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Transcript

Universidad de Costa Rica
Facultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Eléctrica
Departamento de sistemas de potencia
IE – 502 Proyecto Eléctrico
Rediseño del esquema de protecciones del circuito de
distribución Toro de la red eléctrica de Coopelesca, para su
redistribución en tres circuitos con dos alimentadores
Elaborado por:
Mayrone Carvajal Salas.
Carné: A00919
Ciudad Universitaria Rodrigo Facio.
2do Semestre de 2008
Rediseño del esquema de protecciones del circuito de
distribución Toro de la red eléctrica de Coopelesca, para su
redistribución en tres circuitos con dos alimentadores
Por:
Mayrone Carvajal Salas
Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica
de la facultad de Ingeniería
de la Universidad de Costa Rica
como requisito parcial para optar por el grado de:
BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
Aprobado por el Tribunal:
________________________
Ing.: Jeffrey Cordero Leiton
Profesor guía
___________________________
Ing.: Melvin Pacheco Vasquez
Profesor lector
________________________
Ing.: Roy Salazar Cordoba
Profesor lector
Coordinación de proteccionesi
TABLA DE CONTENIDO
1 Capitulo 1 Introducción.......................................................................................2
1.1 Objetivos....................................................................................................................................2
1.1.1 Objetivo general......................................................................................................................2
1.1.2 Objetivos específicos..............................................................................................................2
1.2 Sistemas de distribución............................................................................................................3
1.2.1 Características de los sistemas de distribución.......................................................................3
1.2.2 Características de operación de la red eléctrica......................................................................4
1.2.3 Estructura organizacional de Coopelesca ............................................................................11
1.2.4 Unidad de protecciones.........................................................................................................17
1.2.5 El problema y su importancia...............................................................................................20
1.2.6 Importancia de la coordinación de protecciones...................................................................22
2 Capitulo 2. Circuito actual y nuevo..................................................................24
2.1 Regiones del actual circuito Toro............................................................................................24
2.1.1 Identificación de los equipos................................................................................................30
2.2 Flujo de corriente del actual circuito Toro...............................................................................30
2.3 Características de línea del actual circuito Toro......................................................................33
2.4 Zonas de protección y medición del actual circuito Toro........................................................35
2.5 Clientes de la zona del circuito Toro.......................................................................................38
2.6 Estudio de cortocircuito y cargabilidad del actual circuito Toro.............................................41
2.6.1 Diagrama unifilar de la cooperativa, mediante el Etap 6......................................................42
2.6.2 Estudio de cargabilidad.........................................................................................................45
2.6.3 Históricos de Cortocircuito del actual circuito Toro.............................................................45
2.6.4 Estructura actuales de las protecciones ................................................................................46
2.7 Índices de desempeño actuales................................................................................................50
2.8 Importancia de la entrada de la subestación Cariblanco en el circuito Toro...........................57
2.8.1 Cambios del actual circuito Toro..........................................................................................60
2.8.2 Nuevos circuitos en operación..............................................................................................61
2.8.3 Estudio de cortocircuito de los tres nuevos circuitos............................................................67
3 Capitulo 3. Sistema de protecciones..................................................................70
3.1 Equipos de protección para sistemas de distribución eléctrica................................................73
3.1.1 Fusibles ................................................................................................................................73
3.1.2 Seccionalizadores..................................................................................................................79
3.1.3 Reconectadores.....................................................................................................................82
3.1.4 Criterios técnicos de aplicación............................................................................................84
3.2 Tipos de coordinación..............................................................................................................84
3.2.1 Reconectador – Fusible.........................................................................................................84
3.2.2 Reconectador – Seccionalizador...........................................................................................86
Coordinación de protecciones
ii
3.2.3 Reconectador – Reconectador...............................................................................................87
3.2.4 Fusible – Fusible...................................................................................................................87
3.3 Ideología de protecciones........................................................................................................90
3.4 Propiedades de las protecciones...............................................................................................90
3.4.1 Selectividad de las protecciones...........................................................................................90
3.4.2 Estabilidad.............................................................................................................................91
3.4.3 Confiabilidad.........................................................................................................................91
3.4.4 Rapidez.................................................................................................................................91
3.4.5 Sensibilidad...........................................................................................................................91
3.5 Políticas de coordinación de protecciones...............................................................................91
3.6 Criterios de coordinación.........................................................................................................92
4 Capitulo 4. Coordinación de protecciones........................................................94
4.1 Ideología de protecciones........................................................................................................94
4.2 Criterios de protección utilizados............................................................................................95
4.3 Reubicación de los equipos de protección.............................................................................100
4.3.1 Nuevo circuito Chilamate...................................................................................................104
4.3.2 Nuevo circuito Río IV.........................................................................................................109
