Embed Size (px)
Citation preview
Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle
Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
1-1-2001
Coordinación de protecciones en redes automatizadas Coordinación de protecciones en redes automatizadas
Carolina Agudelo Pardo Universidad de La Salle, Bogotá
Claudia Patricia Segura Quiñonez Universidad de La Salle, Bogotá
Follow this and additional works at: https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica
Citación recomendada Citación recomendada Agudelo Pardo, C., & Segura Quiñonez, C. P. (2001). Coordinación de protecciones en redes automatizadas. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/409
This Trabajo de grado - Pregrado is brought to you for free and open access by the Facultad de Ingeniería at Ciencia Unisalle. It has been accepted for inclusion in Ingeniería Eléctrica by an authorized administrator of Ciencia Unisalle. For more information, please contact [email protected].
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN REDES AUTOMATIZADAS
CAROLINA AGUDELO PARDO
CLAUDIA PATRICIA SEGURA QUIÑONEZ
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTA, D. C.
2001
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN REDES AUTOMATIZADAS
CAROLINA AGUDELO PARDO
CLAUDIA PATRICIA. SEGURA QUIÑONEZ
Monografía para optar al título de
Ingeniero Electricista
Director
CESAR ROJAS
Ingeniero Eléctrico
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
2001
AGRADECIMIENTOS
Los autores expresan sus agradecimientos a:
CÉSAR ROJAS, Ingeniero Eléctrico y Director de la Investigación por su valiosa
orientación.
SERGIO GUZMÁN, Ingeniero Eléctrico, por su cordialidad y su afán por
brindarnos los conocimientos necesarios para el cumplimiento del objetivo de
nuestro trabajo de grado.
MIGUEL GARZÓN, Ingeniero Eléctrico, por su disposición y colaboración
desinteresada al aconsejarnos y abrir puertas cada vez mayores que
enriquecieron enormemente nuestros conocimientos.
HAROLD OROZCO, Ingeniero Eléctrico, por su invaluable ayuda y su paciencia en
el momento de solucionar nuestras dudas y darnos una visión cada vez más clara
de nuestro proyecto dedicándonos gran parte de su tiempo y esfuerzo.
LUIS BELLO, CARLOS POLANCO, Ingenieros Eléctricos del Departamento de
Coordinación de Protecciones de CODENSA, por su amabilidad y disponibilidad
para colaborarnos.
HERNAN SANTOFIMIO, Ingeniero Eléctrico, porque en él encontramos puertas
abiertas al momento de contactar nuevas fuentes de información.
FERNANDO GÓMEZ, Ingeniero Eléctrico, por el apoyo y colaboración que
siempre recibimos de su parte.
A nuestros compañeros por brindarnos siempre su compañía y ayuda
desinteresada.
A mi hija Valeria y a mi madre con todo mi amor
pues son lo más importante que tengo en estos
momentos, a mis amigos ya que
Sé que contaré con
Ustedes siempre.
A Dios, a mi Familia
por poder contar con su apoyo siempre,
A mis amigos,
ya que sé que estarán siempre a mi lado.
Nota de Aceptación
Director. Ing. César Rojas.
Jurado 1.Ing. José Carlos Romero
Jurado 2.Ing. Mario Quintana
Bogotá, D.C. Noviembre 13 de 2001
RESUMEN
En este tiempo, donde cada vez aumentan más las exigencias en la prestación delos servicios públicos, es necesario buscar herramientas que conduzcan a lasatisfacción plena de los usuarios sin incrementos demasiado grandes en cuanto acostos para las empresas. En el caso del servicio de Energía Eléctrica se hanintroducido conceptos de calidad de energía que ponen al usuario en un lugar deprivilegio.
Con el fin de suministrar un servicio confiable y de respuesta rápida, se pensó enimplementar una red de distribución con múltiples posibilidades para suplir unazona de falla, teniendo en cuenta los criterios de capacidad y selectividad en elmenor tiempo posible.
De ahí nacen las redes automatizadas, cuyo objetivo principal es mejorar lacalidad del servicio y la eficiencia de todo el sistema en el uso del capital yenergía, juntamente reduciendo el tiempo de la localización de fallas y el tiempode restablecimiento del servicio. Así se disminuye el número de usuariosafectados por daños y suspenciones, optimizando la operación de la red, con unamanejo eficiente, seguro y confiable del sistema de distribución a partir de unabuena configuración, teniendo un control constante del estado de los equipos entiempo real y con posibilidad de enviar señales desde y hacia los equipos deprotección.
Estas redes automatizadas manejan un concepto amplio de reconfiguración deredes. Bajo condiciones normales de operación, los alimentadores deben serreconfigurados para abrir y cerrar interruptores y reducir las pérdidas en las redese incrementar la confiabilidad de las mismas mientras se encuentran todos losrequerimientos de las cargas y el mantenimiento de la red. Cuando la red seenfrenta a variaciones drásticas como cambios de carga muy grandes, ya seaaumento o transferencia de cargas, debe asumirlos de la mejor manera en elmenor tiempo posible. Para lograr la configuración óptima es necesario verificarcada una de las topologías examinando todas las operaciones posibles de losinterruptores, lo cual llevaría mucho tiempo ya que el número de opcionesusualmente es grande. Sin embargo, a través del uso de un software dereconfiguración los tiempos pueden ser considerablemente reducidos.
Lo anterior nos ubica en un plano de una red dinámica, en la cual los ajustes delas protecciones, al igual que la red deben ser variables. Condición que motiva larealización de este proyecto, ya que tanto las protecciones como los criterios de
coordinación deben cambiar para que los objetivos de la automatización secumplan.
La metodología empleada en esta investigación fue encaminada principalmente aidentificar posibles problemas y proponer soluciones adecuadas en el manejo y laoperación de los elementos protectores en redes de distribución automatizadas.
Para determinar dichos problemas fue necesaria una comparación de la operacióny elementos entre redes de distribución tradicionales y redes automatizadas. Enprimer lugar se muestra cómo se hace la coordinación de protecciones y cuálesson los equipos más empleadas en la coordinación tradicional, para luegocolocarlos sobre las redes automatizadas y analizar si afectan o no elcumplimiento del objetivo de la automatización que es brindar una calidad,continuidad y confiabilidad del servicio, minimizando el tiempo de salida de losusuarios debido a las fallas ocurridas en la red. De esta comparaciónanteriormente mencionada sale a la luz la incompatibilidad entre algunos equiposy sobre todo la necesidad de protecciones mucho mas compactas y eficaces, quesuplan las necesidades de los usuarios y permitan la automatización de redes dedistribución de la manera más efectiva y económica.
De la coordinación de protecciones y los equipos protectores tradicionales en lasredes de distribución, se extractó la metodología de coordinación y los principiosde operación de los elementos protectores.
Este estudio se presenta con un enfoque introductorio para brindar una idea claray concisa al lector de como funciona una red tradicional y como se vienemanejando la coordinación de protecciones, mostrando cada elemento empleadoy su comportamiento con los demás elementos de protección que están en unmismo circuito. También se muestra las diferentes clases coordinación que puedehaber entre estos elementos de forma sencilla, para que el concepto quede firme yse pueda partir a una innovación conociendo plenamente las características deprotecciones en un sistema de distribución de potencia.
Luego entramos en el campo de las redes automatizadas, con el fin de conocerobjetivos, características y condiciones de implementación en una red existente,es decir, como se puede automatizar una red con modificaciones específicas. Semuestra la forma de operación de estas redes y sus cualidades, elaborando unacomparación entre las redes tradicionales y las redes automatizadas.
Esta parte, brinda una noción general de las redes automatizadas las cualestienen una amplia importancia en el desarrollo de este tema, ya que es a través deestas que tenemos un manejo de información en el momento adecuado.
Como se mencionó anteriormente se introduce el concepto de redesreconfigurables dinámicas y se hace evidente el concepto insuficiente deelementos de protección y de coordinación de protecciones para las redesautomatizadas. Esto se debe a que siempre se ha conocido una coordinación sinmayores variaciones de topología, uno o dos cambios máximo para casos desuplencias y con tiempos de respuesta demasiado grandes. Si se presenta unafalla, esta generalmente se localiza través de llamadas de los usuarios y seprocede a mandar suplencia de otro circuito cercano mientras se restaura elservicio. Cuando hay aumento de cargas que se tiene que programar maniobrascon días de anticipación, esto sin olvidar que es necesario reajustar los relés deprotecciones a estas variaciones topológicas, paso que muchas veces esdesechado dejando la red temporalmente desprotegida o con una proteccióninsuficiente.
Ahora desde el punto de vista de coordinación de protecciones vemos que con loscriterios de coordinación tradicionales no podemos entrar a un cambio como laautomatización, por esto con este trabajo se examinan cuidadosamente lascaracterísticas de nuevos equipos de protección que puedan ajustarse a lasexigencias de tiempo de respuesta y cambios de ajuste frente a las topologíasdentro de un tiempo prudencial, es decir, de 0 a 5 segundos.
En este trabajo se tomaron como base para la propuesta del empleo de equipos ymetodología de coordinación de protecciones dos condiciones principalmente:
Cuando se pretende automatizar una red existente y cuando se va a realizar lacoordinación de protecciones en una red totalmente automatizada. Estas doscondiciones ofrecen diferencias importantes para la coordinación.
En el primer caso, el concepto de reconfiguración de redes se ve muy limitadodebido a la capacidad de los conductores, por consiguiente, los cambios detopologías no pueden ser grandes. Sin embargo, se busca que las proteccionesrespondan de manera adecuada en los dos o más circuitos involucrados,independientemente del tiempo que dure un circuito con suplencia.
Para esta condición es necesario el cambio de los elementos protectores,eliminando el uso del fusible e implementando el uso de los reconectadores yseccionalizadores, con un sistema de comunicación adecuado que se ajuste a lasexigencias, pero que a su vez no ofrezca mayores costos.
Para mostrar un ejemplo de este caso se tomó un circuito de la Subestación deUsme en Bogotá manejado por Codensa. En este circuito se partió de laconfiguración existente y del tendido de la red, parámetros que no podían variar,cambiando los relés de protección electromecánicos por relés numéricos, losseccionadores por seccionalizadores con lógica Voltaje - Tiempo y colocando unreconectador. Estos equipos inteligentes pueden ser involucrados en el sistemade comunicación propuesto para este caso. A través de este ejemplo se aplica lametodología propuesta y el empleo de los equipos que se aconsejan, ya queofrecen numerosas ventajas en el momento de automatizar la red completamente.
Para el segundo caso, el de una red automatizada completamente, se utiliza lametodología de coordinación propuesta y, además, se muestra el empleo deequipos de protección y sistemas de comunicación, que tienen la posibilidad deser ajustados desde un centro de control en tiempos muy cortos, dependiendo delas comunicaciones. Se debe tener en cuenta que para la automatización total sedebe contar con un software especializado en reconfiguración de redes, que lebrinde la topología óptima en el menor tiempo, los programas de flujos de cargarealizados con anterioridad y los sistemas de comunicación para que a través deellos pueda ajustarse el equipo de protección en tiempos no mayores a 5segundos.
Para determinar como se debe hacer una buena coordinación en redes dedistribución automatizadas, se tuvo que encontrar un equipo de protección quebrindara las condiciones necesarias para realizarla. Un elemento que brinde laposibilidad de responder a cambios en la red, es decir, pueda reajustarseautomáticamente según la impedancia que vea, ó que tenga posibilidades de serprogramado con varios ajustes y que permita una comunicación bidireccional conel centro de control o con una locación remota. Además, en conjunto con este, ungrupo de elementos protectores que brinden la opción de disminuir tiempos decoordinación aguas arriba y que no requieran la intervención de un operador en sufuncionamiento.
Teniendo en cuenta estos requerimientos se recomienda del empleo de los RelésNuméricos de Sobrecorriente, tanto para el interruptor como para el reconectadory el uso de los seccionalizadores con lógica voltaje - Tiempo, que para suoperación no responden a señales de corriente lo cual disminuye los tiempos decoordinación dentro de un circuito.
TABLA DE CONTENIDO
Pág.
INTRODUCCIÓN
1 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN REDES DE DISTRIBUCIÓN20
1.1 INTRODUCCIÓN 20
1.2 OBJETIVO DE LAS PROTECCIONES EN REDES DE DISTRIBUCIÓN 21
1.3 ELEMENTOS USADOS EN LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONESEN REDES DE DISTRIBUCIÓN 26
1.3.1 Fusibles 27
1.3.2 Reconectadores 29
1.3.3 Interruptores 30
1.4 MÉTODOS DE PROTECCIÓN 30
1.4.1 Coordinación Fusible – Fusible 33
1.4.2 Coordinación Reconectador – Reconectador 40
1.4.3 Coordinación Reconectador – Fusible 41
1.4.4 Coordinación Fusible – Interruptor 48
1.4.5 Coordinación Reconectador – Interruptor 49
1.5 CONCLUSIONES 50
2. AUTOMATIZACIÓN DE REDES 51
2.1 INTRODUCCIÓN 51
2.2 SISTEMAS AUTOMATIZADOS EN DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA 55
2.3 EQUIPOS EMPLEADOS EN DISTRIBUCIÓN AUTOMATIZADA 56
2.3.1 Centro de Control 56
2.3.2 Elementos de detección de estado, telemedida y teleoperación 57
2.3.3 Unidad Terminal remota RTU 63
2.4 COMUNICACIONES 64
2.4.1 Medios de Comunicación 68
2.5 TIPOS DE CONTROL EN AUTOMATIZACIÓN DE DISTRIBUCIÓN 69
2.5.1 Manual Centralizado 69
2.5.2 Automático 70
2.6 RECONFIGURACIÓN DE REDES 73
2.6.1 Manejo de una red reconfigurable 74
2.7 PROBLEMAS DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ACTUALFRENTE A LA AUTOMATIZACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 78
2.8 CONCLUSIONES 84
3. EQUIPOS INTELIGENTES DE PROTECCIÓN 85
3.1 INTRODUCCIÓN 85
3.2 TIPOS DE EQUIPOS 85
3.2.1 Interruptores operados remotamente 85
3.2.2 Seccionalizadores automáticos de línea 87
3.2.3 Seccionalizadores con Lógica Voltaje - Tiempo 89
3.2.4 Reconectadores automáticos 90
3.2.5 Relés de protección Numéricos 92
3.3 PROGRAMACIÓN 95
3.3.1 Lógica programable 95
3.3.2 Lógica de control 95
3.3.3 Ecuaciones lógicas programables 96
3.4 COMUNICACIÓN 97
3.4.1 Características básicas del sistema DLC 98
3.4.2 Características básicas del sistema RIPPLE CONTROL 102
3.4.3 Características básicas del sistema TWACS 103
3.4.4 Comunicación por Fibra Optica 104
3.4.5 Comunicación por Radio 105
3.5 EJEMPLO DEL FUNCIONAMIENTO DE UN EQUIPO INTELIGENTE DE PROTECCIONES 110
3.5.1 Ejemplo gráfico para un circuito en media tensión con un soloreconectador en cabecera como mecanismo de protección y recierre 114
3.5.2 Ejemplo gráfico para un circuito en media tensión con un soloreconectador en cabecera y seccionalizadores Joslyn VBM conlógica V-T 116
3.6 CONCLUSIONES 133
4. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES BAJO AMBIENTEAUTOMATIZADO 134
4.1 INTRODUCCIÓN 134
4.2 SELECTIVIDAD 135
4.3 PAPEL DE LOS FUSIBLE COMO ELEMENTOS PROTECTORESEN REDES DE DISTRIBUCIÓN AUTOMATIZADAS 136
4.4 METODOLOGÍA 137
5. CASO PRÁCTICO: APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍAPROPUESTA EN EL CAPÍTULO 4 140
5.1 RECOLECCIÓN DE DATOS 141
5.2 CÁLCULO DE CORRIENTE MONOFÁSICA Y TRIFÁSICA EN ELLADO DE BAJA TENSIÓN DEL TRANSFORMADOR PRINCIPAL 146
5.3 CALCULO DE CORRIENTE MONOFASICA Y TRIFÁSICA ALO LARGO DEL CIRCUITO DE DISTRIBUCIÓN 151
5.4 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES 161
5.4.1 Reconectador 161
5.4.2 Interruptor 165
5.4.3 Coordinación de tiempo entre el Reconectador y el Seccionalizador 171
5.6 CONCLUSIONES 174
6. CONCLUSIONES 175
7. RECOMENDACIONES 177
BIBLIOGRAFÍA 178
ANEXOS 180
LISTA DE TABLAS
Pág.
Tabla 1. Coordinación de dos fusibles conectados en serie 38
Tabla 2. Coordinación entre fusibles en serie 39
Tabla 3. Rangos de coordinación entre fusible y Reconectador 47
Tabla 4. Máxima corriente de coordinación posible 81
Tabla 5. Características de operación 111
Tabla 6. Convenciones 113
Tabla 7. Empleo de los Seccionalizadores Joslyn con lógica
Voltaje - Tiempo 132
Tabla 8. Resumen de cortocircuito. 157
Tabla 9. Resumen de datos obtenidos 173
LISTA DE FIGURAS
Pág.
Figura 1. Esquema de protección de una red de distribución. 25
Figura 2. Coordinación Fusible – Fusible. 35
Figura 3. Coordinación Reconectador – Fusible. 42
Figura 4. curvas TCC del fusible sobrepuestas en las curvas del Reconectador 43
Figura 5. Ciclo de temperatura de la conexión de los fusibles durante la
operación del Reconectador. 45
Figura 6. Método de coordinación Reconectador - Fusible 45
Figura 7. Monitoreo y control de un sistema eléctrico de potencia. 53
Figura 8. Ejemplo de conexión de control usado por la radio comercial. 67
Figura 9. Configuración de redes. 76
Figura 10. Coordinación durante fallas temporales. 79
Figura 11. Coordinación durante fallas permanentes. 81
Figura 12. Coordinación entre Interruptor y Fusible. 82
Figura 13. Circuito de media tensión con un solo Reconectador como
protección. 114
Figura 14. Circuito de media tensión con falla permanente en B. 115
Figura 15. Circuito de media tensión en donde todos los
usuarios se encuentran afectados por la falla. 116
Figura 16. Circuito de media tensión con un solo Reconectador en cabecera y
Seccionalizadores Joslyn en sus ramales. 117
Figura 17. Circuito de media tensión con falla permanente en B. 119
Figura 18. Reestablecimiento de la tensión por parte del Reconectador aguas
arriba de los Seccionalizadores. 120
Figura 19. Reestablecimiento del servicio para los usuarios C
según la programación del Seccionalizador. 121
Figura 20. Reposición del servicio para los usuarios A según la
programación del Seccionalizador 2. 122
Figura 21. Cierre del Seccionalizador 2. 123
Figura 22. Pérdida de tensión del Seccionalizador 3. 124
Figura 23. Conteo de los Seccionalizadores 1 y 2 para reponer el servicio. 125
Figura 24. Aislamiento del ramal B por LOCKED OUT del Seccionalizador. 126
Figura 25. Reposición del servicio a los usuarios A y C. 127
Figura 26. Falla permanente en A. 128
Figura 27. Aislamiento de la falla por parte del seccionalizador 2
y reestablecimiento del servicio a los usuarios B y C. 129
Figura 28. Falla permanente en C. 130
Figura 29. Aislamiento de la falla por parte del seccionalizador 1
y reestablecimiento del servicio en los usuarios A y B. 131
Figura 30. Diagrama unifilar con especificaciones del transformador
Principal circuito UM 17. 132
Figura 31. Circuito Thevenin para calcular la corriente de falla trifásica 147
Figura 32. Circuito Thevenin para calcular la corriente de falla monofásica 149
Figura 33. Curvas de coordinación. 170
Figura 34. diagrama del tiempo de operación del Reconectador y
Seccionalizador 172
LISTA DE ANEXOS
Pág.
ANEXO A. CATÁLOGOS 180
ANEXO B. CURVAS 192
ANEXO C. TABLAS 197
ANEXO D. PLANOS 204
INTRODUCCIÓN
Este proyecto de grado nace de los cambios a los que se ve enfrentado el manejo
de las redes de distribución eléctrica en nuestro país, específicamente en nuestra
ciudad, que obedecen a las reformas de las leyes de los servicios públicos, a
través de las cuales se aumenta el nivel de exigencia para las empresas en la
calidad del servicio.
Partiendo de esta necesidad y del hecho de que no se encuentren automatizadas
las redes de distribución de energía eléctrica y además por la condición
insuficiente de las protecciones, fue necesario empezar un estudio del estado
actual tanto de los equipos como de la misma red; evaluar sus deficiencias y
ventajas con el fin de encontrar bases firmes y sobre todo un punto de partida
frente a la implementación de nuevas tecnologías, teniendo en cuenta el impacto
que estas provocarían tanto en costos para la empresa como en calidad para los
usuarios.
El objetivo principal de este proyecto es encontrar un procedimiento para realizar
una coordinación de protecciones en redes automatizadas, encontrando como
problema a resolver la dinámica de la red y el tiempo durante el cual las
protecciones deben tener nuevos ajustes, con el fin de que la red sea siempre
estable y segura.
Para el cumplimiento de este objetivo se dividió el trabajo en cuatro partes
importantes y así satisfacer por separado los objetivos específicos que son: tener
un conocimiento amplio del manejo de las redes tradicionales y como se ha venido
realizando, la coordinación de las protecciones y los equipos protectores que en
estas redes se utilizan. Tener una visión del impacto de las redes automatizadas
teniendo como prioridad los objetivos de dichas redes y cual es su forma de
operación. Determinar cuales son las diferencias en cuanto a protecciones entre
las redes tradicionales y las automatizadas, analizar las variantes en la
implementación de una nueva tecnología que afecte directamente a las
protecciones. Hacer una selección de equipos protectores que satisfagan dichas
variantes.
Mediante el desarrollo de estos objetivos se propone un procedimiento que
involucre protecciones, tiempos de coordinación y reconfiguración de redes.
La metodología consiste en una coordinación que minimiza tiempos “aguas arriba“
de las protecciones, empleando seccionalizadores con lógica Voltaje - Tiempo,
reconectadores y relés numéricos. Esta metodología involucra los conceptos de
automatización y reconfiguración de redes, equipos protectores y criterios de
coordinación de protecciones, haciendo énfasis en esta última.
Durante la búsqueda de esta metodología de coordinación de protecciones para
redes de distribución automatizadas, se encontraron medios de optimizar el
manejo de la red y hacer realidad el concepto de coordinación como tal;
ofreciendo sugerencias en cuanto a equipos, de protección y de maniobra como
de comunicación, que permiten aplicar la metodología conocida con más ventajas
y con perspectivas más amplias para su realización.
El desarrollo de esta metodología es aplicado sobretodo a redes existentes con
sugerencias para la coordinación de protecciones en futuras redes de distribución
automatizadas.
20
1. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN REDES DE DISTRIBUCIÓN.
1.1 INTRODUCCIÓN
A través del desarrollo de este capítulo, se describen: la metodología de
coordinación de protecciones para redes de distribución tradicionales, los
elementos empleados y los criterios de coordinación, con el fin de conocer este
procedimiento y tomarlo como base para el estudio de una coordinación dinámica,
conociendo las características de los equipos, para determinar su utilización o no
en la distribución automatizada.
Ahora, para llegar a esta nueva coordinación encontramos que frente a la
automatización ciertos equipos como los fusibles, los cuales son elementos
indispensables y de mayor uso actualmente, presentan carencias e incluso
inoperancias. Estos que requieren, en caso de falla, que un operador intervenga
debido a que el fusible en muchos casos (fallas permanentes, o fallas transitorias
de alta intensidad), se funde y es necesario cambiarlo lo cual implica problemas
para la automatización. Otros elementos como los de corte (interruptores y
seccionadores), los cuales pueden servir siempre y cuando se puedan operar
remotamente, y por último los reconectadores, que vendrían a ser los más
funcionales pero también de mayor costo ya que se verían incrementados en
número a través de la red.
21
La idea de este capítulo es presentar el enfoque de la coordinación como paso
introductorio a las condiciones de operación en distribución automatizada. Se
destaca que tradicionalmente, son empleados criterios de coordinación eficientes
ya que la red, estática, no presenta cambios drásticos en cuanto a carga y tiempo,
y cada operación de la red se hace con estudios y programación previos según la
topología y la capacidad de los circuitos involucrados. Esto se debe realizar
adecuando con tiempo la coordinación respectiva y contando con la disponibilidad
de los operarios, en cuanto a la localización y despeje de la falla.
Ahora, si vemos ésto desde el punto de vista automatizado, encontramos
problemas de tiempo, operación y selectividad, que no suplen los objetivos de una
red automatizada, los cuales hacen parte del capítulo siguiente.
1.2 OBJETIVO DE LAS PROTECCIONES EN REDES DE DISTRIBUCIÓN
Los principales objetivos de las protecciones en los sistemas de distribución son:
1. Detectar adecuadamente la presencia de la falla.
2. Minimizar la duración de una falla.
3. Minimizar el número de consumidores afectados por ella.
Los objetivos secundarios de las protecciones en los sistemas de distribución son:
1. Eliminar con seguridad el peligro, tan rápido como sea posible.
2. Sacar del servicio el menor segmento posible del sistema.
3. Proteger los aparatos de los consumidores.
4. Proteger el sistema de disturbios e interrupciones innecesarias.
5. Desconectar las líneas o los elementos que se encuentren en falla.
22
Los sistemas de distribución aéreos están sujetos a dos tipos de falla, transitorias
y permanentes. Dependiendo de la naturaleza del sistema, aproximadamente del
75 % al 90% de las fallas son temporales. Usualmente las fallas temporales o
transitorias ocurren cuando una fase hace contacto con otra fase ó con tierra
momentáneamente, debido a contacto con los árboles, pájaros u otros animales,
vientos fuertes, descargas eléctricas, etc. Las fallas transitorias son eliminadas
por una interrupción con un tiempo suficiente para extinguir el arco de potencia.
