecuación 1
O sea:
Ecuación 2
Donde kr es la fuerza restrictiva del resorte y K I2 es la fuerza de
operación provocada por la corriente en la bobina. Como puede inferirse de
la ecuación anterior, el valor mínimo de operación del relé “Iu” vale:
Ecuación 3
Este valor se puede ajustar aumentando o disminuyendo la tensión que
el resorte ejerce sobre la pieza móvil, y el rango de variación depende del
diseño del conjunto completo.
2. Relés temporizados: Estos relés se utilizan cuando se requiere una
temporización intencional en Ia operación. Dentro de esta categoría de
relés existen dos (2) tipos: los de tiempo definido, los cuales operan en un
tiempo preestablecido para cualquier corriente superior al valor umbral y
los de tiempo inverso, cuyo tiempo de operación disminuye rápidamente
con un aumento de Ia sobrecorriente detectada; es decir el tiempo de
actuación es inversamente proporcional al módulo de la corriente de falla.
77
K I2>K r
I>√ K rK
I=√ K r
K
a. Relé temporizado de tiempo definido: pueden ser construidos con una
unidad de sobrecorriente instantánea y un mecanismo temporizado
(relojería). En este diseño la sobrecorriente es detectada por la unidad
instantánea, la cual da una orden de arranque al mecanismo de
relojería el cual ha sido ajustado para dar una orden de cierre de
contacto un tiempo después que ha recibido la orden de la unidad
instantánea.
b. Relé temporizado de tiempo inverso: en su versión electromecánica,
los relés de sobrecorriente de tiempo inverso son del tipo de
inducción. El principio de operación de una unidad de disco de
inducción, se basa en que la corriente inyectada al relé provoca la
aparición de un flujo en el núcleo, el cual es separado en el entrehierro
en dos flujos, cada uno de los cuales atraviesa dos secciones del
núcleo llamadas polos. Estos flujos tienen un desfasaje en el tiempo,
debido a que uno de los polos se encuentra sombreado, es decir,
posee un arrollado cortocircuitado llamado bobina de sombra. En
muchos casos la bobina de sombra no es una bobina como tal sino un
conjunto de anillos que bordean al polo y hacen el mismo efecto que
la bobina. Los dos flujos atraviesan al disco de aluminio en un pinto
determinado, a una distancia tal del punto central del disco, donde
este último pivotea en un eje. Acoplado a este eje está el contacto
móvil del relé y se encuentra un resorte soldado el cual tienen el
efecto de tirar del disco en una dirección determinada.
Relé de Sobrecorriente de Alto Ajuste
Es usado generalmente en sistemas eléctricos donde se requieren
limitar las corrientes de salidas de estos de acuerdo con valores de ajuste
preestablecidos. Tiene aplicaciones en salidas de líneas aéreas de
transmisión de 115 a 400 kV como protección secundaria. La función
primordial es la medición continua de la corriente de una salida de línea
78
verificando y comparando de acuerdo a los ajustes la condición de muy
elevadas corrientes, dando orden de apertura al o los interruptores
asociados.
Relé de Sobrecorriente Direccional
Se denomina protección direccional de sobre corriente a aquella que
responde al valor de la corriente y a la dirección de la potencia de
cortocircuito en el punto de ubicación. La protección opera si la corriente
sobrepasa el valor de arranque y la dirección de la potencia coincide con la
correspondiente a un cortocircuito en la zona protegida. Se compone de una
protección de sobrecorriente con selectividad relativa, completa con una
muestra de medición que determina la direccionalidad de la potencia de
cortocircuito que el denominado relevador direccional. La protección
direccional de sobrecorriente es aplicable en redes con alimentación bilateral
o en lazo, tanto para cortocircuito entre fases, como a tierra (Ver figura 25).
Figura 25: Conexión Relé Sobrecorriente. Fuente: Matos (2012).
En un sistema de corriente alterna (C.A.), la corriente, es una magnitud
cuya dirección sólo puede ser determinada en relación a otra; se puede
79
solamente afirmar que dos corrientes tienen o no la misma dirección. Es
decir, la corriente no tiene una dirección absoluta. La potencia, en cambio,
especialmente la potencia activa, es una magnitud cuya dirección es posible
determinar en forma absoluta, aunque como magnitud de medida para un
sistema de protección contra cortocircuitos no presenta mayores ventajas
que la corriente y su aplicación, por otra parte, introduciría enormes
complicaciones. Sin embargo, esta propiedad de la potencia activa permite
su aplicación como otro medio de selección en un sistema escalonado de
protecciones, agregado a otras magnitudes y aisladamente en un sistema de
protección por comparación. Un sistema escalonado de protecciones basado
en la medida de potencia operará solamente para una determinada dirección
de ella y evitará la operación del equipo de desconexión cuando ella fluya en
la dirección opuesta (Ver figura 26).
Las protecciones direccionales se pueden catalogar como un tipo
particular de las protecciones de Sobrecorriente, porque al igual que estas,
reaccionan a un valor prefijado de corriente, pero actúan cuando la potencia
de falla circula en un sentido determinado (el sentido positivo de operación,
en la protección de líneas, es de la barra a la línea donde está conectada la
protección).
Las protecciones direccionales constan de órganos de medida (de
corriente o de potencia), relés de tiempo y relés auxiliares, todos los cuales
deben actuar para que el Interruptor opere. De los componentes, el que
tipifica la protección es el órgano de medida direccional de potencia que
generalmente es un relé, y se conecta de manera que responda únicamente
en caso que la potencia, circule en el sentido prefijado anteriormente.
El relé direccional de potencia es alimentado a través de
transformadores de corriente y potencial y se conecta de manera que
responda solo a un sentido de la potencia de cortocircuito.
80
Figura 26: Clase de Sobrecorriente según Cantidad Actuante. Fuente: Matos (2012).
Los relés direccionales deben ser alimentados por dos cantidades
eléctricas distintas, propias del sistema que se pretende proteger, una de las
cuales se toma como referencia. De acuerdo a las magnitudes necesarias
para su alimentación los relés pueden ser:
1 Corriente- Corriente.
2 Voltaje- Voltaje.
3 Voltaje - Corriente.
El último es el más utilizado y se le conoce como relé direccional de
potencia.
De acuerdo a sus principios constructivos, puede ser clasificado como:
1. Electromecánicos. Se subdividen en:
a. Electromagnéticos.
b. Inductivos.
c. Ferroelectrodinámicos.
d. Inductivo - dinámicos.
2. Estáticos
81
Tanto los relés estáticos como los electromecánicos (que tienen principio
de operación electromagnético) comparan valores absolutos de las
cantidades actuantes, los demás comparan las fases de las magnitudes
eléctricas.
En la figura 27 se muestra la conexión de un relé sobrecorriente con
todos los elementos.
Figura 27: Conexión de un Relé Sobrecorriente. Fuente: Matos (2012).
Relé de hilo piloto
Estos tipos de relés proporcionan rápida protección a bajo costo,
además son insensibles a las variaciones de potencia y en relación a su
relativa simplicidad y confiabilidad pueden ser una buena opción de
protección. El sistema de Hilo Piloto consiste de un par de hilos instalados en
una línea aérea o cable subterráneo, para fines de transmisión de señales
requeridas por el sistema como son las corrientes, tensiones, valores de
fase, o algún otro. Un inconveniente de tal sistema es el hecho de estar
expuesto a la permanente interferencia de la línea de transmisión, aspecto
que se tiene un efecto más crítico durante las fallas, por la presencia de
inducción en los hilos.
82
Otras limitaciones de dicho son la longitud de los hilos piloto, así como el
crecimiento de la resistencia de la línea visto por la protección por la adición
de los hilos mencionados, dando predisposición a circuito abierto y la
capacitancia en paralelo como un circuito pequeño de corriente alterna a
través de los pilotos. La protección esta provista de valores limitantes para
cada una de estas cantidades y cuando estas se vean excedidas, podrá dar
lugar a malas operaciones por fallas externas y perdidas de sensibilidad en
caso de falla interna. La intensidad de corriente por una falla externa a tierra
usualmente no será la misma, razón por la cual la protección deberá ser
lineal para corrientes que excedan el valor de máxima corriente de
circulación de falla. El efecto inmediato durante las condiciones de falla se
presenta en los pilotos en el nivel de voltaje no se puede mantener bajo y
serán necesarios hilos piloto con grado de aislamiento elevado.
Actualmente con la finalidad de evitar los efectos de interferencia y
efectos de inducción, las complicaciones asociadas al empleo de un camino
diferente para los hilos pilotos o la transmisión en señales moduladas en alta
frecuencia, la opción más sencilla es el empleo de la fibra óptica como canal
de comunicación.
Los relés por hilo piloto son tradicionalmente utilizados en aplicación de
líneas cortas, por su fácil aplicación y tener una ventaja adicional al no
necesitar voltaje de la fuente.
Para los esquemas pilotos una solución al problema de subalcance
podría ser el colocar los elementos de distancia en sobrealcance más allá de
los terminales remotos. Esto podría mejorar la cantidad de operación,
mejorar la confiabilidad y la velocidad sobre los esquemas basados en
impedancia.
Ninguno de los esquemas propuestos para los elementos de distancia
para líneas cortas son ajustados a menos que la impedancia de la línea es
por ello que al utilizar esquemas pilotos los problemas de coordinación con
los elementos adyacentes no sería un problema, ni la consideración del
83
ajuste que restrinja la capacidad de transferir carga disponiendo a los
elementos de distancia capacidad suficiente de manejar resistencias de arco
e impedancias de fallas que comparadas con la línea pueden ser bastante
considerables.
Relé Diferencial
El relé diferencial es un dispositivo cuya función es la desconexión
eléctrica de una red o equipo de potencia, cuando ocurre una falla en
cualquiera de las fases; siempre y cuando este dentro de la zona de
protección. El relé diferencial se activa al detectar una diferencia de corriente
la cual se denota Id, y actúa si supera el valor de ajuste, denominado umbral
de sensibilidad, y se denota Is (Ver figura 28).
La protección diferencial está basada en la primera ley de Kirchhoff, la
cual dice: "En todo nodo de conductores, la suma de las intensidades que a
él llegan, es igual a la suma de las intensidades que de él salen". Esto hace
que cuando se produce la derivación a tierra de una fase, exista un
desequilibrio entre la suma geométrica o fasorial de las intensidades de la
red; este desequilibrio es precisamente la corriente diferencial (Id), la cual es
detectada por el relé diferencial, lo que provoca la desconexión de la red.
Tiene la función de detectar la corriente de defecto de una línea por
comparación de las corrientes de sus dos extremos captadas por medio de
transformadores de intensidad, utilizando el principio de que todas las
corrientes que entran tienen que ser igual o proporcionales a las corrientes
que salen.
Una protección diferencial está basado en la comparación de corrientes
que entran y salen de un equipo, de tal manera que si por alguna causa
(anormalidad), la proporción o relación entre ambas corrientes varia, la
protección opera produciendo la apertura de los interruptores y aislando, de
esta moto el equipo protegido.
84
La comparación entre las corrientes se efectúa haciendo uso de
trasformadores de corriente, de relación de transformación adecuada y de un
elemento detecto diferencial que consiste, por lo general, de un relé de
sobrecorriente, tipo disco de inducción (Ver figura 29).
Figura 28: Conexión de un Relé Diferencial. Fuente: Cimadevilla (2010).
La aplicación de protección diferencial está limitada por la distancia de
ambos juegos de transformadores de corriente debido a que le largo de los
cables de control por los que circulan las corrientes de información, aumenta
la carga de dichos transformadores. Por estas razones, y por motivos
prácticos y económicos esta protección tiene aplicación de máquinas
sincrónicas y asíncronas, transformadores de potencia, barras de
subestaciones y líneas cortas de transmisión.
La protección diferencial se usa para proteger equipos contra fallas
internas de estos. Por lo tanto, no actúa para fallas fuera del equipo, ya que
estas serán despejadas por otras protecciones destinadas a tales fines.
Relé Diferencial de Porcentaje
La protección diferencial es inherente, selectiva y en consecuencia no
debe ser afectada por fallas o perturbaciones ocurridas fuera del equipo o
zona de protegida. Sin embargo, al ocurrir fallas externas que produzcan
85
elevados valores de corriente de cortocircuito es equilibrando el sistema de
protección, se generan corrientes diferenciales debido a que los TT/CC a
pesar de ser iguales no tienen exactamente la misma relación de corriente y
además aun teniéndola, las cargas que alimentan quedan alteradas debido a
la falla.
Lo anterior ha llevado al uso de las protecciones diferenciales
insensibilizadas, es decir, a protecciones diferenciales que operen solamente
cuando la corriente diferencial supere un porcentaje dado de la corriente por
fase. Este tipo de protección diferencial se denomina protección diferencial
de porcentaje.
Figura 29: Diagrama de un Relé Diferencial. Fuente: Blogger (2011).
Esta protección utiliza relés cuyos elementos de medida compara la
corriente de entrada con la de salida, de manera tal que cuando la corriente
diferencial iguala o supera un porcentaje dado la corriente mayor, se produce
la operación.
Protección Diferencial de Barra
86
La protección diferencial de barras reúne las corrientes de todas las
líneas que llegan o salen de la barra, de modo que la suma instantánea de
ellas es siempre igual a cero, en condiciones normales, tanto en términos
primarios como segundarios. En el caso de ocurrir una falla en la barra se
romperá el equilibrio y el relé dará orden de abrir a todos los interruptores de
ésta (Ver figura 30).
Figura 30: Ejemplo de Protección de Barra. Fuente: Pérez (1995).
Protección de Transformadores con Relé Diferencial
En principio esta protección se base en la comparación de la corriente
entre el lado de la tensión superior y el la lado de la tensión inferior del
transformador. Si consideramos idealmente, al transformador como punto de
intersección, la suma de todas las corrientes entrantes tienen que ser igual a
la suma de las corrientes salientes. En funcionamiento normal o también en
caso de cortocircuito fuera de la zona de protección, las corrientes
secundarias del transformador en el circuito de corriente diferencial se
diferencian unas de otras de forma importante. El hecho de producirse una
87
corriente diferencial, permite deducir entonces la existencia de una falla
interna (Ver figura 31).
Figura 31: Protección Diferencial de un Transformador. Fuente: Riaño (2007).
En la práctica, debido a problemas de las más diversas causas, hay que
adoptar medidas de estabilización y adaptación con el fin de garantizar un
correcto funcionamiento de la protección diferencial del transformador:
1. Debido a la presencia de corrientes de distinta magnitud en el lado
primario y del secundario del transformador, hay que utilizar transfor-
madores con diferentes relaciones de transformación.
2. Hay que tomar en consideración los giros de fase entre el lado
primario y del secundario originados como consecuencia de los
grupos
de interruptores del transformador.