4.3.3 Nuevo circuito Toro............................................................................................................111
4.3.4 Circuito hacia Cariblanco...................................................................................................114
4.3.5 Seccionalizadores y enlaces................................................................................................115
4.4 Análisis de cargabilidad del circuito......................................................................................121
4.5 Análisis de cortocircuito........................................................................................................122
4.5.1 Circuito Chilamate..............................................................................................................122
4.5.2 Circuito Río IV...................................................................................................................124
4.5.3 Circuito Toro.......................................................................................................................125
4.6 Coordinación de protecciones en los tres nuevos circuitos...................................................125
4.6.1 Circuito Chilamate..............................................................................................................127
4.6.2 Circuito Río IV...................................................................................................................138
4.6.3 Circuito Toro.......................................................................................................................147
4.7 Coordinación para los seccionalizadores y enlaces...............................................................151
4.7.1 Seccionalizador Chilamate La Virgen................................................................................151
4.7.2 Enlace Chilamate Santa Rita...............................................................................................153
4.7.3 Enlace Chilamate Río IV....................................................................................................157
4.7.4 Enlace Toro Río IV.............................................................................................................158
5 Conclusiones y Recomendaciones...................................................................162
5.1 Conclusiones..........................................................................................................................162
5.2 Recomendaciones..................................................................................................................168
6 Bibliografía........................................................................................................170
7 Anexos................................................................................................................171
8 Definición de términos......................................................................................181
Coordinación de protecciones
iii
9 Propiedades de las protecciones......................................................................182
10 Criterios de coordinación...............................................................................182
11 Guía de coordinación de protecciones..........................................................183
12 Información necesaria para la aplicación de los Reconectadores..............190
13 Operación........................................................................................................191
14 Ejemplos básicos de coordinación.................................................................191
TABLA DE FIGURAS
Figura 1. Circuitos San Isidro (café), Fortuna (verde) y Florencia (azul).........6
Figura 2. Circuito San Francisco en color rosado................................................7
Figura 3. Circuito Ciudad Quesada (naranja) y circuito Marina (verde).........8
Figura 4. Actual circuito Toro en color gris..........................................................8
Figura 5. Red eléctrica de Coopelesca...................................................................9
Figura 6. Zona de cobertura nacional. (Coopelesca en color morado).............10
Figura 7. Sector de línea nuevo en un doble circuito.........................................21
Figura 8. Configuración del actual circuito Toro...............................................24
Figura 9. Calibres de conductor actual circuito Toro........................................25
Figura 10. Doble circuito en el actual circuito Toro...........................................26
Figura 11. Regiones del actual circuito Toro......................................................29
Figura 12. Ubicación actual de los reconectadores.............................................31
Figura 13. Posible cambio de flujo del actual circuito Toro..............................32
Figura 14. Unifilar del actual circuito Toro........................................................33
Figura 15. Ubicación de los reconectadores en el actual circuito Toro............35
Figura 16. Zonas de protección del actual circuito Toro...................................36
Figura 17. Zonas de protección restantes............................................................37
Figura 18. Clientes de importancia......................................................................39
Coordinación de protecciones
iv
Figura 19. Barra del cruce de San Miguel...........................................................43
Figura 20. Diagrama unifilar en Etap del cruce de Río IV................................44
Figura 21. Cambio en la dirección del flujo........................................................58
Figura 22. Nuevas zonas de protección................................................................59
Figura 23. Nuevo circuito Toro............................................................................63
Figura 24. Nuevo circuito Río IV.........................................................................64
Figura 25. Nuevo circuito Chilamate...................................................................66
Figura 26. Cruce de San Miguel con la entrada de Cariblanco........................67
Figura 27. Cruce de Río IV con la entrada de Cariblanco................................68
Figura 28. Curva de elemento protector y elemento protegido.........................71
Figura 29. Curva de protección del fusible.........................................................74
Figura 30. Límites para obtener la razón de velocidad......................................76
Figura 31. Secuencia de operación de un reconectador.....................................82
Figura 32. Curvas de coordinación reconectador - fusible................................86
Figura 33. Criterio de coordinación para el fusible Tipo K..............................88
Figura 34. Criterio de coordinación para el fusible Tipo T...............................89
Figura 35. Rangos de cortocircuito....................................................................100
Figura 36. Cruce de Río IV reubicación de reconectador...............................101
Figura 37. Reubicación de los reconectadores del cruce de Río IV al Cruce de
San Miguel ...........................................................................................................103
Figura 38. Ubicación de los equipos en el circuito Chilamate.........................108
Figura 39. Ubicación de los equipos circuito Río IV........................................110
Figura 40. Ubicación de los equipos circuito Toro...........................................114
Figura 41. Circuito hacia Cariblanco................................................................114
Figura 42. Ubicación final de los equipos de protección..................................116
Figura 43. Estado actual del cruce de Rió IV....................................................118
Figura 44. Propuesta de enlace para el cruce de Río IV..................................119
Coordinación de protecciones
v
Figura 45. Salida de subestación Cariblanco....................................................120
Figura 46. Propuesta del enlace de la subestación Cariblanco........................121