Aquí la duración de la falla es minimizada y no es necesario que el fusible se
degrade, para evitar esto se emplea una alarma instantánea o de alta velocidad y
un recierre automático de un interruptor de potencia controlado por un relé de
recierre.
La velocidad de interrupción, el ajuste del relé y las características del
reconectador, son seleccionadas de manera que se interrumpa la corriente de falla
antes de que los fusibles en cascada se degraden, ya que esto podría hacer que
las fallas transitorias se conviertan en fallas permanentes. Las fallas permanentes
son aquellas que requieren reparaciones o cambios físicos por ejemplo:
1. Reemplazar los conductores quemados, fusibles fundidos o algún otro
elemento dañado.
2. Retirar o podar árboles cerca de las líneas.
3. Recerrar manualmente un interruptor o restaurar el servicio a través del
reconectador.
En este caso, el número de clientes afectados por la falla puede disminuir
localizando los puntos críticos del circuito y la ubicación de los aparatos de
protección, con el fin de aislar únicamente a quienes estén directamente
involucrados.
23
Las fallas permanentes en los circuitos de distribución aéreos son generalmente
aislados por fusibles.
Su uso limita el número de usuarios afectados por una falla permanente y ayuda a
localizar el punto de falla para reducir el área implicada.
En general, la única parte de los circuitos de distribución que no están protegidos
por fusibles son la alimentación principal y la conexión de la línea de alimentación.
La subestación esta protegida contra fallas en el alimentador principal y en la
entrada de las líneas por interruptores y/o reconectadores localizados dentro de la
subestación.
Por otra parte, la mayoría de las fallas permanentes ocurren en sistemas
subterráneos de distribución y por eso requieren diferentes equipos de protección.
Inclusive el número de fallas en las redes subterráneas es relativamente menor
que las que pueden ocurrir en sistemas aéreos.
Como se muestra en la figura 1, es una práctica muy común instalar un fusible al
principio de cada rama. El fusible que lleva la mayor carga debe estar coordinado
con el lado de carga del transformador y con los demás elementos.
Es habitual, seleccionar un rango adecuado del fusible de cada rama para que
esté protegido por los fusibles del transformador. Además, el fusible de cada rama
debe eliminar las fallas que ocurran en el final de la misma. Si el fusible no elimina
la falla, entonces uno o más fusibles adicionales se deben instalar en la rama.
24
Como se muestra en la figura 1, un reconectador, o interruptor A, con relés de
recierre es localizado en la subestación para dar una protección de respaldo a los
fusibles, este reconectador elimina temporalmente las fallas en su zona de
protección.
En el límite de esta zona de protección, el mínimo valor de corriente de falla
disparará el reconectador, o interruptor del circuito.
Sin embargo, si ocurre una falla mas allá de la zona de protección puede que no
se disparare el reconectador o interruptor. Por tanto, es necesario un segundo
reconectador, con un rango más bajo de mínima corriente que este instalado en B,
como se muestra en la figura 1.
25
Figura 1. Esquema de protección de una red de distribución.
FUENTE: Electric Power Distribution Engineering. TURAN GÖNEN. Capitulo 10. Pág. 530. 1978.
26
Los factores que juegan un papel importante en la selección de un reconectador
sobre un interruptor son:
1. Los costos de equipo e instalación.
2. Confiabilidad.
Usualmente un reconectador puede ser instalado aproximadamente de uno a tres
veces más que un interruptor controlado por un relé. Incluso, un interruptor ofrece
una gran capacidad de interrupción la cual no siempre es requerida.
También algunos Ingenieros de distribución prefieren reconectadores por su
flexibilidad, debido a que hay mas disponibilidad con los reconectadores que con
los interruptores.
1.3 ELEMENTOS USADOS EN LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN
REDES DE DISTRIBUCIÓN.
Los elementos empleados para proteger los sistemas de distribución son
protecciones de sobrecorriente, incluidos los interruptores, reconectadores
automáticos, fusibles y seccionadores automáticos de línea.
27
1.3.1 Fusibles.
Son dispositivos de sobrecorriente con posibilidad de ser abiertos, que se
calientan y se destruyen directamente con el paso de una sobrecorriente a través
de él, en el evento de una sobrecarga o en condiciones de corto circuito.
Por lo tanto el propósito de un fusible es despejar una falla permanente al remover
el segmento defectuoso de una línea o equipo del sistema.
Un fusible es diseñado para que se funda dentro de un tiempo específico, para un
valor dado de corriente de falla. Las características de Tiempo - Corriente de un
fusible son representadas en dos curvas:
1. La curva de fusión mínima.
2. La curva de extinción total.
La curva de fusión mínima de un fusible es el Tiempo mínimo vs. la Corriente
requerida para fundir el fusible.
La curva de eliminación total es el Tiempo máximo vs. la Corriente requerida para
fundir el fusible.
Los fusibles diseñados para ser usados en voltajes superiores a 600V son
categorizados como fusibles cutouts, es decir, que aíslan; o fusibles de potencia.
28
Estos fusibles de potencia con medio de extinción en aceite, son usados
principalmente en instalaciones subterráneas y contienen el fusible sumergido en
aceite con tanque sellado.
Los fusibles de potencia de tipo expulsión son los elementos de protección más
usados en nuestros sistemas aéreos de distribución. Al fundirse los fusibles de
potencia causan el calentamiento del tubo de fibra del fusible, lo cual produce la
ionización de los gases que extinguen el arco.
Los fusibles de tipo expulsión son clasificados de acuerdo a su apariencia externa
y métodos de operación como:
◊ fusible encerrado
◊ fusible abierto
◊ fusible de conexión abierta
La clasificación de los fusibles de potencia se basa en la capacidad de transportar
corriente, voltaje máximo y nominal y capacidad de interrupción.
En general el fusible se selecciona basado en los siguientes datos:
• El tipo de sistema en el cual se va a emplear, es decir, aéreo o subterráneo,
delta o estrella aterrizado.
• El nivel de tensión para el cual va a ser seleccionado.
• La máxima corriente de falla posible en el punto de aplicación.
• La relación X / R en el punto de aplicación.
• Otros factores, como seguridad, aumentos de carga, cambio en los
requerimientos.
29
1.3.2 Reconectadores.
Son elementos de maniobra con equipos de protección de sobrecorriente, que se
activan automáticamente y dan tiempo antes de cumplir u ciclo de operación, para
eliminar las fallas temporales o aislar las fallas permanentes. Estos, además,
proporcionan la opción de abrir o cerrar de forma manual.
Los reconectadores se pueden programar con un número de diferentes
secuencias de operación como:
• Dos operaciones instantáneas, seguidas por dos operaciones activadas en
tiempo retardado (activación y recierre).
• Un recierre instantáneo más tres operaciones de cierre lento ( temporizado )
tiempo retardado.
• Tres recierres instantáneos más una operación en tiempo retardado.
• Cuatro operaciones instantáneas.
• Cuatro operaciones retardadas.
Estas características de operación sirven para clasificar a los reconectadores.
Los reconectadores pueden ser capaces de interrumpir corrientes de falla
simétrica y asimétrica de acuerdo a su clasificación.
Los reconectadores de línea, a menudo son instalados en puntos del circuito para
reducir la cantidad de exposición de los equipos de una subestación.
30
1.3.3 Interruptores.
Los interruptores son elementos automáticos de maniobra, los cuales son capaces
de interrumpir y recerrar un circuito bajo todas las condiciones, esto es, en
condiciones de falla o normales de operación.
La primera tarea de un interruptor es extinguir el arco que deja la separación de
sus contactos en un medio de extinción, por ejemplo, en aire, aceite ó SF6. En
algunos tipos el arco es extinguido por compresión de aire. Los interruptores
usados en distribución son interruptores de aire, vacío o aceite.
1.4 MÉTODOS DE PROTECCIÓN
El proceso de seleccionar elementos de protección de sobrecorriente con ajuste
de Tiempo - Corriente y su arreglo adecuado en cascada a lo largo del circuito de
distribución; en orden para eliminar las fallas desde los circuitos hacia las fuentes
que los alimentan, de acuerdo con la secuencia de operación establecida, se
conoce como coordinación de protecciones.
Cuando dos aparatos de protección instalados en cascada tienen características
de una secuencia de operación específica, se dice que son coordinados o
selectivos.
Aquí el elemento el cual es ajustado a operar primero, antes de aislar la falla (o
interrumpir la corriente de falla) se llama elemento de protección. Los elementos
de protección coordinados adecuadamente ayudan a:
31
1. Disminuir las interrupciones del servicio debidas a fallas temporales.
2. Minimizar la extensión o longitud de la falla con el fin de minimizar el número de
usuarios afectados.
3. Localizar la falla y de este modo minimizar el tiempo que puedan durar los
equipos fuera de servicio.
Para la coordinación está ante todo la selección de los elementos de protección y
sus ajustes, para establecer las zonas de protección que protejan contra fallas
temporales y limiten la menor área posible. Si la falla es permanente, para la
coordinación de los elementos de protección, en general, los Ingenieros de
distribución deben reunir la siguiente información:
1. Diagrama a escala de la configuración de los circuitos de alimentación.
2. Localización de los elementos de protección existentes.
3. Curvas características de Tiempo - Corriente de los elementos de protección.
4. Las corrientes de carga (bajo condiciones normales y de emergencia).
5. Corrientes de falla o MVA (bajo condiciones de mínima y máxima generación),
en todos los puntos donde los elementos de protección van a ser instalados.
Usualmente, esta información no se encuentra con facilidad y por lo tanto se
tienen que consultar muchas fuentes. Por ejemplo, los márgenes de coordinación
de los elementos de protección son reunidos por sus fabricantes, los valores de
corriente de carga y corrientes de falla, usualmente, se obtienen a través de
programas de flujo de carga y estudios de falla respectivamente.
En general, las técnicas manuales de coordinación son aún empleadas para
muchas áreas, especialmente donde los sistemas de distribución son
32
relativamente pequeños y sencillos que solo necesitan un pequeño número de
elementos de protección en cascada. Sin embargo, muchas de estas áreas tienen
procedimientos ya establecidos, tablas ó promedios, para ayudar a los Ingenieros
de distribución y personal de campo en los estudios de coordinación.
Algunas áreas semiautomatizadas, emplean programas de coordinación
computarizados desarrollados por las industrias de elementos de protección.
Un procedimiento general de coordinación, a pesar de ser manual o
computarizado puede ser resumido así:
1. Reunir la información requerida anteriormente mencionada.
2. Seleccionar la localización inicial, en los circuitos de distribución dados, para los
elementos de protección (seccionalizables).
3. Determinar los valores mínimos y máximos de corrientes de falla (falla trifásica
en máxima generación y falla fase – fase en mínima generación) , en cada
punto seleccionado, al final del alimentador principal, y en las ramas y laterales.
4. Elegir los elementos de protección necesarios, localizados en la subestación de
distribución, con el fin de proteger adecuadamente al transformador de
cualquier falla que pueda ocurrir en el circuito de distribución.
5. Coordinar los elementos de protección desde el extremo con mínima corriente
de falla hacia la subestación. Elegir trayectoria de coordinación.
6. Reconsiderar un cambio, si es necesario, de la localización de los elementos de
protección.
7. Reexaminar la elección de los elementos de protección, de acuerdo a la
capacidad de corriente, capacidad de interrupción y mínimo rango de recepción
de señales.
33
8. Dibujar una curva compuesta por los márgenes de coordinación, mostrando la
coordinación de todos los elementos de protección empleados, con sus
respectivas curvas dibujadas con una base común de tensión.
9. Dibujar un diagrama del circuito el cual muestre su configuración, los valores
máximos y mínimos de corrientes de falla, y los rangos de protección de los
elementos empleados.
Hay otros factores adicionales que necesitan ser considerados en la coordinación
de elementos de protección, (fusibles, reconectadores y relés) como son:
1. Según los equipos se deben seleccionar las tolerancias de los márgenes de
coordinación.
2. Precargar las condiciones de los aparatos de operación.
3. Efectuar los ciclos de recierre.
Estos factores afectan el margen adecuado de selectividad bajo condiciones
adversas.
1.4.1 Coordinación Fusible – Fusible.
La selección del rango de un fusible que brinde una adecuada protección a los
circuitos, mas allá de su localización, depende de varios aspectos. Primero que
todo, el fusible elegido debe ser capaz de llevar una corriente de carga mayor y al
mismo tiempo debe ser suficientemente selectivo con otros elementos protectores
en cascada. Además, deber tener un alcance adecuado, es decir, que debe tener
la capacidad de eliminar una mínima corriente de falla dentro de su zona en un
tiempo de duración predeterminado. Debe tener en cuenta la corriente de carga
que se presenta cuando un sistema entra en operación con el mínimo factor de
34
diversidad, caso que se presenta cuando un sistema entra en operación después
de un corte en el servicio.
Un fusible se diseña para fundirse dentro de un tiempo predeterminado por un
valor de corriente de falla dado. Los márgenes de coordinación de los fusibles son
representados por dos curvas; la curva de fusión mínima y la curva de eliminación
de falla total, como se muestra en la figura 2.
35
Figura 2. Coordinación Fusible - Fusible.
FUENTE : Electric Power Distribution Engineering. TURAN GÖNEN. Capitulo 10.Pág 533. 1978.
La curva de fusión mínima de un fusible representa el tiempo mínimo, y por, lo
tanto es la gráfica de Tiempo mínimo vs. Corriente requerida para fundir el fusible.
36
La curva de tiempo total de eliminación de la falla representa el tiempo total y por
lo tanto es la gráfica de Tiempo máximo vs. Corriente requerida para fundir el
fusible y extinguir el arco, mas la tolerancia de manufacturación.
Esto es un procedimiento estándar para desarrollar las curvas de tiempo de daño
desde las curvas de tiempo mínimo de fusión, usando un factor de seguridad del
25%. Además, la curva de daño (debida a la fusión parcial) se desarrolla tomando
el 75% del tiempo mínimo de fusión de un fusible de dimensiones específicas en
varios valores de corriente.
La coordinación de fusible - fusible, es decir, la coordinación entre fusibles
conectados en cascada, puede ser realizada por dos métodos:
1. Usando las curvas TCC de los fusibles.
2. Usando las tablas de coordinación elaboradas por las empresas
manufactureras, pero representan grandes riesgos por que difícilmente
concuerdan con las características del sistema de distribución a proteger.
En el primer método, la coordinación de dos fusibles conectados en cascada,
como se muestra en la figura 2, se realiza mediante la superposición de la curva
de extinción total del fusible protector (B), que tiene en cuenta el tiempo total de
eliminación de falla y la curva de fusión mínima del fusible protegido (A).
Aquí es necesario que el tiempo total de eliminación de falla del fusible protector
(B) no exceda el 75% del tiempo mínimo de fusión del fusible protegido (A). El
25% de margen es para tomar en cuenta algunas de las variables de operación
como precarga, temperatura ambiente y fundimiento parcial de fusibles
37
conectados, debido a una corriente de falla de corta duración. Si no hay
intersección entre las curvas anteriormente mencionadas, la coordinación se
realizará desde el punto de vista de selectividad. Sin embargo, si hay intersección
entre las dos curvas, el valor de corriente asociado al punto de intersección da el
límite de coordinación para realizar la coordinación parcial.
38
Tabla 1. Coordinación de dos fusibles conectados en cascada.
FUENTE: Coordinación entre cadenas de fusibles tipo K. General Electric. ElectricPower Distribution Engineering. TURAN GÖNEN. Capitulo 10. Pág. 535. 1978.
Type T ratings of protected fuse links (A in diagram), A
Type k ratings 6K 8K 10K 12K 15K 20K 25K 30K 40K 50K 65K 80K 100K 140K 200KOf protecting Fuse links Maximum short - circuit rms amperes to which fuse links will be protected (B in diagram) 1K 135 215 300 395 530 660 820 1100 1370 1720 2200 2750 3600 6000 97002K 110 195 300 395 530 660 820 1100 1370 1720 2200 2750 3600 6000 97003K 80 165 290 395 530 660 820 1100 1370 1720 2200 2750 3600 6000 97005A 14 133 270 395 530 660 820 1100 1370 1720 2200 2750 3600 6000 97006K 37 145 270 460 660 820 1100 1370 1720 2200 2750 3600 6000 97008K 133 170 390 560 820 1100 1370 1720 2200 2750 3600 6000 970010-A 16 24 260 530 660 820 1100 1370 1720 2200 2750 3600 6000 970010K 38 285 470 720 1100 1370 1720 2200 2750 3600 6000 970012K 140 360 660 1100 1370 1720 2200 2750 3600 6000 970015K 95 410 960 1370 1720 2200 2750 3600 6000 970020K 70 700 1200 1720 2200 2750 3600 6000 970025K 140 580 1300 2200 2750 3600 6000 970030K 215 700 1800 2750 3600 6000 970040K 170 1200 2750 3600 6000 970050K 195 1600 3600 6000 970065K 330 2300 6000 970052 290 6000 970080K 580 6000 9700
En el segundo método de coordinación de fusible - fusible, se hace la coordinación
utilizando las tablas hechas por los fabricantes. La tabla 1 es un ejemplo que
desarrolló la General Electric Company para fusibles rápidos y lentos
respectivamente.
Tabla 2. Coordinación entre fusibles en cascada.
39
FUENTE: Coordinación entre cadenas de fusibles tipo T. General Electric.Electric Power Distribution Engineering. TURAN GÖNEN. Capitulo 10. Pág. 534. 1978.
Type T ratings of protected fuse links (A in diagram), A
Type T ratings 6T 8T 10T 12T 15T 20T 25T 30T 40T 50T 65T 80T 100T 140T 200T of protecting Fuse links Maximum short - circuit rms amperes to which fuse links will be protected (B in diagram) 1N 250 395 540 710 950 1220 1500 1930 2500 3100 3950 4950 6300 9600 15000 2N 250 395 540 710 950 1200 1500 1930 2500 3100 3950 4950 6300 9600 15000 3N 250 395 540 710 950 1220 1500 1930 2500 3100 3950 4950 6300 9600 15000 6T 33 365 650 950 1220 1500 1930 2500 3100 3950 4950 6300 9600 15000 8T 125 480 850 1220 1500 1930 2500 3100 3950 4950 6300 9600 15000 10-A 19 540 710 950 1220 1500 1930 2500 3100 3950 4950 6300 9600 15000 10T 74 620 1130 1500 1930 2500 3100 3950 4950 6300 9600 15000 12T 135 770 1400 1930 2500 3100 3950 4950 6300 9600 15000 15T 100 880 1750 2500 3100 3950 4950 6300 9600 15000 20T 105 1150 2300 3100 3950 4950 6300 9600 15000 25T 190 1500 3100 3950 4950 6300 9600 15000 30T 115 1900 3950 4950 6300 9600 15000 40T 310 2350 4950 6300 9600 15000 50T 150 3400 6300 9600 15000 65T 270 4300 9600 15000 80T 660 9200 15000 100T 6000 15000 140T 6600
Estas tablas, muestran el máximo valor de corriente de falla para realizar la
coordinación entre varios fusibles y están basadas sobre el 25% de margen
descrito en el primero. En este caso, la determinación de la curva de eliminación
total no es necesaria, ya que el valor máximo de corriente de falla a la cual cada
combinación de fusibles en cascada debe estar sujeta con una coordinación
garantizada, que está dada en las tablas, dependiendo del tipo de cadena de
fusibles seleccionado.
40
1.4.2 Coordinación de Reconectador – Reconectador.
La necesidad de una coordinación entre reconectadores surge debido a alguna de
las siguientes situaciones que pueden existir en un sistema de distribución dado:
1. Teniendo dos reconectadores trifásicos
2. Teniendo dos reconectadores monofásicos
3. Teniendo un reconectador trifásico en la subestación y un reconectador
monofásico en una de las ramas del alimentador dado.
La coordinación requerida entre reconectadores puede ser realizada usando las
siguientes herramientas:
1. Emplear diferentes tipos de reconectadores y algunas combinaciones de
tamaño de bobinas y secuencias de operación.
2. Emplear el mismo tipo de reconectador y secuencia de operación pero
utilizando diferente tamaño de bobina.
3. Emplear el mismo tipo de reconectador y tamaño de bobina, pero utilizando
diferente secuencia de operación.
En general, la industria prefiere utilizar la primera herramienta por encima de las
otras dos. Además pueden presentarse otras circunstancias, es decir, teniendo
reconectadores de dos fases sencillas del mismo tipo, donde la segunda
herramienta puede ser aplicada.
41
Para realizar la coordinación de los reconectadores conectados en cascada, se
superponen las curvas TCC ( colocando primero las curvas del reconectador más
lejano), teniendo en cuenta un intervalo de tiempo de coordinación entre las
curvas. Este intervalo de tiempo incluye el tiempo de operación de apertura o
recierre, tiempo de sobrerecorrido y un factor de seguridad. Es necesario que
para ningún valor de corriente las curvas se crucen. Para realizar la coordinación
entre las curvas de activación retardada de los dos reconectadores, se debe tener
en cuenta un margen de tiempo de 25%.
1.4.3 Coordinación Reconectador – Fusible.
En la figura 3, las curvas representan las características de activación instantánea,
tiempo retardado (time delay), tiempo extra retardado de reconectadores
automáticos convencionales. Aquí las curvas A y B simbolizan la primera y
segunda operación, y la tercera y cuarta operación de los reconectadores
respectivamente.
Para dar una protección contra fallas permanentes, los fusibles de potencia son
instalados en líneas aéreas, taps y laterales. El uso de un elemento de recierre
automático es una protección de respaldo contra fallas temporales que elimina
muchas salidas innecesarias que ocurren cuando se usan fusibles únicamente.
42
Figura 3. Coordinación Reconectador – Fusible.
Características típicas de la activación del Reconectador. Electric Power Engineering. TURAN
GÖNEN Capítulo 10. Pág. 537. 1998
Aquí, el reconectador de respaldo puede ser el de la subestación alimentadora,
usualmente con una secuencia de operación de una rápida y dos retardadas, o un
reconectador en la rama con dos operaciones rápidas y dos retardadas.
El reconectador se ajusta para que se active por una falla temporal antes de que
los fusibles puedan fundirse y se recierre el circuito. No obstante si la falla es
permanente, esta es eliminada por una operación correcta del fusible antes de que
sea activado el reconectador seguido de una o dos operaciones.
La figura 4 muestra una parte de un sistema de distribución donde un
reconectador esta instalado al lado de un fusible. La figura muestra la
superposición de las curvas instantánea y retardada del reconectador y las curvas
43
TCC del fusible C. Si hay una falla temporal aguas abajo del fusible, la operación
instantánea del reconectador protege el fusible de cualquier daño.
Esto puede observarse en la figura 4, por la diferencia de tiempo que hay entre la
curva de operación instantánea del reconectador A y las curvas TCC del fusible
para corrientes menores que las asociadas en el punto de intersección b.
Figura 4. Curvas TCC del fusible sobre las curvas del reconectador.
FUENTE: Características típicas de la activación del Reconectador. Electric Power Engineering.
TURAN GÖNEN Capítulo 10. Pág. 538. 1998
Sin embargo, si la falla aguas abajo del fusible C es permanente, el fusible elimina
la falla mientras el reconectador va a operar en la curva de operación retardada B.
44
La distancia entre los puntos de intersección a y b da el rango de coordinación
para el fusible y el reconectador. Un intervalo de tiempo de coordinación
adecuado entre las curvas de operación retardada e instantánea del reconectador
y la curva de extinción total del fusible, previene que los fusibles se dañen durante
la operación instantánea del reconectador.
La coordinación requerida entre el reconectador y el fusible además de realizarse
mediante la comparación de sus respectivas curvas de Tiempo – Corriente, debe
tener en cuenta factores como precarga, temperatura ambiente, curvas de
tolerancia, calentamiento acumulado y refrigeración de las bobinas de la conexión
de fusibles, durante la operación rápida del reconectador.
La figura 5 ilustra el ciclo de temperatura de los fusibles durante la operación del
reconectador. Como puede observarse en la figura 5, cada una de las dos
primeras operaciones (instantáneas) toman solo dos ciclos y cada una de las
siguientes dos operaciones (retardadas) toman 20 ciclos.
45
Figura 5. Ciclo de temperatura de los fusibles durante la operación del
reconectador.
FUENTE: Características típicas de la activación del Reconectador. Electric Power Engineering.
TURAN GÖNEN Capítulo 10. Pág. 539. 1998
46
Por lo tanto el método de coordinación de reconectador – fusible mostrado en la
figura 4 es aproximado, ya que no toma los efectos de calentamiento y
refrigeración en la cadena de fusibles durante la operación del reconectador. De
esta manera se hace necesario calcular el calentamiento en el fusible durante, por
ejemplo, dos operaciones instantáneas del reconectador si el fusible esta siendo
protegido de fundirse durante estas dos primeras operaciones.
Figura 6. Método de coordinación Reconectador - Fusible.
FUENTE: Características típicas de la activación del Reconectador. Electric Power Engineering.