3. Los procesos de conmutación producidos en la red tienen que ser
reconocidos como tales.
4. Las corrientes de conexión no deben dar lugar a un disparo del
aparato.
Relé de Distancia
88
A medida que las redes eléctricas aumentan de tamaño y se vuelven
más complejos, los esquemas de protección contra sobrecorrientes con
escalonamiento de tiempo resultan inadecuados, debido a que los ajustes de
tiempo son demasiados altos para los relés que quedaron en los últimos
escalones, lo que traería tiempos excesivos en la desconexión de fallas que
se presentaran en ciertos puntos de la red lo que desde un punto de
estabilidad en los sistema de potencia podría conducir a problemas de
sincronismo en máquinas p en instalaciones de baja tensión o tipo industrial,
el interrumpir fallas lejanas con tiempos altos pueden provocar
sobrecalentamiento perjudiciales a máquinas y aparatos eléctricos.
También se puede decir que cuando ocurre un cortocircuito que no se
interrumpe con rapidez la duración de la caída de tensión provocada por una
falla puede traer consecuencias severas para los usuarios del servicio
eléctrico.
Debido a lo anterior se diseñaron y construyeron los relés de distancia
cuyo principio de operación es tal que su tiempo de funcionamiento es
proporcional a la distancia en que se produce la falla de manera tal que para
un cortocircuito en algún punto de la red, los relés que están más cerca a la
falla operan primero que aquellos que se encuentran más alejados.
La protección de distancia ofrece ventajas en la protección de líneas de
transmisión de mediana y alta tensión proporcionando automáticamente
protección de respaldo a las secciones adyacentes obteniéndose selectividad
por medio de características direccionales de los propios relés.
Las Protecciones de distancia son usadas en sistemas mallados de
transmisión y distribución que son alimentados desde varios puntos. También
se suelen utilizar como respaldo de autotransformadores.
El método más fácil midiendo para determinar fallas en una línea es la
midiendo la impedancia desde el punto donde hay un relé hasta donde
ocurrió la falla.
89
La impedancia medida es proporcional a la distancia entre el relé y el
punto de falla, de aquí que los relés que midan impedancia se denominan
relé de distancia y esto lo hacen chequeando constantemente los parámetros
de tensión y corriente.
Figura 32: Característica de Operación Cuadrilateral. Fuente: Siemens (2006).
Principio de operación de los relés de distancia
El principio de operación de los relés de distancia se basa en la relación
o cociente entre el voltaje y la corriente, en el punto de ubicación del relé de
tal manera que al aumentar esta relación, aumenta el tiempo de operación
del relé. Es decir que el tiempo de operación funcionamiento del relé es
proporcional al cociente:
Ecuación 4
Es decir desde la impedancia de la línea hasta el punto de la falla, y
como para una línea de trasmisión dada la impedancia es proporcional a la
distancia, se le ha dado el nombre de relé de distancia.
90
Z=VI
Alcance
Es la cobertura en distancia o el valor de impedancia que debe cubrir un
relé, desde el sitio donde está ubicado hasta otro donde se desea detectar
una falla; es como si físicamente se llegara a un lugar en específico.
Etapas
Son los diferentes bloques lógicos (tiempo y/o impedancia) que posee
un relé para ubicar fallas. Se caracteriza porque presentan ajustes separados
para el alcance y el tiempo, además pueden tener de dos a cuatro escalones
o más con sus respectivas curvas características.
Figura 33: Características de Operación Mho. Fuente: Siemens (2006).
Protección Primaria
Es el dispositivo de protección que se selecciona con un número de
funciones y características de respuesta mayores a otras de protección
involucradas con estas.
Los relés de protección primaria son aquellos que deben operar tan
pronto como ocurre una falla, ordenando la apertura del mínimo números de
interruptores en el menor tiempo posibles.
Para la falla F1, mostrada en la figura 34, deben abrirse en protección
primaria, los interruptores 3 y 4, y para la falla F2, deben abrirse los
91
interruptores 5 y 6. Sim embargo, hay veces que el interruptor no se abre y
en este caso la falla tiene que ser despejada abriendo otros interruptores.
Considerando nuevamente la falla F2 se observa que si el interruptor 5 no se
abre, la falla tiene que ser despejada abriendo los interruptores 4, 7 y 8 o los
interruptores 3 y 9. Se dice en este caso que la falla ha sido despejada en
protección de respaldo. Si la falla es despejada abriendo 4, 7 y 8 la
protección de respaldo se denomina local porque el respaldo está dado por
interruptores localizados en la misma subestación donde está ubicado el
interruptor que no opero. Si la falla es despejada abriendo 3 y 9 la protección
de respaldo se denomina remota porque el respaldo está dado por
interruptores localizados en subestaciones remotas. El término remotas tiene
un significado relativo y se utiliza para indicar subestaciones con conexiones
directas, es decir, sin S/E intermedias, a la subestación donde está el
interruptor que no abrió. La tendencia actual es utilizar protección de
respaldo local en sistemas de alta y extra alta tensión, y utilizar protección
remota en sistema de distribución o en sistemas de poca importancia; la
razón de esto es que la protección de respaldo local es más rápida y más
selectiva que la remota como puede verse en la figura 35.
Figura 34: Protección principal y respaldo. Fuente: AutoCAD.
La falla F debería despejarse abriendo 6 y 7. Si 7 abre normalmente
pero 6 no puede despejar la falla, quedaría desenergizada la S/E A al abrir
92
en protección de respaldo remoto 1, 2 y 9. Por el contrario, si el respaldo es
local bastaría con abrir 3 y 4, y la mitad de la S/E permanecería energizada.
Lo ideal seria despejar cualquiera falla en protección principal porque se
desconecta, a al mayor velocidad posible, una porción mínima del sistema de
potencia. La protección de respaldo es lenta (temporizada) y desconecta una
porción mayor del sistema de potencia que la protección principal. Sin
embargo, hay muchas causas que pueden hacer que un cortocircuito no
puede ser despejado en protección principal y, por lo tanto, se necesita tener
una segunda línea de defensa. Algunas de estas causas son:
a. Desperfectos de los relés o error en su diseño.
b. Avería en el mecanismo de apertura de un interruptor.
c. Avería en el interruptor propiamente dicho. El interruptor abre pero es
incapaz de interrumpir la corriente de cortocircuito.
d. Falta de continuidad en is circuitos de control.
e. Falta de continuidad de los transformadores de medida a los relés.
Figura 35: Protección principal y respaldo. Fuente: AutoCAD.
Relé de Potencia Inversa
Es usado generalmente en circuitos donde se desea interrumpir el flujo
de energía eléctrica en una dirección no deseada. Tiene su aplicación
principal en subestaciones de interconexión y en generadores.
93
La función primordial es la medición permanente de corriente y tensión
de un circuito en particular, para comparar la dirección del flujo de energía
con los valores de ajuste preestablecidos a fin de ordenar la apertura de los
equipos involucrados en caso de la inversión del flujo en la dirección no
deseada.
Relé de Frecuencia
Es usado en sistemas eléctricos donde se requiere separarlos de otros
cuando ocurren variaciones de frecuencia. Tiene varias aplicaciones tales
como: actuar como elemento de desconexión de carga en subestaciones de
13.8 y 34.5 kV, y separación de sistemas eléctricos interconectados.
La función principal es la medición permanente de la frecuencia a través
de la tensión de un circuito en particular, para compararla con los valores de
ajuste y establecer la existencia de una condición baja o alta frecuencia,
ordenando la apertura de los interruptores asociados al sistema, logrando así
mantener el sistema protegido de cualquier oscilación o cambio de
frecuencia.
Relé Supervisor del Circuito de Apertura
Es usado en esquemas donde se requiere la vigilancia del circuito de
apertura de los interruptores. Tiene como aplicación específica supervisar los
circuitos de apertura de los interruptores en niveles desde 13.8 a 400 kV y su
función es verificar e informar el seccionamiento o daño de los circuitos de
apertura, incluyendo en este: la barra, el camino y bobina de disparo de los
interruptores.
Corrientes de Cortocircuito
Un cortocircuito es un fenómeno eléctrico que ocurre cuando dos (2) o
más puntos entre los cuales existen una diferencia de potencial se ponen en
contacto entre sí, caracterizándose por elevadas corrientes circulantes hasta
94
el punto de falla. El proceso que ocurre en el sistema de potencia al
producirse una falla causada por un cortocircuito es esencialmente de
carácter transitorio.
Es importante acotar, que aun cuando se diseñe muy cuidadosamente
un sistema de potencia, este estará siempre expuesto al daño que pueda
causar el flujo de corriente en condiciones de cortocircuito tales como sobre
calentamiento y arcos eléctricos destructivos.
Los tipos más frecuentes de cortocircuitos son:
a. Trifásicos: Cuando las tres (3) fases están unidas en el mismo punto
del sistema es el que produce los daños más severos.
b. Bifásicos: Entran en contacto dos (2) fases del sistema.
c. Monofásico: También conocido como fase-neutro, al unirse una línea
con el neutro del sistema.
En la figura 36 se muestra un esquema de los tipos de cortocircuitos.
Para asegurar que los equipos de protección puedan aislar las fallas
rápidamente, minimizar el daño de cada uno de los componentes del sistema
de potencia y el riesgo del personal, el estudio de corrientes de cortocircuito
deben ser incluidos en el diseño de los sistemas de potencia. De igual forma
cuando se hagan modificaciones a los sistemas existentes.
95
Figura 33: Tipos de Cortocircuitos. Fuente: Tuveras (2007).
Protección Contra Cortocircuito
Tanto en Media Tensión (MT) como en Alta Tensión (AT), pueden
utilizarse los dispositivos de protección automáticos de potencia como se
nombró anteriormente.
Fusibles
El fusible es la protección más antigua en las instalaciones eléctricas, y
no son más que una sección de hilo más fino que los conductores normales,
colocado en la entrada del circuito a proteger, para que al aumentar la
corriente, sea la parte que más se caliente, y por tanto primera en fundirse
(Ver Figura 37). Una vez interrumpida la corriente, el resto del circuito ya no
sufre daño alguno.
96
Figura 37: Ubicaci6n del Fusible. Fuentes: Gómez (2009).
En general, los fusibles se aplican especialmente en el sector industrial,
en la protección de transformadores de potencial, de distribución o de
potencias reducidas y ocasionalmente, en protección de ramales. A menudo
el fusible puede montarse como seccionador y en algunos casos tiene
mecanismos automáticos.
Las características de un fusible varían de acuerdo al material usado en
el elemento fisible y a su disposición, el tiempo y la intensidad mínima de
fusión del elemento depende del ambiente en que se encuentre y de la
intensidad de la corriente en el instante anterior a la sobrecorriente. Hay
varios tipos de fusibles, según sus características constructivas y los valores
nominales y de fallas que manejan:
1. Tipo K: Son llamados fusible con elemento rápido.
2. Tipo T: Son fusibles con elemento lento.
3. Tipo H: Llamados fusibles de elemento extra rápido.
4. Tipo DUAL: son fusibles extra lentos.
Criterios para Selección de Fusibles: la capacidad de interrupción de un
fusible se refiere a la corriente que es capaz de interrumpir el fusible a la
97
tensión de diseño sin sufrir daños irreparables. La capacidad de interrupción
de un fusible debe ser mayor a la corriente de fallas máxima que este deberá
interrumpir. Para determinar la característica de operación del fusible debe
tenerse en cuenta la aplicación que se le esté dando; se tienen dos casos,
fusibles que protegen transformadores de distribución y fusibles que
protegen circuitos ramales.
Para protección transformadores, el fusible no deberá operar para
corrientes menores a dos (2) veces la corriente nominal del transformador. El
fusible deberá proteger al transformador de acuerdo a la curva de daño de
este último, es decir, la corriente de tiempo de despeje debe ser más rápido
que la curva de daño del transformador. Otra consideración es que, el fusible
no debe operar por debajo de la corriente transitoria de energización en
vacío del transformador, para ello debe asegurarse que el punto de inrush
quede por debajo de la curva de mínimo tiempo de fusión.
Por otra parte, en circuitos ramales, se debe asegurar que el fusible no
opere para las condiciones de sobrecarga poco peligrosas. Además, y como
requisito fundamental, la característica del fusible deberá ser tal que pueda
coordinarse de la manera más fácil con los demás elementos de protecci6n
del sistema de distribución.
Bases legales
Las bases legales, la conforman los postulados, leyes, decretos y
ordenanzas emitidas a través de diferentes organismos oficiales, públicos o
privados que de esta forma sustentan la investigación planteada, para el
desarrollo de la propuesta y sea necesario conocer algunas de las leyes que
imponen las autoridades competentes en materia de protecciones eléctricas.
La presente investigación se encuentra legalmente fundamentada en la
constitución de la República Bolivariana de Venezuela, la cual en su artículo
117 tipifica lo siguiente: “Todas las personas tendrán derecho a disponer de
bienes y servicios de calidad, así como a una información adecuada y no
98
engañosa sobre el contenido y características de los productos y servicios
que consumen, a la libertad de elección y a un trato equitativo y digno. La ley
establecerá los mecanismos necesarios para garantizar esos derechos, las
normas de control de calidad y cantidad de bienes y servicios, los
procedimientos de defensa del público consumidor, el resarcimiento de los
daños ocasionados y las sanciones correspondientes por la violación de
estos derechos”.
También en la ley orgánica del sistema y servicio eléctrico se respalda
esta investigación ya que está en su totalidad manifiesta lo importante de la
energía eléctrica.
En sus artículos:
Artículo 11 de la planificación del servicio eléctrico, expone que es
competencia del poder nacional. Por órgano del Ministerio de Energía
Eléctrica, la planificación y el ordenamiento de las actividades del servicio
eléctrico, en los términos establecidos en la ley orgánica para la ordenación
del territorio y con su sujeción al plan nacional de ordenación del territorio y
plan de desarrollo económico nacional incluyendo los usuarios y autoridades
municipales. De igual manera, dicha ley en su artículo 16 (dieciséis) lo
inherente a los principios bajo los cuales debe actuar la comisión nacional de
energía eléctrica.
En el Artículo 32 de dicha ley, del capítulo I de la gestión del sistema
eléctrico, describe que la gestión del servicio eléctrico deberá realizarse de
manera centralizada a fin de garantizar la óptima utilización de los recursos
de energías primarias producción y transporte de la energía eléctrica para
contribuir a la obtención de un suministro de electricidad confiable,
económico, seguro y de la mejor calidad, de conformidad con esta ley y
demás normas que regulen esta materia.
El código eléctrico nacional explica en su sección 240 y 280 la
protección contra sobrecorrientes, ayudando a especificar su uso y su
aplicación.
99
La norma IRAM 2271 gobierna las aplicaciones y los componentes de
los transformadores de medida.