Figura 47. Coordinación de protecciones Chilamate 1....................................128
Figura 48. Coordinación de protecciones Chilamate 2....................................129
Figura 49. Coordinación de protecciones circuito Chilamate 3......................132
Figura 50. Coordinación Chilamate 3................................................................133
Figura 51. Coordinación de protecciones Chilamate 4....................................135
Figura 52. Coordinación del circuito Chilamate..............................................137
Figura 53. Coordinación de protecciones circuito Río IV 1............................139
Figura 54. Coordinación de protecciones Río IV 2...........................................141
Figura 55. Detalle de coordinación Carrizal.....................................................142
Figura 56.Detalle de la coordinación de Río IV 2.............................................144
Figura 57. Coordinación de protecciones Los Alpes 3.....................................145
Figura 58. Coordinación de protecciones Carrizal 3........................................146
Figura 59. Coordinación de protecciones Toro 1..............................................147
Figura 60. Coordinación de protecciones Toro 2..............................................149
Figura 61. Coordinación de protecciones circuito Toro 3...............................150
Figura 62. Coordinación reconectador – fusible para San Rafael Pangola.. .151
Figura 63. Ubicación del seccionalizador de Chilamate La Virgen................152
Figura 64. Coordinación de protecciones Santa Rita Chilamate....................156
Figura 65. Coordinación alternativa 2 para el enlace Chilamate Santa Rita 157
Figura 66. Coordinación de protecciones enlace Toro Río IV........................159
Figura 67. Coordinación alternativa 2 enlace Toro Río IV.............................161
Figura 68. Rango de operación de cortocircuito...............................................185
Figura 69. Tiempo de sensado de falla...............................................................186
Figura 70. Intervalo de recierres........................................................................187
Coordinación de protecciones
vi
Figura 71. Tiempo de reinicio de secuencia no finalizado...............................188
Figura 72. Tiempo de reinicio de secuencia finalizado.....................................188
Figura 73. Tiempo de reinicio de evento............................................................189
Figura 74. Disparo máximo de corriente...........................................................190
Figura 75. Reconectadores en serie, tres niveles de protección.......................192
Figura 76. Curvas de coordinación entre reconectadores en serie.................192
Figura 77. Ejemplo de coordinación en serie....................................................193
Figura 78. Reconectadores en paralelo, un nivel de protección......................193
Figura 79. Ejemplo de equipos en paralelo.......................................................194
Figura 80. Niveles de protección para reconectadores en serie y paralelo.....195
Figura 81. Ejemplo de coordinación Reconectador-fusible.............................195
Figura 82. Ejemplo de coordinación fusible-fusible.........................................196
INDICE DE TABLAS
Tabla 1. Característica de distancias del actual circuito Toro..........................27
Tabla 2. Lugares de cobertura.............................................................................28
Tabla 3. Distancias de línea..................................................................................33
Tabla 4. Calibre de línea.......................................................................................34
Tabla 5. Demanda por zonas................................................................................38
Tabla 6. Clientes de importancia..........................................................................40
Tabla 7. Medidores por circuito...........................................................................41
Tabla 8. Características de distribución del circuito hacia Venecia.................47
Tabla 9. Características de distribución del circuito hacia Pangola.................48
Tabla 10. Características del circuito hacia Bananeras.....................................49
Tabla 11. Clasificación de las interrupciones......................................................51
Tabla 12. Grados de exigencia en un sistema de distribución...........................52
Tabla 13. Duración promedio de interrupciones................................................55
Coordinación de protecciones
vii
Tabla 14. Frecuencia promedio de interrupciones.............................................56
Tabla 15. Valores de voltaje para distribución y transformadores..................78
Tabla 16. Características de protección para el circuito Chilamate...............105
Tabla 17. Características de protección para el circuito Río IV.....................109
Tabla 18. Características de protección circuito Toro.....................................112
Tabla 19. Estudio de cortocircuito para el circuito hacia Cariblanco. ..........115
Tabla 20. Estudio de cortocircuito para el circuito Chilamate.......................123
Tabla 21. Estudio de cortocircuito para el circuito Río IV..............................124
Tabla 22. Estudio de cortocircuito para el circuito Toro.................................125
Tabla 23.Ajustes de protección Chilamate 1.....................................................128
Tabla 24. Ajustes de protección Chilamate Puerto Viejo (4255-7).................130
Tabla 25. Ajustes de protección La Virgen San Ramón. ................................131
Tabla 26. Ajustes de protección Puerto Viejo Bananeras (4123-01)...............136
Tabla 27. Ajustes de protección Puerto Viejo Orlich.......................................136
Tabla 28. Ajuste de protección para la 4 curva de protección de Puerto Viejo
Orlich....................................................................................................................136
Tabla 29. Ajustes de protección Río IV............................................................140
Tabla 30. Ajuste de protección Los Alpes.........................................................143
Tabla 31. Ajustes de protección Caño Grande.................................................143
Tabla 32. Ajustes de protección Carrizal..........................................................143
Tabla 33. Ajustes de protección Río IV Santa Rita..........................................148
Tabla 34. Ajustes de protección Españolita Pangola........................................148
Tabla 35. Ajustes de protección San Rafael Pangola.......................................149
Tabla 36. Ajustes del seccionalizador de Chilamate La Virgen......................152
Tabla 37. Estudio de cortocircuito.....................................................................153
Tabla 38. Alternativa 2 para Puerto Viejo Orlich............................................154
Tabla 39. Alternativa 2 para Puerto Viejo Bananeras.....................................155
Coordinación de protecciones
viii
Tabla 40. Alternativa 2 para Chilamate Puerto Viejo.....................................155
Tabla 41. Ajustes de protección Enlace Santa Rita Chilamate.......................156
Tabla 42. Estudio de cortocircuito para la alternativa 1.................................158
Tabla 43. Ajustes de protección enlace Santa Rita Río IV..............................159
Tabla 44. Estudio de cortocircuito alternativa 2..............................................160
Unidad de protecciones
1
RESUMEN
Mediante el siguiente trabajo se quiere dar a conocer la forma que se debe realizar la
coordinación de protecciones, explicando todos los requerimientos necesarios para llevar a cabo
la coordinación. Se muestra los estudios y análisis requeridos para la implementación del
esquema de protecciones en Coopelesca RL, así como las características eléctricas propias de la
red y en especial del circuito Toro, el cual se dividirá en tres nuevos circuitos. Se define las
principales características que tiene un esquema de protecciones para entrar en operación.