TURAN GÖNEN Capítulo 10. Pág. 540. 1998
47
Aquí la corriente máxima de coordinación se encuentra en la intersección de las
dos curvas (a y b), la curva de daño del fusible (la cual esta definida como el 75%
de la curva del mínimo tiempo de fusión del fusible) y la curva de máximo tiempo
de eliminación del reconectador en su operación rápida, la cual es igual a 2 x A
“en tiempo” puesto que está en las dos operaciones rápidas.
Igualmente el punto a’ se encuentra de la intersección de la curva de eliminación
total del fusible con la curva B cambiada. La cual es igual a 2 x A +2 x B en
tiempo, puesto que se suman las dos operaciones rápidas en las dos activaciones
retardadas.
La tabla 3 fue desarrollada por fabricantes para coordinar reconectadores con
cadenas de fusibles de una forma simple.
Tabla 3. Rangos de coordinación entre fusible y reconectador.
Electric Power Engineering. TURAN GÖNEN Capítulo 10. Pág. 540. 1998
Reconectador Fuse link Rating of G.E. Type T fuse links, A
Ratings rms A Ratings rms A 2N 3N 6T 8T 10T 12T 15T 20T 25T
Range of coordination, rms A 5 min 14 18 68 Max 55 55 123 10 min 31 45 75 200 Max 110 152 220 300 15 min 30 34 59 84 200 380 Max 105 145 210 280 375 450 25 Min. 50 50 50 68 105 145 300 max 89 130 190 263 360 450 610
48
1.4.4 Coordinación Fusible – Interruptor.
La coordinación del fusible - interruptor es muy similar a la coordinación fusible -
reconectador.
En general, el intervalo de tiempo de recierre de un interruptor es mayor que el de
un reconectador. Cuando un fusible se usa como un elemento de protección de
respaldo, este no necesita tener ajuste o correcciones por calentamiento o
enfriamiento.
La coordinación entre un fusible y un interruptor se realiza de la siguiente manera:
La curva de tiempo mínimo de fusión del fusible debe estar por encima de la curva
de operación del interruptor, con un intervalo de tiempo de coordinación del 35%
que incluye el tiempo de operación tanto del interruptor como de los relés
asociados.
En resumen, cuando el interruptor se activa instantáneamente, este tiene que
eliminar la falla antes de que el fusible se funda. Por otra parte, el fusible tiene
que despejar la falla antes de que el interruptor opere en tiempos retardados.
Por lo tanto es necesario que la curva característica de los relés, en todos los
valores de corriente, esté por encima de la máxima corriente posible en el lugar
donde está el fusible. De esta manera usualmente se deja un margen entre las
curvas características de los relés y los fusibles incluido un factor de seguridad de
0.1 a 0.3 +/- 0.1 segundos sobre el tiempo de activación del relé.
49
1.4.5 Coordinación Reconectador - Interruptor.
Los relés de recierre reactivan la alimentación del interruptor asociado en
intervalos predeterminados (por ejemplo 15-, 30-, o 45-s ciclos) después de que el
interruptor ha estado activado por relés de sobrecorriente.
Si se desea el relé de recierre puede proveer un recierre instantáneo inicial más
tres recierres retardados. Sin embargo, si la falla es permanente el relé de
recierre opera el interruptor en un tiempo predeterminado y entonces va a la
posición de bloqueo. Usualmente, el recierre inicial es tan rápido que los usuarios
pueden no darse cuenta que el servicio ha sido interrumpido.
El factor crucial en la coordinación de la operación de un reconectador y un
interruptor es el tiempo de reinicio de los relés de sobrecorriente durante la
activación de la secuencia de recierre. Si el relé que usa es de tipo
electromecánico, mas que uno de estado sólido, este empieza a viajar en el
camino de la activación durante la operación del recierre. Si el tiempo de
reposición del relé no es ajustado adecuadamente, el relé puede acumular
suficientes señales en dirección de la activación durante operaciones sucesivas de
recierre, de disparo o falsa alarma.
En general, los reconectadores están localizados en el final del alcance del relé.
El rango de cada reconectador debe ser mayor que la carga de corriente que él va
a transportar, tener la suficiente capacidad de interrupción en el lugar donde se va
a localizar y coordinar ambos con el relé y los aparatos en la parte de la carga.
50
1.5 CONCLUSIONES
Los aportes de este capítulo a la consecución de una metodología de coordinación
de protecciones son de gran valor, dado que contiene la información necesaria
acerca de los criterios de coordinación entre los elementos empleados en una red
de distribución estática o tradicional. A través de este, se pretende que el lector
obtenga claridad en cuanto a los elementos de protección, principios de operación
y sobre todo su desempeño en la red, con el fin de crear bases para la
comprensión del problema que motiva la realización de este proyecto.
51
2. AUTOMATIZACIÓN DE REDES
2.1 INTRODUCCIÓN
Con este capítulo, no pretendemos hablar de una forma profunda sobre la
automatización, sino dar una introducción general que sirve para explicar el
impacto de la automatización en la coordinación de protecciones.
A través de él, deseamos que el lector comprenda la importancia que tienen las
redes automatizadas, conozca sus beneficios en cuanto al suministro del servicio y
en conjunto con el capítulo anterior comprenda el cambio que se debe operar en
cuanto a protecciones y los criterios de coordinación para que los objetivos de la
automatización no se vean limitados o disminuidos.
Desde los primeros días del uso de la electricidad, la distribución de energía en
áreas comerciales con densidades de carga muy elevadas, ha sido uno de los
problemas mas graves a que se enfrentan las empresas distribuidoras de energía.
Las grandes concentraciones de carga con sus existencias inherentes de
continuidad de servicio y regulación de voltaje, han tenido gran influencia en el
diseño de los sistemas de distribución para estas zonas. Flexibilidad para manejar
nuevas cargas donde y cuando ocurran es otro punto importante que se debe
considerar y añadir a los anteriores en cuanto a diseño de los sistemas de
distribución para estas zonas.
52
Cuando se necesita alta calidad en el servicio de alguna zona la estructura de la
red automatizada es la que más se emplea. En ciertas condiciones este tipo de
red es particularmente más económico cuando se desea alto grado de
continuidad. Esto es cierto, cuando el sistema de distribución es subterráneo, ya
que el aéreo requiere muchos dispositivos de seccionalización y duplicación de
circuitos de subtransmisión.
En términos generales, se puede definir la automatización de redes de distribución
como la implantación de la tecnología apropiada para mejorar la confiabilidad,
continuidad y la calidad del servicio eléctrico, para hacer una mejor gestión de la
operación de la red de distribución y para la utilización más eficiente de la
capacidad instalada en los equipos.
Las operaciones incluyen una dispersa geografía impuesta, monitoreo complejo
del funcionamiento y sistemas de control, como se muestra en la figura 7.
Como se puede ver, los sistemas de manejo de energía EMS1 ejercen un control
total sobre todo el sistema. El sistema de supervisión, control y adquisición de
datos (SCADA) incluye los sistemas de transmisión y generación. Los sistemas
de control y distribución automática DAC2 supervisan los sistemas de distribución,
incluyendo la carga conectada. Los objetivos de los sistemas de control y
distribución automatizada DCA son los siguientes:
1. Mejorar la calidad del servicio y la eficiencia de todo el sistema en el uso de
capital y energía juntamente.
1 Energy Magnament Systems2 Distribution Automatic control
53
2. Reducir el tiempo de la localización de fallas y el tiempo de restablecimiento del
servicio.
3. Reducir el número de usuarios afectados por daños y suspensiones.
4. Optimizar la operación de la red, con un manejo más eficiente, seguro y
confiable del sistema de distribución a partir de una buena configuración.
5. Optimizar la gestión de la red, empleando eficientemente los equipos e
instalaciones, a partir de una información actualizada y confiable para su
mantenimiento y planeación.
6. Reducir costos de inversión por la utilización más eficiente de los equipos del
sistema y reduciendo también las reservas requeridas en la transmisión y la
generación.
SISTEMA DE MANEJO
ENERGÍA EMS
SISTEMA DE CONTROL, SUPERVISIÓN Y ADQUISICION DE DATOS
SCADA
SISTEMAS DE CONTROL Y DISTRIBUCIÓN AUTOMÁTICA
DAC
SISTEMAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
SISTEMA DE DISTRUIBUCIÓN
CARGA CONECTADA
Figura 7. Monitoreo y control de un sistema eléctrico de potencia
FUENTE: IEEE Journal. Transactions on Power System. Protection Planning in
Transmission Networks. May 1995.
54
Los avances en la tecnología digital están haciendo de la automatización de la
distribución una realidad. Recientemente, mini computadores económicos y
poderosos microprocesadores han proveído a los Ingenieros con nuevas
herramientas, que están haciendo realizables muchos de los conceptos de
automatización de la distribución.
Si en principio el desarrollo de los sistemas está siendo óptimo en cuanto a costos
de construcción, capitalización, confiabilidad y eficiencia en la operación, las
herramientas de control y automatización tendrán que ser las mejores.
El termino de automatización de distribución tiene un amplio significado y
aplicaciones adicionales se le adhieren día a día. Para mucha gente esto puede
significar un sistema de comunicación en un nivel de distribución, que puede
controlar la carga de los usuarios y reducir la generación de carga máxima a
través del manejo de la carga. Para otros la automatización de la distribución
puede significar una subestación de distribución no atendida, en la que puede
considerar que se atiende a través del uso de un microprocesador de campo.
El microprocesador localizado en una subestación de distribución puede
monitorear continuamente el sistema, tomar decisiones de operación, dar
comandos y reportar algún cambio del estado al centro de despacho. Su reserva
en campo es para un uso posterior o para olvidarlo, dependiendo de la necesidad
de utilización.
55
2.2 SISTEMAS AUTOMATIZADOS EN DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA.
La automatización de redes de distribución, es la integración de un sistema de
control, supervisión y adquisición de datos (SCADA) y uno de comunicaciones de
tal forma que se puedan realizar diferentes funciones que incluyan lecturas en
puntos remotos, transmisión y procesamiento de datos en una estación maestra,
toma de decisiones y el comando de elementos que efectúen las funciones de la
automatización.
El termino de automatización cubre dos áreas:
• El control remoto de los equipos del sistema de distribución a través de
telemetría, desde un centro de operación de la red hacia la estación remota en
la red. Este tipo de diseño puede ser aplicado tanto a líneas aéreas como
subterráneas.
• El control lógico automático del sistema de distribución bajo condiciones de
falla con facilidades manuales para el control remoto de la red, desde el centro
de control. Este control puede ser instalado en líneas aéreas y puede operar
de dos formas:
a. Interrupción del tiempo de secuencia, donde la falla no es censada.
b. Sistema de censado, donde la línea es censada en puntos estratégicos
de la red.
Las funciones de la automatización básicamente son:
• Detección y localización de fallas.
56
• Seccionamiento automático para realizar suplencias, aislamiento de fallas y
restauración del servicio.
• Control de la carga, reducción o deslastre de carga en emergencia.
• Telemetría, medidas de corriente, voltaje, potencia activa, potencia reactiva o
medidas de energía kW/h.
• Regulación de voltaje y control de reactivos.
• Supervisión de elementos en los alimentadores.
2.3 EQUIPOS EMPLEADOS EN DISTRIBUCIÓN AUTOMATIZADA.
En distribución automatizada se cuenta con cuatro grupos de componentes
básicos, los cuales pueden variar de acuerdo a la tecnología empleada, al manejo
de la información, a los elementos en la red o al número de usuarios con los que
se cuenten. Estos son:
1. Centro de control o estación maestra.
2. Elementos de detección de estado y de teleoperación.
3. Las Unidades terminales remotas RTU’s.3
4. Sistemas de comunicación.
2.3.1 Centro de Control.
Es el lugar donde se realiza la operación y supervisión de la red de
distribución. A partir del estado de la red el centro de control puede enviar
ordenar a las RTU’s mediante un sistema de comunicación, la secuencia de
3 Remote Terminal Unit
57
operación de determinada maniobra. Así mismo, el centro de control para
poder tomar las decisiones de operación debe recibir continuamente de las
RTU’s la información de indicación y telemedida correspondiente a los
elementos de automatización, tales como interruptores, seccionadores
motorizados, indicadores de falla, etc.
En el centro de control se encuentra la programación necesaria para el control,
(SCADA, los PLCs4, la RTU maestra, la interfase hombre – máquina) que permite
obtener la información detallada del estado de configuración del sistema y la
interfase de comunicaciones que permite recibir la información de los diferentes
componentes de la red.
2.3.2 Elementos de detección de estado, telemedida y teleoperación.
Son los elementos que se instalan en puntos determinados de la red, en donde se
recopilan datos de magnitudes eléctricas o de estado de los componentes de
maniobra y en el sitio donde se quiera controlar remotamente un dispositivo de la
red de distribución.
a. Equipos de corte para aislamiento de falla o suplencia de circuitos. La
capacidad de monitorear y controlar el equipo de interrupción (switchgear) en
remoto es dependiente de un control electrónico en interfase con el equipo de
telemetría local. Un moderno interruptor de recierre puede tener todas las
funciones controladas incluidas apertura y cierre, entrada o salida, protección,
etc. Los seccionalizadores de línea ofrecen un sistema de control básico de
interrupción para las rutinas de interrupción de la carga en condiciones de falla.
4 Power Line Carrier
58
b. Los indicadores de falla que permiten la localización de fallas de la red. La
detección de fallas en cualquier red es preferible, sin embargo, no es esencial
en la automatización. Existen dos métodos efectivos para censar las fallas:
v Indicadores de falla. Se localizan en las líneas a una distancia de los
conductores y del monitor del campo residual en la línea. Cuando este campo
cambia con parámetros definidos debido a fallas de baja corriente y pérdidas
de tensión, una alarma se activa dando una indicación visual y el estado de los
contactos cambia para activar la radio local o los elementos de telemetría
indicados.
v Transformadores de corriente. Se pueden instalar en los puntos de
interrupción de la red ya sea dentro o fuera del equipo de interrupción. Los
secundarios de los CT pueden estar en interfase con las RTU correspondientes
y un indicador de falla puede estar ajustado para una corriente de falla en una
fase y fase tierra que se determina por un vector que suma las tres corrientes
de fase. Los contactos de la RTU pueden entonces activar el equipo de
telemetría o radio local.
Los indicadores de falla para estas redes, pueden ser electromecánicos o de
estado sólido. Ambos operan en el punto de balance de los transformadores de
corriente y dan alarma cuando la corriente de falla a tierra se origina en la red
mas allá de su ubicación.
La sección afectada de la red, puede ser identificada por una inspección visual o
por las alarmas de contactos de la transmisión de radio local.
59
c. Los reguladores y banco de condensadores para la regulación y control de
reactivos. Transformadores de tensión y corriente con sus
respectivos transductores.
v Transformadores de tensión y sensores. Si es necesaria la información de
voltaje, la solución más común es utilizar transformadores de tensión. Los
indicadores capacitivos de tensión están siempre disponibles en cada fase en
los ramales de los interruptores. Varias aplicaciones bastante sofisticadas del
SCADA parecen requieren ninguna información de tensión, excepto la del
cargador de voltaje de la batería.
v Sensores de Corriente. Se pueden instalar en las líneas o ir integrados con en
el interruptor. Cuando van integrados con el interruptor, los transformadores
de corriente pueden tener bajo nivel de aislamiento y por lo tanto ser menos
costosos, debido a que los interruptores ofrecen el aislamiento primario.
Los sensores son conectados a las partes electrónicas de los equipos de
automatización, principalmente a través de cables. La protección de sobre voltaje
y tierra deben ser estudiadas adecuadamente.
d. Telemetría.
v Telemetría regional. Hay muchos sistemas de telemetría regional en operación
a través de las compañías que suministran la energía. El sistema SCADA
forma parte esencial e integral de cualquier proyecto de sistema automatizado
como la red principal de una subestación y los datos lógicos del manejo remoto
de una red rural.
60
La automatización de este contexto es entre el SCADA en la subestación primaria
y el sistema remoto en las líneas aéreas o subterráneas de la red
v Telemetría local. Se desarrolla a través de la tecnología de radio VHF y UHF.
El rango para UHF que es de 500mW ERP ó un sistema de baja potencia son
los más apropiados para redes rurales con un rango de transmisión de 20 Km
dependiendo de la topología. Este sistema es apropiado para áreas rurales,
sin embargo, tiene sus limitaciones en las ciudades donde los edificios y
grandes construcciones afectan el rango. En estas condiciones se
desarrollan servicios de comunicación privada para Baja Tensión vía módem
lo cual facilita el medio de comunicación
Los sistemas de telemetría local en interfase con el SCADA ofrecen comandos de
control e información de un completo rango del equipo de interrupción de
distribución, en locaciones remotas en las redes de alta tensión. El equipo típico
incluye reconectadores indicadores de falla, equipo de interrupción de tierra y de
fase.
• Otras alternativas o tecnologías.
a. Sistemas automatizados por un control lógico. El control de la red, como se
describió previamente, brinda facilidades de interrumpir cargas o manejar la
red desde el centro de control. Sin embargo una completa automatización
puede ser desarrollada por la implementación de un control lógico en la
subestación primaria, entre la telemetría regional y la radio telemetría local.
61
El controlador lógico, ofrece la facilidad de operar la red y manejar sus controles
dentro de parámetros programados. Estos interrumpen el servicio
automáticamente bajo condiciones de falla del sistema y entonces devuelven al
centro de control del sistema los informes del evento. Esto puede funcionar bajo
dos formas:
1. Tiempo de la secuencia de interrupción. Cuando la primera falla ocurre se
activará el interruptor, el controlador lógico recibe esta información y envía la
señal a todos los seccionalizadores que abran. Después del intervalo de tiempo
de la secuencia del recierre el controlador lógico cerrará el interruptor. Los
seccionalizadores se cierran cuando se realiza una prueba en el sistema para
así reenergizar la sección en falla de la red. Esto volverá a activar el interruptor
y el controlador lógico completará el tiempo de la secuencia de interrupción
para aislar la parte de la red en falla. Cuando se aísla completamente, el
controlador lógico cerrará el interruptor y el punto normalmente abierto del
interruptor restaura las secciones en buenas condiciones de la red, luego se
reporta el estado del sistema al centro de control.
2. Sistema para Sensar. La aplicación de los indicadores de falla en cada
seccionalizador fuera de la subestación, con una comunicación en interfase con
el transmisor de radio local, brindará los datos del estado el sistema al
controlador lógico.
Los alimentadores automatizados para líneas de media tensión, son parte
importante de la distribución automatizada. Los alimentadores automatizados
para líneas aéreas de media tensión, incluyen un control remoto del equipo de
interrupción, monitoreo y medida de los fenómenos de la red y comunicación de
las subestaciones secundarias y sistemas de control de la red con un software de
62
alimentadores automatizados (FAS). Los equipos de los alimentadores
automatizados se deben localizar a lo largo de las líneas aéreas antes de las
redes de baja tensión. Los sistemas de control de la red se localizan en un centro
de control separado o en una subestación.
El continuo aumento de los requerimientos libres de contingencias en las redes de
distribución crea la necesidad de incrementar y expandir la automatización de los
alimentadores.
Los usuarios necesitan un servicio de alta calidad, libre de error y una prestación
del servicio sin interrupción. Sin embargo, todos los riesgos nunca pueden ser
totalmente eliminados y los daños que se puedan presentar serán siempre de
diferente tipo. Cuando una falla ocurre en la red de distribución, la empresa debe
ser capaz de manejar la falla rápidamente y minimizar las interrupciones de los
usuarios.
Un objetivo del concepto de alimentadores automatizados, es ofrecer a las
empresas un sistema que ellas puedan usar para reducir tiempos de salida de los
circuitos, tiempos cortos de normalización del servicio, incrementar la calidad de
potencia y reducir costos de cortes por mantenimiento.
Las empresas pueden reducir el tiempo de restauración ó salida de los circuitos
cuando se implementan sistemas de distribución automatizados. Los
alimentadores automatizados son parte importante de esta implementación,
además de los relés de protección en las subestaciones y en el sistema de control
de las redes.
63
En las redes de distribución los interruptores son los principales elementos de
trabajo, ya que son los que llevan a cabo todas las operaciones requeridas para
los cambios en la configuración de la red y el aislamiento de las fallas.
La densidad de interruptores en una red de distribución tiene una gran influencia
en la disponibilidad de la energía a los usuarios. Con una configuración de anillo
y un adecuado número de interruptores, las interrupciones del servicio pueden ser
limitadas al tiempo necesario para la localización de la falla y su operación de
interrupción.
2.3.3 Unidad terminal remota RTU.
La RTU es el dispositivo que permite realizar la supervisión y el telemando de
los elementos que efectúan las funciones de automatización de la red de
distribución, mediante la transmisión o recepción de información en forma
rápida y segura desde el centro de control. La RTU recibe las señales
análogas y digitales de entrada y simultáneamente entrega las
correspondientes señales de salida, que pueden provenir del centro de control
y/o de los elementos que efectúan las funciones de automatización. Según las
funciones realizadas, existen tres clases de RTU’s:
64
v Adquiere y distribuye datos v Adquiere datos y controla automáticamente, es decir, trabaja como un
controlador programable
v Adquiere y controla datos en conjunto o independientemente con otras RTU’s o
con el centro de control.
Una RTU está equipada con diferentes módulos que realizan las funciones y se
comunican por medio de un bus de datos.
2.4 COMUNICACIONES
Los sistemas de comunicaciones son parte fundamental en un proceso de
automatización, ya que de ellos depende directamente que los objetivos
propuestos sean alcanzados con éxito.
Dado que para la automatización de redes de distribución generalmente se
requiere de una comunicación bidireccional, dependiendo del tipo de transacción
de información a efectuarse, tanto el emisor como el receptor corresponderán a
elementos del sistema como seccionalizadores, interruptores, reconectadores y el
centro de control. Los elementos del sistema envían señales de estado o de
medida y algunos de estos reciben señales de mando.
Como resultado de la información recogida a través del SCADA, se encuentran
datos de medidas análogas de cantidades eléctricas como Watt, Vars y Voltios, los
cuales son tomados periódicamente a una locación remota, que la transmite a un
centro de control y la procesa un computador con salidas que muestran alarmas,
etc. Sin embargo, como la cantidad de información reportada ha aumentado, hace
65
que el número de canales de comunicación y los recursos del centro de control
requeridos aumenten. Por lo tanto, como los equipos son controlados o
monitoreados mas abajo de los alimentadores que emplean para obtener mas
información, puede tener un control mayor y mucha flexibilidad. Sin embargo, los
costos se incrementan al igual que los beneficios. Por ejemplo:
v El número de elementos para monitorear o controlar se incrementa
drásticamente.
v Los sistemas de comunicación deben cubrir largas distancias, conectar
muchos puntos y transmitir grandes cantidades de información.
v Los requerimientos computacionales se incrementan para manejar grandes
cantidades de datos o examinar el incremento de posibles interrupciones.
v El tiempo y equipo necesario para identificar y comunicarse con cada elemento
de control individual incrementa al igual que el sistema que llega a ser mejor.
Ahora, los microprocesadores usan algoritmos de control los cuales permiten el
control en tiempo real de la configuración de los sistemas de distribución.
Por ejemplo, se está convirtiendo en una realidad que las cargas normales de las
subestaciones transformadoras y los alimentadores seccionalizados que le rodean
(a través de una conexión de reconectador abierto), pueden ser incrementados a
través de switches que interrumpen el servicio controlados por software. El
SCADA remoto muchas veces se instala en varios puntos en la subestación de
distribución. Esto ofrece muchas ventajas como la supervisión continua, gran
velocidad de operación y una mayor seguridad.
66
En resumen, la elección de un sistema específico de comunicación o combinación
de sistemas depende del control especifico o de las funciones de monitoreo
requeridas, cantidad y velocidad de transmisión de datos requerida, sistema de
configuración existente, densidad de puntos de control, si se requiere
comunicación de una o dos vías y el costo de los equipos.
Esto es posible usando sistemas híbridos, es decir, dos o más sistemas de
comunicaciones diferentes, entre el usuario y la empresa de energía. Por ejemplo,
un portador de radio (radio carrier) puede ser usado entre la estación de control y
el transformador de distribución, un DLC (distribution line carrier) entre el
transformador y el contador del usuario. Además, la unión de comandos puede
ser un sistema de comunicación, es decir, la emisión de radio y la conexión de
retorno (datos) puede ser otro sistema como el de VHF.
Un ejemplo se muestra en la figura 8, la conexión de control de estos sistemas
usa la emisión de radio comercial. Utilizan señales digitales en Frecuencia
Modulada FM, que se suman a la emisión de información en Amplitud Modulada
AM. Los receptores tradicionales de AM no pueden detectar las señales de las
empresas y viceversa. La conexión de retorno de datos usa receptores VHF que
están sincronizados con la estación emisora, que cubre un mayor rango de
cubrimiento y mayor cantidad de datos.
67
Centro de
operaciones de
la empresa
Distribución automatizada
Requiere comunicación de
dos vías
Figura 8. Ejemplo de conexión de control usado por la radio comercial.
FUENTE: Electric Power Distribution Engineering. TURAN GONEN . Capítulo12. AutomatizedNetworks. 1978
AM-PMEmisiónTransmisió
Manejo de carga( Comunicación de una vía )Aire acondicionado,calentadores, etc.
Receptor
VHF
68
2.4.1 Medios de comunicación.
Son los usados para realizar la transmisión de información de un punto a otro.
Para la automatización de redes de distribución se cuenta con muchas alternativas
(satélite, fibra óptica, telefonía celular, radio, par telefónico y técnicas propias de
las redes de distribución). La selección de los medios de comunicación depende
tanto de aspectos técnicos como de económicos.