Normas COVENIN
Las Normas Venezolanas COVENIN, constituyen la referencia básica
para determinar la calidad de los productos y servicios de que se trate,
particularmente para la protección, educación y orientación de los
consumidores. También exige a los organismos públicos a exigir a sus
proveedores el cumplimiento de las Normas Venezolanas COVENIN en su
adquisición, o en su defecto los cumplimientos de las normas internacionales
y regionales, de otros países, o de asociaciones, con el objeto de asegurar la
calidad.
Reglamento General de La Ley de Servicio Eléctrico Nacional
EL presente Reglamento tiene por objeto desarrollar las disposiciones de
la Ley que rigen el servicio eléctrico en el Territorio Nacional, constituido por
las actividades de generación, transmisión, gestión del Sistema Eléctrico
Nacional, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica, así
como la actuación de los agentes que intervienen en el servicio eléctrico.
(Gaceta Oficial de la república Bolivariana de Venezuela Nro. 5.510 de fecha
14 de Diciembre del 2.000)
A los efectos de la interpretación y aplicación del Reglamento de
Servicio eléctrico, en su artículo Nro.2 se establecen las definiciones que
tendrán el significado para aclarar dudas que se vayan presentados a lo
largo de la realización de este trabajo de investigación.
Definición de Términos Básicos
Alta tensión (AT). Tensión de suministro a niveles mayores a 35 kV.
100
Ajustes. Son los valores particulares de los parámetros de referencia de un
sistema, o equipos o grupos de elementos, a colocar en protecciones a
objeto de proteger los mismos. Los valores de ajuste se obtienen como
resultado de los cálculos realizados, mediciones o datos suministrados por
los diferentes fabricantes.
Bahía. Es el espacio físico de la S/E conformado por dispositivos de
maniobra y equipos de potencia asociados.
Baja tensión (BT). Tensión de suministro a niveles menores o iguales a 1kV.
Barra. Conjunto de conductores principales por nivel de tensión, a partir de
los cuales se derivan las conexiones de los diferentes equipos que integran
una S/E.
Capacidad de ruptura de un fusible. Valor máximo de la corriente de
cortocircuito que puede cortar bajo la tensión del fusible.
Conexión. Conjunto de conductores y conectores que permiten unir
diferentes equipos entre sí y con las barras.
Corriente Inrush. La corriente de magnetización Inrush es una condición
transitoria que ocurre cuando se energiza un transformador, incluso estando
en vacío.
Cortocircuito. Es el contacto directo entre sí o con tierra de los conductores
energizados correspondientemente a distintas fases.
Diagrama o Plano Unifilar. Representación simbólica de un sistema trifásico
equilibrado y sus elementos más importantes utilizando un solo hilo (como
circuito monofásico).
Esquema de barras. Es la disposición de la barra o de los juegos de barras
por niveles de tensión que forman una subestación.
Esquema de protecciones: Conjunto de relés que protegen una zona
determinada (líneas, transformadores, generadores, entre otros) o un tramo
de la subestación.
Impedancia de secuencia cero. Consiste en tres fasores con magnitudes
iguales y con desplazamiento de fase cero.
101
Impedancia de secuencia positiva. Consiste en tres fasores con
magnitudes iguales desplazamiento de fase ±120° y secuencia positiva.
Interfaz. Es la comunicación que establece el usuario con cualquier
dispositivo numérico, a través del medio que se establezca, es decir, es la
interacción hombre maquina (OHM). La interfaz puede ocurrir también entre
los mismos equipos. Ej. Relé de patio con el sistema de control central.
Interruptor. También conocido como disyuntor, es un equipo de potencia
diseñado para abrir o cerrar uno o más circuitos eléctricos, bajo condiciones
normales de operaciones o de falla.
Media tensión (MT). Tensión de suministro a niveles intermedios a los
anteriores, generalmente expresados en kV.
Parametrización. Esto se refiere a la adaptación de los equipos de control y
protección a las condiciones propias del sistema, es decir, que los equipos
de control traen sus parámetros de fabricación o por defecto. En caso de las
protecciones se debe adaptar a la coordinación de protecciones, la tensión
de alimentación, o cualquier otro parámetro distinto a lo que posee el
dispositivo.
Perturbaciones. Es la condición que permite la operación de uno o más
componentes del sistema eléctrico, pero continua al prolongarse en el tiempo
puede dañar los equipos.
Potencia aparente en KVA. Potencia aparente requerida por la carga. Es la
suma vectorial de las potencias activas y reactivas, y viene expresado en Kilo
voltamperios (KVA).
Red o circuito de distribución. Son todas las instalaciones con las que se
efectúa la conducción de energía eléctrica desde los puntos de entrega de Ia
transmisión hasta los puntos de suministros de los usuarios.
Relé: Son dispositivos o elementos que reciben una señal o varias señales
como información y que actúan para abrir o cerrar contactos dependiendo de
Ia magnitud, relación de fases o cualquier otra relación de señales.
Sobrecorriente. Elevación de la corriente sobre el valor umbral.
102
Subestación. Conjunto de dispositivos, aparatos y circuitos que tiene por
función modificar parámetros de la potencia eléctrica.
Subestación de Distribución. Mediante las líneas de transmisión llega la
energía a los centros de consumos de altos niveles de tensión, luego para
poderla distribuir a los consumidores es necesario bajar el nivel de tensión y
se hace uno de las subestaciones reductoras o de distribución.
Subestaciones Elevadoras. La energía no puede ser transmitida a la
tensión de generación, por lo tanto estas subestaciones se encargan de
elevar el nivel de tensión hasta un punto donde puede ser transmitida con
alta eficiencia.
Subestación Nodal. Es aquella S/E que, interconectada con otra, conforma
un anillo en el Sistema de Transmisión y, en Ia cual, el flujo de energía puede
ser en uno u otro sentido, dependiendo de las condiciones del Sistema.
Tablero. Estructura constituida por láminas metálicas en la cual se disponen
equipos de baja tensión (Control, Medición, Protección, Servicios Auxiliares,
entre otros).
Transformador. Equipo estático el cual mediante inducción
electromagnética transfiere la energía electromagnética de un punto del
sistema conectado a la fuente de energía, a otro conectado a la carga,
variando generalmente parámetros de entrada para adaptarlos al centro de
Consumo (Voltaje y corriente).
Valor umbral. Valor de corriente que rige la actividad de los relés.
103
104
las líneas Carabobo I y II de las subestaciones mencionadas, obteniendo de
este modo un diagnóstico preciso de la problemática. En este contexto,
Bunge (1993) sostiene que:
“La investigación descriptiva comprende la descripción, el registro,
análisis e interpretación de la naturaleza y la comprensión o
procesos de los fenómenos. El enfoque que se hace sobre
conclusiones dominantes y trabajos sobre realidades de hechos, y
su característica fundamental es la de presentar una interpretación
correcta de los mismos” (p. 22).
Es importante señalar que el proyecto factible debe tener apoyo en una
investigación descriptiva de campo o un diseño que incluya ambas
modalidades.
Diseño de la Investigación
Según la Universidad experimental Libertador (UPEL, 2006) la
investigación de campo consiste en:
105
“El análisis sistemático de problemas en la realidad con el
propósito bien sea de describirlos, interpretarlos, entender su
naturaleza y factores constituyente, explicar sus causas y efectos,
o predecir su ocurrencia, haciendo uso de métodos característicos
de cualquiera de las paradigma o enfoques de la investigación
conocidos o en desarrollo” (p.18).
Dentro de este marco de opiniones la presente investigación obedece a
un diseño de campo, por cuanto el mismo permitió no solo observar, sino
recolectar los datos directamente de la realidad objeto de estudio, en su
ambiente cotidiano para posteriormente analizar e interpretar los resultados
de estas indagaciones.
Población
De acuerdo a Tamayo y Tamayo (2004), la población “Es la totalidad del
fenómeno a estudiar en donde cada unidad de población posee una
característica común, la cual se estudia y da origen a los datos de la
investigación” (p. 114).
La población de una investigación es el conjunto de unidades de las que
desean obtener y sobre las cuales van a generar conclusiones, también
puede ser definida como el conjunto finito o infinito de elementos personas o
cosas pertinentes a una investigación, la población fue entonces, todos los
esquemas de protecciones de la subestación Pedro Camejo de Corpoelec.
Muestra
Se hace necesario aclarar que se trabajó con la totalidad de la muestra,
la cual se define como muestra causal. Al respecto López (1999), la señala
como: “Aquella porción que representa a toda la población” (p.12), es decir,
la población es toda la muestra a investigar, bien sea en un proyecto factible
u otra modalidad de proyecto.
106
La muestra es simplemente en sentido genérico, una parte
representativa de la población o universo cuyas características cabe
reproducir en pequeño lo más exactamente posible. En este caso la muestra
son dos esquemas de protección SIEMENS.
Técnicas e Instrumentos para la Recolección de la Información
Las técnicas, tal como la señala Brito (1992) “Son las que permiten
obtener información de fuentes primarias y secundarias” (p.50). Entre las
técnicas más utilizadas por los investigadores se pueden nombrar: encuesta,
entrevista, observación, análisis de contenido y análisis de documentos. Es
así como para la recolección de datos en esta investigación se utilizó como
técnicas: La Técnica de Análisis de Documental, La Observación Científica y
La Entrevista.
Con relación a la observación científica Villafranca (1996), plantea que
“Es planificada y controlada, está sujeta a controles de validez y fiabilidad,
utiliza medios e instrumentos propios”. Al mismo tiempo señala el mismo
autor que la observación científica según los medios se califica en
Observación no estructurada y Observación estructurada (p.66).
En este orden de ideas, hay que resaltar que el presente estudio empleo
la observación estructurada, la cual se refiere según Villafranca (1996), a
aquella que facilita observar los fenómenos en forma sistemática y utilizar
técnicas e instrumentos que permitan medir y organizar la información.
En lo que concierna a la técnica de análisis documental, la misma es
asumida por Hernández (1992), como una técnica que consiste en “detectar
obtener y consultar la bibliografía y materiales que pueda ser útiles para el
propósito del estudio así como extraer y recopilar la información relevante y
necesaria que atañe al problema en investigación” (p.57).
Asimismo, con respecto a la técnica de la Entrevista, Arias (2006) indica
que “Más que un simple interrogatorio es una técnica basada en el dialogo o
conversación cara a cara entre el entrevistador y el entrevistado acerca de
107
un tema previamente determinado, de tal manera que el entrevistador pueda
obtener la información requerida” (p.73).
Más adelante Arias (2006) señala que la entrevista se clasifica en
entrevista estructurada o formal, entrevista no estructurada y entrevista
semi- estructurada.
Dentro de este contexto, esta investigación utilizó para recolectar la
información la entrevista estructurada o formal, la cual es definida por el
autor anteriormente mencionado, como la que se realiza a partir de una guía
prediseñada que contiene las preguntas que serán formuladas al
entrevistado para lograr obtener de allí las respuestas requeridas para el
análisis correspondiente.
En cuanto al instrumento se tiene que Pérez (2006) lo considera como la
herramienta que utiliza el investigador para registrar y organizar
posteriormente la información o las respuestas (p.77). Para este estudio se
seleccionó una guía de entrevista, conformada por trece (13) preguntas.
Validez del instrumento
La validez del instrumento se refiere al grado en que el resultado del
mismo realmente refleja lo que se está midiendo, es decir, que mide lo que
se pretende medir. La validez según Hernández (2006) se refiere “Al grado
en que un instrumento mide a la variable que se pretende medir” (p.243).
El mecanismo más utilizado para obtener la validación es el juicio de
expertos el cual es definido según Pérez (2006) como:
“La revisión extractiva del instrumento de investigación a ser
aplicado. Se confía su revisión a un panel de especialistas en
metodología conocedores de la materia en estudio. Ellos verifican
la redacción, exclusión y la correlación entre objetivos, variables e
indicadores, y las preguntas (ítems) del instrumento de
investigación” (p.80).
108
Se hace necesario mencionar que la guía de entrevista que se utilizó se
sometió a consulta, para una revisión de las preguntas con la finalidad de
describir su representatividad y evitar confusión y ambigüedad al momento
de su aplicación a la población del objetivo de estudio.
Técnica de Análisis de los Datos
Para el análisis de los datos que se recabaron a través de la aplicación
de la entrevista estructurada, se hará uso de la estadística descriptiva, que
consiste en analizar la información recolectada. Los resultados obtenidos se
presentaran organizados de acuerdo a los objetivos previamente
establecidos para el desarrollo de la investigación. Dichos hallazgos,
orientaran la redacción del cuerpo de conclusiones y recomendaciones.
Fases de la Investigación
Fase I: Diagnostico la situación actual que presentan los esquemas de
protección actuales en las líneas Carabobo I y Carabobo II enlace que
une a las subestaciones Carabobo y Pedro Camejo.
El estudio por estar enmarcado en la modalidad de proyecto factible se
desarrolló en (3) fases, siendo la Fase I, la que se refiere al diagnóstico o
detección de necesidades. Durante esta fase se llevó a cabo el diagnóstico
de la situación actual que presentan los esquemas de protección en las
líneas Carabobo I y Carabobo II en las Subestaciones Carabobo y Pedro
Camejo, para lo cual fue necesario determinar: la naturaleza del estudio,
población y muestra, técnicas e instrumentos de recolección de datos,
109
validez y confiabilidad del intercambio y técnicas de análisis de datos, es de
hacer notar que dicha fase determinó la naturaleza del estudio, la cual se
orientará bajo el enfoque cuantitativo.
En esta fase se estudió las estadísticas de fallas presentes en la zona
de estudio para así comparar la mejoría de los nuevos esquemas con los
actuales, así como también las cargas máximas de las líneas asociadas.
Se observó los planos y la ingeniería de detalle que presentan los
actuales esquemas de protección, especificando las características de los
actuales esquemas, también se obtuvo información sobre las impedancias
de las líneas y los niveles de cortocircuitos de las dichas líneas asociadas a
las subestaciones en estudio.
Según Hernández (2006) el enfoque cuantitativa “Usa la recolección de
datos para probar hipótesis, con base en la medición numérica y el análisis
estadístico, para establecer patrones de comportamiento y probar teorías”
(p.5). De esta manera la fase diagnostica atendió a los lineamientos del
método científico a través de la aplicación de procedimientos cuantitativos
como lo es el empleo de la entrevista estructurada.
Fase II: Análisis de los parámetros obtenidos calculando los niveles de
cortocircuito para el diseño de la nueva ingeniería de detalle.