Unidad de protecciones
2
1 Capitulo 1 Introducción.
1.1 Objetivos
1.1.1 Objetivo general
Rediseñar el esquema de protección y la coordinación de las protecciones del actual
circuito de distribución Toro, ante su redistribución en tres circuitos con dos alimentadores.
Para ello se deberá analizar los diferentes zonas de consume actuales, su distribución en
los nuevos 3 circuitos, los cambios en el flujo de corriente, la redistribución de las cargas con
respecto a los nuevos alimentadores, los nuevos valores de cortocircuito debidos a la nueva
fuente, la posibilidad de reubicar y reajustar los equipos de protección existentes, la posibilidad
de agregar nuevos equipos de protección para la nueva configuración y finalmente, efectuar los
ajustes del nuevo esquema de 3 circuitos con dos alimentadores, para garantizar su correcta
operación bajo las nuevas características.
1.1.2 Objetivos específicos
•
Determinar los índices de desempeño del actual circuito Toro, y su relación con respecto
al actual esquema de protecciones.
•
Identificar las zonas de protección actuales, y diseñar una propuesta para las nuevas
zonas de protección necesarias para implementar el cambio a tres circuitos.
•
Presentar una propuesta de reubicación de los equipos actuales de protección, requerida
para realizar las maniobras de operación de la nueva configuración en tres circuitos.
•
Analizar los principios de operación y parámetros de ajuste para cada uno de los
elementos de protección requeridos en la nueva configuración
•
Analizar los principios de coordinación para las combinaciones: reconectador reconectador, reconectador - seccionalizador, reconectador - fusible, fusible – fusible y su
aplicación en la nueva configuración.
•
Recopilar y documentar la información histórica de cortocircuito del actual Circuito
Toro.
Unidad de protecciones
3
•
Documentar ensayos de cortocircuito con la herramienta de simulación ETAP6, para las
diferentes zonas de la nueva configuración en tres circuitos. .
•
Hacer un análisis comparativo de los valores de simulación y los históricos reales, con el
fin de determinar los parámetros de ajuste y coordinación requeridos para la nueva
configuración en tres circuitos.
•
Diseñar e implementar la nueva propuesta de protecciones del circuito Toro,
contemplando reubicación y/o instalación de nuevos equipos, así como su
parametrización.
•
Generalizar una guía de protecciones a partir de la metodología utilizada en este
proyecto, que sea aprobada por COOPELESCA para su uso en nuevos cambios o
ampliaciones de sus circuitos de distribución.
1.2 Sistemas de distribución
1.2.1 Características de los sistemas de distribución
Los sistemas de distribución forman parte del sistema eléctrico nacional, el cual está
formado por plantas generadoras, subestaciones y líneas de transporte. La energía eléctrica
primero es generada por medio de las plantas generadoras, luego es llevada por las líneas de
transmisión hasta las subestaciones donde su voltaje es reducido hasta los niveles deseados para
ser distribuida por las empresas encargadas de brindar el servicio eléctrico.
Los sistemas de distribución son aquellos en los cuales los voltajes están entre los 7.2 KV
y los 34.5 KV, en media tensión mientras que para baja tensión están entre 120V y 480V.
En los sistemas de distribución se tienen diferentes tipos de equipos, los cuales se
encargan de transportar la energía (conductores), reducir o aumentar el voltaje y la corriente,
según se requiera (transformadores), dar soporte al equipo (postes), proteger la línea
(Reconectador, seccionalizadores, fusibles, interruptores y mantener los niveles de la calidad del
servicio deseados (reguladores de voltaje y bancos de capacitores), así como los demás
herramientas que sirven para la colocación de todos los equipos antes mencionados como grapas,
herrajes y otros.
Unidad de protecciones
4
Dentro de las principales características de las líneas de distribución se tienen: el voltaje,
distancia de los vanos, tipos de cable, las caídas de tensión a lo largo de la línea y por supuesto
la distribución geográfica de la red, la cual puede variar algunas de estas características.
Para comprobar las características de operación de la red, se tienen índices de
desempeño, los cuales miden la confiabilidad y disponibilidad, del servicio eléctrico. Para esto es
necesario efectuar una serie de estudios analíticos, los cuales modifican los índices de
desempeño, cuya exactitud dependerá del modelo de protección empleado en el sistema. Los
estudios típicos que se efectúan en un sistema de distribución son los siguientes:
•
Flujos de potencia.
•
Cálculo de corrientes de cortocircuito.
•
Regulación de tensión.
•
Compensación de reactivos.
Los sistemas de distribución también requieren equipo de protección, con el objetivo de
salvaguardar su operación en condiciones de falla o disturbios de la red, y así garantizar la
continuidad del servicio a los clientes que dependen de la red.
Actualmente en los sistemas de distribución se están empleando equipos de protección
electrónicos, los cuales poseen diferentes funciones que permiten proteger el sistema ante
posibles fallas. Entre las características de protección que brindan se tienen: identificación de
fallas (Monofásicas, trifásicas), monitoreo de las variables eléctricas, capacidad de operación
remota y local, registros de eventos
y otras.
Todas estas características facilitan el
mantenimiento en los sistemas de distribución.
1.2.2 Características de operación de la red eléctrica.
En la década de los sesentas (1963) el ICE inicia conjuntamente con la Agencia para el
desarrollo internacional del gobierno de los Estados Unidos de América (AID) y el
Departamento de Cooperativas del Banco Nacional de Costa Rica, un programa para constituir,
organizar y poner en operación tres cooperativas de electrificación rural, entre estas Coopelesca,
la cual brindaría el servicio en la zona norte del país.