Para seleccionar una tecnología adecuada se deben ver factores comparativos
como confiabilidad, cubrimiento, susceptibilidad a interferencias, velocidad de
transmisión, facilidad de instalación y mantenimiento. Las alternativas más
empleadas son:
a. P L C power line carrier.
b. Radio transportador
c. Teléfono (líneas)
d. Microondas
e. Cables privados, incluida la fibra óptica.
De estas dos últimas alternativas se hablará en el tercer capítulo.
a. El sistema PLC usa las líneas de distribución eléctrica para transmitir las
señales de comunicación. Las ventajas de los sistemas de PLC incluyen un
cubrimiento total del sistema eléctrico y un completo control de la empresa,
limitada por el ancho de banda.
Como desventajas incluyen el hecho que bajo muchas fallas o daños en el sistema
de distribución, el sistema de comunicación puede fallar también, y que el equipo
adicional debe ser sumado al sistema de distribución.
69
b. En los sistemas de radio, las señales de comunicación son transmitidas punto a
punto por ondas de radio. Muchos sistemas podrían ser operados por su propia
empresa eléctrica. Este tiene un sistema de comunicación el cual esta separado e
independiente del nivel del sistema de distribución, que también puede ser
operado en un rango amplio de información. Sin embargo, la desventaja más
importante del sistema de comunicación por radio es que las señales pueden ser
bloqueadas tanto intencional como accidentalmente.
c. Los sistemas telefónicos emplean las líneas existentes de teléfono para
comunicar o enviar las señales que por demás son muy económicas, aunque
ahora existen líneas telefónicas más costosas hechas con otros fines actuales.
Una desventaja incluye el hecho de que la empresa no tiene el control completo
de los sistemas telefónicos y que no todos los lugares tienen servicio telefónico o
están cerca de ellos.
2.5 TIPOS DE CONTROL EN AUTOMATIZACIÓN DE DISTRIBUCIÓN
Por medio de instrumentos de control automáticos o manuales, se ofrece la
posibilidad de supervisar, proteger y modificar el estado de los elementos del
sistema de distribución. Hay dos tipos de control:
2.5.1 Manual centralizado.
El control manual lo realizan los operadores, por medio de un tablero de control o
directamente en el sitio donde se encuentran los equipos, el registro de eventos es
realizado en planillas.
70
2.5.2 Automático.
El control automático o telecontrol surge con la inclusión de las RTU’s bajo el
comando de un computador central en el centro de control.
Las funciones de la distribución automatizada se pueden clasificar como: el
manejo de las funciones de carga, manejo de las funciones de operación en
tiempo real y funciones de lectura remota.
v Discretionary Load Switching. También se conoce como manejo de la carga
de los usuarios, incluyendo el control directo de las cargas en sitios de usuarios
individuales, desde el centro de control remoto. El control se puede ejercer con
el propósito de reducir la carga máxima en todo el sistema, reducir la carga en
una subestación particular o en un alimentador que esta siendo sobrecargado.
Las cargas de los usuarios, que están destinadas para el control son:
calentamiento de agua, aire acondicionado, etc.
v Carga Máxima Pricing. Permite la implementación de programas de carga
máxima.
v Carga almacenada. Permite la disminución rápida de carga en bloques largos
en ciertas condiciones, de acuerdo a un punto de partida establecido y la
recuperación de la misma cuando el sistema lo demande.
v Reconfiguración de la carga. Esta función incluye el control remoto de
switches e interrupciones dentro de la rutina diaria ó reconfiguración temporal
de alimentadores o segmentos de alimentadores, con el fin de tomar ventaja de
la diversidad de carga entre los circuitos. Lo que contribuye a la eficiencia en
71
el servicio en cargas largas sin necesidad de reforzar el alimentador o construir
nuevos
Esto proporciona rutinas de mantenimiento en alimentadores sin ninguna
interrupción en la carga de los usuarios.
v Regulación de voltaje. Es el control remoto de reguladores de tensión dentro
de la red de distribución, junto con la interrupción capacitiva de la red, para
llevar fácilmente el control del voltaje coordinado en el ancho del sistema a
partir de una central.
v Manejo de la carga del transformador (TLM). Esta función tiene que ver con el
monitoreo y suministro continuo de la información de carga del transformador y
la temperatura indicada, para prevenir sobrecargas, quemas, operaciones
anormales por refuerzos con tiempo, reemplazos o reconfiguraciones.
v Manejo de la carga del alimentador. Esta es similar a la anterior (TLM), pero
aquí las cargas son monitoreadas y medidas en alimentadores o bloques de
alimentación (conocidos como secciones de línea). Esta función permite que
las cargas sobre los demás alimentadores sean equilibradas.
v Control capacitivo. Seleccionar y controlar remotamente las interrupciones de
los condensadores de distribución.
v Esparcimiento, almacenaje y generación. El equipo de almacenaje y
generación se localiza en lugares específicos a través de los sistemas de
distribución y ellos pueden usarse para pasar rozando el pico. Esta función
hace posible el control remoto coordinado de estos sitios.
72
v Detección, aislamiento y localización de fallas. Sensores localizados a lo largo
de las redes de distribución que se emplean para detectar y reportar
condiciones anormales. Con esta información, se pueden detectar las fallas
automáticamente, aislar la sección afectada, e iniciar la seccionalización o
reconfiguración del circuito adecuada. Esta función permite enviar una
cuadrilla rápida al lugar de la falla y disminuir el tiempo de interrupción para los
usuarios.
v Estudios de carga. Con esta función se reúnen y registran los datos de carga
de las líneas en funcionamiento para hacer los análisis necesarios. La
información se almacena en un punto de la subestación ó se transmite al
centro de control. Esta información permite hacer los diseños y la planeación
de los sistemas de potencia.
v Monitoreo de condición y estado. La información obtenida en tiempo real y
los informes de estado se determinan minuto a minuto en un sistema de
potencia.
v Medición automática de lectura del usuario. A través de esta función se toma
la lectura del usuario remotamente en su composición total y se determina la
demanda máxima, el tiempo en donde hay el mayor consumo, etc.
v Servicio de conexión y desconexión remota. Permite el control remoto de
interruptor. Se puede conectar y desconectar la carga individual de cada
usuario desde el centro de control.
73
2.6 RECONFIGURACIÓN DE REDES
Las redes de distribución de energía eléctrica son, en su mayoría, configuradas
radialmente para una efectiva coordinación de protecciones. Bajo condiciones
normales de operación, los alimentadores de distribución deben ser
frecuentemente reconfigurados para abrir y cerrar interruptores, reducir las
pérdidas en las líneas e incrementar la confiabilidad de las mismas mientras se
encuentran todos los requerimientos de las cargas y el mantenimiento de una red
radial. Estos requerimientos resultan en un complicado problema de optimización
no lineal. La solución óptima de muchos de los problemas pueden obtenerse
únicamente por examen de todas las operaciones posibles de los interruptores, lo
cual llevaría mucho tiempo ya que el número de opciones usualmente es grande.
Por lo tanto los métodos para lograr una optimización en la reconfiguración de las
redes son realizados a través de aproximaciones.
La tecnología avanzada de la fibra óptica y la velocidad electrónica se emplean en
las redes para lograr nuevas arquitecturas, en las cuales, las conexiones de la red
son capaces de responder a cambios de carga y brindar facilidades físicas. Estos
nuevos resultados conllevan a conseguir una red potencialmente robusta.
La fibra se está convirtiendo en el medio de transmisión a elegir por su gran
capacidad de transporte de comunicaciones y manejo de los cambios significantes
en la topología de la red. La fibra no es usada simplemente para reemplazar los
conductores existentes sino que sus características técnicas sugieren mayor
capacidad en la red con varios interruptores.
74
Los sistemas de conexión digitales de alta velocidad hacen posible asignar
rápidamente cualidades de la red bajo un control por software.
La capacidad para definir y reconfigurar una red a través de un software abre
nuevas oportunidades en su operación. Con unos buenos algoritmos de
reconfiguración, la red puede asumir crecimiento y otros cambios en el aumento
de cargas, por ejemplo cambio de transitorios en las cargas, variaciones
temporales, etc., Además, la red puede hacerse mas fuerte frente a las fallas por
la reconfiguración que permite minimizar su efecto.
2.6.1 Manejo de una red reconfigurable.
Las nuevas técnicas del manejo de las cargas, son necesarias para darse cuenta
completamente del potencial de las redes reconfigurables. Se puede ver el
problema del manejo de estas redes en tres niveles. El nivel inferior es el del
diseño físico de la red, el cual tiene que tomar en cuenta un buen criterio de
manejo, como una buena topología que brinde diversidad de rutas y redundancia
para que siempre se mantenga en buen funcionamiento. El segundo nivel
consiste en el diseño y la distribución de la red basado en su disponibilidad física.
Finalmente el tercer nivel es en el manejo de la red y algoritmos de rutas
dinámicas que puedan usarse en la red definida en el segundo nivel.
La configuración óptima, resulta de considerar los tres niveles juntos para
desarrollar algoritmos de reconfiguración en el nivel medio y su buen manejo en el
nivel superior y el resto de las propiedades físicas que se requieren en el primer
nivel para encontrar los requerimientos de confiabilidad.
75
Hay varias escalas de tiempo para la reconfiguración de la red en dirección a la
demanda de las fluctuaciones. Un monitor de acceso “ off line “ de la red en un
periodo de tiempo, por ejemplo de un día, determina la mejor configuración
basada en sus registros previos, los tráficos de carga esperados y las facilidades
disponibles. La red es reconfigurada cuando conviene, por ejemplo tarde en la
noche cuando el tráfico de carga es bajo, con suficiente tiempo para encontrar la
configuración óptima. Un “on line” continuamente observa el estado de la red,
tomando decisiones, óptimos reasignamientos en cuanto a la capacidad entre
pares de interruptores, como las condiciones de cambio de la red.
Estos proyectos pueden depender de las estadísticas de la red, más que de las
medidas explícitas del tráfico de la carga. Mejor que la solución óptima son los
algoritmos que pueden ser mas apropiados para la configuración en tiempo real.
La reconfiguración de la red puede ser realizada en dos escalas de tiempo con un
acceso on line. Cuando una falla ocurre en un nodo una conexión, la red es
reconfigurada para llevar la parte afectada a otro lugar que ofrezca facilidades
físicas.
A continuación se presenta un ejemplo de la configuración de una red. Para
minimizar las horas de interrupción de un usuario, se debe observar ante todo, su
posición dentro de la topología en la red. En la figura 9, se muestra a manera de
ejemplo una red primaria alimentada por cuatro circuitos de diferentes
subestaciones, los puntos representan nodos donde hay conectado un
transformador de distribución. La topología de la red es dada por el estado de los
seccionalizadores mostrados.
76
Figura 9. Configuración de redes.
FUENTE: Control de calidad de potencia en reconfiguración de redes. Mundo Eléctrico. Julio 2000
77
Analícese la falla mostrada como F1. Si el circuito C3 tenía coordinada sus
protecciones los usuarios alimentados por los nodos aguas abajo del
seccionalizados S11 serán interrumpidos. En caso de no tener una efectiva
coordinación de protecciones, todos los usuarios del circuito serán interrumpidos.
En todo caso al atender la falla, finalmente quedan sin servicio todos los usuarios
aguas abajo del seccionalizador S11. Si la falla es permanente, ¿ cómo
restablecer el servicio rápidamente y al mayor número de usuarios posible? Esto
se puede hacer analizando el estado de los seccionalizadores y haciendo unas
transferencias de carga entre circuitos.
La falla se puede aislar abriendo los seccionalizadores S6 y S11 dejando los
usuarios del bloque comprendido entre S11, S10, S6 y S12 sin servicio. Los
usuarios del bloque entre S6, S7, S1, S2 y S4 quedan sin servicio aunque no
están en el bloque que la falla involucra, por lo tanto se les puede restablecer el
servicio mediante suplencias que den otros circuitos.
Como se puede observar en la figura, existen muchas alternativas para efectuar
las suplencias. Una posibilidad sería abrir el seccionalizador S3 y cerrar S2 y S4.
Con ello todos los usuarios del bloque no involucrado directamente en la falla
recuperan el servicio, ya que pasan a ser alimentados por el circuito C1. Otra
posibilidad sería abrir los seccionalizadores S5 y S3 y cerrar S7, S2 y S4. En este
caso parte de la suplencia la hace el circuito C4 y parte de C1, pero por dos vías
distintas. De lo anterior podemos concluir que una reconfiguración de redes
puede ser hecha con el fin de restituir el servicio en caso de presentarse una falla.
Ahora, si se efectúan algunas transferencias de carga entre los circuitos es posible
disminuir para la mayor parte de los usuarios, las probabilidades de salida.
78
Por ejemplo, al transferir del circuito C3 los usuarios aguas abajo del
seccionalizador S6 a los circuitos C4 y C1 en forma apropiada, la probabilidad de
interrupción de los usuarios transferidos disminuye, puesto que formarán parte de
los circuitos menos largos y menos cargados. Igualmente el resto de los usuarios
del circuito C3 verá disminuida su probabilidad de falla puesto que con las
transferencias mencionadas mejora sustancialmente su comportamiento operativo.
2.7 PROBLEMAS DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ACTUAL
FRENTE A LA AUTOMATIZACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN.
Las siguientes son algunas características de los sistemas tradicionales de
distribución:
• En un sistema típico no se excede de 400 A.
• Emplea interruptores entre 1200 A a 2000 A por las tres fases, las fallas al final
del circuito son aproximadamente de 1000 A, las cuales se eliminan a través de
la activación de un relé.
• No son necesarios los recierres.
• No hay penalización por falta de confiabilidad.
La protección se realiza así: La filosofía más común de protección, es usando un
interruptor activado por un relé selectivo y un fusible en el ramal que están
coordinados en un solo sentido. Este fusible solo opera para fallas permanentes
en el ramal y el interruptor solo opera cuando el fusible se funde (figura 10).
Debido a que el fusible es muy rápido en, relativamente, altos niveles de corrientes
de corto circuito, es algunas veces imposible para el interruptor superar al fusible y
en consecuencia ambos elementos operan.
79
Por ejemplo los límites de coordinación para varios tipos de fusibles asumen 6
ciclos de respuesta del relé y del interruptor, como se muestra en la figura.
Figura 10. Coordinación durante fallas temporales.
FUENTE: The application of Reconectadoress on Future Distribution Systems. ABB Feeder
automation notes. January 1999
Para las fallas permanentes, el fusible debe operar antes que el disco del relé
(electromecánico) gire o se devuelva. El error más común en este de tipo de
coordinación es que se olvida considerar la reposición del relé.
80
El emplear un relé selectivo para el circuito alimentador es difícil, porque la
coordinación se limita a un estrecho rango de corrientes de falla. La tabla 4
muestra una ilustración y simplifica del porque de esto.
Tabla 4. Máxima corriente de coordinación posible.
FUENTE: The application of Reconectadoress on Future Distribution Systems. ABB Feeder
automation notes. January 1999
Como se puede ver en la figura 11, para muy bajos niveles de corriente el fusible
puede no operar, el cual se supone actúa en las fallas permanentes. Por otra parte
el fusible es también rápido para altas corrientes y siempre operará. Este puede
ser el problema para condiciones de falla temporales.
81
Figura 11. Coordinación durante fallas permanentes.
FUENTE: The application of Reconectadoress on Future Distribution Systems. ABB Feeder
automation notes. January 1999
En un circuito de distribución, es posible que las tres condiciones existan, es decir,
el fusible siempre operará, nunca operará o operará adecuadamente, esta
situación se muestra en la figura 12. En muchos circuitos la coordinación que
causa mayor problema es en el área de cierre de la subestación donde la corriente
de falla es alta. Algunas empresas han preferido eliminar la activación instantánea
del interruptor, es decir, perder el fusible. Este procedimiento reduce el número de
recierres momentáneos en el alimentador, pero incrementa el número de fallas
temporales fuera del alimentador, convirtiéndolas en falla permanentes. La otra
condición se muestra en la figura 12 donde el fusible nunca opera, que raramente
ocurre en el mundo real.
82
Figura 12. Coordinación entre interruptor y fusible.
FUENTE: The application of Reconectadoress on Future Distribution Systems. ABB Feeder
automation notes. January 1999
El problema de la protección, es que la corriente de falla cerca a la subestación es
muy alta para permitir la coordinación con el fusible y los que se coordinan lejos
del alimentador toma un largo tiempo para despejar la falla. Esto causa mayor
duración de la salida de las otras partes del sistema.
El mayor problema que se encuentra en las protecciones para las redes
automatizadas, es conseguir que los elementos de protección brinden
confiabilidad en cualquier momento y en cualquier configuración de la red, que
pueda asumir los cambios de esta y en el momento que se requiera de su
operación lo haga correctamente. Esto implica una adecuación e implementación
de otros elementos para que estén en capacidad de responder a las exigencias
del sistema y a las demandas de los usuarios.
83
La coordinación de las protecciones, se hace mucho más exigente ya que es
necesario tomar en cuenta todas y cada una de las posibilidades de topología de
la red. La protección debe actuar correctamente en cada caso, esto obliga a
encontrar una nueva metodología para hacer la coordinación, en la cual se
incluyan las perspectivas de crecimiento de la red y los casos extremos de los
cambios que se puedan presentar.
Lo cual sugiere un cambio en los equipos, en este caso los relés, que deben tener
varias posiciones de ajuste según las impedancias para las variaciones
topológicas de la red, esto con el fin de brindar mayor rapidez.
El principal problema que surge para las protecciones en redes automatizadas es
el que nos ocupa hoy, encontrar la forma adecuada de elaborar la coordinación
para que pese a los cambios la red siempre se encuentre protegida, teniendo en
cuenta que el tiempo de duración de estos cambios es corto y se requiere una
respuesta rápida por parte de los relés protectores.
84
2.8 CONCLUSIONES
El equipo de automatización para una red de distribución va a depender del
numero de usuarios, la configuración de la red, la accesibilidad a la red y
disponibilidad del personal de operación.
El sistema de control y automatización puede ser un beneficio para la rutina de
interrupción de la red, cuando las cargas del sistema pueden ser movidas
rápidamente y sin dificultad para el personal de campo. Sin embargo, es en
condiciones de falla y especialmente en tiempos de clima adverso cuando el
sistema puede sufrir numerosas fallas y las demandas pueden ser llevadas al
límite.
En estas condiciones la automatización puede ayudar a restaurar el servicio de los
usuarios desde el centro de control, a los que tengan mas prioridad, y reconfigurar
la red de tal forma que el tramo en falla pueda ser lleva
do a otro lugar que ofrezca facilidades físicas. Con lo cual las zonas rurales
continúan siendo las menos aventajadas.
84
3. EQUIPOS INTELIGENTES DE PROTECCIÓN
3.1 INTRODUCCIÓN
Se entiende por equipo inteligente aquel que responde sin una intervención
humana ya sea manual o remota. Estos equipos son programados previamente
para que su actuación sea la mejor. En el campo de la automatización todos los
equipos a emplear son equipos inteligentes, entre ellos encontramos los relés
numéricos o digitales, los reconectadores, los seccionalizadores que operan con
sobrecorriente o los seccionadores con lógica Voltaje – Tiempo. Todos estos
empleados para cumplir con el objetivo de las redes de distribución
automatizadas, que es brindar calidad en el servicio y confiabilidad, minimizando
el tiempo de salida de los usuarios ocasionados por fallas en las redes.
3.2 TIPOS DE EQUIPOS
3.2.1 Interruptores operados remotamente.
La función principal del interruptor automático es aislar la falla, cortando la
corriente en el punto de su paso por cero muy próximo a él. Existe un
movimiento de separación de los contactos principales para cortar la corriente
de falla y se establece una carrera entre el restablecimiento de la capacidad
dieléctrica del medio extintor del arco y nivel de la tensión de recebado, que es
el que mantiene el arco entre los contactos del interruptor. Si en esta carrera
resulta vencedora la tensión de recebado, el arco se vuelve a establecer y el
85
interruptor deberá esperar al siguiente paso de la corriente por cero en cuyo
instante, la separación entre los contactos será mayor.
En su sistema eléctrico podemos encontrar interruptores automáticos de distintos
tipos: Interruptores de pequeño y gran volumen de aceite, de hexafloruro de
azufre, de aire comprimido, de soplado magnético, etc.
Los mecanismos de apertura generalmente utilizan una bobina de impulso de
corriente que hace actuar los resortes u otros dispositivos de apertura. En los
interruptores modernos la apertura se hace a través de la energía almacenada en
un resorte que se carga al efectuar el ciclo de recierre el interruptor. Cuando la
bobina de disparo recibe un impulso de corriente (corriente auxiliar en la batería),
libera el gatillo de enclavamiento del resorte, provocando la acción del mismo.
Este dispositivo de resorte hace que la apertura sea muy rápida, siendo esta una
cualidad muy importante de los interruptores modernos
En la elección de un interruptor automático es ineludible definir su capacidad de
ruptura, que deberá estar de acuerdo con las corrientes máximas de corto circuito
que pueden existir en el punto de la instalación. Esta capacidad de ruptura estará
en concordancia con la intensidad máxima de corto circuito asimétrico en régimen
permanente en el nivel de tensión donde irá instalado.
86
3.2.2 Seccionalizadores Automáticos de Línea.
Son elementos de maniobra que se emplean únicamente con respaldo de
interruptores o reconectadores.
Contrario a los fusibles de expulsión, un seccionalizador proporciona una
coordinación con los elementos de respaldo asociados con corrientes de falla muy
altas y en consecuencia proporciona un punto de seccionalización adicional en el
circuito.
En sistemas de distribución aéreos estos son instalados en polos o puntos de
intersecciones. La aplicación de los seccionalizadores supone los siguientes
requerimientos:
• Ellos tienen que ser usados en serie con los otros elementos de protección pero
no entre dos reconectadores.
• Los elementos de protección de respaldo deben ser capaces de censar la
mínima corriente de falla en la frontera de la zona de protección del
seccionalizador.
• La mínima corriente de falla tiene que ser mayor que la mínima corriente que
pasa por el seccionalizador.
• En ninguna circunstancia pueden excederse los valores así sea por muy cortos
tiempos.
87
• Si hay dos elementos de protección de respaldo conectados en serie con cada
uno y localizado cerca de un seccionalizador, la primera y la segunda
protección de respaldo deben ser ajustadas para tres o cuatro activaciones
respectivamente. El seccionalizador debe estar ajustado para abrir en el
segundo tiempo del circuito abierto para una falla mas allá del seccionalizador.
El rango de corriente continua a circular por los seccionalizadores de línea es de
10 a 600 A. Las ventajas de usar un seccionalizador automático de línea son:
v Cuando se emplean para reemplazar un reconectador, estos tienen un costo
inicial más bajo y más bajo mantenimiento.
v Cuando se emplean para reemplazar los fusibles de potencia, estos no
muestran dificultad en la coordinación con los fusibles.
v Ellos pueden ser empleados para interrumpir cargas dentro de sus rangos.
Por otro lado las desventajas de usar seccionalizadores automáticos de línea son:
v Cuando se emplean para reemplazar los fusibles de potencia, estos pueden
tener un costo inicial mayor y más mantenimiento.
88
3.2.3 Seccionalizadores con lógica Voltaje - Tiempo.
Un seccionalizador de recierre es similar a un seccionalizador convencional y
un reconectador. El control del seccionalizador abre solo cuando hay ausencia
de tensión, es decir, cuando el reconectador está abierto pero
automáticamente después de un tiempo programado se cerrará. El control de
tiempo de voltaje básico solo necesita censar el voltaje.
Esta entrada de voltaje también servirá para energizar el switch y la electrónica de
control. La lógica de control del seccionalizador con recierre es operado en
conjunto con un reconectador aguas arriba, pero no requiere umbral de corriente y
coordinación de corriente de entrada. El número de seccionalizadores de recierre
en serie no tiene límites prácticos y no tiene coordinación de sobrecorriente.
♦ Lógica básica de Voltaje – Tiempo ( V – T ). Cuando se cierra un
seccionalizador de recierre empieza a contar un lockout timer. Si una falla
permanente es re-expuesta al sistema en ese momento, el voltaje será perdido
inmediatamente cuando el reconectador aguas arriba sea abierto. El voltaje
será perdido en el seccionalizador de recierre mientras el lockout timer está
corriendo. La lógica de control abrirá y dejará fuera.
Esta lógica es la misma que un operario ha usado cuando cierra manualmente un
switch y luego espera a ver si el breaker de la estación se abre para ver si hay una
falla en esa sección de la línea.
Si el Lockout timer completa su intervalo de tiempo sin una pérdida de tensión los
controles se resetearán completamente.
89
♦ Características deseadas de un seccionalizador con recierre.
- Permitir la operación instantánea del reconectador río arriba sin abrir ningún
seccionalizador de recierre, para permitir que la mayoría de fallas temporales
sean aclaradas sin tiempo significativo de pérdida de tensión en el sistema.
- No se requiere coordinación de sobrecorriente.
- La instalación en sistemas radiales o de lazo para proporcionar
seccionalización automática en cualquier dirección.
- No se requiere de sensibilización de corriente de entrada y carga fría.
3.2.4 Reconectadores automáticos.
Los reconectadores en redes automatizadas deben cumplir con las siguientes
características:
• Rapidez de interrupción. Un reconectador en una red de distribución
automatizada debe permitir una interrupción de falla rápida debido al
incremento en la sensibilidad en los ajustes. Los reconectadores son
más rápidos que los interruptores en la eliminación de fallas (el
interruptor con relé cerca de 6 ciclos y un reconectador cerca de 3
ciclos).