En esta fase se analizará los resultados obtenidos mediante el
diagnóstico, para lograr manejar los elementos que regirán la
implementación de los esquemas de protecciones numéricos, se calculará
con cuanta frecuencia ocurre una falla y como el sistema actual la aísla, si es
que lo logra hacer. También se calculará los niveles de cortocircuitos según
las impedancias de las líneas asociadas a las subestaciones en estudio. Se
analizaran los resultados que deje este cálculo, el cual ayudara a la
escogencia de nuevos esquemas de protecciones; el análisis de las variables
aplicadas para el diagnóstico mostrará con exactitud qué ocurre actualmente
y cuáles son las deficiencias en el sistema. En esta fase II se estudiaran los
110
parámetros monitoreados por el esquema actual de protección en el enlace
que une las subestaciones Pedro Camejo y Carabobo. Después del análisis
de los resultados obtenidos para lograr la mejora y reemplazo de los
esquemas de protección se adecuará la ingeniería de detalle de los nuevos
esquemas.
Fase III: Evaluación la factibilidad Técnica-Económica de la
implementación de las protecciones numéricas en las líneas Carabobo I
y Carabobo II.
En esta fase se procedió a determinar la viabilidad de la propuesta,
partiendo de la factibilidad técnica, la cual está referida tanto al recurso
humano como al recurso tecnológico, que se requieren para ejecutar las
acciones correspondientes a la implementación de los esquemas numéricos
de protección. Dentro de este escenario se puede decir, que si se tiene el
recurso humano especializado y actualizado en el área. Ingenieros eléctricos
y técnicos en electricidad los cuales con su amplia disposición y
compromiso, llevaron a cabo la propuesta presentada. Por otro lado se
posee el recurso tecnológico (protecciones numéricas) los cuales mediante
el cambio de ingeniería y equipos fue factible adecuar los esquemas a las
nuevas tecnologías en las líneas Carabobo I y II en las subestaciones
Carabobo y Pedro Camejo. De igual manera, fue posible determinar la
viabilidad económica de la propuesta, la cual fue positiva, por cuanto en el
presupuesto de las subestaciones mencionadas, estaban incorporados los
esquemas numéricos como innovación.
Fase IV: Implementación de Protecciones Numéricos, mediante el
Cambio de Ingeniería y Equipos para adecuar los Esquemas a las
Nuevas Tecnologías en las líneas Carabobo I y II de las Subestaciones
Carabobo Y Pedro Camejo.
111
A través del desarrollo de esta fase se ejecutara el cambio de equipos
mediante la realización de pruebas de aceptación para la puesta en servicio
de los nuevos esquemas numéricos de protección en las líneas
anteriormente mencionadas. Dichas acciones, una vez implementados
permitieron evaluar los alcances de los mismos lo cual arrojo resultados
satisfactorios por cuanto se dio respuesta correcta y oportuna a la
problemática inicialmente planteada. Todo ello fue posible obtenerse gracias
a la modernización de los esquemas por medio de innovaciones que
lograron minimizar las interrupciones que afectaban con frecuencia las
diferentes actividades de la vida cotidiana, así como la optimización en el
suministro de energía eléctrica. De igual modo la protección numérica
permitió facilitar la medición, supervisión y control del sistema eléctrico.
112
generadores pueden verse en el cuadro 6. Dichos generadores alimentan
unos transformadores que se encargan de elevar la tensión de 13,8kV a
115kV hacia la barra principal del patio de transmisión de la subestación.
113
Figura 38: Generador, Plata Pedro Camejo. Fuente: Patio Subestación Pedro Camejo.
Dicha barra en el nivel de tensión mencionado, se encuentra entrelazada
con una serie de equipos de potencia, dando origen a los tramos de salida de
línea o de transformación. En el patio de transmisión existen salidas de
líneas del mismo nivel de tensión hacia la Subestación San Diego (dos
salidas), a la subestación Carabobo (dos salidas), a la Subestación Valencia
y la Subestación Planta del Este, todas estas pertenecientes a
CORPOELEC, dichas entradas y salidas pueden observar claramente en el
diagrama unifilar expuesto en el Anexo A.
Estas configuraciones están conformadas por interruptores de potencia,
seccionadores (sea hacia línea o hacia barra), transformadores de medida
como los TP y TC, soportes, conductores y transformadores de potencia.
114
Cuadro 6: Generadores.
Identificación G11 y G12
Marca Siemens
Elevación 1542 pies
Potencia 202 MVA
Factor de Potencia 0.8
Amperios del Estator 7775 A
Voltaje del Estator 15000 V
Fases
Frecuencia
Velocidad
Amperios Rotor
Estándar
Temperatura Máxima de Operación
Temperatura Mínima de Operación
3
60 Hz
3600 rpm
1378 A
ANSI
113 °F
50 °F
Fuente: Subestación Pedro Camejo.
Gracias a la técnica de observación directa se diagnosticó cuantos
equipos de potencia conforman los tres mencionados patios de la
subestación Pedro Camejo, se tomó nota de cada una de las marcas y
simbologías de dichos equipos, así como también de sus características
principales dejando como resultado los siguientes datos:
Interruptores de Potencia
Los interruptores de potencia (Ver figura 39), están asociados a todas y
cada una de las salidas de línea o al tramo de transformación. Los otros
interruptores que forman parte del patio de la subestación Pedro Camejo son
los que están asociados a los tramos de generación y transformación. Las
115
diferentes marcas de los interruptores y sus características se encuentran
explicitas en los cuadros 7, 8 y 9.
Cuadro 7: Interruptores de Potencia.
Identificación H605,H105
Marca AREVA,ALTOM
Tipo
Tensión nominal
GL 312 F1
145KV
Intensidad de corriente nominal 3150 A
Duración nominal admisible de
cortocircuito
Corriente de corte nominal en
cortocircuito
3 seg
40KA
Tipo de extinción Gas SF6
Año 2007
Fuente: Subestación Pedro Camejo.
Figura 39: interruptor de Potencia marca Siemens. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo.
Cuadro 8: Interruptores de Potencia.
Identificación H505,H1190,H1290
Marca Siemens
116
Tipo
Tensión nominal
3AP1 FG
115 KV
Frecuencia 60Hz
Intensidad de corriente nominal 3150 A
Duración nominal admisible de
cortocircuito
Corriente de corte nominal en
cortocircuito
3 seg
40KA
Tipo de extinción SF6
Año 2012
Fuente: Subestación Pedro Camejo.
Cuadro 9: Interruptores de Potencia.
Identificación H405, H305, H205, H110
Marca ASEA
Tipo
Tensión nominal
145/2602 B2
123KV
Frecuencia 60Hz
Intensidad de corriente nominal 2500 A
Duración nominal admisible de
cortocircuito
Corriente de corte nominal en
cortocircuito
3 seg
50KA
Tipo de extinción Aceite
Año 1977
Fuente: Subestación Pedro Camejo.
Seccionadores de Potencia
Los seccionadores de potencia (Ver figura 40) pueden abrir el tramo
hacia la barra o hacia la línea de salida, es decir, hay dos seccionadores por
117
cada tramo, cabe destacar que a través del diagnóstico se observó que
dichos equipos tienen muchos años en funcionamiento, algunos de ellos ya
no son controlados u operados desde la sala de mando, para abrirlo para
cualquier eventualidad se requiere trabajo manual del operador, siendo esto
algo riesgoso para ellos. Las características de dichos equipos se muestran
en el cuadro 10.
Cuadro 10: Seccionadores de Potencia.
Marca ASEA, JARDI
Año 1790
Tensión Nominal 123KV
Intensidad Nominal 1000 A
Tensión de ensayo al choque 550KV
Limite térmico 40KV
Fuente: Subestación Pedro Camejo.
Figura 40: Seccionador ASEA. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo.Transformadores de Potencia
Los transformadores de potencia forman parte de los patio de
generación y distribución, siendo tres (3) en la subestación Pedro Camejo,
118
dos elevadores que se encuentran en la salida de los generadores ya
mencionados (Ver figura 41), cuyas características se expresan en el cuadro
11, y uno que se encarga de reducir la tensión a el nivel requerido para los
circuitos de distribución (Ver figura 42), los datos más importantes de dicho
transformador se encuentran en el cuadro 12. Para cada uno de los
transformadores existe una protección diferencial para que al momento de
una falla en cualquier parte de la subestación no se vean afectados, igual si
hay una falla dentro del mismo la protección actuara para no extender el
inconveniente hacia las diferentes partes de la subestación.
Cuadro 11: Transformadores de Potencia Elevador.
Identificación TG11,TG12
Marca Fortune Elec
Tipo Núcleo
Fases 3
Estándar IEEE C57.12
Tensión Nominal en Alta 115KV
Tensión nominal en Baja 15KV
Temperatura del Aceite 65 ° C
Impedancia 7,46%
Potencia 135-225 MVA
Grupo Vectorial YNd1
Intensidad Nominal Alta 678-1130 A
Intensidad Nominal Baja 5196-8660 A
Año 2005
Fuente: Subestación Pedro Camejo.
119
Figura 41: Transformador de potencia Fortuner Elec. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo.
Cuadro 12: Transformadores de Potencia Reductor.
Identificación TD
Marca ALSTHOM
Tipo TTHRV
Fases 3
Estándar IEC 76
Tensión Nominal en Alta 115KV
Tensión nominal en Baja 13.8KV
Temperatura del Aceite 60 ° C
Impedancia 10,2%
Potencia 24-30 MVA
Grupo Vectorial YNyn0
Intensidad Nominal Alta 151 A
Intensidad Nominal Baja 1255 A
Año 1990
Fuente: Subestación Pedro Camejo.
120
Figura 42: Transformador de Potencia ALSTHOM. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo.
Transformadores de Potencial
Los transformadores de medida son una parte muy importante dentro de
la subestación, estos se encargan de bajar el nivel de tensión o corriente, a
unos valores medibles y manipulables para los equipos de protección y
medición. Cada uno de estos transformadores está asociado a una fase, es
decir son monofásicos.
Dentro de estos equipos de medida están los transformadores de
potencial o tensión (TP) (Ver figura 43), conectados en paralelo a la las
líneas de transmisión; son utilizados para obtener los parámetros que definen
o contiene dichas líneas, estos parámetros o valores son llevados desde
estos TP hasta la sala de mando de la subestación, y son observados en los
tableros de medición o de protecciones, ayudando así a configurar los
ajustes de las mismas. Dichos TP en la subestación en estudio, son tres (3)
por cada salida o tramo, siendo de varias marcas y de diferentes años de
121
fabricación, pero básicamente con las mismas características, dichas
especificaciones se encuentran expresadas en el cuadro 13.
Figura 43: Transformador de potencial AREVA. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo.
Cuadro 13: Transformadores de Potencial.
Marca ABB, AREVA, ARTECHE, RITZ
Tipo
Nivel de tensión
UXT-123
115KV
Frecuencia 60 Hz
Relación 115KV/110V
Normas IEC 60044-3
Año 2012
Fuente: Subestación Pedro Camejo.
122
Los transformadores de potencia se encuentran compuestos por un
núcleo en el primario y dos núcleos en el secundario, dicha división del
secundario es para poder tener en el mismo equipo dos funciones, medición
y protección. En el cuadro 14 se muestra como están distribuidos los núcleos
en los transformadores de tensión o potencial, en las líneas en estudio,
mostrando en el mismo, la clase de precisión y las relaciones de
transformación de cada núcleo.
Cuadro 14: Uso de los núcleos del secundario en los TP.
Núcleo Cantidad Terminales Relación Carga y Clase de
precisión
Medición 1 1a-1n 115KV/110V 150VA CL 0.5
Protección 1 2a-2n 115KV/110V 75VA 3P
Fuente: Placa característica de los TP en patio S/E Pedro Camejo.
Transformadores de Corriente
Los transformadores de corriente (TC), encargados de reducir la
corriente o intensidad, a niveles manejables por los equipos de protección y
medición, son monofásicos; dichos TC se conectan en serie con la salida de
línea, permiten saber cuánta corriente pasa por cada fase, y así poder
colocar todos los demás componentes relacionados, referidos ese valor.
En la subestación Pedro Camejo se observaron tres (3) por cada salida
de línea o tramo (Ver figura 44), siendo de diferentes relaciones,
dependiendo la carga que tenga cada salida, pero con características
comunes entre ellos, a pesar de las diferencias entre los fabricantes. Dichas
características se encuentran expuestas en el cuadro 15.
123
Figura 44: Transformador de Corriente ASEA. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo.
Cuadro 15: Transformadores de Corriente.
Marca ABB,AREVA
Tipo IMB 123
Normas IEC 60044-1
Distancia Fuga 3625 mm
Tensión Máxima 123 KV
Nivel de aislamiento 230-550 KV
Corriente térmica 1800 A
Frecuencia 60Hz
Relación 1500/5
Fuente: Subestación Pedro Camejo.
En los TC de las tres fases de las líneas en estudio, existen núcleos
primario y secundario. El primario no tiene particiones, pero el secundario se
124
encuentra dividido en cuatro partes para poder distribuir las funciones en
protección y medición. En el cuadro 16 se expresa detalladamente como son
utilizados esos núcleos, que relación de corriente los caracteriza y bajo qué
clase de precisión operan.
Cuadro 16: Uso de los núcleos del secundario en los TC.
Núcleo Cantidad Terminales Relación Carga y Clase de
precisión
Medición 1 4S3-4S4
4S2-4S4
4S1-4S4
1500/5 A
2000/5 A
2500/5 A
50 VA Clase 0.2 Fs 5
60 VA Clase 0.2 Fs 5
85 VA Clase 0.2 Fs 5
Protección 3 1S3-1S4
1S2-1S4
1S1-1S4
2S3-2S4
2S2-2S4
2S1-2S4
3S3-3S4
3S2-3S4
3S1-3S4
1500/5 A
2000/5 A
2500/5 A
1500/5 A
2000/5 A
2500/5 A
1500/5 A
2000/5 A
2500/5 A
40 VA clase 5P20
40 VA clase 5P20
40 VA clase 5P20
40 VA clase 5P20
40 VA clase 5P20
40 VA clase 5P20
40 VA clase 5P20
40 VA clase 5P20
40 VA clase 5P20
Fuente: Placa característica de los TP en patio S/E Pedro Camejo.
La Subestación en estudio cuenta con un patio de distribución,
compuesto como se mencionó antes, por un transformador de potencia de 30
MVA, llevando el nivel de tensión de 115kV a 13.8 kV, alimentando así 4
circuitos de diversas empresas del sector industrial (Domínguez, Ancor,
Alaca y Goodyear).
125
En el cuadro 17, se nombran los códigos de cada línea (salidas de línea
o circuitos de distribución), su nivel de tensión y la relación de sus
transformadores de corriente (TC).
Cuadro 17: Salidas de Líneas Pedro Camejo.