Unidad de protecciones
5
Dentro de las etapas para la puesta en marcha de las cooperativas en el país, se contemplo
la viabilidad técnica, donde se decidió que el voltaje de distribución fuera de 14.4/24.9 KV. La
selección se hizo en base al estudio económico realizado en esa época, el cual mostró que este
voltaje era el de mayor rentabilidad, en comparación con las otras dos alternativas consideradas:
7.2/12.5KV y 19.9/34.5KV. Actualmente la cooperativa opera con este voltaje en su línea de
distribución, en tanto que el voltaje de entrega suministrado por el sistema de distribución del
ICE es de 34.5 KV y reducido a 24.9KV mediante el transformador de la subestación Toro.
Actualmente la cooperativa es la encargada de la distribución eléctrica en la zona norte
del país (ver figura 5), y hasta el día de hoy se mantienen las mismas características de voltaje en
todos los circuitos de la red (14.4/24.9KV). Esta característica la hace diferente a otras empresas
de distribución que funcionan en el país, donde los voltajes más comunes son 13.8 KV/34.8 KV
(como los casos de la CNFL y ESPH) y el ICE.
La red eléctrica de Coopelesca actualmente está conformada por siete circuitos, los cuales
son: Florencia, Fortuna, San Isidro, Marina, Ciudad Quesada, San Francisco y Toro. Este último
es el circuito a analizar. Actualmente este circuito es alimentado por la subestación Toro, la cual
es propiedad del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). El circuito Toro forma parte
importante de la red eléctrica de la cooperativa, debido a sus características de distribución, tales
como: distancia, cantidad de equipos de protección y regiones que abarca.
En las figuras siguientes se muestra el diagrama de la red eléctrica de Coopelesca, donde
en color gris se aprecia el actual “Circuito Toro”, y la porción que abarca dentro del sistema
eléctrico de la cooperativa.
La figura 1 muestra los circuitos de Fortuna, Florencia y San Isidro, así como las
subestaciones de Peñas Blancas y Ciudad Quesada, las cuales son propiedad del Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE), también se aprecian dos de las tres plantas generadoras de la
cooperativa, como lo son: Chocosuela II y Chocosuela III.
Unidad de protecciones
6
Figura 1. Circuitos San Isidro (café), Fortuna (verde) y Florencia (azul)
Unidad de protecciones
7
En la figura 2, se observa el circuito San Francisco, el cual sale de la subestación Ciudad
Quesada.
Figura 2. Circuito San Francisco en color rosado
En la figura 3 se aprecian el circuito Marina y el circuito Ciudad Quesada, los cuales se
pueden anillar con el actual circuito Toro para diferentes maniobras en la red.
Unidad de protecciones
8
Figura 3. Circuito Ciudad Quesada (naranja) y circuito Marina (verde).
En la figura 4 se aprecia el actual circuito Toro, representado en color gris, además se
observa la subestación Toro, subestación de donde se alimenta el circuito. En el diagrama se
aprecian todos los equipos de protección y su ubicación representada por el plano poste.
Figura 4. Actual circuito Toro en color gris.
Unidad de protecciones
9
Figura 5. Red eléctrica de Coopelesca.
Simbología:

Circuito Florencia.

San Isidro.

Ciudad Quesada.

Marina.

Fortuna.

Toro.
Unidad de protecciones
10
Además en círculos con un rombo negro en el centro se representan las subestaciones
actuales y futuras de la red. De izquierda a derecha: la subestación de Peñas Blancas, subestación
Ciudad Quesada, subestación Toro y subestación Cariblanco la cual entrara a la red de
Coopelesca a partir de Diciembre del presente año.
Como se observa en la figura anterior el circuito Toro se encuentra ubicado al este de la
red de Coopelesca, al extremo derecho del sistema.
En la siguiente se puede ver que Coopelesca es la cooperativa con mayor área de
cobertura de distribución en el país, solo detrás del ICE y por delante de Coopeguanacaste.
Figura 6. Zona de cobertura nacional. (Coopelesca en color morado)
Unidad de protecciones
11
1.2.3 Estructura organizacional de Coopelesca
Como principios de trabajo Coopelesca tiene bien establecido la misión y visión de la
cooperativa los cuales son respectivamente:
“Trabajamos sobre la base de principios y valores cooperativos en el sector de energía
y comunicaciones del mercado nacional, con capacidad, conocimiento y habilidad, para mejorar
la calidad de vida de los asociados y a través de ellos participar en la promoción del desarrollo de
las comunidades”.
“Nos vemos como una empresa cooperativa sólida, líder nacional en energía y
comunicaciones, para el desarrollo ambiental, económico y social de sus asociados y
comunidades”.
El quehacer de Coopelesca se enmarca dentro de 8 valores1:
•
Compromiso.
•
Honestidad.
•
Responsabilidad Social y Ambiental.
•
Lealtad.
•
Solidaridad.
•
Trabajo en equipo.
•
Liderazgo.
•
Servicio.
Coopelesca como cooperativa tiene objetivos2 claros y bien definidos, tales como:

Estimular el desarrollo económico, social, y cultural de sus asociados y en
general, contribuir a alcanzar los más altos niveles de vida.