• Evaluación de Falla. Debido a la capacidad de los reconectador de
contar, permiten una evaluación efectiva de la coordinación. La
localización de falla, aunque es más difícil en niveles de distribución
90
puede ser mas útil para líneas largas especialmente. Finalmente las
secuencias de activación pueden ser ajustadas automáticamente.
• Operación de fase independiente. Como el 75% de las fallas son
temporales y de fase a tierra, la capacidad de operar las fases
independientemente permiten dos avances significativos en el área del
restablecimiento de la confiabilidad.
• Monitoreo. Él debe ofrecer medidas exactas y calcular los índices de
confiabilidad y niveles de carga.
• Direccionalidad. Capacidad de actualizar o poner al día sus ajustes, con
base en los cambios ocurridos en la red de distribución.
• Comunicación. Todo elemento inteligente, especialmente los
reconectadores, debe tener la capacidad de comunicarse empleando
varios protocolos.
91
3.2.5 Relés de protección numéricos.
La última generación en relés de protección se caracteriza por ser compactos,
multifuncionales, digitales, basados en un microprocesador con la opción de
ejercer funciones de control gracias a las ecuaciones lógicas programables.
La designación multifuncionales, se debe a que un solo relé puede realizar varias
funciones de protección al mismo tiempo, por ejemplo, un relé de distribución
puede tener sobrecorriente de las fases A, B y C; sobrecorriente de tierra,
sobrecorriente de secuencia negativa, recierre, bajo voltaje, localización de falla,
supervisión del circuito de disparo, falla en el interruptor.
Un relé digital es aquel que interpreta los valores de entrada de voltaje y corriente,
como ceros y unos. Su filosofía de funcionamiento está basada en un
microprocesador (hardware), entonces, debe involucrar un programa o software
que procese la información de entrada, por esta razón se les denomina también
relés numéricos.
Este tipo de relés tiene como aplicación principal la protección de los sistemas de
potencia en las redes de distribución, líneas de transmisión, transformadores, etc.
Capturan con mucha precisión las señales de corriente y voltaje en el momento de
una falla con el fin de analizarlas y determinar con exactitud la razón de esta falla.
También, tienen la posibilidad de comunicación para entregar la información al
centro de control y tomar la decisión mas adecuada con respecto al suceso
ocurrido.
92
Realmente la tendencia de estos relés es integrar en un solo dispositivo las
funciones de protección, control, medida y comunicación, con el objetivo de
minimizar espacio, alambrado, costos y aumentar velocidades de operación. De
esta manera, se obtienen las suficientes herramientas para lograr la
automatización de los sistemas de potencia de la forma más económica.
Como se trata de un relé digital, sobra decir que posee transductores análogos –
digitales, debido a que la red nos entrega señales de corriente y voltaje análogas,
para convertirlos en las variables de entrada que maneja el software interno y así
empezar a ejecutar su labor de control. Tan pronto observa que se cumplen
ciertas condiciones para que exista disparo o alarma, envía una respuesta
igualmente digital al transductor digital – análogo para abrir o cerrar un contacto.
Como es natural, el relé posee cierta cantidad de parámetros para que pueda
cumplir las funciones de control y que por seguridad son guardados en una
memoria no volátil.
Todos los parámetros son accesibles a través del puerto de comunicación del relé.
También ejecuta labores de medición tanto de voltaje como de corriente, potencia
activa y reactiva el sistema a proteger. La configuración de los parámetros se
puede realizar en forma rápida y muy simple desde un PC.
Son relés para transmisión y distribución con capacidad de grabar o almacenar el
perfil de opciones de las cargas, comunicaciones y monitorear la calidad de
potencia. Es una protección completa y flexible. Cuenta con las siguientes
características:
93
• Fase múltiple, secuencia negativa, neutro, elementos de sobrecorriente
residual con tiempo instantáneo y/o definitivo, con curvas independientes,
cuadrante de tiempo, se vuelve a ajustar ( reset settings ).
• Fases numerosas y elementos de secuencia de bajo y sobrevoltaje.
• Varios espacios de frecuencia para multinível, baja y sobre frecuencia, con
activación y control con un elemento de polarización direccional. Elemento de
fase direccional con voltaje polarizado para secuencia positiva con memoria
para la estabilidad direccional durante fallas de fase.
• Tiene un interruptor programable de cuatro disparos con autorecierre con
chequeo lógico de voltaje y sincronismo para encontrar la variedad en las
prácticas de recierre.
• Una secuencia de coordinación lógica para ser utilizada en los reconectadores
aguas abajo.
• Monitoreo de mediciones. El perfil de carga periódica que almacena 15
cantidades diariamente, semanalmente y mensualmente
• Un monitoreo opcional de calidad de potencia, con datos de caídas de tensión,
interrupciones y aumentos de carga.
• Control y protección de sistemas en anillo o radial, protección direccional y no
direccional para transformadores, interruptores y barra
• Protección y control para los bancos de condensadores
• Debe ser sensible, debe tener una combinación de secuencia de fase negativa
residual de tierra, neutro y tierra, incluyendo un control direccional y
94
programable, curvas de tiempo y corriente para la protección completa de
sistemas de distribución con control de operación.
3.3 PROGRAMACIÓN
3.3.1 Lógica programable.
El poder de la lógica programable se debe a las herramientas que ofrece, tales
como las compuertas AND, OR y sus invertidas.
Los elementos del relé, así como los elementos de sobrecorriente, recierre y las
entradas, son usadas en esta lógica programable. La lógica programable
reemplaza los timers (reloj) discretos, relés auxiliares y diodos de interconexiones
externas. La programación del relé puede ser entrada localmente o vía
comunicación remota.
3.3.2 Lógica de control.
Los relés ofrecen una lógica de programación muy sencilla para el control del
disparo, recierre, alarma y otras salidas del relé numérico. Simplemente se
deben conocer las condiciones de disparo o de recierre, etc y de esta manera
iniciar la programación.
95
Primero se debe conocer con qué elementos cuenta el relé, el número de entradas
y de salidas para determinar la cantidad de funciones de control que puede
realizar.
Una vez terminado el primer paso, empieza a elaborar una relación entre los
diferentes elementos del relé por medio de compuertas lógicas AND y OR,
dependiendo de las condiciones que se requieran. De esta manera, muchas
funciones que necesitan de conexiones y cableado externo ahora están a la mano
por que se encuentran dentro de la lógica del relé.
3.3.3 Ecuaciones lógicas programables.
Todo proceso de programación debe tener un orden, estructura y lenguaje que
pueda interpretar la máquina, en nuestro caso el relé. Para ello se hace
necesario conocer las condiciones o las reglas de juego con que se cuenta
para iniciar la programación:
• Lo primero a realizar son las ecuaciones de control lógicas que deben ser
entradas para definir todos los contactos de salida del relé, por medio del
comando de ajustes.
• Ajustar las variables que aparecen en paréntesis. Los números indican las filas
de las variables que puedan ser entradas.
• Las ecuaciones lógicas de control no pueden sobrepasar los 90 caracteres por
ecuación.
96
3.4 COMUNICACIÓN
Los sistemas de comunicación que emplean las redes eléctricas como medio de
transmisión y que son ampliamente utilizados en muchos países para la
realización de algunas funciones de automatización de redes de distribución, son
los siguientes:
⇒ DLC distribution line carrier
⇒ Ripple control
⇒ TWACS (two way automatic communication system)
El uso de líneas de transmisión de alta tensión como medio de programación para
la señal portadora, es llamada PLC ( Power Line Carrier ). Los sistemas PLC han
sido desarrollados para muchas aplicaciones especializadas que pueden ser
clasificadas desde el punto de vista de su uso, de la modulación y en cuanto a las
líneas de transmisión. Las frecuencias comúnmente empleadas son las
siguientes:
⇒ Frecuencias de 30 - 500 Hz para líneas de subtransmisión y transmisión. ⇒ Frecuencias de 4 -20 kHz para redes de distribución. Usualmente este rango
de frecuencias se designa como DLC (Distribution Line Carrier), para
diferenciarlo del término PLC.
⇒ Frecuencias menores de 500 kHz para redes de distribución, en caso de
utilizar el sistema Ripple Control.
⇒ Utilización de la misma frecuencia de 60 Hz en caso de utilizar el sistema
TWACS.
97
3.4.1 Características básicas del sistema DLC (Distribution Line Carrier).
El principio de funcionamiento del sistema DLC es básicamente el mismo que
emplea el sistema PLC, con la diferencia de que emplea un rango mas
estrecho de frecuencias y utiliza velocidades menores. El DLC opera mediante
la inyección de una señal de alta frecuencia (4 - 20 kHz) dentro de la línea de
60Hz. Este sistema permite la comunicación en doble vía entre un centro de
control o estación maestra y los componentes conectados a un alimentador de
red de distribución (RTU’s), mediante el empleo de un código de
direccionamiento por cada componente. Para realizar la comunicación, se
emplean como medio de propagación el sistema de alta tensión y equipos
terminales de comunicación, de acople y sintonía.
• Equipos terminales de comunicación. Se incluyen todos los equipos
necesarios para recibir, transmitir, acondicionar o interconectar señales que
han de transmitirse o recibirse a través de la línea de alta tensión. Los equipos
terminales principales son los terminales de onda portadora y los terminales
auxiliares.
- Terminales de onda portadora. Son equipos que al emplear diversas técnicas
de modulación, permiten efectuar el enlace de transmisión o recepción de
cualquier equipo electrónico con interfase estándar, a través de la red de media
o baja tensión. Mediante la adecuada programación pueden adaptarse a
cualquier protocolo de aplicación.
Los equipos transmisores de onda portadora pueden poseer supresores de
armónicos, osciladores controlados a cristal o estabilizados y control automático
de ganancia.
98
Los equipos receptores suelen tener circuitos reductores de ruido de fondo para
bloquear el receptor durante periodos en que no se reciba la onda portadora,
circuitos de control automático de ganancia y poseen una fidelidad y selectividad
de acuerdo a lo que se ofrezca en le mercado.
En general, cualquier equipo a onda portadora puede ser de aplicación única, de
aplicación múltiple y monocanal o multicanal. Los equipos de aplicación múltiple
son los que tienen capacidad de efectuar simultáneamente transmisiones de voz y
señales codificadas, los de aplicación única solo pueden efectuar uno de los dos.
Los equipos multicanales son los que ofrecen la posibilidad de comunicación
desde un mismo punto y en forma simultánea de dos o más señales, es decir, que
suministran mas de dos servicios.
- Terminales auxiliares. Se relaciona con los equipos terminales que permite
realizar determinado servicio. Los servicios disponibles normalmente son los
de telefonía, telemedida, telecontrol, transmisión de datos y teleprotección.
Los equipos pueden ser puestos para prestar solo algún servicio o para
servicio múltiple y poseen la facilidad de conectarse a los equipos terminales
de onda portadora a través de una interfase estándar, en nuestro caso de
automatización de redes de distribución estas son las RTU’s.
99
• Equipos de acople y sintonía. Son los equipos que permiten acoplar los
terminales de comunicación de onda portadora al conductor o conductores de
alta tensión. Los equipos de acople y sintonía tienen como objeto resolver dos
problemas inherentes a cualquier sistema de portadora a través de las redes
de distribución. Primero proteger al personal y a los instrumentos de
comunicación de los riesgos normales de un sistema de alta tensión y
proporcionar un camino adecuado a la frecuencia portadora y a las bandas de
transmisión de la señal.
Generalmente, el circuito completo que se requiera para colocar la energía de
portadora en las redes de distribución consta de un condensador de acoplamiento,
una trampa de onda y una unidad de acople.
- Condensador de acoplamiento. Es un elemento especificado para el voltaje
nominal de la línea, que se inserta entre la unidad de acople y el conductor de
alta tensión. La capacidad es del orden de 1 a 10 ηf para alta tensión. La
determinación de la capacidad del condensador es un compromiso del
diseñador, que va a depender esencialmente de las exigencias del sistema y
sus costos de fabricación. El condensador de acoplamiento proporciona entre
la red eléctrica y el equipo terminal de onda portadora una trayectoria de baja
impedancia a las altas frecuencias y una reducción de voltaje que permite la
normal operación del equipo. El condensador dispone de un terminal aislado
de tierra de bajo voltaje que se conecta a la unidad de acople para la inyección
de la corriente de onda portadora.
- Trampa de onda. Es también conocida como bobina supresora, bobina de
choque o reactancia, la cual es conectada en serie con los conductores de la
red, entre el punto de conexión del condensador de acoplamiento y la
subestación eléctrica. Aunque no hay límite teórico que pueda estipularse para
100
la inductancia, generalmente su valor es del orden de 0.1 a 2 mH por razones
de costo, peso y tamaño.
Su finalidad es, dentro de su rango de frecuencia de operación, bloquear bandas
específicas de frecuencia para evitar que en los canales de onda portadora,
cualquier inconveniente o falla cause deterioro en la calidad de la señal
transmitida.
La capacidad de aislamiento de la trampa depende del valor relativo de su
impedancia con respecto a la red. La impedancia de la trampa es directamente
proporcional a la inductancia de la bobina principal y a la frecuencia usada e
inversamente proporcional al ancho de banda.
Entre los diversos tipos de trampas de línea se encuentran las de frecuencias
única, de frecuencia doble, de ancho de banda fija y de ancho de banda ajustable.
La trampa de onda de frecuencia única trabaja con un ancho de banda alrededor
de un pico resonante, donde la impedancia es mayor de 400 Ω.
- Unidad de acople. Sistema conectado entre el terminal de bajo voltaje del
condensador de acoplamiento y el equipo terminal de onda portadora. Junto
con el condensador de acoplamiento, la unidad de acople asegura una
transmisión eficiente de las señales de frecuencia portadora entre el equipo
terminal y la red eléctrica. Ofrece una buena seguridad a los operarios y a los
equipos de comunicación, contra los efectos de sobrevoltajes transitorios y
voltajes de 60Hz que se presentan por fugas del condensador de
acoplamiento.
101
Esta unidad básicamente está constituida por un transformador adaptador de
impedancias, descargadores de sobretensión en el primario y en el secundario,
elementos de sintonía y un seccionador de puesta a tierra. El transformador
adaptador de impedancia se conoce como de frecuencia variable o de audio
frecuencia de núcleo pequeño el cual sirve para aislar, amplificar la señal y dar la
relación óptima entre la impedancia de la carga y de la red.
• Equipos adicionales. Aunque estos equipos no son propiamente del sistema,
su utilización contribuye a dar una mejor garantía en la operación de los
enlaces de comunicación. Estos principales equipos son unidades de bloqueo
de banco de condensadores, bypass de interruptores y transformadores,
canceladores de eco y limitadores de ruido.
Las unidades de bloqueo de banco de condensadores son usadas para prevenir
que la señal de portadora se vaya a tierra a través de la baja impedancia que
presenta cada banco de condensadores a la frecuencia de portadora. Los bypass
son dispositivos que se colocan alrededor de los interruptores y transformadores
para prevenir que se interrumpa la propagación de las señales de comunicación.
La función de los canceladores de eco limitadores de ruido es reducir el efecto que
producen las interferencias sobre la comunicación.
3.4.2 Características básicas del sistema Ripple Control.
Este es un subproducto de la tecnología PLC que se desarrolló para control
directo de cargas y cambio de tarifas. Este sistema de comunicación es
unidireccional con una baja tasa de transmisión de datos y utiliza como medio de
102
transmisión las redes de distribución. Se inyecta una señal de 200 a 500 Hz en la
forma ON/OFF sobre el sistema eléctrico que opera a 60 Hz.
En este sistema cada código transmitido consiste en diez bits, cinco de los cuales
son ON y los otros cinco OFF. Este arreglo permite la detección de errores pues
el receptor solo acepta un código que tenga cinco bits en ON o en OFF. Después
de un pulso piloto se envía un grupo seleccionado de diez pulsos para luego
transmitir 15 diferentes comandos ON/OFF, de esta forma diversos comandos
pueden ser transmitidos en un solo mensaje. Todos los transmisores sobre la
red trabajan sincrónicamente y todos los comandos también son despachados de
la misma forma. Ellos son disparados simultáneamente por un dispositivo central
principal que también monitorea la ejecución de los comandos.
A diferencia del DLC que generalmente trabaja a altas frecuencias y bajas
potencias de transmisión, el Ripple Control emplea bajas frecuencias y
transmisores de alta potencia para la inyección de la señal, obteniendo así una
mejor característica de propagación a larga distancia. El sistema Ripple Control
también consta de sus respectivos equipos terminales de comunicación, y equipos
de acople y sintonía.
3.4.3 Características básicas del sistema Twacs.
Es otra tecnología que está diseñada para operar en los circuitos de
distribución de media tensión (235 kV) o menos. Se conoce como Sistema
Automático de Comunicación de dos vías. Los enlaces de comunicación se
efectúan por medio de modular las tensiones y corrientes de alimentación, en
torno a técnicas de cruce por cero. La transmisión desde la subestación hasta
las remotas, se efectúa mediante la modulación de la onda de tensión a 60 Hz
justamente antes del cruce por cero de esta onda. La modulación se obtiene al
103
sacar una carga monofásica pulsátil corta en el bus de un autotransformador
de la subestación de distribución. La transmisión desde las remotas a la
subestación se efectúa, mediante la imposición de pequeños pulsos
controlados sobre la onda de corriente de una carga de impedancia limitada.
3.4.4 Comunicación por fibra óptica.
En los últimos años, se ha impuesto de manera progresiva la técnica de
comunicación por cables de fibra óptica en el campo de la automatización de
redes de distribución. Cada estación entrega datos al transmisor en forma de
señales eléctricas, donde se convierten en señales luminosas. Estas señales
son recogidas por la guía de ondas y enviadas al receptor. En el receptor, las
señales luminosas se vuelven a convertir en señales eléctricas y se entregan a
la estación de destino.
Gracias a que brinda un elevado ancho de banda, alta calidad en la transmisión e
inmunidad a interferencias electromagnéticas, la fibra óptica esta irrumpiendo cada
vez mas en el campo de las comunicaciones y va a jugar un papel muy importante
en el futuro. No obstante, actualmente los sistemas de fibra óptica no se están
usando masivamente en aplicaciones de automatización de redes de distribución.
Esto se debe a que los costos que estos demandan aún son elevados y quizás
resulten ser prohibitivos si se tiene en cuenta que la capacidad de la transmisión
sobrepasa enormemente los requerimientos que se exigen para realizar las
funciones de automatización.
104
Desde luego, estos aspectos han contribuido a que muchas empresas del sector
eléctrico se hayan retractado de emplear esta técnica de comunicación para sus
aplicaciones y más bien prefieran comunicarse con otras alternativas menos
costosas y menos subutilizadas.
3.4.5 Comunicación por radio.
El sistema de comunicación por radio ha sido ampliamente usado para la
automatización en los sistemas de distribución, las primeras aplicaciones en
este campo se remontan a comienzos de la década pasada, donde países
como Estados Unidos y Canadá fueron pioneros.
La radio es un sistema de transmisión de información que emplea como medio de
propagación el espacio libre. Se puede utilizar para transmitir voz, datos y señales
de operación remota. Es muy utilizado para transmisión a grandes distancias. Su
característica principal es que necesita únicamente medios físicos en los puntos
de origen y destino, aparte de las estaciones repetidoras cuando la distancia y las
condiciones topográficas lo requieren.
v Componentes básicos en enlaces por radio.
• Transmisor. Es el equipo encargado de modular, amplificar e irradiar la señal a
una frecuencia determinada. El transmisor debe cumplir con las siguientes
condiciones:
- Proporcionar oscilaciones eléctricas a una determinada potencia.
- Modular la señal en AM, FM, FSK, DSPK.
- Por medio de la antena, irradia la señal eléctrica en la dirección del punto de
recepción.
105
Los elementos constitutivos y sus principales condiciones funcionales son:
- Generador de apoyo. Debe tener una elevada estabilidad de frecuencia que le
permita al receptor captar la señal con facilidad. Su objetivo es producir la
frecuencia de apoyo inicial.
- Sintetizador. Permite obtener otras frecuencias a partir de la frecuencia de
apoyo.
- Amplificador. Le imprime potencia a la señal. Debe ser selectivo para evitar
señales parásitas.
- Filtro. Elimina ruidos del sistema acotando superior e inferiormente la señal
amplificada, de no hacerlo las señales parásitas de ruido serían irradiadas por
la antena e interferirían con otros canales de transmisión.
- Antena. Es el dispositivo irradiador que envía señal al aire.
- Modulador. Varía uno o más parámetros a la señal portadora.
- Fuente. Proporciona a los elementos del amplificador la tensión necesaria para
su funcionamiento.
• Receptor. Es el equipo encargado de percibir una señal con determinada
frecuencia e intensidad dentro de un fondo de interferencia, se caracteriza por
los parámetros de sensibilidad, selectividad y estabilidad.
§ Receptor directo. Solo tiene la capacidad de recibir correctamente en una
frecuencia determinada que es su frecuencia de resonancia. A continuación se
enumeran sus principales componentes.
106
- Antena. Tiene como función capturar la señal del canal.
- Filtro. Elimina los armónicos indeseables que no corresponden a la señal.
- Amplificadores. Aumentan la potencia de la señal filtrada.
- Demodulador. Varía en forma inversa el parámetro utilizado por el modulador
y obtiene la señal original.
§ Receptor heterodino. Pueden recibir señales en más de una frecuencia en
forma correcta empleando una frecuencia de trabajo denominada intermedia,
este proceso se conoce como sintonización. Ofrece la posibilidad de etapas de
recepción con excelentes características de selectividad y ganancia.
Los componentes del receptor heterodino son similares a la del receptor directo.
Sin embargo, difieren en que en el receptor heterodino hay una etapa de
premodulación. En esta un demodulador toma la señal en la frecuencia de llegada
y la pasa a una señal de frecuencia estándar, que es la que finalmente será
demodulada de acuerdo con el parámetro de la señal variado por el transmisor en
la modulación.
• Transceiver. Es un dispositivo que recibe la señal en una porción del espectro,
la amplifica y la retransmite en una frecuencia igual o diferente según esté
programado.
v Descripción del funcionamiento de los enlaces por radio. Los pasos que sigue
la información en la transmisión de información por radio son:
107
• La terminal fuente genera la información o mensaje a transmitir y el mensaje es
enviado al puerto de comunicación de la terminal a través de un software de
comunicación en sus tres primeros niveles.
• Del puerto de comunicación sale la señal digital y llega al transmisor que está
constituido por un módem y por el radio transceptor el cual modula, amplifica y
envía la señal hacia la antena para que esta la irradie.
• La señal irradiada por la antena en forma de ondas electromagnéticas, se
propaga por el canal y en ese proceso se ve sometido a interferencia,
atenuación, distorsión y ruido.
• La señal llega al receptor atenuada, distorsionada, con nuevos armónicos y
con falta de armónicos. Entonces, el receptor a través de la antena percibe la
señal, la filtra, la amplifica, la modula para que posteriormente pase al software
del protocolo de comunicación y finalmente sea enviada como señal
primigenia por cable al destino de datos.
• A través del puerto de comunicación habilitado e instalado, el software de
envío - recepción del terminal destino acepta el mensaje digital que llega a
través del puerto y lo da al terminal de datos. Luego aplica en forma inversa a
la fase de emisión los protocolos de las capas superiores.
v Técnicas de radio para la automatización en redes de distribución. Frente a
otras alternativas, la comunicación por radio aplicada a la automatización de
redes de distribución es la que más variedad de técnicas ofrece. Su aplicación
se ha experimentado en la realización de diferentes proyectos, cuyos
resultados han sido vistos con beneplácito por parte de las corporaciones
eléctricas.
108
• Sistemas públicos de difusión: En esta técnica las empresas eléctricas rentan
el servicio a una empresa de radio difusión. Consiste en el envío de
información codificada a través de la frecuencia portadora de una estación
convencional de AM o FM, la cual no puede ser detectada por receptores de
radio convencionales.
• Sistemas de radio VHF. Son sistemas de radio que han utilizado anchos de
banda de 3 kHz, en el rango de frecuencias de 154 y 173 MHz. Se utiliza en
aplicaciones de automatización de redes de distribución tales como: control de
carga, lectura remota de contadores, control de bancos de condensadores y
seccionamiento automático de alimentadores.
• Sistemas de radio UHF. Han sido los de mayor uso en aplicación de
automatización de redes de distribución, son altamente regulados. Son
modernos sistemas de radiocomunicación para aplicaciones de automatización
de redes de distribución han sido desarrollados para trabajar en esa banda.
• Sistema de Radio Troncalizado. La técnica de radio troncalizado, se basa en
el principio de compartir un reducido número de enlaces entre un gran número
de usuarios. Este sistema opera de la siguiente forma: un usuario de voz o
datos es asignado a un enlace de comunicación solamente en el tiempo que
dura su transmisión, cuando ésta ha terminado el enlace queda libre para ser
asignado a otro usuario. Además, se hace una distribución proporcional del
tráfico entre los canales disponibles, de esta forma los canales de radio
frecuencia se usan eficientemente reduciendo los tiempos de espera para la
utilización del canal. En un sistema troncalizado, la probabilidad de que al
menos uno de los enlaces de frecuencia pueda estar libre es mucho mayor
que en un sistema de radio convencional.
• Microondas. Comprende la región del espectro de los 3 a los 30 GHz. Es una
técnica muy probada en la transmisión de datos a altas velocidades con buena
109
confiabilidad, puede ser ampliamente usada donde las características del
servicio justifiquen el alto costo de su instalación.