Salida de línea Código Tensión Relación TC
Planta del Este H105 115KV 750/5
Valencia H205 115KV 750/5
Carabobo I H305 115KV 1500/5
Carabobo II H405 115KV 1500/5
San Diego I H505 115KV 750/5
San Diego II H605 115KV 750/5
D-180 D-180 13,8KV 1200/5
Domínguez D105 13,8KV 400/5
Goodyear D205 13,8KV 600/5
Ancor D305 13,8KV 400/5
Alaca D405 13,8KV 400/5
Fuente: Gerencia de Operaciones Corpoelec Carabobo.
Se extrajo de los tableros de medición de la subestación una tabla con
las cargas máximas de las líneas de entradas y salidas, tanto de transmisión
como del patio de distribución.
En el cuadro 18 se expresan estas cargas máximas de cada salida de
línea o circuito de distribución, las cuales están seleccionadas puntualmente
en un periodo comprendido entre Enero 2014 hasta Marzo 2015.
Cada uno de los circuitos de distribución se observan en la figura 45.
126
Aquí va cuadro 18
127
Figura 45: Circuitos de Distribución. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo.
Siguiendo con el diagnostico, fueron facilitados los niveles de
cortocircuito actuales del sistema, a la Gerencia de Operaciones de
Corpoelec, donde se especifican los niveles de cortocircuito trifásico y
monofásico respectivamente de las subestaciones involucradas (Pedro
Camejo y Carabobo) (Ver anexo B).
Siguiendo con la recopilación de información para diagnosticar la
situación actual a través de la observación directa, se tienen los equipos de
protecciones referidos a las líneas que sirven de enlace entre la subestación
Pedro Camejo y la subestación Carabobo, dichos esquemas están
compuestos por una protección de hilo piloto como protección principal y una
protección de distancia como protección de respaldo.
Dicha protección principal de hilo piloto es un esquema diferencial marca
ASEA, de un tecnología electrónica discreta, el cual operaba a través de su
128
comunicación entre las subestaciones mediante un conductor de cobre
alojado a las afueras de la subestación.
Gracias a las visitas a la subestación Pedro Camejo se puedo constatar
que dicho esquema ya no se encuentra en funcionamiento debido a que el
conductor o elemento de comunicación fue hurtado. Ya que se encontraba a
las afueras de la subestación, siendo el esquema de respaldo el único en
funcionamiento, es decir, que dichas líneas no cuentan con una protección
de respaldo colocando en peligro los equipos y el sistema eléctrico.
Al momento de que no actué la protección principal por cualquier
inconveniente cuando ocurre una falla, quedan todos expuestos y podrían
dañarse, afectando así todo el sistema. En la figura 46 y 47 se puede
observar el tablero que conformaba dicha protección de hilo piloto ya fuera
de servicio.
Figura 46: Esquema de Protección de Hilo Piloto Parte Frontal. Fuente: Sala De Mando S/E Pedro Camejo.
129
Figura 47: Esquema de Protección de Hilo Piloto Parte Trasera. Fuente: Sala De Mando S/E Pedro Camejo.
El esquema de respaldo (ahora principal), es un esquema de distancia
marca BBC LZ-32, de una tecnología electromecánica, muy robusta
compuesta por dos tableros muy grandes, dicha protección no es muy exacta
ya que las líneas en estudio son de tan solo 600m, y esto hace que se vuelva
imprecisa. Dicha esquema de protección puede verse en las figuras 48 y 49.
Estos relés pueden detectar cortocircuitos entre fases, cortocircuitos
trifásicos y:
a. En sistemas con neutro sólidamente aterrado, fallas a tierra
monofásicas y polifásicas.
b. En sistemas con neutro aislado o aterrado a través de una
impedancia, dobles fallas a tierra.
El valor de impedancia de arranque de estos relés es variable e
independiente del valor de corriente superior a 3.5 IN. A fin de aumentar el
rango de la protección a bajas corrientes, los relés LZ, están diseñados de tal
forma que la impedancia de arranque a bajas corrientes sea más alta que el
130
valor ajustado. Cuando el voltaje cae a cero estos relés actúan como relés de
sobrecorriente y arrancan a 0.25 IN.
Figura 48: Esquema de Protección de LZ32 Parte Frontal. Fuente: Sala De Mando S/E Pedro Camejo.
Figura 49: Esquema de Protección LZ32 Parte Trasera. Fuente: Sala De Mando
S/E Pedro Camejo.
131
Un cambio en la frecuencia del sistema no afecta la medición. La
impedancia de secuencia positiva de la línea siempre es medida,
independientemente del tipo de falla.
Las características del esquema LZ32 se muestran en el cuadro 19.
Cuadro 19: Características Principales del Relé de Protección LZ32.
Características
Relé capacitado para proteger líneas aéreas o subterráneas, incluso las
de gran longitud y carga elevada.
Detección selectiva de cualquier tipo de falla.
Relés de arranque por mínima impedancia.
Protección de reserva contra las fallas a tierra.
Características de protección de distancia, con cuatro escalonamientos de
tiempos, regulables independientemente entre sí.
Elemento común para la medida de la distancia en función del sentido,
con característica de círculo de admitancia desplazado.
Desenganche rápido en la primera etapa.
Tiempo mínimo de operación: 40 ± 5 mseg.
Tres etapas direccionales y una no direccional.
El tiempo de ajuste de cada etapa puede variarse entre 0.1 y 5 seg
independientes entre sí.
Amplios márgenes de regulación, con la consiguiente flexibilidad de
adaptación.
Notable insensibilidad frente a las oscilaciones de la red.
Selector para elegir cuatro programas de reenganche diferentes.
Permite esquemas de reenganche monofásico, trifásico o ambos a la vez.
Selector de alargamiento de la primera etapa.
Permite esquemas de operación de: aceleración de etapa, sobre alcance
permitido, subalcance permitido.
Permite compensar la característica de arranque (compundaje).
Fuente: Mario Aguilar (2009).
132
Para asegurar la desconexión rápida en ambos extremos en líneas con
doble alimentación, se puede usar los siguientes métodos:
a. Sobrealcance: (Sin señal de conexión entre las subestaciones de los
dos extremos de la línea).
b. Transferencia Carrier: (Transmisión de una subestación a otra de
una señal de disparo a través de un canal de alta frecuencia).
c. Aceleración de Etapas: (Tan pronto como un relé de distancia
arranca, el alcance de la primera etapa del relé de la otra subestación.
Otra característica de este tipo de protección a distancia es su operación
de acuerdo a una curva tipo MHO, la cual muestra las etapas de alcance y
en que cuadrante del plano cartesiano, se encuentra la Zona de Arranque
(Ver figura 50).
Figura 50: Curva Tipo MHO del relé LZ32. Fuente: Corpoelec.
Etapas de Alcance
En la figura 51 se muestra el alcance de impedancia del relé y tiempo de
133
y tiempo de operación para cada una de las zonas de protección de la línea
de acuerdo a los ajustes de Coordinación.
Dentro de las cosas más importantes del diagnóstico de las protecciones
en estudio, se encuentra la revisión de la estadística de fallas presentadas en
los dos últimos años en dichas líneas que logran hacer el enlace entre las
subestaciones.
Figura 51: Etapas de Protección del LZ-32. Fuente: Dpto. de Protecciones Carabobo.
Estas tablas de estadísticas nos muestran la fecha, la hora el motivo y la
consecuencia de cada interrupción al sistema, mostrando que quedo fuera
de servicio y que fue afectado. Dicha tabla fue suministrada por el
departamento de operaciones de la gerencia de transmisión Carabobo. En el
cuadro 20 se observa los detalles mencionados de estadística de fallas.
Esta estadísticas nos permite comparar la frecuencia con que el sistema
presenta problemas, indicando lo preciso o no de las protecciones, dando
como resultado cuál de ellas son o no confiables, es decir, nos permite
demostrar cuando operaron las protecciones.
En el mismo contexto se obtuvo del departamento de protecciones
encargado de operaciones en las subestaciones en estudio, un cuadro con
las impedancias de las líneas que unen las subestaciones Pedro Camejo y
134
las impedancias de las líneas que unen las subestaciones Pedro Aquí va el
cuadro 20
135
136
Carabobo, tanto en secuencia positiva como secuencia cero, también se
muestran las impedancias de las líneas asociadas a las dos subestaciones.
En el cuadro 21 se muestran dichas impedancias.
Cuadro 21: Impedancias Características de las Líneas.
Inicio Final Nombre Tensión Corriente Longitud
Pedro Camejo Carabobo Carabobo 1 115 KV 301 A 600mPedro Camejo Carabobo Carabobo 2 115 KV 301 A 600m
Datos de Secuencia PositivaR(Ohm/Km) X(Ohm/Km) B(Mho/Km) R(p.u) X(p.u) B(p.u)
0,2006 0,5003 3,2770 0,0009 0,0023 0,0003
Datos de Secuencia CeroR(Ohm/Km) X(Ohm/Km) B(Mho/Km) R(p.u) X(p.u) B(p.u)
0,4610 1,5830 2,0160 0,0021 0,0072 0,0002
Fuente: Departamento de Protecciones Región Carabobo (2010).
También se extrajo información de los componentes de la subestación
Carabobo (Ver figura 52). Con cuantos equipos de potencia y circuitos
cuenta dicha instalación, cabe destacar que esta es la llegada de las líneas
en estudio.
Figura 52: Patio S/E Carabobo. Fuente: S/E Carabobo.
137
Para dicha información se elaboró el cuadro 22, donde se colocó los
nombres de dichos equipos, los cuales serán tomados en cuenta en la fase
dos de esta investigación.
Cuadro 22: Datos de la Subestación Carabobo.
Subestación Carabobo
Interruptores en estudios H605 ,H505
Transformadores 4 de 36 MVA
Salidas de líneas 4 en 115 KV
Circuitos de distribución 18 en 13 KV
Fuente: S/E Carabobo.
Dentro de este mismo orden se obtuvo los diagramas unifilares de
ambas subestaciones por separado (Ver Anexo C), verificando todos los
componentes plasmados en el diagrama unifilar, a través de visitas
realizadas a dichas instalaciones.
Otras de las informaciones que nos dejó el diagnóstico fue la estadística
de falla de los generadores eléctricos que conforman la planta de generación
Pedro Camejo, estas en un periodo que va desde enero hasta diciembre de
2014. Estas fallas son referidas a cada vez que el generador se disparó por
diversas causas eléctricas. Las mismas se muestran en el cuadro 23. Cabe
destacar que los generadores una vez quedan fuera de servicio, pasan por
un proceso o protocolo de encendido que tiene un tiempo prolongado; es por
esto que una falla en dichos equipos, afecta al sistema de una manera grave,
ya que lo deja sin la potencia que entregan dichos generadores.
138
Cuadro 23: Estadística de falla de la planta de generación Pedro Camejo.
Unidad Fecha Hora
12 06-02-2014 06:2311 12-02-2014 16:5311 07-03-2014 07:38
11 08-03-2014 22:49
11 08-03-2014 08:29
11 10-03-2014 22:15
11 13-03-2014 22:10
12 13-03-2014 22:10
12 10-04-2014 15:43
11 10-04-2014 16:07
11 10-05-2014 14:05
12 09-06-2014 04:27
12 09-06-2014 06:21
12 10-06-2014 23:53
12 17-06-2014 10:04
11 21-08-2014 10:20
12 21-08-2014 10:20
12 28-08-2014 12:20
12 21-09-2014 10:18
12 26-09-2014 22:38
11 05-10-2014 23:01
12 05-10-2014 23:01
12 07-10-2014 23:13
12 12-10-2014 06:45
12 14-10-2014 23:42
11 11-11-2014 16:01
12 14-11-2014 06:41
12 15-11-2014 18:57
11 18-12-2014 16:01
12 30-12-2014 07:01Fuente: Planta de generación Pedro Camejo.
139
Fase II: Análisis de los parámetros obtenidos calculando los niveles de
cortocircuito para el diseño de la nueva ingeniería de detalle.
En esta fase se realizará el cálculo de cortocircuito en la barra 115KV de
la S/E Pedro Camejo. Tomando en cuenta los aportes de todas las fuentes
que se encuentran conectadas a dicha barra.
En dicho cálculo se utilizó la teoría de sistemas de potencias para el
análisis de fallas, monofásicas, bifásicas y trifásicas.
Cabe destacar que sirvió de ayuda las impedancias de las líneas y de
los equipos involucrados, aportadas por la gerencia de operaciones de
Carabobo; así como también los diagramas unifilares de todo el sistema
central, ambas expuestas en la fase I.
En la figura 53 se muestra el esquema o diagrama unifilar que se utilizó
para el cálculo mencionado. Cabe mencionar que se toma este diagrama
tomando en cuenta los aportes de las SS/EE adyacentes.
Figura 53: Diagrama unifilar utilizado para el cálculo. Fuente: AutoCAD.
140
El cálculo según la teoría de análisis de sistemas de potencia, se divide
en encontrar primero los valores de prefalla o antes de que ocurra la
anormalidad, y luego al momento de la misma, logrando así obtener valores
de las corrientes que contribuyen a la falla.
Se inicia el cálculo de los valores de prefalla, obteniendo los valores
reales de cada elemento involucrado.
Del diagnóstico se extrae las impedancias involucradas con el sistema
en estudio. Cada uno de estos valores están relacionados a bases
diferentes, las mismas llevadas a un sistema por unidad con una base
común, esto para que todos los equipos y líneas involucradas, estén
referidos a una sola base.
Se empieza por conocer el diagrama equivalente de impedancia (Ver
figura 54).
Dichas bases están compuestas por un voltaje base y una potencia
base; las cuales son normativa de Corpoelec, esta establece que para
cualquier calculo en un sistema por unidad relacionado con sus instalaciones
deben utilizarse los valores que se muestran en el cuadro 24.
Cuadro 24: Valores base del sistema en estudio.
Potencia base Sbase 100MVA
Voltaje base Vbase 115KV
Fuente: Corpoelec.
Figura 54: Diagrama de impedancias equivalente. Fuente: AutoCAD.
141
En el cuadro 25 se muestran las impedancias extraídas del diagnóstico,
involucradas con el sistema en estudio.
Cuadro 25: Impedancias involucradas con el sistema en estudio.
Equipo Símbolo Impedancia Impedancia en
P.U
Generador 11 Xg11 10% 0.1
Generador 12 Xg12 10% 0.1
Transformador 1 Xt1 7,46% 0.0746
Transformador 2 Xt2 7,44% 0.0744
Transformador
distribución
Xd 10,2% 0.102
Línea Símbolo Impedancia por km
Impedancia en
ohm
San diego 1 y 2 Xsd1 , Xsd2 0.4992Ω/km 3.14 Ω
Carabobo 1 y 2 Xc1 , Xc2 0.5003Ω/km 0.30018 Ω
Valencia Xv 0.4836Ω/km 3.675 Ω
Planta del Este Xpe 0.4834Ω/km 1.4502 Ω
Fuente: Gerencia de operaciones Carabobo.