1
2
Boletín anual de funciones, 2008
Boletín anual de funciones, 2008
Unidad de protecciones
12

Generar, comprar, transportar y distribuir energía destinada al consumo de sus
usuarios, para lo cual la cooperativa tomará las previsiones necesarias.

Procurar la universalidad de sus servicios en su área concesionada.

Buscar la autosuficiencia del abastecimiento de energía, manteniendo un alto
nivel de calidad.

Desarrollar actividades, tales como: transmisión de datos, telecomunicaciones y
cualquier otra actividad afín con el desarrollo tecnológico.

Desarrollar sus operaciones y proyectos en forma sostenible con el ambiente.
Coopelesca brinda los servicios desde la década de los sesenta, con una organización social
y dinámica en crecimiento y generadora de nuevos proyectos. Desde entonces y hasta la fecha se
ha alcanzado cubrir el 97% de la zona Norte del país. En los noventas se incursiona en la
generación eléctrica, formando parte de Coneléctricas con un 45% de acciones y con ello
formando parte de la planta de generación de San Lorenzo. Además posee generación con las
tres plantas con la que cuenta la cooperativa Chocozuela I, II y III, alcanzando 25.5MW de
potencia, los cuales ayudan a brindar el servicio eléctrico en diferentes zonas a través de los
distintos circuito de la red.
A partir del año 2006 Coopelesca inicia en forma planificada la implementación de un
modelo de gestión corporativo, por medio del cual la cooperativa adquiere y fortalece
habilidades y destrezas en su funcionalidad. De esta forma se crea a lo interno una cultura de
servicio de calidad al asociado, que a la vez favorece al manejo de los recursos de la empresa en
forma adecuada, y contribuye al crecimiento sostenible de la cooperativa.
El modelo corporativo se entiende como una herramienta con la cual se procede en forma
planificada y ordenada a la reorganización administrativa y operativa de una empresa, que
permite aprovechar de forma eficiente los recursos disponibles. De esta manera, se logra adoptar
con mayor facilidad a las exigencias del entorno, poder satisfacer oportunamente y con calidad
las necesidades de sus clientes.
Unidad de protecciones
13
Los objetivos de gestión corporativa que se está desarrollando en la cooperativa con los
siguientes:
 Mejorar continuamente con base en los principios del cooperativismo.
 Mejorar los tiempos de respuesta a cada una de las solicitudes de los abonados.
 Mejorar y asegurar la calidad de los productos y servicios prestados por la
cooperativa.
 Estandarizar y normalizar la forma en que se hacen las tareas institucionales.
 Que todos los abonados posean una información uniforme por parte de los todos los
funcionarios.
La estructura organizacional3 de Coopelesca RL está formada por la estructura asociativa y
la estructura corporativa.
3
Boletín anual 2008
Unidad de protecciones
14
En el diagrama anterior se aprecia los dos niveles organizacionales con los que cuenta la
cooperativa. El primer bloque de siete cuadros, en color naranja, representa el nivel asociativo,
mientras que el segundo bloque de cuadros, en color azul representa el nivel corporativo.
Donde el nivel corporativo, está conformado por todos los delegados que a su vez
integran la asamblea general. Estos delegados se reúnen de manera ordinaria y extraordinaria
para crear las directrices generales a seguir y además elegir a los miembros de los cuerpos
directivos. A continuación se describen los cinco cuerpos directivos:
Consejo de administración: lo integran nuevos miembros, siete propietarios y dos
suplentes a quienes les corresponden la administración general de la cooperativa, dictar
reglamentos, dictar la admisión o renuncia de los asociados, velar por el cumplimiento de los
Unidad de protecciones
15
acuerdos de asamblea, además de dictar las políticas y directrices generales de Coopelesca. El
consejo de administración nombra al gerente general y al responsable de la auditoria.
Comité de educación y bienestar social: Lo integran tres propietarios asociados
electos por la asamblea general de delegados, su finalidad es fomentar la educación cooperativa
y procurar el bienestar social de los asociados.
Comité de vigilancia: Integrado por tres asociados electos por la asamblea general de
delegados. Tiene como finalidad fiscalizar todas las acciones que se realicen en la cooperativa y
realizar informes ante la asamblea anual de delegados.
Tribunal electoral: Integrado por tres miembros electos por la asamblea general de
delegados; tiene como finalidad estructurar y ejecutar todo el proceso de elecciones de los
asociados, los cuerpos directivos y supervisar la elección de los delegados que integran la
asamblea anual.
Junta arbitral: Integrado por tres asociados electos por la asamblea general de
delegados. Su finalidad es solucionar conflictos entre los asociados y la administración de la
cooperativa.
Ahora el segundo bloque de siete cuadros representa el nivel corporativo, donde el
gerente general es nombrado por el consejo de administración y este para cumplir con sus
responsabilidades conforma un equipo gerencial. En Coopelesca este cuerpo lo integran seis
subgerentes, con sus funciones bien definidas, tal y como se muestra en el diagrama.
Toda esta estructura corporativa hace que las políticas de operación del circuito difieran
de lo acostumbrado en otras empresas de distribución nacional, tanto por su estructura
organizacional como por su ubicación en una zona rural. La principal diferencia es que la
mayoría de sus abonados residenciales son los propios encargados de las asambleas, que
componen los diferentes directorios del sistema estructural de la cooperativa.