3.5 EJEMPLO DEL FUNCIONAMIENTO DE UN EQUIPO INTELIGENTE DEPROTECCIONES
Como ejemplo de un equipo inteligente de protección, empleamos el
Seccionalizador Joslyn VBM. Este equipo posee un control microprocesado que
permite la programación de los puntos de operación de diferentes temporizadores
o “ timers “.
Tabla 5. Características de operación.
Empleo de los seccionalizadores Joslyn con lógica Voltaje – Tiempo. Joslyn. 2001
Timers Descripción Sigla Tiempos
Open Delay Timer Temporizador de retardo en
apertura
ODT 0.1 – 25.5 s
Close Timer Temporizador de cierre CT 1.0 – 255 s
Lockout Timer Temporizador de bloqueo en
apertura
LT 1.0 – 255 s
Restrain Timer Temporizador de restricción RT 2.0 – 510 s
Source Side Lockout
Reset Timer
Temporizador de
repocisionamiento para
bloqueo en apertura de la
fuente
SSLRT 1.0 – 15 s
Source Side Lockout
Timer
Temporizador para bloqueo
en apertura de la fuente
SSLT 1.0 – 15 s
High Current Reset
Timer
Temporizador para el
reposicionamiento por alta
HCRT 0.1 – 12.7 s
110
corriente
Inmediate Second
Close Reset Timer
Temporizador para
reposicionamiento por
segundo cierre inmediato
ISCRT 5.0 s – 5.0 min
Los parámetros de operación para este seccionalizador son los siguientes:
v Abre cuando hay pérdida de voltaje.
v Cierra cuando el voltaje se reestablece.
v Se bloquea en apertura “lockout”, si hay pérdida de voltaje inmediatamente
después de este cierre.
El proceso de operación anterior, lo realizan en forma automática los siguientes
temporizadores:
♦ Cuando se detecta ausencia de voltaje de la fuente aguas arriba del
seccionalizador, éste automáticamente abre. El seccionalizador está en
capacidad de ignorar el primer recierre (recierre instantáneo) del reconectador
localizado en la cabecera del circuito, mediante el temporizador de retardo en
apertura. Este temporizador se programa para que sea superior al tiempo de
apertura del reconectador en el recierre instantáneo.
♦ Cuando el voltaje de Seccionalizador regresa, segundo recierre del
reconectador aguas arriba del Seccionalizador, éste debe cerrar después de
que el temporizador de cierre haya terminado su ciclo, este tiempo se ha
ajustado previamente en el control del seccionalizador.
♦ Si el voltaje se ausenta nuevamente, inicio del tercer recierre del reconectador
“aguas arriba” del seccionalizador, éste se abre y queda bloqueado en esta
posición “lockout “ hasta que sea reposicionado ( reseteado ). Lo anterior
111
sucede debido a que el temporizador de bloqueo en apertura, que inicia su
cuenta una vez cierra el seccionalizador, aún no ha terminado de contar
cuando el voltaje se pierde.
Tabla 6. ConvencionesEmpleadas para el ejemplo de los Seccionalizadores Joslyn con Lógica Voltaje - Tiempo
RECONECTADOR ABIERTO
RECONECTADOR CERRADO
USUARIOS SIN SERVICIO
USUARIOS CON SERVICIO
SECCIONALIZADOR ABIERTO
SECCIONALIZADOR CERRADO
FALLA
112
3.5.1 Ejemplo gráfico para un circuito en media tensión con un solo reconectador
en cabecera como mecanismo de protección y recierre.
Figura 13. Circuito de media tensión con un solo Reconectador como protección.
♦ Se presenta una falla de carácter permanente en el circuito:
113
Figura 14. Circuito de media tensión con falla permanente en B.
♦ El proceso de operación del reconectador será el de llevar a cabo sus
respectivos recierres hasta agotar la cantidad de que disponga en su
programación (3 o 4 recierres), quedando bloqueado en apertura “lockout”. En
esta posición se procede al despeje de la falla por parte del departamento de
mantenimiento de las redes de distribución.
114
Figura 15. Circuito de media tensión en donde todos los usuarios se encuentran
afectados por la falla.
♦ Note que cualquiera sea la ubicación de la falla en el circuito, todos los
usuarios se verán afectados por ella y el tiempo de despeje los cubrirá a todos
por igual.
3.5.2 Ejemplo gráfico para un circuito en media tensión con un solo reconectador
en cabecera y seccionalizadores JOSLYN VBM con lógica V-T.
115
21
3
Figura 16. Circuito de media tensión con un solo reconectador en cabecera y
seccionalizadores Joslyn en sus ramales.
♦ La operación de los puntos de operación de los diferentes temporizadores en
cada uno de los controles de los seccionalizadores es así:
Seccionalizador 1
ODT1 = 500ms
CT1 = 5s
LT1 = 4s
116
El temporizador de retardo en apertura (ODT1) se programa de tal manera que su
tiempo sea superior al recierre instantáneo del reconectador y así obvie este
primer paso y no opere para el primer recierre. Para este ejemplo el recierre
instantáneo del reconectador debe ser inferior 500ms.
Seccionalizador 2
ODT2 = 500ms
CT2 = CT1 +3s + LT1 = 12s
LT2 = 4s
El temporizador de cierre (CT2) se programa de tal manera que no tenga en
cuenta el tiempo de cierre y bloqueo en apertura del seccionalizador 1, además
de los tres segundos que tarda el motor del seccionalizador 1 para llevar a cabo el
proceso de cierre. Con lo anterior se asegura que los usuarios C recibirán la
energía y no quedarán fuera por un recierre del reconectador antes de que termine
de contar el temporizador de bloqueo en apertura ( CT1 ) quedando el
seccionalizador 1 lockout.
Seccionalizador 3
ODT3 = 500ms
CT3 = CT2 +3s + LT2 = 19s
LT3 = 4s
117
Con una falla permanente en el ramal de los usuarios B la operación de los
seccionalizadores es:
• Cuando la falla ocurre, el primer recierre del reconectador se obvia en los
seccionalizadores debido a que el ODT > tiempo de recierre instantáneo del
reconectador.
• La lógica de operación en el circuito, una vez se ha efectuado el recierre
instantáneo por parte del reconectador, es proceder con el segundo recierre.
Al efectuar el reconectador su segunda apertura, todos los seccionalizadores
abren al tiempo.
21
3
Figura 17. Circuito de media tensión con falla permanente en B.
118
• El reconectador restablece tensión aguas arriba de los seccionalizadores, el
seccionalizador 1 cuenta para cerrar según CT1 = 5s, el 2 cuenta según CT2 =
12s y el 3 cuenta según CT3 = 19s.
CT2=12s
CT3=19s
CT1=5s
21
3
Figura 18. Reestablecimiento de la tensión por parte del Reconectador “aguas
arriba” de los Seccionalizadores.
• El seccionalizador 1 termina su cuenta para cerrar e inicia su cuenta para
quedar bloqueado en apertura según LT1 = 4s, el tiempo de reposición para
estos usuarios (sin tener en cuenta el tiempo del primer y segundo recierre del
reconectador) es =5s.
119
Figura 19. Reestablecimiento del servicio para los usuarios C según la
programación del Seccionalizador.
• El seccionalizador 2 lleva su cuenta en 8s y le falta 4s para cerrarse.
• El seccionalizador 3 lleva su cuenta en 8s y le falta 11s para cerrarse.
• Como el reconectador no llevó a cabo su tercera apertura (no ha censado aún
corrientes de falla) antes de que el seccionalizador 1 terminara su cuenta para
quedar bloqueado en apertura, este queda cerrado.
• El seccionalizador 2 cierra e inicia su cuenta para quedar bloqueado en
apertura según LT2 = 4s, el tiempo de reposición para estos usuarios (sin tener
en cuenta el tiempo del primer y segundo recierre del reconectador) es 12s.
• El seccionalizador 3 lleva su cuenta en 12s y le faltan 7s para cerrarse.
120
LT2=4s
CT3=7s
21
3
Figura 20. Reposición del servicio para los usuarios A según la programación del
Seccionalizador 2.
121
LOCKOUT1
2
3
Figura 21. Cierre del seccionalizador 2.
• Como el reconectador no llevó a cabo su tercera apertura antes de que el
seccionalizador 2 terminara su cuenta para quedar bloqueado en apertura, este
queda cerrado.
• El seccionalizador 3 cierra e inicia su cuenta para quedar bloqueado en
apertura según LT3 = 4s.
• El reconectador censa la corriente de falla e inmediatamente abre para su
tercer recierre. Al perderse la tensión antes de terminar la cuenta para quedar
bloqueado en apertura el seccionalizador 3 abre y queda bloqueado “Lockout”.
Paralelamente los demás seccionalizadores del circuito abren, una vez el ODT
termine su cuenta, al detectar la ausencia de tensión (para efectos de
programación y correcta operación de la lógica V-T, el tiempo del tercer
122
recierre en el reconectador debe ser superior al ODT = 500ms de los
seccionalizadores).
LOCKOUT1
2
3
Figura 22. Pérdida de tensión del seccionalizador 3.
• El reconectador efectúa su tercer recierre y restablece tensión aguas arriba de
los seccionalizadores.
123
LOCKOUT2
1
3
Figura 23. Conteo de los Seccionalizadores 1 y 2 para reponer el servicio.
• El Seccionalizador 1 cuenta para cerrar según CT1 = 5s, el 2 cuenta según
CT2 = 12s y el 3 esta bloqueado en apertura “locked-out” aislando el circuito
que presenta la falla.
• El Seccionalizador 1 termina su cuenta para cerrar e inicia su cuenta para
quedar bloqueado en apertura según LT1 = 4s.
• El tiempo de reposición definitivo para los usuarios C (sin tener en cuenta el
tiempo del primer, segundo y tercer recierre del reconectador) es 24s.
• El Seccionalizador 2 lleva su cuenta en 8s y le faltan 4s para cerrarse.
124
• El Seccionalizador 3 esta bloqueado en apertura “Locked-out” aislando el
circuito que presenta la falla.
LOCKOUT1
2
3
Figura 24. Aislamiento del ramal B por Locked out del Seccionalizador.
• Como el reconectador no llevó a cabo su cuarta apertura. (no la llevará a
cabo, ya que no podrá censar corriente de falla, pues el ramal B se encuentra
aislado, ya que el seccionalizador 3 está en locked-out); antes de que el
seccionalizador 1 terminara su cuenta para quedar bloqueado en apertura éste
queda cerrado.
• El seccionalizador 2 cierra e inicia su cuenta para quedar bloqueado en
apertura según LT2 = 4s.
• El tiempo de reposición definitivo para los usuarios A (sin tener en cuenta el
tiempo del primer, segundo y tercer recierre del reconectador) es de 31s.
125
• El reconectador no llevará a cabo su cuarta apertura, ya que no censara las
corrientes de falla pues el ramal B se encuentra aislado, ya que el
seccionalizador 3 esta en locked-out. El seccionalizador 2 terminará su cuenta
para quedar bloqueado en apertura y quedará cerrado.
• El seccionalizador 3 esta bloqueado en apertura aislando el circuito que
presenta la falla.
LT2=4s
LOCKED-OUT
21
3
Figura 25. Reposición del servicio a los usuarios A y C.
126
Ahora con una falla permanente en el ramal de los usuarios A:
• La lógica de operación en el circuito una vez se ha efectuado el recierre
instantáneo por parte del reconectador, es proceder con el segundo recierre.
Al efectuar el reconectador la segunda apertura, todos los seccionalizadores
abren al tiempo.
LOCKOUT
12
3
Figura 26. Falla permanente en A.
127
LOCKOUT1
2
3
Figura 27. Aislamiento de la falla por parte del seccionalizador 2 y
reestablecimiento del servicio a los usuarios B y C.
• Siguiendo con el procedimiento expuesto en el ejemplo anterior, llegaremos a
que la falla en el ramal A se aislará y los usuarios en los ramales B y C verán
restablecido el servicio.
• El tiempo de reposición definitivo para los usuarios C (sin tener en cuenta el
tiempo del primer, segundo y tercer recierre del reconectador) es 17s.
128
• El tiempo de reposición definitivo para los usuarios B (sin tener en cuenta el
tiempo del primer, segundo y tercer recierre del reconectador) es 31s.
Para una falla permanente en el ramal de los usuarios C:
• La lógica de operación del circuito, una vez se ha efectuado el recierre
instantáneo por parte del reconectador, es proceder con un segundo recierre.
Al efectuar el reconectador su segunda apertura, todos los seccionalizadores
abren al tiempo.
LOCKOUT2
1
3
Figura 28. Falla permanente en C.
129
LOCKOUT2
1
3
Figura 29. Aislamiento de la falla por parte del seccionalizador 1 y
reestablecimiento del servicio a los usuarios A y B.
• Siguiendo con el procedimiento expuesto, llegaremos a que la falla en el ramal
C se aislará y los usuarios A y B verán restablecido el servicio.
• El tiempo de reposición definitivo para los usuarios A (sin tener en cuenta el
tiempo del primer, segundo y tercer recierre del reconectador) es 17s.
• El tiempo de reposición definitivo para los usuarios B (sin tener en cuenta el
tiempo del primer, segundo y tercer recierre del reconectador) es 24s.
130
Para el primer ejemplo de un circuito en media tensión con un solo reconectador
en cabecera como mecanismo de protección y recierre:
• El tiempo de reposición del servicio para los usuarios es igual al tiempo de
despeje de la falla permanente, éste es igual a dos horas y los usuarios
afectados son 400.
Para el ejemplo de un circuito de media tensión con un solo reconectador en
cabecera y seccionalizadores con lógica V –T:
• El tiempo de reposición del servicio disminuye drásticamente para los usuarios
que no se ven afectados por la falla permanente así:
Tabla 7. Empleo de los seccionalizadores Joslyn con lógica Voltaje – Tiempo.
Joslyn. 2001
Ramal A
( 100 usuarios)
Ramal B
( 150 usuarios)
Ramal C
( 200 usuarios)
Tiempo de
reposición
Falla permanente 31s 17s
Tiempo de
reposición
31s Falla permanente 24s
Tiempo de
reposición
17s 24s Falla permanente
131
3.6 CONCLUSIONES
Con el desarrollo de este tema encontramos que algunos de los elementos de
protección vistos en el primer capitulo son insuficientes para cumplir nuestro
objetivo.
Encontramos la posibilidad de emplear nuevos elementos con una gama más
amplia de facilidades, ya que pueden asumir varias condiciones de operación, con
lo cual se abren nuevas perspectivas para desarrollar metodología de
coordinación de protecciones variando los elementos y el número de los mismos
en la red.
Para la comunicación entre los seccionalizadores y el reconectador, pueden
utilizarse cualquiera de los medios de comunicación descritos en el tercer capitulo
ya sea por fibra óptica, por teléfono o por radio, ya que estos elementos cuentan
con el espacio y la posibilidad de instalar los equipos necesarios.
En nuestro caso, vamos a emplear sistema de comunicación por radio, y la
instalación de las antenas receptoras y emisoras no ofrecen dificultad y se pueden
obtener los datos de estado de los equipos, ordenes de operación y datos de
medidas eléctricas.
El tiempo de envío y recepción de señales entre los equipos no excede a los 5
segundos, los que no intervienen en el manejo de este ejemplo ya que los
seccionalizadores solamente dependen (como señal externa) de la tensión y
(como señal interna) de la programación de tiempo entre los recierres.
134
4. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES BAJO AMBIENTEAUTOMATIZADO
4.1 INTRODUCCIÓN
Para realizar una coordinación de protecciones es necesario, como se ha visto en
los capítulos anteriores tener un estudio detallado de la red, de las corrientes de
falla, impedancias, de la sensibilidad del sistema, la selectividad de los circuitos,
de los relés, sus curvas, los tiempos de operación, etc.
Ya que vamos a trasladar estos conceptos de coordinación de redes tradicionales
a las redes automatizadas, es necesario efectuar algunos cambios en la
metodología de coordinación de protecciones, para cumplir con las exigencias de
la automatización y suplir los problemas planteados en el segundo capítulo.
Para esto vamos a retomar conceptos como la selectividad y el papel que juegan
los fusibles, con el fin de determinar si su aplicación sigue vigente o si por el
contrario podemos prescindir de ellos.
Durante este capítulo, se pone en práctica tanto los conceptos adquiridos en los
dos primeros capítulos, como los posibles cambios en los equipos presentados en
el tercer capítulo. En busca de satisfacer el objetivo de este proyecto, se
incluyeron los equipos inteligentes de protecciones en el concepto de redes
automatizadas, de tal forma, que encontremos la metodología óptima para que la
finalidad de la automatización no se vea limitada por las protecciones.
135
4.2 SELECTIVIDAD El concepto de selectividad para la coordinación de protecciones es de mucha
importancia, porque se determina que sectores o tramos de los circuitos son los
más sensibles o los que requieren de un servicio ininterrumpido. Aplica tanto para
la coordinación de protecciones en redes estáticas como en redes automatizadas,
ya que en últimas los usuarios son los mismos y sus condiciones poco varían.
El elemento de protección, solamente debe aislar la parte de la instalación
alcanzada por la falla y evitar el corte superfluo de cualquier otro elemento. En el
momento de hacer una reconfiguración de la red para aislar la falla, se debe
contar con que sea realizada selectivamente cuidando que los elementos de
protección queden adecuadamente coordinados y no se presente un corte
inapropiado, para así mantener la continuidad en el servicio en las otras partes de
la red. Esto significa una operación más lenta de los dispositivos que están más
cercanos a las fuentes de alimentación.
4.3 EL PAPEL DE LOS FUSIBLES COMO ELEMENTOS PROTECTORES
EN REDES DE DISTRIBUCIÓN AUTOMATIZADAS
Muchas empresas alrededor del mundo emplean fusibles en los ramales laterales,
esto es importante para asegurar que los reconectadores están programados
apropiadamente para coordinar de una forma determinada, que asegure que el
sistema responda a las fallas en las redes de acuerdo a las expectativas. Cuando
se usan reconectadores junto con fusibles, estos se pueden emplear de dos
formas, como protección o como eliminador de falla.
136
Si el fusible es el elemento protector, el reconectador debe tener un par de
operaciones más rápidas que el fusible, tratando de eliminar la falla temporal. Si la
falla se sigue presentando el reconectador opera mas lento que el fusible,
permitiéndole al fusible eliminar la falla. Sin embargo, esto deja ver que al
cambiar la configuración el uso del fusible expone la selectividad de la
coordinación, ya que puede fundirse por una corriente superior a su corriente de
fusión y obligar a cortes innecesarios con mayor tiempo en la reposición del
servicio.
Es por esta razón, que el uso de los fusibles para redes automatizadas es
prácticamente nulo. La única posibilidad es en los ramales alejados que no
tengan una intervención importante en el momento de una transferencia de
cargas, es decir, en los puntos donde se termina el circuito.
4.4 METODOLOGÍA
Para realizar coordinación de protecciones en redes automatizadas se realiza el
siguiente procedimiento:
1. Se recopilan los siguientes datos: diagramas unifilares, diagrama a escala de la
configuración de los circuitos, características físicas de circuito,
especificaciones técnicas de los equipos instalados, localización de los
elementos de protección existentes, curvas características de Tiempo –
corriente de los elementos de protección.
137
2. Se corren los flujos de carga para todas las barras y se hace el estudio de
cortocircuito, de donde se obtienen las corrientes de falla monofásica y trifásica
para cada subestación.
3. Determinar la ubicación inicial en los circuitos de distribución, para los
elementos de protección.
Si el circuito no es muy largo, se ubica un solo reconectador cerca de la mitad
del circuito y seccionalizadores en los ramales principales.
Si el circuito es largo, se ubican dos reconectadores en cada tercera parte del
circuito y los seccionalizadores se deben ubicar en los ramales principales.
También se deben ubicar seccionalizadores en los puntos que den la opción de
reconfigurar la red.
4. Con base en la información del flujo de carga y en el estudio de cortocircuito,
se calculan las corrientes de cortocircuito trifásico y monofásico al final de
alimentador principal, en el lugar donde se van a instalar los equipos
(Reconectadores) y en donde se presenten cambios de calibre en los
conductores.
5. Se eligen los elementos de protección, maniobra, detección y sistema de
comunicación.
6. Se coordinan los elementos de protección en orden desde el final del circuito
hacia el alimentador. Como los elementos más lejanos del alimentador son
seccionalizadores, la coordinación empieza por ellos. Si son seccionalizadores
con lógica Voltaje – tiempo, el primer elemento a coordinar será el
reconectador.
7. A través de un software de reconfiguración se obtienen datos de posibles
reconfiguraciones de la red. Luego se hace un estudio de cargas máximas para
138
determinar los niveles de corriente que se manejan en las posibles
reconfiguraciones, con el fin de ajustar las protecciones adecuadamente
8. Con un valor promedio de las cargas máximas en las diferentes topologías se
dimensionan los CT´s.
9. Para hacer el primer ajuste del reconectador se toma el valor de la carga
máxima del circuito. Este ajuste es para la topología básica del circuito. Los
demás ajustes del reconectador se realizan teniendo en cuenta los niveles de
corriente que el circuito pueda manejar ante posibles cambios de topología.
10. Se ajustan las protecciones de fase y tierra e instantáneo para el
seccionalizador, el reconectador y el interruptor.
11. Se hallan los tiempos de operación de cada una de las protecciones y se
calcula el tiempo total de coordinación.
12. A través de las curvas de operación y los datos obtenidos se realiza el gráfico
de coordinación para cada circuito.
13. Si hay seccionalizadores con lógica voltaje tiempo se hace la coordinación en
tiempo entre el reconectador y los seccionalizadores:
- Se determinan las secuencias de operación del reconectador y los tiempos
correspondientes.
- Con base en la secuencia de operación elegida se ajustan el ODT ( Open
Delay Timer ), el CT (Close Timer ) y LT ( Lockout Timer ) de los
seccionalizadores con lógica Voltaje – Tiempo. Cuidando que el tiempo de
139
apertura del seccionalizador siempre esté dentro del rango de operación del
reconectador.
5. CASO PRÁCTICO APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PROPUESTA
EN EL CAPITULO 4
Para la aplicación de la metodología se escogió el circuito USME 17 Serranías de
CODENSA, el cual, según los índices de calidad ( FES y DES ) de Codensa
presenta numerosas interrupciones en el servicio y debido al empleo de fusibles
estas interrupciones se convierten en fallas permanentes. Aunque el principal
problema del circuito en cuanto a coordinación es que en lugares donde los
fusibles aislaron fallas permanentes, su reemplazo fue hecho a través de alambres
para restituir el servicio.
Este circuito se encuentra coordinado con un interruptor de cabecera, de
referencia FIR CO – 11 y fusibles en cada uno de los ramales principales, Ver
Anexo D. Plano A.
Para el ajuste de los fusibles, se emplea la corriente mínima simétrica para la
curva de daño mínimo y la corriente máxima asimétrica para la curva de extinción
total.
5.1 RECOLECCIÓN DE DATOS
Para empezar el procedimiento, se corrió el programa de flujo de carga, Ver
Anexo C Tabla A donde se obtuvieron los siguientes datos :
Para la barra de 115kV:
Corriente trifásica de cortocircuito: 10.2kA
Corriente monofásica de cortocircuito: 6.9 kA.
- Este circuito tiene las siguientes características:
Transformador Principal:
Marca: Mitsubishi
Grupo de Conexión Yn – Yn sin terciario
Potencia 30 MVA
Relación de Transformación 115 / 11.4 kV
Zcc 14.094%
Figura 30. Diagrama unifilar con especificaciones del transformador principal
circuito UM 17
Conductores:
De salida 2/0 Cu.
A lo largo del circuito se encuentran diferentes tipos de conductores
ACSR 266.8
ASCR 2/0
ASCR 1
AL 4/0
AL 2/0
Cu 2/0
Cu 4/0
Ver plano 1
Y las estructuras empleadas son:
TRIPLEX Subterráneo
LA204 Bandera
La longitud del circuito es 39.5904 kM
Información adicional del circuito se encuentra condensada en las Tablas C y D
del Anexo C. Donde esta la información topológica del circuito y las impedancias
de secuencia de los conductores.
Para la ubicación del reconectador, escogimos un punto cerca de la mitad del
circuito, con cargas aguas abajo de 7000kVA.
Para la ubicación del seccionalizador, elegimos la rama principal abajo del
reconectador puesto que es un lugar donde se presentan muchas fallas y el
seccionalizador nos va a ayudar a reducir los tiempos de interrupción y el número
de usuarios afectados. También se eligió este punto ya que la carga aproximada
que debe cubrir un seccionalizador debe ser de 1MVA y esta condición se cumple
en el punto escogido. Ver Plano 2
Para realizar la coordinación es necesario conocer las corrientes en el sitio de
ubicación del reconectador.
5.2 CÁLCULO DE CORRIENTES MONOFÁSICA Y TRIFÁSICAS EN EL
LADO DE BAJA TENSIÓN DEL TRANSFORMADOR PRINCIPAL.
- Se toman los valores base del circuito para poder trabajar los valores en
por unidad:
Potencia base = 100 MVA
Voltaje base = 115 kV
- Se calcula la corriente base en los lados de alta y baja del transformador:
( )( )kVVbase
kVASbaseIbase
×=
3 ( 1 )
- En el lado de alta del transformador se tiene una corriente base de:
AkV
kVAIbase 04.502
1153
10100 3
=××
= ( 2 )
- En el lado de baja del transformador se tiene una corriente base de:
AkV
kVAIbase 47.5064
4.113
10100 3
=××
= ( 3 )
- Se calcula la impedancia base en el lado de alta y en el lado de baja del
transformador:
( )( )kVASbase
kVVbaseZbase
2
= ( 4 )
- En el lado de alta del transformador la impedancia base es:
Ω== 25.132100
)115( 2
MVAkV
Zbase ( 5 )
- En el lado de baja del transformador la impedancia base es:
Ω== 2996.1100
)4.11( 2
MVAkV
Zbase ( 6 )
- Teniendo los valores en por unidad, se hace el circuito Thevenin para calcular
la corriente de falla trifásica:
Figura 31. Circuito Thevenin para calcular la corriente de falla trifásica.