Para poder dar inicio al cálculo, es preciso primero saber que de cada
una de las SS/EE que se encuentran anilladas con la S/E Pedro Camejo, se
obtienen unos sistemas externos (SE), es decir, una fuente y una impedancia
que caracteriza la barra mostrada en el diagrama equivalente. Dichas fuentes
e impedancias son calculadas con la siguiente ecuación:
Dónde:
142
Xcc=Vcc2
SK ¨Ec. 5
Xcc= Es la impedancia generada por el sistema externo.
Vcc= Voltaje del sistema externo.
SK”= Potencia del sistema externo.
Antes de ver como quedaría el diagrama para el cálculo, se
muestran los aportes trifásicos y monofásicos de las SS/EE adyacentes en el
cuadro 26 y 27 respectivamente. En dichos cuadros se puede observar la
corriente máxima de cortocircuito subtransitoria, el ángulo de la misma, la
potencia de cortocircuito y la corriente pico de cortocircuito. Todos estos
datos referidos al nivel de tensión en estudio (115KV). Dichos valores son los
que rigen a los sistemas externos mencionados.
Cuadro 26: Aporte trifásico de las SS/EE involucradas.
S/E IK” (KA) IK” ( deg) SK” (MVA) Ip (KA)
San Diego 33.16 -83.67 6605.17 81.95
Valencia 28.65 -82.67 5707.39 69.62
Planta del Este 24.73 -80.49 4926.33 56.78
Carabobo 30.85 -83.55 6145.54 75.20
Fuente: Gerencia de Operaciones Corpoelec.
Cuadro 27: Aporte monofásico de las SS/EE involucradas.
S/E IK” (KA) IK” ( deg) SK” (MVA) Ip (KA)
San Diego 34.086 -83.042 2263.179 84.24
Valencia 32.976 -83.060 2189.434 80.12
Planta del Este 21.875 -77.884 1452.407 50.22
Carabobo 29.602 -81.584 1965.424 72.15
Fuente: Gerencia de Operaciones Corpoelec.
El diagrama equivalente cambia a él mostrado en la figura 55.
143
Después utilizando la ecuación 5, se obtienen los valores de
impedancias de los mencionados sistemas externos (Ver cuadro 28).
Figura 55: Diagrama equivalente. Fuente: AutoCAD.
Cuadro 28: Impedancias de los sistemas externos.
Impedancias Valor en ohm
Xse1 2
Xse2 2.15
Xse3 2.31
Xse4 2.68
Fuente: Calculo del investigador.
Se procede a llevar los valores de cada impedancia a una base común,
para esto se requiere de las siguientes ecuaciones:
Donde:
144
Zpu (basenueva )=Zpu (base vieja )∗( VbaseviejaVbase nueva )2
∗( SbasenuevaSbase vieja ) Ec. 6
Zpu (base nueva)= Impedancia en la base nueva.
Zpu( base vieja)= Impedancia de base vieja o relacionada a otra base.
V base vieja= Voltaje de la base vieja.
V base nueva= Voltaje que tiene el elemento referido a la nueva base.
S base nueva= potencia que tiene el elemento referida a la nueva base.
S base vieja= potencia que tiene el elemento referida a la base vieja.
Dónde:
ZL (base nueva)= impedancia de la línea referida a la base nueva.
ZL (base vieja)= impedancia de la línea referida a la base vieja.
Zbase= impedancia de la base tomada.
Tras el uso de estas ecuaciones se obtienen los valores en por unidad,
referidos a una sola base, mencionada anteriormente. Los resultados de
dicho cálculo se muestran en el cuadro 29.
Cuadro 29: Impedancias referidas a la base nueva.
Equipo o línea Símbolo Impedancia en p.u
Generadores Xg11, Xg12 0.05
Transformadores Xt1, Xt2 0.03
Trans. Distribucion Xd 0.34
San Diego Xsd1, Xsd2 0.023
Carabobo Xc1, Xc2 0.00269
Valencia Xv 0.0277
Planta del este Xpe 0.0109
Fuente: Cálculo del investigador.
145
ZL (base nueva)=ZL(base vieja)Zbase
Ec. 7
Luego se procede a llevar los valores de los sistemas externos a la base
común utilizada, esto a través de la ecuación 7. En el cuadro 30 se muestran
los resultado de dicho cálculo.
Cuadro 30: Impedancias de los sistemas externos en por unidad.
Impedancias Valor en p.u
Xse1 0.014
Xse2 0.016
Xse3 0.0175
Xse4 0.02
Fuente: Cálculo del investigador.
Después de obtener los valores referidos a una sola base, se procede a
calcular las corrientes que llegan y salen de la barra, por el método de
corriente de Kirchhoff.
Después de dicho cálculo se obtienen los valores de corriente en por
unidad, las cuales se muestran en el cuadro 31. Esto con ayuda del circuito
equivalente mostrado en la figura 56.
Figura 56: Circuito equivalente. Fuente: AutoCAD.
146
Cuadro 31: Corrientes en por unidad.
Corrientes Valor en p.u
I11 12.5
I12 12.5
I2 2.54
I3 0.56
I4 0.81
I5 0.303
I6 0.467
Fuente: Ley de corriente de Kirchhoff.
Luego para obtener el valor real de estas corrientes, o su valor en
amperios, se requiere de la siguiente ecuación:
Ec. 8
Dónde:
Ipu=Es la corriente por unidad;
Ireal=Es la corriente real del sistema;
Ibase=Es la corriente que depende de las bases tomadas en principio.
Tomando en cuenta que la Ibase es la siguiente:
147
Ipu= IrealIbase
Ibase= 100MVA
√3∗115 KV=502.04 A
Ibase=502.04 A3
=167.3 A
Se tiene que las corrientes en el sistema por unidad serán multiplicadas
por la corriente base y se obtendrán las corrientes reales del sistema de
potencia analizado. Ver cuadro 32. Terminando así con el cálculo de los
valores prefalla.
Cuadro 32: Corrientes reales del sistema.
Corrientes Valor real
I11 6275.5 A
I12 6275.5 A
I2 425.04 A
I3 93.71 A
I4 135.54 A
I5 50.75 A
I6 78.14 A
Fuente: Análisis del sistema de potencia.
A continuación se realiza la segunda parte del cálculo, simulación de una
falla en la barra de 115KV de la S/E Pedro Camejo, para encontrar la
corriente de cortocircuito que caracteriza a dicha barra. En la figura 57 se
muestra como queda el sistema analizado con la falla mencionada (F).
Figura 57: Diagrama de simulación de la falla F en la barra 115KV.
148
Al momento de la falla, el voltaje en la barra se hace cero, característica
esencial de los cortocircuitos.
La corriente de falla, es la suma de todas las corrientes que contribuyen
a la barra cortocircuitada, y viene dada por la siguiente expresión:
Ec. 9
Dónde:
IF= Corriente de falla.
Cu= Contribuciones de las corrientes en por unidad.
Dichas contribuciones dependerán de los circuitos equivalentes de cada
una de ellas al momento de la falla, en la figura 58 se muestran cada uno de
ellos.
Figura 58: Circuitos equivalentes al momento de la falla. Fuente: AutoCAD.
149
IF=∑i=0
n
Cu( pu)
Con estos datos mostrado y los circuitos equivalentes al momento de la
fallas, se obtiene las contribuciones en ese preciso instante de cada una de
las partes involucradas o conectadas. En el cuadro 33 se muestran dichas
contribuciones.
Cuadro 33: Contribuciones de cada parte involucrada al momento de la falla.
Contribuciones Valor en p.u
Icg11 Icg12 25
Icsd 39.21
Icc 58.47
Icv 22.12
Icpe 32.36
Fuente: Cálculo del investigador.
Luego con la ayuda de la ecuación 8 se obtienen los valores reales de
dichas contribuciones (Ver cuadro 34).
Cuadro 34: Corrientes de contribución en valores reales.
Corrientes Valor real
Icg11 Icg12 4183.50 A
Icsd 6561.40 A
Icc 9784.36 A
Icv 3701.56 A
Icpe 5414.12 A
Fuente: Análisis del sistema de potencia.
Para finalizar el cálculo de cortocircuito trifásico en la barra de 115KV de
la S/E Pedro Camejo, se obtiene la corriente de falla utilizando la ecuación 9.
Donde se suman todos los valores de las contribuciones de los sistemas
externos y de las corrientes encontradas en el cálculo de prefalla.
150
Obteniendo la corriente en el punto de falla con la suma de las dos
corriente mostradas.
Así como también la potencia de la falla con ayuda del voltaje del
sistema.
Como resultado del cálculo, se puede mencionar que estos valores
sirven para verificar los ajustes del nuevo esquema a instalar, ya que los
mismos dependen del nivel de cortocircuito de la barra en estudio, para así
poder funcionar correctamente.
Esta capacidad de cortocircuito trifásico calculada en la barra, rige todos
los parámetros del esquema de protección y del interruptor asociado a las
líneas, ya que su trabajo es actuar o accionar al momento de una falla, y
dicha falla tendría unos niveles máximos o pico, los cuales son en este caso
SK” y IF.
Continuando con el análisis de los parámetros obtenidos mediante el
diagnostico, al observar las estadísticas de fallas, se tiene que para el
151
IFprefalla=781.47 A
SK=115KV*35.8K
IFfalla=35061.49 A
IF=35842.96 A
SK=4121.83MV
periodo que abarca los años 2013 y 2014; se presentaron una gran
cantidades de dichas irregularidades. Las mismas relacionadas todas con la
S/E Pedro Camejo.
Al momento de una falla en cualquier parte del sistema eléctrico
nacional, las protecciones ubicadas más cercana a ella, la aísla de una forma
rápida o instantánea dependiendo el tipo de falla. Para ello existen unos
ajustes o características de las protecciones que limitan el tiempo de
operación de la misma.
En el caso en estudio se consideraron para la estadística de falla todas
las que hicieron accionar la protección LZ32 ubicada en la S/E Pedro
Camejo, la cual se encarga de supervisar el enlace que hiciste entre dicha
S/E y la S/E Carabobo.
Analizar las estadísticas consisten en extraer por qué esta protección
accionó, en cuanto tiempo lo hizo, si debía actuar o no y en caso de actuar
en qué etapa de operación se ubicó la falla.
La frecuencia con que ocurrió una falla durante el periodo 2013-2014, se
muestran en el cuadro 35.
Cuadro 35: Frecuencia de fallas.
Numero de fallas Meses Promedio por mes
61 24 2.5≈3
Fuente: Estadísticas de fallas expuestas en el diagnóstico.
Este cuadro refleja un resultado de que dicha frecuencia de fallas, es de
tres fallas por cada mes, teniendo un pico en los meses de enero, febrero y
marzo del año 2013, donde ocurrieron nueve fallas por mes.
De este promedio se extrae que el esquema de protecciones actual solo
llego a aislar el 30 % de ellas, debido a que se encontraban fuera de sus
zonas de operación según su curva característica, o también gracias a que el
desgaste de este equipo electromecánico ocasiona que sus partes no
152
funcionen como deberían y por ende no acciona o no opera cuando es
debido.
Siguiendo con el análisis, se tiene que para la escogencia de los nuevos
equipos de protección se pasa por un estudio de las fallas que se presentan
en las líneas de transmisión, donde su mayoría son protegidas por relé de
distancia, el cual opera por zonas especificadas, dependiendo el modelo del
mismo.
Es preciso entonces mencionar que para las protecciones de líneas de
transmisión se consideran los siguientes factores:
1. Características básicas: confiabilidad, selectividad y coordinación,
sensibilidad, velocidad de despeje, simplicidad, respaldo.
2. Importancia y función de la línea: basada en nivel de voltaje, longitud
de la línea, conexión a grandes centros de generación, flujos de carga,
estabilidad.
3. Factores de sistema: requerimientos de tiempos de despeje, tamaño
de la fuente, longitud de la línea, configuración de la línea.
4. Comunicaciones: interface con equipos de tono, onda portadora,
microondas, fibra óptica.
5. Nuevas tecnologías.
6. Compromisos del esquema de protección: por ejemplo entre
dependabilidad y seguridad, confiabilidad y costo.
Uno de los requerimientos de los sistemas de protección que cobra
mayor importancia a mayores niveles de tensión es la selectividad, en
adición a la velocidad de despeje de falla; y ésta no puede ser lograda con
relés de sobrecorriente, aun cuando se disponga de relés de sobrecorriente
de alto ajuste y de gran velocidad. Es por esto que los de distancia y su
principio de operación, cobran importancia.
153
Factores que influyen en la impedancia vista por el relé de distancia
La impedancia medida por un relé de distancia, y por ende su alcance,
puede estar afectada por varios factores propios del sistema, entre los cuales
se mencionan:
1. Errores de los TC´s y TT´s, especialmente durante las fallas
Imprecisiones en los valores de la impedancia de la línea.
2. Errores propios de los relés.
3. Efecto de fuente intermedia o efecto infeed.
4. Efecto del ángulo de transferencia de potencia.
5. Acoplamiento mutuo entre fases y entre líneas paralelas.
6. Efecto de impedancia de falla.
7. Asimetrías de la impedancia de línea por falta de transposición.
8. Efecto de la impedancia fuente y su variación durante operación.
Según la característica de operación del relé, opera cuando la
impedancia vista por el relé se encuentra dentro de la característica, que en
el caso más simple es un círculo con centro en el origen del plano de
coordenadas R-X, pudiendo también ser una característica mho,
cuadrilateral, entre otras.
La característica de operación del relé se puede determinar
considerando las ecuaciones de las fuerzas que actúan sobre la estructura.
El relé opera o produce disparo cuando la fuerza de operación es mayor o
igual a la fuerza de restricción.
Fuerza de operación =(K ¿¿0∗I r)2¿
Fuerza de restricción =(K r∗V r)2
El relé dispara si= (K ¿¿0∗I r)2≥ ¿ (K r∗V r)
2
Ko y Kr son constantes de proporcionalidad.
154
De la condición de disparo se obtiene la impedancia vista por el relé, ver
figura 59. Siendo el área en amarillo la zona de operación del relé, o zona trip
(zona de disparo).
Figura 59: Impedancia vista por el relé de distancia. Fuente: AutoCAD.
Entonces las características de las fallas, pueden ser inductivas o
resistivas, en lo que refiere a fallas en líneas de trasmisión, las fallas
generalmente son altamente resistivas.
La característica de falla de una línea se representa en el plano R-X, y se
define como la impedancia vista en el lado secundario de los
transformadores de corriente y de tensión de la línea fallada. La posición de
la falla puede variar desde el punto de ubicación del relé hasta el punto de
alcance seleccionado a lo largo de la línea. La falla puede ser sólida o con
resistencia de arco. En este último caso, el relé puede presentar problemas
para detectar la falla.