Lo anterior trae como consecuencia un orden prioritario diferente entre los clientes de
importancia. Para el caso de Coopelesca el orden de prioridad para el tipo de cliente es el
siguiente:
1. Sector residencial.
Unidad de protecciones
16
2. Sector industrial.
3. Sector comercial.
En la red de la cooperativa, se pueden tener los tres tipos de clientes en un mismo ramal
monofásico, esto dificulta la decisión de que sectores deben ser desconectados de primero ante
una contingencia o falla.
En la red eléctrica de la cooperativa no existen centros de carga industrial importantes a
los cuales deba garantizárseles el servicio las 24 horas. Sin embargo, dado que los principales
clientes son los abonados residenciales, y muchos de ellos son los asambleístas que administran
la cooperativa, se da prioridad al cliente residencial, por lo que el servicio en este circuito debe
estar disponible en todo momento.
Está distribución de los clientes se realiza por consumo energético con lo cual se
definen los diferentes tipos de tarifas, tales como:
La tarifa residencial: por los primeros 200 Kwh, se cobran ¢46 por KWh con un
consumo mínimo de 30 KWh, lo que equivale a una tarifa básica de ¢1,380, y por cada KWh
adicional se cobra ¢56. En esta categoría entran únicamente las casas de habitación.
La tarifa general e industrial 1: son los que tienen consumos menores o iguales a 3000
KWh, donde los primeros 200KWh se cobran a ¢66 por KWh, lo que equivale a una tarifa
básica de ¢13200. La diferencia entre el general y el industrial radica en que el industrial es
aquel que le añade un valor agregado a la materia prima, es decir la procesa de alguna forma, por
ejemplo un aserradero o una lechería.
La tarifa general e industrial 2: es para consumos superiores a los 3000 KWh, el cargo
por energía para los primeros 3000 KWh o menos ¢99,000, y por cada KWh adicional es de
¢33. El cargo por demanda: son por los primeros 15 KW ¢119,100 y por cada KW
adicional ¢7,940, al igual que el anterior la diferencia entre el general e industrial es el valor
agregado que se le da a la materia prima, únicamente que en este caso son empresas con un
mayor consumo y por lo general de un mayor tamaño.
En el caso de otras empresas de distribución que funcionan en el país como la
Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), que tiene centros industriales de carga muy
Unidad de protecciones
17
importantes y representativos los cuales exigen el servicio durante las 24 horas. Al ser estos
clientes los que generan mayores ingresos para la empresa, se les brinda prioridad del servicio.
En el caso de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz el orden de prioridad de los
clientes varía, de la siguiente forma:
1. Sector industrial.
2. Sector Comercial.
3. Sector Residencial.
Esta empresa depende para su desarrollo de los clientes que generen mayores ganancias
a la estructura organizacional, de esta forma el sector industrial pasa a ser el cliente de mayor
importancia, mientras el sector residencial pasa al último lugar. Adicionalmente ningún cliente
tiene poder de decisión en el rumbo de la empresa.
De esta manera se aprecia una diferencia importante en la forma de operación de una
empresa urbana donde el cliente residencial es mayoría y tiene prioridad y además poder de
decisión en el desarrollo y políticas de la empresa.
1.2.4 Unidad de protecciones
El Departamento de Planificación de la Red Eléctrica, pertenece a la subgerencia de
redes eléctricas y comunicaciones, la cual forma parte del nivel corporativo, en la estructura
organizacional de la cooperativa y está representado en el diagrama mediante un cuadro de color
azul intenso en la última línea de bloques.
Unidad de protecciones
18
La Unidad de Protecciones se crea ante la necesidad de llevar un control adecuado de
los equipos de protección de la red. Esta unidad forma parte del Departamento de Planificación
de la Red Eléctrica, este departamento se encuentra a cargo el Ing.: Melvin Pacheco. A
continuación se muestra un diagrama del Departamento de la Red Eléctrica, donde se muestran
todas las aéreas y unidades que lo conforman.
La Unidad de Protecciones está formada por: el Coordinador de Protecciones y un
técnico, los cuales son los encargados de configurar y ajustar los parámetros de protección así
como definir las políticas de trabajo de la unidad, además de elaborar planes de mantenimiento,
mejoras y nuevas propuestas para tener un adecuado sistema de protecciones.
Unidad de protecciones
19
Mediante la Unidad de Protecciones se pretende conocer el estado actual de los equipos
y su funcionamiento, con el fin de identificar oportunidades de mejora.
Después de analizar la configuración, el funcionamiento y el estado actual de los
equipos, se realizará la definición de políticas, criterios y propiedades de operación, los cuales
deben ser expuestos ante el Departamento de Planificación de la Red Eléctrica, con el fin de
implementar las mejoras encontradas en el diseño del esquema de protecciones de la cooperativa.
Además, la Unidad de Protecciones cuenta con el apoyo del Centro de Control, el cual
se encarga de la medición, control y supervisión de los equipos a través del sistema SCADA.
Este sistema, ayuda a realizar el control de las variables eléctricas de los equipos de protección,
así como para realizar maniobras de forma remota, de esta manera evitar el traslado hasta el
equipo para accionarlo, ahorrando tiempo (horas hombre) y dinero (gastos en traslado) para la
cooperativa.
El Centro de Control cuenta con datos históricos de: consumos, corrientes, voltajes y
potencias, los cuales son almacenados en una base de datos, que está en operación desde el año
2003.
Se pretende que la Unidad de Protecciones trabaje con el Centro de Control en el
manejo e interpretación de las variables medidas, de manera que se pueda optimizar la
interpretación de las variables eléctricas y llevar un control más adecuado de las mismas.