- Como no conocemos el valor de la Xq (reactancia de la red), lo hallamos
dividiendo el voltaje base, sobre la relación que hay entre la corriente trifásica
de corto circuito a 115 kV, y la corriente base en el lado de 115 kV:
φ
θ
3
3
115
115
Ibase
IVbase
Zq = upj
AkA
Zq .04925.0
04.5022.101
Ω== ( 7 )
- En los datos de placa del transformador tenemos que el valor de impedancia
de cortocircuito del transformador, está dada en por unidad pero en valores
nominales del transformador, es decir, a 30 MVA. Como nuestra potencia base
es 100 MVA, entonces hacemos cambio de base a la impedancia:
iorSbaseanter
SbasenuevaZt ×= % upj
MVAMVA
Zt .4698.030
10014094.0 =×= ( 8 )
- Ahora hallamos la impedancia equivalente Thevenin (Zeq) trifásica, sumando
la impedancia en por unidad de la red más la impedancia en por unidad del
transformador:
ZtZqZeq += upjjjZeq .51905.04698.004925.0 =+= ( 9 )
- Para hallar la corriente de cortocircuito trifásica dividimos el voltaje sobre la
impedancia equivalente:
Zeq
VbaseIcc =φ3 upj
jIcc .926596.1
51905.0
13 −==φ ( 10 )
- Para hallar el valor real de corriente trifásica en el lado de baja tensión del
transformador (11.4 kV), multiplicamos el valor de corriente trifásica en por
unidad, por el valor de corriente base en el lado de 11.4kV:
4.11.33 IbaseupIccrealIcc ×= φφ
AArealIcc 2.975747.5064926596.13 =×=φ ( 11 )
- La corriente trifásica en el lado de 11.4 kV del transformador es 9757.2 A.
- Para hallar la corriente monofásica en el lado de baja del transformador,
debemos descomponer la falla en sus componentes simétricas y trabajar con
ellas. Esto es:
Figura 32. Circuito Thevenin para calcular la corriente de falla monofásica.
- Como conocemos la corriente monofásica de corto en el lado de 115kV,
entonces podemos hallar la corriente de secuencia negativa de la siguiente
manera:
φ13 IccIo = kAkA
Io 3.239.6
== ( 12 )
- Ahora calculamos la corriente Io en p.u:
115Ibase
IrealIo = up
AIo .581.4
04.502
103.2 3
=×
= ( 13 )
- Ya que conocemos todos los valores de impedancia menos el de secuencia
cero de la red, lo calculamos de la siguiente manera:
fZZZZ
uVpIo
+++=
021
. ( 14 )
- Como la impedancia de secuencia positiva es igual a la de secuencia negativa,
entonces:
012
1
ZZIo
+= 10 2Z
Io
VZ −=
upZ .119792.004925.02581.4
10 =×−= ( 15 )
- Ahora se halla la impedancia equivalente monofásica:
021 3 ZZtZZZeq +++=
upZeq .62790.1119792.046987.0320492.0 =+×+×= ( 16 )
- Se halla Io dividiendo el voltaje base entre la impedancia equivalente
anteriormente hallada:
Zeq
VIo = puIo 142.0
62790.1
1== ( 17 )
- Se halla la corriente de cortocircuito monofásica para el lado de baja tensión
del transformador:
IoIsc 31 =φ upIsc .8428.16142.031 =×=φ ( 18 )
- En valores reales la corriente monofásica en el lado de baja del transformador es:
φ14.11 IscIbaseI ×= AI 8.93328428.147.50644.11 =×= ( 19 )
5.3 CALCULO DE LAS CORRIENTES MONOFÁSICAS Y TRIFÁSICAS A LO
LARGO DEL CIRCUITO DE DISTRIBUCIÓN.
- Teniendo estos valores de corrientes de falla monofásica y trifásica, en el lado
de baja tensión del transformador, pasamos a calcular las corrientes de falla
monofásica, y trifásica de cada uno de los tramos del circuito elegido antes del
reconectador.
- El circuito que tomamos como ejemplo tiene 8 diferentes tipos de conductores,
antes del sitio de ubicación del reconectador Ver Plano 1. Para hallar el
número de tramos del circuito, sumamos cada uno de los tramos que tienen el
mismo conductor. Esto significa que tenemos en total 8 tramos. Ver Tabla C,
Anexo C.
- En la tabla C, ( ver Anexo C ), tenemos la información de las impedancias de
secuencia positiva, negativa y cero de los diferentes tipos de conductores que
hay en cada una de las diferentes estructuras.
- Como podemos observar, en nuestro ejemplo la estructura más utilizada es la
LA204 (tipo bandera). Con este dato nos vamos a la tabla C ( ver Anexo C ) y
buscamos los valores de impedancias positiva, negativa y cero del conductor
ASCR 266.8 en una estructura LA204 a una temperatura de 50ºC.
R1 = 0.2341Ω/km = R2
X1 = 0.3508Ω/km =X2
R0 = 0.40739 Ω/km
X0 = 1.9646Ω/km
- Para hallar la impedancia en ohmios, multiplicamos estos valores por la
longitud del primer tramo ( Tabla C, Anexo C ):
( ) Ω+=×Ω+= 602.0402.07158.1/3508.02341.01 jkmkmjZ( ) Ω+=×Ω+= 371.3699.07158.1/9646.140739.00 jkmkmjZ . ( 20 )
- Hallamos la impedancia de secuencia positiva en por unidad:
Zbase
ZrealuZp =. upj
juZp .4632.03093.0
2996.1602.0402.0
. +=+
= ( 21 )
- Ahora calculamos la impedancia total del circuito, tomando la impedancia del
primer tramo en por unidad más la impedancia equivalente Thevenin trifásica
( eq 9 ):
ZequZpZT += .13φ upjjjZT .9823.03093.051905.04632.03093.01 +=++= ( 22 )
- Para hallar la corriente trifásica de cortocircuito utilizamos la impedancia total
( eq 22 ):
TZ
VI =φ3 upI .97.0
03.1
13 ==φ ( 23 )
- La corriente trifásica en el primer tramo en amperios es el valor de corriente en
por unidad multiplicado por la corriente base:
AAI 54.491747.506497.03 =×=φ ( 24 )
- Para hallar la corriente monofásica en el primer tramo primero pasamos la
impedancia de secuencia cero a por unidad:
Zbase
ZrealZ =0 upj
jZ .59.25378.0
2996.1371.3699.0
0 +=+
= ( 25 )
- Hallamos la impedancia total del circuito sumando la impedancia positiva, la
negativa ( eq 21), la cero ( eq 25 ) y la impedancia de falla de 0Ω :
fT ZZupZupZZ +++= 021 ..11φ
( ) upjjjZT .56.4156.15938.25354.09823.03093.02 +=+++= ( 26 )
- Hallamos la corriente monofásica del primer tramo dividiendo el voltaje base
entre la impedancia total del circuito:
upI .2126.0703.41
1 ==φ ( 27 )
- Para hallar el valor de la corriente monofásica en amperios multiplicamos el
valor de corriente en por unidad por el valor de la corriente base:
AAI 73.323047.50646378.01 =×=φ ( 28 )
- En el segundo tramo tenemos un conductor ASCR 2/0 en una estructura LA204
con una longitud de 0.396 km. Los datos de impedancias son los siguientes:
R 1= 0.707Ω/km = R2
X1 = 2.0025Ω/km = X2
R0 = 0.5303Ω/km
X0 = 0.33Ω/km
- Para hallar la impedancia en ohmios multiplicamos estos valores por la longitud
del segundo tramo (Tabla C, Anexo C):
6378.02126.0x33 === IoIsc
( ) Ω+=×Ω+= 793.0280.0396.0/0025.2707.01 jkmkmjZ ( 29 )
( ) Ω+=×Ω+= 132.0210.0396.0/333.05303.00 jkmkmjZ .
- Hallamos la impedancia de secuencia positiva en por unidad:
Zbase
ZrealuZp =. upj
juZp .6102.01616.0
2996.1132.0210.0
. +=+
= ( 30 )
- Ahora calculamos la impedancia total del circuito, tomando la impedancia total
del primer tramo ( eq 22 ), más la impedancia de secuencia positiva en por
unidad del segundo tramo ( eq 30 ):
φ31.2 TT ZuZpZ +=
upjjjZT .592.1524.09823.03093.06102.02155.02 +=+++= ( 31 )
- Para hallar la corriente trifásica de cortocircuito dividimos el voltaje base entre
la impedancia total:
23TZ
VI =φ upI .5964.0
677.11
3 ==φ ( 32 )
- La corriente trifásica en el segundo tramo en amperios es:
AAI 4.302047.50645964.03 =×=φ ( 33 )
- Para hallar la corriente monofásica en el segundo tramo primero pasamos la
impedancia de secuencia cero a por unidad:
ZbaseZreal
Z =0 upjj
Z .102.01616.02996.1
132.0210.00 +=
+= ( 34 )
- Hallamos la impedancia total del circuito sumando la impedancia de secuencia
positiva, negativa ( eq 30 ) y cero ( eq 34 ) de segundo tramo, más la
impedancia total del primer tramo ( eq 26 ):
φ31..2 021 TT ZZupZupZZ +++= ( 35 )
( ) upjjjZT .9839.59101.156.4156.1102.01616.06102.02155.022 +=+++++=
- Hallamos la corriente monofásica del segundo tramo:
upI .159.02814.61
1 ==φ ( 36 )
IoIsc 31 =φ upIsc .478.0159.031 =×=φ
-Para hallar el valor de la corriente monofásica en amperios:
AAI 77.241847.5064447.01 =×=φ ( 37 )
Se sigue el mismo procedimiento en los siguientes tramos para obtener las
corrientes de falla trifásica y monofásica. Para calcular las corrientes de falla
mínimas simétricas, se toma un valor de 3Zf = 5Ω . Los resultados se encuentran
en la Tabla 8. Resumen de cortocircuito.
Tabla 8. Resumen de cortocircuito.
SUBESTACIÓN : USME CIRCUITO: UM17
MVA BASE: 100 Zfalla ( Omh ) : 0
Corrientes Máximas Asimétricas (En Amperios)
NODO V BASE
( kV )
DIST
( km )
L-L-L L-N L-L L-L-N
UM115 115 0 12.047 7.531 10.433 11.328
UM11.4 11.4 0 16.144 14.825 13.981 16.144
1 11.4 1.7158 5.496 3.456 4.760 5.019
2 11.4 2.1118 3.358 2.620 2.908 3.153
3 11.4 2.1607 3.277 2.548 2.838 3.081
4 11.4 2.35 3.130 2.389 2.711 2.939
5 11.4 2.5026 3.022 2.274 2.617 2.935
6 11.4 2.7245 2.836 2.100 2.456 2.664
7 11.4 2.9752 2.702 1.949 2.340 2.535
8 REC 11.4 3.2546 2.596 1.817 2.248 2.429
Corrientes Máximas Simétricas ( En Amperios)
NODO V BASE
( kV )
DIST
( km )
L-L-L L-N L-L L-L-N
UM115 115 0 10200 6900 8833 9591
UM11.4 11.4 0 9784 9404 8474 9784
1 11.4 1.7158 4917 3220 4249 4481
2 11.4 2.1118 3020 2418 2612 2832
3 11.4 2.1607 2970 2220 2572 2792
4 11.4 2.35 2860 2090 2477 2685
5 11.4 2.5026 2777 1996 2405 2605
6 11.4 2.7245 2644 1865 2289 2483
7 11.4 2.9752 2536 1734 2196 2379
8 REC 11.4 3.2546 2442 1610 2115 2285
Corrientes Mínimas Simétricas ( En Amperios)
NODO V BASE
( kV )
DIST –KM
( km )
L-L-L L-N L-L L-L-N
UM115 115 0 7.260 5.398 7.632 9.990
UM11.4 11.4 0 1.301 1.295 2.189 8.799
1 11.4 1.7158 1.183 1.104 1.790 4.010
2 11.4 2.1118 1.086 1.023 1.497 2.387
3 11.4 2.1607 1.078 1.014 1.479 2.352
4 11.4 2.35 1.064 0.993 1.447 2.267
5 11.4 2.5026 1.054 0.976 1.422 2.202
6 11.4 2.7245 1.032 0.948 1.375 2.101
7 11.4 2.9752 1.016 0.921 1.340 2.021
8 REC 11.4 3.2546 1.004 0.895 1.312 1.952
Para la reconfiguración de la red, se deben tener en cuenta los siguientes
aspectos:
1. La corriente máxima que soporta el conductor y el número de conductores
que van por el ducto, ya que esto limita la capacidad de transportar
corriente.
- Según la norma NTC ( CS 105 ) para un conductor 2/0 AWG los niveles de
corriente a 90º C según el número de conductores por ducto es:
1 Conductor 230 A 6 Conductores 150 A
3 Conductores 185 A 9 Conductores 135 A
Para el caso del circuito Usme 17, hay un solo conductor por ducto, por tanto,
tiene una capacidad amperimétrica de 230 A.
Para la suplencia con el circuito UM26:
Carga máxima = 165 A + 85 A = 250 A que sobrepasa la capacidad del conductor.
Para este nivel de corriente se calcula la temperatura por Efecto Joule que da
106ºC. El fabricante garantiza que el conductor puede soportar sobrecargas de
emergencia a 130ºC y condiciones de corto a 250ºC sin exceder un tiempo de
100 por año ( Ver Anexo A ). Por tanto se recomienda no dar suplencia a este
circuito en horas pico y realizar la reconfiguración cuando la carga sea mínima
llevando un registro de tiempo.
Con UM34, la carga máxima es 355 A, la temperatura 119º C en suplencia.
2. La corriente de diseño de los CT´s.
La carga máxima del circuito UM17 es 164 A, entonces se puede
sobredimensionar el CT a 400/1 con el fin de tener en cuenta las suplencias y
reconfiguraciones.
5.4 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
Los elementos que se van a emplear en este circuito son:
-Interruptor FIR CO - 11
-Reconectador SEL351J
-Seccionalizador Joslyn Lógica V-T
La corriente de carga máxima del circuito es 165 A, tomado del listado de cargas
máximas de la División Control Redes de Codensa. ( Ver tabla E anexo C ).
-La corriente de falla trifásica en el nodo del reconectador es 2442 A
-La corriente de falla monofásica en el nodo del reconectador es 2285 A
5.4.1 Reconectador.
- Para realizar un único ajuste del reconectador, se deben tener en cuenta las
suplencias:
UM34 con carga máxima de 190 A
UM31 con carga máxima de 65 A
UM26 con carga máxima de 85 A ( ver tabla E Anexo C ).
- Debido a la capacidad del conductor, el circuito UM17 puede dar suplencia
total al circuito UM31 y suplencia restringida por tiempo a los circuitos UM34 y
UM26.
- Por lo tanto podemos ajustar el reconectador a un valor único de 300 A.
v Protección de fase:
- Elegimos el tipo de protección que se va a utilizar. En este caso usaremos un
relé SEL-351J como protección de fase.
- Según la corriente máxima escogemos el CT que vamos a utilizar, en esta
caso usaremos uno con relación (RTC´S) 400/1 A.
- Nos ubicamos en el nodo donde estará ubicado el reconectador ( 8 ) y
hacemos una sumatoria de potencias .
- kVAtotales instalados en el nodo = 7000.
- Teniendo en cuenta que la carga máxima en el nodo de donde va conectado el
reconectador es 300 A, hallamos la corriente de Pickup o Tap del relé
multiplicando la carga máxima del nodo por la relación de CT´s:
SRTCII RECpickupnodoTAP ´÷= 75.0400300 =÷= AITAP ( 38 )
Esta corriente es la corriente reflejada en el secundario cuando en el primario el
valor de corriente es el de carga máxima del nodo (300 A). En este valor de
corriente de pickup es el punto de inicio de la curva de coordinación.
- Ahora hallamos la corriente con la que se ajusta el instantáneo:
SRTCIccmaxI nodoRECINSTrelé ´1.1 ÷×= ( 39 )
36.34005.024421.1 =÷××=INSTreléI
Se multiplica por el factor 0.5, ya que el instantáneo solamente cubrirá la primera
mitad del circuito.
El valor dado de corriente para instantáneo 3.36 se ajusta a 3.4.
- Las curvas usadas en la coordinación de protecciones pueden ser IEC (C) o
ANSI (V). Las curvas de la IEC tienen un tiempo de operación más rápido.
Para nuestro caso necesitamos las curvas que sean extremadamente inversas,
es por eso que escogemos las curvas de la IEC ( C).
- Cada tipo de curva de coordinación de protecciones tiene una familia de curvas
asociada. A cada curva de esta familia se le conoce como Dial.
- Como estamos trabajando en la coordinación del primer elemento, escogemos
la primera curva de la familia, es decir, la curva más rápida de esa familia de
curvas. La familia de curvas escogida fue la C3 con una característica
extremadamente inversa.
- Teniendo la corriente de falla 3φ, el Tap y la relación de CT´s , hallamos el
factor n ( Múltiplo de Tap ) .
( 40 )
14.840075.0
2442RCT3
=×
=×
=Tap
Iscn
φ
v Protección de tierra:
- Tipo de protección: SEL-351J.
- Relación de CT´S: 400/1
- Calculamos la corriente de Pickup multiplicando la corriente de carga del nodo
por un factor de 0.1. este factor hace que haya una mayor selectividad y
sensibilidad al detectar fallas a tierra:
1.0arg ×= anodoRECcpickup II 301.0300 =×=pickupI A ( 41 )
Cuando el valor de corriente sobrepase los 330 A el relé actúa por falla a tierra.
- Calculamos la corriente de pickup del relé:
SRTCII RECpickupnodoTAP ´÷= 08.040030 =÷=pickupreléI ( 42 )
Este valor de corriente de pickup del relé nos sirve como el arranque de la curva
de coordinación de tierra del relé.
- Calculamos el valor de corriente para el instantáneo de tierra:
SRTCIccmaxI nodoRECINSTrelé ´1.1 ÷×= 14.34005.022851.1 =÷××=INSTreléI ( 43 )
El valor de instantáneo se ajustó a 3.2.
- Vamos a la familia de curvas C3. ( Ver Anexo B )
- Hallamos el factor n
( 44 )5.4.2 Interruptor.
v Proteccion de fase.
- Tipo de protección: FIR CO - 11
- Relación de CT´s: 400/5. RTC´S = 80
- Hallamos la corriente de pickup multiplicando la corriente de carga por un
factor de 1.20. este factor es una sobrecarga que se le da al CT del 20%:
20.1arg ×= acpickup II AI pickup 48020.1400 =×= ( 45 )
- El valor de corriente de pickup del relé nos da el arranque para la curva de fase
del interruptor.
SRTCII RECpickupnodoTAP ´÷= 680480 =÷=pickupreléI ( 46 )
- Ahora debemos hallar el valor de corriente para el relé instantáneo:
SRTCIccmaxI nodoRECINSTrelé ´1.1 ÷×= 58.338024421.1 =÷×=INSTreléI ( 47 )
4.7140008.0
2285RCT3
=×
=×
=Tap
Iscn
φ
El valor del instantáneo de 33.58 se ajusta a 34.
- Para el interruptor usamos la familia de curvas CO - 11 extremadamente
inversa.
- Para obtener el tiempo de operación del relé, vamos a la curva de operación
escogida ( curva C3 ), y entramos con el valor de n en las abscisas hasta el
dial seleccionado anteriormente. El valor que se encuentra en las ordenadas
es el tiempo de operación del relé.
- Con el reconectador se obtuvo un tiempo de 0.061s, para fase y 0.016s para
tierra.
- Para realizar el cálculo del tiempo de coordinación del relé, al valor de tiempo
de operación en la corriente de corto se le suma el factor de coordinación,
tanto para fase como para tierra.
- En el caso de tierra, el tiempo que se obtuvo fue menor que el tiempo de
operación mínimo del relé dado por los fabricantes ( 0.016s ). Por eso el valor
de ajuste que se asumió fue este mínimo tiempo de operación.
ttt entadorreléaALIDAónreléCTOScoordinaci += lim (58)
El valor de tiempo para la corriente máxima 2442 es 0.061s según la curva
361.0300.0061.0 =+=ALIDAónreléCTOScoordinacit (59)
El valor de tiempo para la corriente máxima 2285 es 0.0616s según la curva
316.0300.0016.0 =+=ALIDAónreléCTOScoordinacit ( 60 )
- Hallamos el tiempo de operación del interruptor, hallando el factor n y ubicando
el dial en la curva de operación.
El dial que escogimos de la curva nos da un tiempo de coordinación de 0.267s. Al
tomar un dial mayor el tiempo se incrementa y consideramos conveniente tomar el
menor, aún estando por debajo del factor de coordinación establecido, con el fin
de reducir tiempos de operación de las protecciones.
El tiempo total de coordinación se halla restando del tiempo de operación del relé
del interruptor el tiempo del relé del reconectador.
267.0328.0061.0 =−=CCt ( 61 )
v Protección de tierra:
- Tipo de protección: FIR CO – 11
- Relación de CT´s: 400/5. RTC´S = 80
- Hallamos la corriente de pickup multiplicando la corriente de carga por un
factor de 0.10.
10.0arg ×= acpickup II AI pickup 44010.0400 =×= ( 62 )
- El valor de corriente de pickup del relé nos da el arranque para la curva de
tierra del interruptor.
SRTCII pickuppickuprelé ´÷= 50.08040 =÷=pickupreléI ( 63 )
- Ahora debemos hallar el valor de corriente para el relé instantáneo. Debemos
tomar la máxima corriente monofásica en falla a tierra. (2285 A):
SRTCIccmaxI nodoRECINSTrelé ´1.1 ÷×= 41.318022851.1 =÷×=INSTreléI ( 64 )
El valor del instantáneo de 31.41 se ajusta a 32.
- Para el interruptor usamos la familia de curvas CO - 11 extremadamente
inversa. Anexo B, curvas B
- Para realizar los cálculos de los tiempos de coordinación y operación del relé de
tierra, procedemos de igual forma que para la fase.
ttt tadorreléalimenALIDAónreléCTOScoordinaci += ( 65 )
El valor de tiempo para la corriente máxima 2285 es 0.061s según la curva
361.0300.0061.0 =+=ALIDAónreléCTOScoordinacit ( 66 )
- calculamos el tiempo de operación del relé:
El valor de tiempo para la corriente máxima 2285 es 0.05s según la curva
350.0300.005.0 =+=ALIDAónreléCTOScoordinacit ( 67 )
El tiempo de coordinación total para tierra es:
334.0350.0316.0 =+=CCt ( 68 )
- Para obtener nuestro gráfico de coordinación de protecciones, Ver figura 33,
primero colocamos la curva de fase y tierra del reconectador tomando como
punto de inicio las corrientes de arranque ( TAP ) de cada una. Para ubicar en
el gráfico la curva del relé del interruptor, se toma el valor de corriente de
arranque y el valor de tiempo total de coordinación. Este gráfico se elabora
para ver con claridad la forma de operación de los relés y verificar que la
coordinación se realice correctamente, evitando cruces entre las curvas.
Voltaje Nominal(kV): 11,4
Nº ELEMENTO TIPO NODO CURVA V + x RTC TAP Inst Inom COMENTARIOS
[kV] I T I T A A A
1 RECLOSER S351RC3T RECUM17 D0.05 11,4 0 0,00 1,00 1,00 400 0,08 3,2 Curva de Tierra - RECUM17
2 RECLOSER S351RC3F RECUM17 D0.05 11,4 0 0,00 1,00 1,00 400 0,75 3,405 Curva de Fase - RECUM17
3 RELE-N ITG7496E CTO D0.8 11,4 0 0,00 1,00 1,00 80 0,5 32 Curva de Tierra - Circuito de salida
4 RELE ITG7496E CTO D0.1 11,4 0 0,00 1,00 1,00 80 6 34 Curva de Fase - Circuito de salida
SUBESTACIÓN USME 115/11.4 kVFILA D1 - RECONECTADOR UM17
Características de fase y tierra
CURVAS DE COORDINACION
0,01
0,1
1
10
10 100 1000 10000 100000
CORRIENTE [ A ]
TIE
MP
O [
S ]
1 2 3 4
1 2
34
5.4.3 Coordinación de tiempo entre el Reconectador y el Seccionalizador:
La coordinación entre el reconectador y el Seccionalizador con Lógica Voltaje –
Tiempo es únicamente en tiempos, pues no requiere señales de corriente para su
operación.
- El reconectador se ajustó para una operación rápida y dos retardadas:
Primer recierre de 600ms. ( Rápido )
Segundo recierre de 20sg. ( Retardado )
Tercer recierre de 30sg. ( Retardado )
- El ajuste para los tiempos de seccionalizador es:
ODT = Open Delay Timer:
Tiempo que tarda el seccionalizador en abrir después de recibir la señal de
ausencia de tensión = 15s.
CT = Close Timer:
Tiempo de cierre del seccionalizador = 5s + 3s = 8s. Que tarda el motor en cerrar
completamente.
LT = Lockout Timer:
Tiempo de bloqueo en apertura = 10s.