Las líneas pueden ser:
155
1. Fuente en un extremo.
2. Fuente en ambos extremos, con flujo de potencia de A hacia B.
3. Fuente en ambos extremos, con flujo de potencia de B hacia A.
En el caso en estudio se tiene unas líneas paralelas con flujo de A hacia
B, siendo A la S/E Pedro Camejo y B la S/E Carabobo (Ver figura 60).
Quedando la característica de falla como un cuadrilátero o poligonalmente en
el plano (Ver figura 58).
Figura 60: Líneas paralelas con flujo de A hacia B. Fuente: AutoCAD.
Figura 61: Característica de una falla resistiva. Fuente: Flores (2015).
Al compararla con las curvas de la actual protección la cual es de
característica mho, se obtiene que al momento de una falla altamente
156
resistiva, que es lo más común, no opera ya que la falla se encuentra fuera
de la zona de disparo.
También es posible que si la falla es resistiva pero su nivel de resistencia
no es tan alto el relé con característica mho la detecte pero en su zona de
operación con más retardo es decir la Z4, lo que origina que las demás
protecciones disparen y se deje fuera de servicio muchos componentes en la
S/E, tomando en cuenta que lo ideal es que actué instantáneamente. Esta
comparación puede verse en la figura 62.
Figura 62: Comparación de la característica de falla resistiva, con el relé de curva de operación tipo mho.
De manera contraria la curva características del relé de distancia marca
siemens es cuadrilateral (Ver figura 63), que al momento de compararla, se
obtienen un resultado positivo ya que cubre totalmente la fallas comunes,
como lo son las resistivas.
157
Figura 63: Curva cuadrilateral característica del relé de distancia. Fuente: Flores (2015).
La zona de operación abarca por completo toda la zona que caracteriza
a una falla altamente resistiva, es decir, la operación de dicho relé sería
positiva, al compararla con el relé de característica mho tenemos que la
cuadrilateral abarca más espacio hacia la parte resistiva y depende el ajuste,
la parte inductiva (Ver figura 64).
Figura 64: Comparación de una curva mho con una cuadrilateral. Fuente: Flores (2015).
158
Entonces al colocar la curva característica del relé de marca Siemens
modelo 7SA522, con una falla altamente resistiva, se tiene que esta entra
totalmente en sus zonas de operación, por esta razón y por las recientes
comparación se selecciona este modelo de relé de distancia como protección
principal del nuevo esquema a implementar (Ver figura 65).
Figura 65: Comparación de curva cuadrilateral con la característica de falla resistiva.
Siguiendo con el análisis es preciso decir que para el reemplazo de los
equipos se cuenta con dos relés numéricos, uno de distancia para la
protección principal y otro de sobrecorriente direccional para la protección de
respaldo.
El relé de protección principal es de marca siemens, definido como
elemento de distancia, identificado como 7SA522, tiene como característica
principal su curva de operación cuadrilateral. Otras características se
muestran en el cuadro 36.
159
Cuadro 36: Características del relé de distancia Siemens.
Características principal del relé de distancia
1. Una ventaja de las protecciones de distancia digitales es que incluye
una función de localizador de fallas.
2. Tiempos de disparo ajustables para determinar la selectividad y
sensibilidad de la protección frente a fallas.
3. Almacenan información de fallas y eventos presentes en el sistema.
4. Puertos periféricos para comunicación con centro de control y
sistemas de gestión de protecciones.
5. Distorsión de la señal no causa retardos o mala operación.
Fuente: Manuela Siprotec.
Como protección de respaldo se tiene un rele de sobrecorriente
dirreccional marca siemens, identificado como 7SJ64, su funcionamiento se
basa en localizar sobrecorrientes que afecten al sistema y lograr especificar
la dirección de la anormalidad.
Para formar el esquema se unen los dos rele en un solo tablero de
protección, esto da pie a la reingeniería de detalle, ya que se tiene dos
esquemas distinto, regidos por sus planos o diagramas unifilares, y se
quieren unir en uno solo esquema, el cual será el implementado para las
líneas que se desean proteger.
Estas modificaciones dejaron un solo conjunto de planos, es la principal
herramienta para el proceso de reemplazo, armado, pruebas y puesta en
servicio, de los esquemas de protección (Ver anexo D).
Cabe destacar que solo se muestran los planos de un tablero, ya que el del
segundo tablero seria exactamente igual pero con puntos de conexiones en
160
patio distinto.
Fase III: Evaluación la factibilidad Técnica-Económica de la
implementación de las protecciones numéricas en las líneas Carabobo I
y Carabobo II.
En esta fase se determinó la factibilidad de la instalación de las
protecciones numéricas en las líneas Carabobo I y Carabobo II, para esto se
consideraron las factibilidades técnicas y operativas, debido a las
características de la empresa.
Por otro lado se deben considerar que la implementación de los equipos
de protección, significaría una reducción en las consecuencias de las
interrupciones del servicio eléctrico, traduciéndose esto en un ahorro del
factor económico de la empresa, así como la reducción de los tiempo de
interrupción, es decir, que se incrementaría la facturación del servicio.
Cabe destacar que gracias a la implementación, se logra una
selectividad en el sistema, lo cual tiene como beneficio no perder potencia en
el mismo, ya que se despejaría una falla a tiempo, no dejando que en la
planta de generación se sienta la falla y poder seguir entregando potencia al
sistema.
Para realizar una relación costo-beneficio entre la inversión y los
posibles incrementos en facturación o la disminución del tiempo de
interrupción, se tomaron en cuenta los diferentes factores, variables y
características, como precio, especificaciones técnicas y disponibilidad; se
calculó el ahorro en mantenimiento preventivo y correctivo, mostrando las
ventajas para la empresa.
Factibilidad operativa
Se relaciona con la disponibilidad que tiene la empresa, del personal
capacitado que se requiere para llevar a cabo el proyecto de instalación de
161
las protecciones indicadas anteriormente, y la existencia de usuarios finales
dispuestos a emplear los servicios generados por el proyecto desarrollado.
Dentro del mismo contexto, en Venezuela, el Estado se ha reservado
todas las áreas del servicio eléctrico, es decir, solamente el Estado está
facultado para la generación, transmisión, distribución y comercialización del
servicio eléctrico residencial, comercial e industrial, lo cual realiza a través de
la empresa Corpoelec, la cual cuenta con toda una estructura de recursos
humanos para tal fin, contando con el personal para todos los segmentos de
la implementación, desde la verificación técnica de especificaciones hasta el
personal de campo para realizar la instalación.
Por otra parte, al ser la empresa la única proveedora del servicio, los
usuarios finales se convierten en potenciales clientes de la implementación
que se propone, lo cual permite decir que desde el punto de vista operativo,
se evidencia la factibilidad de dicha instalación resultando en un beneficio
para los usuarios finales quienes tendrían la ventaja de contar con un tiempo
mínimo de interrupciones en el servicio.
Factibilidad Técnica o Tecnológica
Esta se relaciona con la disponibilidad de los conocimientos y
habilidades en el manejo de métodos, procedimientos y funciones requeridas
para el desarrollo de la implementación del proyecto del cambio de
protecciones. Además, se debe analizar si se dispone de los equipos y
herramientas para ejecutarlo.
En este contexto, debe mencionarse que la empresa como única
compañía comercializadora del servicio cuenta con personal altamente
calificado para la evaluación del proyecto propuesto, y conducir su ejecución
con personal propio de la empresa sin la necesidad de contratación de
personal externo adicional, o servicios especializados para los propósitos
planteados.
162
También, cuenta con las herramientas y equipos necesarios para
emprender un proyecto de la envergadura del que se plantea, por lo que la
instalación puede hacerse con las personas que conforman el departamento
de protecciones con ayuda de algunas cuadrillas de mantenimiento,
programándose dentro de las operaciones regulares de la empresa. En vista
de lo propuesto se verifica que desde el punto de vista operativo, la
propuesta es completamente factible y no se evidencian impedimentos para
su implementación.
Factibilidad Económica
La factibilidad económica de un proyecto o propuesta se refiere a la
disponibilidad del capital en efectivo o de los créditos de financiamiento
necesarios para invertir en el desarrollo del proyecto, así como la
comprobación de las ventajas que representan para la empresa la
implementación.
Para esto, debe calcularse si los beneficio que se espera se deriven de
la instalación de los esquemas de protección, son superiores a los costos
que se incurrirán al desarrollar e implementar la propuesta.
Deben considerarse los beneficios intangibles y cualitativos que se
derivan de un servicio con menos tiempo de interrupciones, los cuales son
difíciles de medir, pues involucran valores subjetivos, como la percepción de
calidad o satisfacción por parte de los usuarios finales.
Los estudios de factibilidad económica incluyen análisis de costos y
beneficios asociados con la inversión para ejecutar el proyecto, los cuales
pueden ser cuantificados en términos monetarios establecidos la diferencia
de los costos en que se incurren versus los ingresos que pudieran derivarse
de la reducción de las interrupciones, por lo tanto el aumento de facturación
de la empresa.
En este sentido, se reconoce un beneficio económico social que se
manifiesta de la mejora en imagen para la empresa, que proviene de ofrecer
163
un servicio más confiable y continuo, con menos interrupciones así con la
reducción en horas hombres que deben emplearse para el restablecimiento
del servicio en los casos de las interrupciones.
Por lo tanto, pudiera decirse que tan solo estas consideraciones
pudieran elevar la factibilidad económica del proyecto pues el beneficio social
para una empresa del Estado, única proveedora del servicio, sobrepasa las
consideraciones económicas o el costo-beneficio.
No obstante, para lograr establecer una propuesta más comprensiva, en
la que se consideran, todos los aspectos involucrados, se realizan los
siguientes cálculos para establecer una relación costo-beneficio desde el
punto de vista financiero.
Primero se hace el cálculo del precio que implicaría instalar las
protecciones, tomando en cuenta el costo de los equipos de protección y los
materiales utilizados.
En el cuadro 37 se pueden observar el precio de los equipos propuesto
para instalarse.
Cabe destacar que la mano de obra no pasa por costo de la
implementación, ya que los trabajos que la misma generó, son de sus
operaciones diarias o están enmarcados en sus funciones laborales.
Se calcula ahora el beneficio para la empresa en función de la
disminución de las interrupciones que involucren la perdida de facturación, la
forma de facturación de Corpoelec es por los vatios o energía que se
consume por hora, es decir, en el caso de la propuesta se estudia la cantidad
de megavatios (MW) que se dejan de suministras o distribuir, para esto se
utilizaron las estadísticas de fallas expuestas en el diagnóstico, las cuales
nos dicen cuál es el promedio de las interrupciones en los años 2013 y 2014,
donde quedaron fuera de servicios las unidades generadoras, de la planta de
generación de energía Pedro Camejo.
Al quedar fuera de servicio las unidades mencionadas, se dejan de
suministrar al sistema unos 300 MW de potencia, los cuales se notarían en la
164
facturación de la empresa, ya que las empresas adyacentes se quedarían sin
energía. Al multiplicar estos MW por las horas que quedan fuera de servicio
tendremos cuanto influye en dicha facturación.
Cuadro 37: Costo de los equipos.
Equipo Cantidad Precio en dólares
($)
Tasa cambiaria
para empresas del Estado
Precio en bolívares
(Bs)
Relé de Distancia,
marca Siemens
2 18614 6,3 Bs 234536.4
Relé de sobrecorriente, marca Siemens
2 11273 6,3 Bs 142039.8
Resto de los componentes
del tablero
3489 6,3 Bs 21980.7
Materiales utilizados
7435
Total 405991.9
En el cuadro 38 se muestra la tarifa de cobro de la empresa a nivel
industrial.
Cuadro 38: Tasa de cobro de Corpoelec a nivel industrial.
Unidad Valor
KW/h 0.2517 Bs
Fuente: Corpoelec.
165
En el cuadro 39 puede observar el promedio del tiempo de las fallas en
2013 y 2014, se obtuvo de las fallas mencionadas en el diagnóstico,
sumando el tiempo de las fallas y dividiéndolos por los meses del año.
Cuadro 39: Promedio de horas de las fallas.
Años Horas
2013 y 2014 8,05
Fuente: Estadísticas de fallas Pedro Camejo.
Esto se traduce entonces con el costo de los KW/h en lo mostrado en el
cuadro 40.
Cuadro 40: Cálculo de lo dejado de facturar por el tiempo sin suministrar energía.
Horas Energía Factor por KW/h Precio dejado
de facturar
8.05 300MW 0.2517 Bs 1208915.1 Bs
A pesar de los subsidios del Estado con la empresa, se tiene como
resultado que el monto dejado de facturar es mayor al costo de la
implementación. Esto puede verse en el cuadro 41.
Cuadro 41: Comparación de inversión y facturación.
Monto dejado de facturar 1208915.1 Bs
Costo de la implementación 405991.9 Bs
Al implementar los equipos de protección este monto dejado de facturar
seria parte de la ganancia de la empresa, es decir, sería el beneficio que
dejaría la instalación de los equipos de protección.
Al realizar plantear la relación costo beneficio tendremos lo que se
muestra en el cuadro 42.
166
Cuadro 42: Beneficio de la empresa.
Beneficio 1208915.1 – 405991.9 = 802923.2 Bs.
Por este resultado la propuesta se considera viable en lo que respecta a
la factibilidad económica, ya que el beneficio es mayor al costo de
instalación. Esto trae consigo disminuir el tiempo de interrupción y por su
puesto al ser una protección más selectiva que la actual, no dejaría que una
situación a normal (falla), se colara hacia los generadores.
Otra forma de decir que es factible, es la recuperación de la inversión en
un tiempo inmediato debido a la disminución de las consecuencias de las
fallas.
Fase IV: Implementación de Protecciones Numéricos, mediante el
Cambio de Ingeniería y Equipos para adecuar los Esquemas a las
Nuevas Tecnologías en las líneas Carabobo I y II de las Subestaciones
Carabobo Y Pedro Camejo.
Después de tener la configuración de los esquemas nuevos de
protecciones se procede a implementar los mismos, para lograr esto se
requiere tres pasos a seguir como lo son:
1. Levantamiento del cableado de lo que se tiene antes del cambio de
protecciones, para saber dónde conectar las señales de los equipos a
proteger.
2. Ajustar los esquemas de protecciones a los parámetros conseguidos
en el diagnóstico y analizados posteriormente. Dichos ajustes se le
transmiten a los relés de protección que conforman el esquema a
través de su software llamado DIGSI.
167
3. Por último se hacen las pruebas de aceptación las cuales con la
ayuda de una caja de prueba, consisten en inyectar corrientes y
tensiones al esquema para simular su funcionamiento una vez
instalado.
Después de hacer el procedimiento mencionado, se conecta el esquema
al sistema dejándolo en funcionamiento, midiendo, controlando y
supervisando los parámetros, en este caso las líneas Carabobo 1 y
Carabobo 2.