- Si ocurre una falla aguas abajo del seccionalizador:
En la primera operación, el reconectador abre instantáneamente durante 600ms,
durante esta primera operación el seccionalizador no alcanza a abrir por ausencia
de tensión.
Si la falla no es eliminada, el reconectador entra a operar en la curva retardada y
su segundo recierre es de 20s. A los 15 segundos de recibir la señal de ausencia
de tensión, el seccionalizador abre, 5 segundos después el reconectador estaría
cerrando y el seccionalizador empezaría a ver de nuevo la señal de tensión que le
llevaría cerrarse en un tiempo total de 8 segundos.
Si aún la falla continua, el reconectador entra a su tercera operación de 30s. Al
igual que en la segunda operación, a los 15 segundos de recibir la señal de
ausencia de tensión, el seccionalizador abre y entra a contar un tiempo de 10
segundo para quedar bloqueado en apertura.
Esta operación se puede ver claramente en la figura 34.
Figura 34. Diagrama de Tiempo de operación del Reconectador y Seccionalizador
5.5 CONCLUSIONES
Mediante la aplicación de la metodología propuesta a un circuito de distribución
( UM17), se concluye que los criterios de coordinación varían dependiendo del
equipo protector que se emplea, ya que según sus características y principios de
operación influyen directamente en los tiempos de coordinación.
A pesar de las posibilidades que brindan los relés numéricos de protección, en
cuanto a la capacidad de ser ajustados rápidamente a determinada topología, las
condiciones físicas del circuito ( calibre de los conductores, potencia y asilamiento)
limitan su desempeño, ya que podrían asumirse como máximo dos variaciones de
topología en el circuito.
Con el empleo de seccionalizadores con lógica Voltaje –Tiempo, se reducen los
tiempos de coordinación y el procedimiento de coordinación de protecciones se
minimiza al tener un número menor de equipos a coordinar aguas abajo del
alimentador.
Como la red no puede presentar numerosos cambios, no es necesario realizar
ajustes de protecciones desde el centro de control, por lo tanto el equipo de
comunicación transmitirá únicamente señales de estado, medida y operación, así
como las señales de los indicadores de falla.
6. CONCLUSIONES
La metodología de coordinación de protecciones para redes de distribución
automatizadas, difiere únicamente de la coordinación tradicional en el manejo de
los tiempos, ya que debido a los cambios que se pueden presentar se deben
autoajustar con tiempos menores; pero esta condición depende de las
características y principios de funcionamiento de los elementos protectores mas
no del procedimiento empleado para coordinar.
Como los elementos a coordinar en una red de distribución automatizada son más
numerosos, debe tenerse presente la coordinación desde el mismo diseño, en
consecuencia se debe hacer desde un estudio de cargas, elegir tanto conductores,
equipos de potencia y elementos protectores y de comunicación. La proyección
de la prestación del servicio se hace más confiable, con un manejo más sencillo y
menos vulnerable por parte de las protecciones, siempre y cuando sea una
coordinación radial. El estudio de coordinación es el primer paso, ya que es
necesario correr los flujos de cargas, realizar la distribución de las cargas de forma
selectiva y recolectar la información necesaria, para el ajuste de cada elemento
protector según los posibles cambios de topología que se presenten en el futuro.
A través del criterio de selectividad es posible la ubicación de los elementos
protectores, de tal forma que cada circuito y cada cambio de topología queden con
cargas equilibradas, esto es, que las corrientes máximas de corto circuito no
varíen demasiado entre unas y otras. Y en conjunto con la reconfiguración de
redes se puede tomar ventaja de los elementos actuales de protección, los cuales
ofrecen la posibilidad de ajustar los relés con diferentes valores por medio de la
programación del relé. Así, este puede actuar según la topología presente de
acuerdo con el ajuste realizado para esta condición.
Por otra parte, en el momento de presentarse una condición no planteada desde el
principio, el relé de protección numérico tiene la posibilidad de ser ajustado desde
un centro de control, o una estación maestra.
De implementar automatismos en redes de distribución instaladas se encuentran
inconvenientes tanto con los elementos de protección actuales como con el tipo de
red, debido a que se limita el funcionamiento de la automatización más que todo
en la parte de reconfiguración; ya que es difícil encontrar la posibilidad de que la
topología de un circuito cambie más de dos veces. Ésto se debe, en primer lugar a
que la capacidad de los conductores limita a que un circuito asuma bloques
grandes de carga y, segundo, también hay limitaciones de potencia y aislamiento.
Sin olvidar que en el caso de las redes cónicas existe la posibilidad que en una
reconfiguración un conductor asuma las características de un fusible debido a su
calibre.
Más que una metodología de coordinación, se propone el empleo de elementos de
protección para satisfacer los objetivos de las redes automatizadas con el fin de
disminuir tiempos de operación y brindar un mejor servicio.
7. RECOMENDACIONES
Se recomienda emplear los relés numéricos ( similares al SEL 351 ), por que se
encuentran condensadas todas las funciones de los demás relés de protecciones.
Lo más importante es que a través de la programación de este relé nos podemos
ajustar a diferentes topologías. Si la variación que se puede presentar no esta
dentro de los ajustes programados, puede ser programado desde el centro de
control y llegar al relé a través de los medios de comunicación.
Se recomienda el uso de los seccionalizadores con lógica Voltaje – Tiempo, por
que su coordinación con los elementos `` aguas arriba`` es muy sencilla y no
aumenta los tiempos de coordinación.
Para una red ya instalada que se quiere automatizar, se aconseja el uso de
comunicación por radio o por teléfono ya que son alternativas económicas y su
tiempo de transmisión no es muy alto.
Se recomienda el uso de sistemas de información geográfica ( GIS ) y sistemas de
Supervisión, control y adquisión de datos ( SCADA ), software de reconfiguración,
controlador lógico, simuladores de operación, estación maestra o centro de
control y una adecuada capacitación del personal encargado.
BIBLIOGRAFIA
ABB, an Introduction to Automatic Sectionalizer Coordination. Feeder Automation
Notes. July 1998.
ABB, Feeder Automation for MV Overhead Lines. Catalogue
GITA GOPAL, Chong-Kwon Kim, Abel Weinrib, Dynamic Network Configuration
Management. IEEE International Conference on Communications ICC’90.
G.J. PEPONIS, M.P. Papadopoulos, N.D. Hatziargyriou, Optimal Operation of
Distribution Networks. IEEE Transactions on Power Systems. Vol 11 February
1996.
JI-YANG FAN, Lan Zhang, Distribution network reconfiguration: single loop
optimisation. IEEE Transactions on Power Systems. Vol 11. August 1996.
LUIS G. PEREZ, Alfred J. Flechisig, Modelling The Protective System for Power
System Dynamic Analysis. IEEE Transactions on Power Systems. Vol 5. February
1999.
M. Barezzani, E. Pedrinelli, M.Geria, Protection Planning In Transmission
Networks. IEEE Transactions and Power Systems. Vol 10. May 1999.
Robert a. Smith, James Burke, The Application of Reclosers on Future Distribution
Systems. Institute Fellow. ESC. January 1999.
SCHWEITZER, Engineering . Instruction Manual 251-3321 Pullman U.S.A. 2001.
Trevor Newman, Bowden Bros. Ltd, System Automation In Power Distribution. Iee
North Eastern Power Section Symposium on Reliability, Security, Power Qualify Of
Distribution Systems. Conference. 1995.
TURAN GÖNEN, Electric Power Distribution System Engineering. Distribution
Power Protection. 1978.
www. alstom.com. Productos y Servicios. Catálogos.
www. joslyn.com. Productos y Servicios. Catálogos.
www. selinc. com. Productos y servicios. Catálogos.
Joslyn reclosing sectionalizers are unique in combining recloserand sectionalizer logic without current coordination problems.
Unlike other reclosers and sectionalizers, Joslyn reclosingsectionalizers do not require fault current detection or count thenumber of recloser shots prior to lockout. The controlautomatically opens the Joslyn vacuum switch during the "deadtime" of the station or line recloser. The Joslyn switches thensystematically close as voltage is restored to their source sideuntil the faulted section is located causing automatic opening andlockout of the Joslyn switch that closed into the fault. This basicvoltage time (V-T) logic does not require current coordination,thereby eliminating problems for short highly loaded distributionlines.
* Indicates feature is DIP switch selectable
Safety Feature *
Maintenance safety feature automatically opens the switch with no reclose if voltage is lost whilecontrol is set in the manual position which prevents reclosing into personnel on the line.
"Selected Close" Feature*
Allows selective closing to energize a distribution line segment from a selected source.
Proprietary "Immediate Second Close" Feature*
Significantly reduces total system restoration time.
Voltage Time "(V-T) Close Inhibit" Feature*
Automatically prevents closing if line is energized on both sides of a "V-T" switch, while it is in theopen position.
Power On-Off Switches and Indication
Remote Indication Contacts
Settings Easily Visible
Timer and option setting label to record all setting on inside of front door.
Control Check
All controls are "burned in" for a minimum of 48 hours at 140 degrees Fahrenheit with full controlpower to detect components infant mortality.
Tested to Standard
Control has been tested to pass the ANSI/IEEE C37.90.1, 1974 standard.
Manual Operation
Open and close toggle switch.
No Batteries Required
Microprocessor Controlled
On board ROM (EPROM) and RAM.
Open-Tie (O-T) Option*
"Source Side Lockout Logic" Timer*
With customer settable source side lockout timer and (O-T) source side reset timer.
Ordering Information
1 Specify version
Version 1This control includes all three (3) option P.C. boards and the "OT" option.
Version 2This control includes the "OT" option and has provisions for all three (3) plug in option P.C.boards. The Option P.C. boards must be ordered separately.
Version 3This control includes all of the standard featured options including the "OT" option. This controlversion does not have provisions for the three (3) option P.C. boards.
Version 4This control includes all of the standard featured options not including the "OT" option. Socketsare provided to add the "OT" option. This control does not have provisions for the three (3) optionP.C. boards.
Options and Accessories
Three-Phase Voltage Sensing Option P.C. Board. (6 inputs maximum)
Remote Control Input Option P.C. Board
High Overcurrent with Voltage Loss Options P.C. Board. (includes 3 optional responses)
"OT" Option Relays. (For upgrading a version 4 to a version 3)
Terminal Box - mounted on Vacuum Switch for hard wiring between Switch and ControlShielded Cable with Plug on both Cable ends and Cable Connector on the bottom of the ControlCabinetCable Connector on the bottom of the Control Cabinet and Plug with Cable for 120 VAC PowerSource, 25 foot length standardExternal Lamp (Amber) Lockout Indication
External Lamp (Red/Green) for Vacuum Switch (Closed/Open) Indication respectively
Simulator Control Box with Cable - Tester Box for Switch Simulation
Low Temperature Package for Operation to -50C
Control Cabinet Door Closing Toggle ClampsCable Connector on the bottom of the Control Cabinet and plugs with Cables for three (3) phase120 VAC inputs. Specify lengthOperations Counter in the Control. (Note that a mechanically actuated Operations Counter issupplied on the VBM Switch as standard)Control Cabinet with Extra Space for a RTU, and/or RADIO
Control Cabinet with Battery Backup for Dead Line SwitchingJoslyn Control with Power Supply and Battery Backup for Radio and RTU. Specify RTU andRadioHigh Security Cable with Internal Connectors
For use with Joslyn Distribution Vacuum Switches
Joslyn vacuum switches are ideally suited for distributionsectionalizing applications. They are virtually maintenance free,since they contain no oil or SF-6 gas and require inspection afteronly 15,000 operations. The switches are supplied with mountingframes that can be easily mounted to poles or other structures.The mounting frames can also integrate current and voltagesensors, lightning arresters, and integral isolating switches.
Joslyn vacuum switches are designed with fault closing abilityand are not de-rated unlike SF-6 switches. Furthermore, thedistribution sectionalizing switches can be applied up to 69kV,allowing use on sub-transmission systems.
Contains No Oil or SF-6 Gas
Fault Closing Capability with no De-Rating
Maintenance-Free, Long Life - 15,000 Operations
Integrated, Low Current Motor Operator
Manual Opening and Closing
Click on photo for graphical representation
The "CONEBREAK" isolator is group operated via aunique, non-metallic, flexible operating rod; providingfast, easy and safe mounting that can be routed usinga standard conduit pathway to avoid underbuildobstacles. The rotating insulators in each"CONEBREAK" phase can be supplied with optionalcurrent, voltage, or current/voltage sensors. Noexternal moving parts traverse the pole duringoperation and manual operation can be performed ateither switch (with a switch stick) or ground level usingthe reciprocating "pump-handle" operatingmechanism.
The "CONEBREAK" can be provided with new VBM Sectionalizing switches to provide quick andeasy visible circuit isolation using a single manual operating mechanism or retrofitted to existing VBMswitches. The installation example displays a 25kV sectionalizer package that includes an integrating polemounting frame for the VBM switch, current and voltage sensors, arresters, and junction box.
The VSV switch provides an economical solution forfeeders with less than 200A continuous loading.
Distribution Vacuum Switches
TypeSystem Voltage
(kV)ContinuousCurrent (A)
InterruptingRating (A)2
Fault Closing &Momentary Current
Rating (A)3
VSV 15 200 200 9000
VSV 25 200 200 9000
VBM 15 400 3000 20,000
VBM 15 600 4000 or 8000 20,000
VBM 251 400 3000 20,000
VBM 25 600 3000 20,000
VBM 34.51 600 600 20,000
VBM 34.5 300 or 600 3000 15,000
VBM 46 300 or 600 3000 15,000
VBM 694 300 3000 15,000
Ratings Table References1 Solidly Grounded System2 RMS Ampere Symmetrical3 RMS Ampere Asymmetrical
4 Solenoid-Operated, 3-mechanisms
Distribution Vacuum Switch Control OptionsAutomatic Sectionalizing ControlsRemote Supervisory Controls
The Fisher Pierce Series 1541/42/43 Faulted Circuit Indicatorslocate faults quickly and easily. The FCIs prevent repeatedreclosing on faulted circuits which minimizes danger to servicecrews and damage to equipment.
The 1541/42/43 FCIs are available in single-, two-, and three-phase models. The FCIs are designed for undergroundapplications to survive conditions of submergibility, salt spray,and extremes of hot and cold temperatures.
Fault registration and indication is provided by means of a high-intensity LED. The LED is directly integrated into the main sensorhousing, mounted remotely, or connected through a fiber opticcable to a remote location.
Environmental Protection
Internal components are encapsulated in polyurethane to prevent damage.
Long Life Battery
Lithium battery used for automatic time reset, LED, or audible alarm is sealed in place to preventcontamination.
Inrush Restraint
Standard passive inrush restraint feature minimizes false tripping.
Automatic Time Reset
A time-dependent reset function automatically resets the FCI after a fault condition in the absenceof voltage or current.
Immediate Registration of Fault
A true current sensing coil with electronic intelligence provides immediate registration of faults
Easy Installation
Single hotstick mounting in underground and padmounted installations with versatile clamp designfor various cable diameters
Specifications
Ordering Information
To order a Series 1541/42/43 Fault Indicator, specify a code number or letter for each of thefollowing:
1 Basic Model: Single Phase (1541), Two Phase (1542), Three Phase (1543)
2 Inrush Restraint
3 Indication/Battery Options
4 Trip Point (Amps)
5 Reset Time Delay After Fault Occurrence
6 Length of Remote LED Cable
7 Display Options
8 Cable Clamp Size
9 Factory Code
This advanced control was designed specifically to work with theJoslyn TriMod Vacuum recloser to provide a complete reclosersolution. In addition to standard recloser functions, the 351Jincludes underfrequency load shedding, event reports withwaveform data, fault locating capability, and power and energymetering.
Click on photo for graphical representation
Monitors the System, Not just the Feeder
Oscillographic event reports with fault location provides detailed information
Sequential Event Recorder
Stores and time tags all internally and externally initiated operations
"Hands-Free" Meter Values
Large display shows metered currents with advanced displays at the press of a button
Visible Indicators
Indicators are visible in direct sunlight and retained through power interruptions
Automatic Reset
Tripping targets reset automatically at next fault or when recloser closes
DNP 3.0 Communications Protocol
Control-to-Control Communications
SEL Mirrored Bits™ communications technology is easy to use
Traditional Installation:
Setting similar to traditional recloser controls
Underfrequency load shedding
Event reports with waveform data
Connect three-phase voltage for:
Fault locating capability
Power and energy metering
Directional overcurrent protection
... or Automate Your Distribution System:
Control-to-control communications using SEL Mirrored Bits technologyDNP 3.0 communications protocol
12Vdc auxiliary power available for modem or radio
Synchronism check on closing
Voltage supervision on closing
T&DProtection & Control
La S900 ha sido diseñadaespecialmente para supervisar entornosdistribuidos tales como centrales degeneración, subestaciones eléctricas ylos ámbitos industriales.
Las centrales, así como lassubestaciones y las industrias, soncontroladas y supervisadas mediante la adquisición de datos del terreno y comandos de salida a través detarjetas de E/S (I/O) dedicadas, omediante enlaces de comunicación conprotecciones digitales y dispositivoselectrónicos inteligentes (IED's). Los comandos pueden ejecutarsemediante una operación inmediata opor medio de una selección previa almodo de operación.
El rack (chasis) y los distintos tipos deplacas ó módulos se caracterizan porun diseño altamente modular. Los rackspueden distribuirse geográficamente enun mismo ámbito o sitio (central,subestación, planta industrial) paraoptimizar el cableado. Los racks estánvinculados y sincronizados entre sí,mediante un Bus llamado FIP (FieldBusInternet Protocol) de 1 Mbit/sconforme a la norma CEI 61158.
La S900 se puede comunicar en formaindependiente con una, dos ó tresestaciones maestras mediante una basede datos propia, utilizando diferentesprotocolos de comunicación.
La S900 puede manejar hasta 256protecciones digitales o administrar losdatos de los dispositivos electrónicosinteligentes (IED's), conectados en lospuertos seriales (máximo 32). La S900soporta varios protocolos decomunicación: Modbus, K-Bus Courier,CEI 60870-5-101, CEI 60870-5-103.
Los criterios de automatismo aceptadospor la Norma CEI 61131-3, puedenser implantados para definir funcionesde interbloqueos y secuenciasautomáticas tales como el recierreautomático de interruptores,seccionadores y la transferencia debarras.
Con la S900, se puede utilizar unaInterfaz Hombre-Máquina (IHM)amistosa para controlar y supervisartoda la central, la subestación, laplanta industrial y el sistema.
S900 : Unidad Terminal Remota Inteligente (RTU) Registrador de Secuencia de Eventos (SOE)
La S900 es un conjunto de hardware y software diseñadocomo Unidad Terminal Remota inteligente (RTU) o Registradorde Secuencia de Eventos (SOE). La S900 está diseñada con los más altos estándares decalidad, seguridad y confiabilidad para soportar lasimportantes exigencias en el ámbito de la energía eléctrica.
Aplicaciones• Subestaciones de alta y baja tensión• Renovación de subestaciones o
subestaciones nuevas• Medianas a grandes capacidades• Supervisión de protecciones
digitales• Funciones automáticas integradas
Comunicación con losCentros de Control (SCADA's)• CEI 60870-5-101• HNZ 66S15• HNZ-ELENAS
Comunicación con IED's• CEI 60870-5-103 (VDEW)• CEI 60870-5-101• Modbus• K-Bus Courier
Capacidad• Posibilidad de enlace con hasta
3 Centros de Control• Supervisión de hasta 256
protecciones ó IED's• Hasta 32 enlaces seriales• Tarjetas de E/S (I/O):
• Entradas digitales : hasta 4032• Salidas digitales : hasta 1024• Entradas analógicas : hasta 480
• Hasta 2 impresoras
Desempeño• Entradas digitales :
• Resolución de 1 ms• Entradas analógicas :
• Ciclo de actualización, hasta 1 s• Precisión, 0,1% a plena escala
• Automatismos :• Ciclo de tiempo desde 10 ms
• Precisión :• 1 ms para los módulos de E/S• Implementación en función de
los equipos digitales (IED's) conectados
T&D Protection & Control, 60 Route de Sartrouville, 78230 Le Pecq. France. Tel: +33 (0) 134 80 79 00 Fax: +33 (0) 134 80 79 13 www.tde.alstom.com
Pub
.: L
2.6
366A
©20
01 A
LSTO
M
D
ebid
o a
nues
tra p
olíti
ca d
e de
sarr
ollo
con
tínuo
de
los
prod
ucto
s, n
os r
eser
vam
os e
l der
echo
de
sum
inis
trar
equi
pos
que
pued
an d
ifere
ncia
rse
liger
amen
te d
e lo
s aq
uí d
escr
itos.
0501
01
Flas
h Es
paceComunicación con
centros de controlremotos (SCADA's)• Hasta 3 estaciones maestras
CEI 60870-5-101 / DNP3 /HNZ 66S15-ELENAS• Puerto RS232 conectado a un
módem externo • Enlace simple ó doble• Hasta 19200 bps
HardwareRack (Chasis)• 6U, 19 pulgadas • Hasta 32 racks • Conectores E/S (I/O) traseros• Conexión para las comunicaciones
en el panel frontal
Armarios / Gabinetes• Armario estándar (1 rack)• Gabinete estándar 42U • Armario estanco (1 rack), IP55• Gabinete estanco 42U, IP55
Seguridad eléctricaEstabilidad dieléctrica• 2,8 kV pico a 50 Hz durante
1 minuto en E/S según las normas CEI 60870-2-1 y CEI 60060-1
Estabilidad dieléctrica antelas descargas• 5 kV pico a 1,2/50 Hz en E/S
según las normas CEI 60255-5 y CEI 60060-1
Susceptibilidad a lasperturbaciones de altafrecuencia • 1 MHz 2,5 KV pico en E/S, según
las normas CEI 61000-4-12, IEEE 472 y ANSI C37-90
Descargas electrostáticas• ±8 kV en el aire, ±6 kV en
contacto, según la norma CEI 61000-4-2
Inmunidad electromagnética• 10 V/m, según la norma
CEI 61000-4-3
Condiciones ambientales• 0°C a +60°C, según las normas
CEI 60068-2-1 y -2-2• 5% al 95% de humedad, según la
norma CEI 60068-2-3
Estación maestra 1 Estación maestra 2
Impresora 1
Terminal de mantenimiento
Estación maestra 3 ó Puesto de Telecontrol local
E/S
Bus de terreno FIP
Protecciones digitalesó DispositivosElectrónicosInteligentes (IED’s)
Impresora 2
Reloj externo
Proteccionesdigitales ó IED’s
E/S
S900 rack principal S900 rack principal
S900 racks secundarios S900 racks secundarios
Alimentación• 24 Vcc ± 20%• 48/60 Vcc ± 20%• 110/125 Vcc ± 20%• 220 Vcc ± 20%• 250 Vcc -20%, +10%
Entradas digitalesEntradas aisladas medianteoptoacopladores• 10 mA para 24 Vcc• 5 mA para 48 Vcc• 3 mA para 60 Vcc• 3 mA para 110/125 Vcc• 1 mA para 220/250 Vcc
Aislamiento dieléctrico• 2.8 kV pico a 50 Hz
Salidas digitalesCapacidad de corte (alarmas)• 2A a 250 Vcc, 250 Vca
Capacidad de corte(comando)• Corriente permanente: 5 A• Corriente admisible: 30 A/500 ms• Potencia: 1000 VA y L/R=40 ms
Entradas analógicasGama• ±5, ±10, ±20, 4-20 mA• ±1.25, ±2.5, ±5 V
Impedancia de entrada• 250 Ω para corriente• > 10 MΩ para tensión
Salidas analógicas
Gama• ±5, ±10, ±20, 4-20 mA
Impedancia de carga• 6 kΩ a 5 mA, 3 kΩ a 10 mA,
1.5 kΩ a 20 mA
Comunicaciones consub-sistemas• Hasta 256 protecciones ó
dispositivos electrónicos inteligentes(IED's)
K-Bus Courier• Puerto RS232 conexión a través de
la interfaz KITZ 101/201• 115 Kbps• Hasta 32 IED's por enlace serial
Modbus• Puerto RS232 conectado a un
convertidor RS232/RS485• Hasta 19200 bps
CEI 60870-5-103 (VDEW)• Puerto RS232 conectado a un
convertidor RS232/óptico• 9600 ó 19200 bps
CEI 60870-5-101• Puerto RS232• Hasta 19200 bps
Especificaciones técnicas
ANEXO C. TABLAS
Tensión 13,2 y 11,4 kVResistividad de tierra: 100 Ohms-mFrecuencia 60HzTemperatura del conductor 50ºC
Conductor Calibre Nº de hilos RMG Componentes de secuencia Componentes de secuenciaPOSITIVA = NEGATIVA CERO
R1=R2 X1=X2 R0 X0Cobre XLPE 350 37 1,081 0,1147 0,2896 0,2927 2,405Cobre XLPE 300 37 1,039 0,1336 0,2977 0,3116 2,414Cobre XLPE 250 37 0,989 0,1597 0,3026 0,3377 2,4257Cobre XLPE 4/0 19 0,948 0,1876 0,3089 0,3656 2,4356Cobre XLPE 2/0 19 0,8117 0,2989 0,3306 0,4769 2,3559Cobre XLPE 1/0 19 0,769 0,3773 0,3393 0,5553 2,4709Cobre XLPE 1 19 0,743 0,4755 0,348 0,6535 2,4908
Cobre XLPE 2 19 0,697 0,5991 0,3567 0,7771 0,504
Tabla D. Impedancia de secuencia positiva negativa y cerode los conductores en Ohmios por kM.