Se inicia el procedimiento nombrado con el levantamiento del cableado
el mismo fue tomado del sitio en estudio, y con la ayuda del programa Excel
se muestran como están conectadas las señales del sistema a proteger.
En la figura 66 se comienza mostrando el levantamiento con las
conexiones de las corrientes que alimentan el tablero, y mostrando donde
quedaran en el tablero nuevo.
Figura 66: levantamiento del cableado, borneras B50.
168
En la figura 67 y 68 se muestran las borneras donde llegan los voltajes
provenientes del patio y algunas señales de disparos que se mandan hacia
los interruptores.
Figura 67: Levantamiento del cableado, alimentación de voltaje.
Figura 68: levantamiento del cableado, disparos.
169
En las figuras 69 y 70 se muestra el levantamiento de las alarmas mayor
y menor, asi como tambien la señal de apertura de los interruptores
principales y de transferencia.
Figura 69: Levantamiento del cableado, alarmas y señal de apertura.
Figura 70: Levantamiento del cableado, alarmas.
170
Del levantamiento se determinó la falta de algunos cables que van desde
el tablero de protección hasta el mando de la S/E, es decir, que son
requeridos los cables que se muestran en el cuadro 43 para poder conectar
los nuevos esquemas.
Cuadro 43: Cables requeridos entre tablero de protección y mando.Numero Descripción
1 Orden de cierre manual interruptor de transferencia
2 Circuito de cierre interruptor de transferencia
3 Posición abierto interruptor de transferencia para pp (luego
hacer cocido entre tableros)
4 Posición cerrado interruptor de transferencia para pp (luego
hacer cocido entre tableros)
5 Posición abierto interruptor de transferencia para ps (luego
hacer cocido entre tableros)
6 Posición cerrado interruptor de transferencia para ps (luego
hacer cocido entre tableros)
Fuente: Levantamiento S/E Pedro Camejo.
Los tableros de protección asociados a todas las líneas de la S/E Pedro
Camejo, no se encuentran comunicados o conectados entre sí, lo cual
debería ser una de las características de ellos ya que necesitan estar
interconectados para recibir señales de disparos comunes al mismo tiempo.
En las figuras 71 y 72 se muestran las conexiones comunes hechas para
poder tener comunicación de todos los tableros actuales, con las señales de
disparo del nuevo equipo de protección.
Uniendo así las señales de las diferenciales de barra, las protecciones
de los transformadores, los generadores y las protecciones de cada salida de
línea.
171
Figura 71: Conductores comunes entre tableros de protección.
Figura 72: Conductores comunes entre tableros de protección.
172
Cabe destacar que gracias a las modificaciones hechas en la fase dos,
donde se adaptaron las dos configuraciones de los relés en cuestión, a un
solo esquema de protección, se lograron modificar algunos cables, para que
las señales sean las correctas según el plano del esquema nuevo, algunas
de estas modificaciones pueden verse en las figuras 73, 74 y 75.
Figura 73: Modificaciones, cierre del interruptor.
Figura 74: Modificaciones, voltajes y corrientes.
173
Figura 75: Modificaciones, alarma.
Continuando con los pasos requeridos para la implementación de los
nuevos esquemas de protección, se muestran los ajustes que fueron
colocados a los relés que conforman el esquema de protección nuevo.
Ajustes
Cuadro 44: Protección principal.Protección Principal
Marca Siemens
Modelo 7SA522
Versión 4.70.07
Fuente: Relé Siemens
174
Cuadro 45: Protección secundaria.Protección Secundaria
Marca Siemens
Modelo 7SJ64
Versión 4.70.07
Fuente: Relé Siemens
Después de conocer estos detalles se muestran en la figura 76, dichos
ajustes calculados con la ayuda del programa Excel.
Figura 76: Ajustes del esquema de protección.
175
Asi como tambien puede verse en la figura 77 los calculos de los ajustes
por zona de operación del rele de distancia.
Figura 77: Cálculos de ajuste por zonas.
Para concluir con los pasos para realizar la implementación se procede a
hacer las pruebas de aceptación del esquema de protección, dichas pruebas
se hacen en vacío, es decir, desconectado el sistema.
Para estas pruebas se utilizó la caja de pruebas marca Omicron (Ver
figura 78), la cual se conecta con el equipo de prueba en los puntos de
borneras indicados en el cuadro 46.
Esta equipo de prueba simula con sus pruebas cortas, pruebas largas y
la prueba de búsqueda; un punto de falla en cada zona de operación,
determinando si el relé dispara o no, y mostrando en grafica donde
176
exactamente es la ubicación de los puntos, esto con la curva característica
del relé.
Figura 78: Equipo de prueba Omicron.
Cuadro 46: Conexión del equipo de prueba con el esquema de protección.
Parámetro Bornera
Corriente fase R X011:1
Corriente fase S X011:3
Corriente fase T X011:5
Corriente Neutro X011:7
Voltaje fase R X033:1
Voltaje fase S X033:3
Voltaje fase T X033:5
Voltaje Neutro X033:7
Disparo + X042:2
Disparo - X042:13
Fuente: Pruebas funcionales.
177
El resultados de las pruebas se muestra en un informe generado por el
equipo de prueba, este informe puede verse en el anexo E.
Cabe destacar que al finalizar los pasos a seguir mencionados
anteriormente, se logró instalar los esquemas de protección, quedando en
servicio, conectados al sistema; midiendo, controlando y supervisando las
líneas en estudio. Varias imágenes donde se muestra la instalación y el
esquema en servicio se muestran en el anexo F.
178
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones
El desarrollo de esta investigación y ejecución, se basó en el cambio de
equipo de protecciones eléctricas en la subestación Pedro Camejo de
Corpoelec, específicamente en las líneas Carabobo I y Carabobo II, enlace
que une dicha subestación con su homónima ubicada a unos cuantos metros
llamada subestación Carabobo.
Dicha investigación tiene como fin, disminuir el número de interrupciones
en esa parte del sistema, lograr que las protecciones sean más selectivas, al
momento de una anormalidad aislarla de manera de no afectar la generación
que forma parte de la subestación Pedro Camejo, y así no afectar el sistema;
y adaptar a las nuevas tecnologías los esquemas de protecciones, ya que las
anormalidades o fallas que se presentaban antes de la implementación del
esquema no lograban captarlas y era perjudicial para el sistema. Luego de
realizar dicha investigación y de ejecutar los cambios de equipos, se puede
concluir lo siguiente:
Del primer objetivo específico que abarca, el diagnóstico de la situación
actual que presentan los esquemas de protección en las líneas Carabobo I y
Carabobo II, enlace que une a las subestaciones Carabobo y Pedro Camejo;
se puede decir que dichas protecciones compuestas por un esquema
diferencial de hilo piloto como protección principal, y un esquema de
protección a distancia como protección de respaldo; se encontraban en no
muy buenas condiciones, el diferencial hilo piloto, estaba fuera de servicio
por falta del sistema de comunicación, y la protección de respaldo, una
protección de tipo electromecánica, de curva tipo mho, no estaba cumpliendo
con las características para las que fue instalada. No era una protección
segura ni selectiva, estudiando las estadísticas de fallas, se observó que el
porcentaje de actuación cuando se ocurre una de estas anormalidades es
179
muy bajo.
También se pudo extraer como está compuesta la subestación Pedro
Camejo, que debido a la generación que forma parte de la misma, es
esencial para el sistema eléctrico nacional.
Las cargas que la subestación en estudio posee, forman un conjunto
industrial muy importante en el desarrollo productivo de la zona industrial de
Carabobo.
Unas de las cosas más influyentes para el cambio de equipos que se
encontró en el diagnóstico, fue la estadística de fallas de los generadores
termoeléctricos de la subestación en estudio, los mismos habían fallado
muchas veces por falta de selectividad u operación de los esquemas de
protección que se encontraba en el enlace en estudio.
En función al segundo objetivo de analizar los parámetros obtenidos
calculando los niveles de cortocircuito para el diseño de la nueva ingeniería
de detalle en el enlace en estudio; vale la pena mencionar que este objetivo
permitió analizar, con ayuda de los cálculos de cortocircuito, que
requerimientos eran necesarios para poder hacer el cambio de equipos de
protecciones.
Con el cálculo se obtuvo el nivel de cortocircuito actual en la subestación
Pedro Camejo, el mismo sirvió para poder diseñar los esquemas y poder
saber el nivel de los ajustes a colocar en las protecciones nuevas a
implementar. Para este cálculo se simulo una falla en la barra de 115 KV,
tomando en cuenta los aportes del sistema al momento de la falla,
concluyendo que los aportes llegan a través de las salidas o entradas de
líneas más cercanas, y tomas las conexiones radiales que forman parte de la
subestación, no hacen aportes.
Se analizó cuantas veces acciono en el periodo 2013-2014, la protección
de distancia (LZ32), resultando un muy bajo porcentaje de operación, lo cual
indica que no estaba protegiendo de manera segura y selectiva las líneas; y
también manifestando esto que las fallas no se encuentran en la operación
180
del relé.
Para poder escoger una protección útil, fue necesario estudiar los
factores que influyen para la puesta en servicio o cambio de protecciones,
desde características básicas hasta las nuevas tecnologías.
Seguido de esto, observando la curva característica de alas fallas que se
presentan, se obtuvo como resultado que una curva tipo mho no localiza
dentro de su zona de disparo u operación, las fallas típicas que se presentan
en el enlace en estudio; y luego al observar la curva de un relé de distancia
marca siemens, la cual es cuadrilateral, se determina que en un tiempo
instantáneo localiza las mencionadas fallas típicas. Esto pasa porque las
protecciones de distancia operan por zonas, y al comparar las dos
protecciones, se obtiene que para una falla altamente resistiva la cuales son
las más comunes, el relé LZ32 operar en un tiempo de 2 seg en su zona 4, y
el siemens opera en un tiempo instantáneo en su zona 1.
También dentro de este objetivo se diseñó el esquema de protección, es
decir, unión del relé de distancia y sobrecorriente direccional marca siemens,
para así obtener una protección principal y una de respaldo en el mismo
esquema conectadas entre sí.
Con respecto al tercer objetivo de estudiar y evaluar la factibilidad
técnica y económica de la implementación de esquemas de protecciones
numéricas en las líneas en estudio, se puede mencionar que desde el punto
de vista técnico se puede evidenciar que la implementación es factible ya
que la empresa como única compañía comercializadora del servicio eléctrico,
cuenta con el personal calificado para la implementación mencionada. Así
como también cuenta con los equipos y herramientas necesarios para poner
el proyecto en marcha, con sus propios empleados, dentro de las
operaciones del departamento involucrado.
Por otra parte, desde el punto de vista económico, considerando que la
empresa Corpoelec, es la única que genera, trasmite, distribuye y
comercializa la energía eléctrica, se hacen numerosas inversiones para
181
mantener en pie el sistema eléctrico. La implementación hace que se
disminuyan las perdidas en cobro del servicio, y así facturar una cantidad
más elevada.
Es por esto que lo que se puede invirtió en la implementación del
proyecto en estudio, se recupera rápidamente al disminuir el número de
interrupciones.
Por último, con relación al cuarto objetivo de ejecutar el cambio de
equipos realizando las pruebas de aceptación para la puesta en servicio de
los nuevos esquemas numéricos de protección en las líneas Carabobo I y
Carabobo II, se puede decir que se realizó el levantamiento del cableado
para poder saber dónde iban conectados todas las señales y parámetros de
los nuevos esquemas, gracias a esto se determinó que hacían faltan unas
modificaciones y agregar algunos cables para poder conectar el relé con los
equipos del sistema, y tener en si todo correctamente cableado al momento
de la puesta en servicio.
Por otra parte se calcularon los ajustes dependiendo los parámetros
obtenidos anteriormente. Esto a través del software DISIP, se le hizo llegar a
los relés de protección.
Dichos ajustes vienen dados por la distancia de la línea y los parámetros
de voltajes y corriente suministrados por los transformadores de medida. Se
ajustaron todas las zonas y los tiempos de actuación del esquema según su
impedancia y demás valores.
Para finalizar se hicieron las pruebas funcionales de la protección,
obteniendo como resultado el buen funcionamiento de las mismas y así estar
listas para la puesta en servicio, estas pruebas fueran hechas con la caja de
prueba OMICRON, la cual es muy fácil de utilizar y muy dinámica al
momento de mostrar resultados.
Por todo lo mencionado se concluye que la implementación de los
nuevos esquemas de protecciones numéricos en las líneas en estudio, es de
gran importancia para el sistema nacional, tomando en cuenta que este es
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interconectado; logrando que las protecciones sean selectivas, y al momento
de una anormalidad no se vea afectada la generación presente en la
subestación Pedro Camejo. Esto logra que el sistema eléctrico sea más
seguro y confiable; y por ende mantenga una continuidad o lo que es lo
mismo; disminuye el número de interrupciones.
Recomendaciones
En función de los hallazgos derivados del estudio, se pueden dar las
siguientes recomendaciones:
Aumentar los mantenimientos en el sistema eléctrico nacional, para así tener
un menor número de interrupciones.
Cambiar todos los equipos de protecciones que tenga más de 20 años de
uso, por las protecciones numéricas, para así mejorar el funcionamiento de
las mismas.
Mantener la política de optimización de equipos y modernización de los
mismos.
Mejorar la rapidez en los permisos de trabajos de mantenimiento, ya que
estos son prioritarios.
Solicitar más personal, para lograr cubrir de manera más efectiva todo el
territorio que deben supervisar y realizar operaciones.
Aumentar la gestión de materiales y transporte para que así las
actividades sean cumplidas a tiempo y no afectar el sistema.
Mantener el alto grado de calidad de trabajo en lo que a protecciones se
refiere específicamente.
Motivar a los trabajadores, con diversas actividades económicas y
recreativas, al final ellos son el motor de la empresa.
Disminuir los tiempos de accionamiento de las protecciones para que hayan
menos consecuencias.
183
Buscar más medios de medición y control de los parámetros que forman
partes del sistema, ya que es necesario supervisar los mismos para que sea
más seguro y más confiable.
Invertir más en el departamento de protecciones y mediciones, ya que
para mí es el más importante del sistema nacional.
Realizar cursos y charlas de cómo utilizar los relés, así como también de
automatización y así lograr tener el conocimiento para lograr que el sistema
sea más moderno.
A la universidad, más organización con los tutores y jurados; para
ahorrar tiempo y que los tenistas cumplan con un trabajo aceptable.
Que haya más comunicación entre los profesores adscritos a la escuela
de eléctrica, y así lograr que todos tenga más pensamientos en común que
en contra.
Permitir que los nuevos alumnos al momento de realizar tesis, pueda
obtener las tesis en digital, con su debido control.
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