Unidad de protecciones
20
1.2.5 El problema y su importancia.
Se desea realizar una propuesta de diseño y una reconfiguración de los ajustes de
protección en los equipos del actual circuito Toro, el cual se dividirá en tres circuitos, a saber el
nuevo circuito Toro, el circuito Río IV, y el circuito Chilamate. El circuito Río IV y el circuito
Chilamate tendrían una distancia aproximada de 180 Km de línea, lo cual representa acerca del
80% del actual circuito Toro, además tendrían más del 70% de los reconectadores actuales. Esta
nueva configuración del actual circuito Toro, en tres nuevos, dos de los cuales estarían
alimentados por la subestación de Cariblanco (circuito Río IV y circuito Chilamate), la cual
ingresa a la red de Coopelesca a finales de noviembre, esto trae como consecuencia el rediseño
de la ubicación de los equipos, así como un nuevo esquema y ajuste de protecciones.
Con la entrada de Cariblanco a la red de Coopelesca, y la redistribución del actual circuito
Toro, se busca disminuir la carga en los alimentadores de distribución, los cuales están casi al
límite de su capacidad de transporte. De esta forma, se mejora la capacidad de cada línea, debido
a que se libera carga en los circuitos Río IV y Chilamate, y se adiciona la fuente de la
subestación Cariblanco para los nuevos circuitos.
En la línea de distribución del actual circuito Toro se utilizan conductores número 4/0
ACSR, el cual tiene una capacidad de transporte de 8MW. Hoy en día esta línea transporta
aproximadamente 7,3 MW (un valor muy cercano a la capacidad máxima).
Con la entrada de la subestación Cariblanco, se espera segmentar el circuito de tal forma
que la carga de cada alimentador disminuya y se mejore considerablemente la capacidad de cada
línea.
Desde la salida de la subestación Cariblanco hasta el portón de dicha subestación se
construirá 1 Km de línea. Seguidamente se reconstruirán 5.1 Km de línea en un doble circuito
con conductores tipo 559 AAAC, esto hasta el cruce de la comunidad de San Miguel, lugar
donde se dividen los dos circuitos.
En la figura siguiente se muestran los sectores del cruce de San Miguel, sector donde se
divide el alimentador principal en dos circuitos y cambia el calibre del alimentador. También se
Unidad de protecciones
21
aprecia el sector donde se reconstruirá la línea (6.1 Km, en conductor 559 AAAC), desde la
salida de la subestación, representada por un circulo con un punto en el centro, hasta el cruce de
Cariblanco.
Figura 7. Sector de línea nuevo en un doble circuito.
En la distribución actual de los equipos de protección de la red, existen deficiencias de
operación, como: poca selectividad ante una falla y mala coordinación en los equipos; lo que
genera poca confiabilidad del sistema de protecciones. Todo esto como consecuencia de no haber
llevado un control adecuado de los parámetros de protección de cada equipo.
En el actual circuito Toro se tienen equipos de protección de diferentes marcas, lo cual no
garantiza una operación igual en cada equipo. Debido a que cada marca posee parámetros de
ajuste distintos para sensar, actuar y operar, así como diferencias en algunas de sus
características de protección; esto dificulta la coordinación y mantenimiento de los equipos en
especial los reconectadores.
En este momento no se están considerando las curvas de protección de los fusibles en la
coordinación de las protecciones. Esta condición, provoca desplazamientos no deseados de las
cuadrillas a sitios donde una falla pudo haber sido despejada por un reconectador, si se
considerara la curva salva fusible en su configuración.
Unidad de protecciones
22
La coordinación de protecciones en Coopelesca se abandonó aproximadamente hace tres
años, desde entonces no se lleva un control de los ajustes, propiedades y características de
protección necesarias para tener un sistema de protecciones confiable.
Se ha llevado un control inadecuado de los parámetros de protección de los equipos, donde
los ajustes de protección se realizaban de manera experimental, es decir se modificaban
dependiendo del comportamiento de la protección; si fallaba el ajuste de protección este se
corregía sin ningún estudio previo de la zona, características eléctricas y criterios de
coordinación. Este tipo de maniobras generaban desconfianza en los equipos y sus
características, además esto provocaba que el sistema de protecciones no actuara de forma
adecuada, trayendo problemas en la continuidad y calidad del servicio brindado.
Esta mala coordinación de los equipos de protección crea desconfianza en los operarios y
malestar en los clientes, quienes sufren cortes en el servicio eléctrico. Además esto genera
pérdidas para la cooperativa, por desplazamientos innecesarios y posibles demandas o cobros por
energía no servida.
1.2.6 Importancia de la coordinación de protecciones
Para toda empresa de distribución es de suma importancia la coordinación adecuada de las
protecciones de la red eléctrica, debido a que una mala coordinación puede representar diversos
tipos de problemas tales como: gastos innecesarios (traslado de cuadrillas), cortes inesperados,
problemas en la calidad del servicio, poca selectividad de las fallas y como resultado de todo esto
un deficiente sistema de protecciones.
Al llevar un control adecuado del sistema de protecciones, se pueden evitar los gastos
innecesarios, tales como: suspensiones del servicio en zonas no deseadas, debido a la poca
selectividad de las fallas, rapidez de respuesta ante una falla momentánea, problemas e
inconvenientes en los sistemas de distribución, debido a que al tener un esquema de protecciones
coordinado y operando de manera adecuada se pueden evitar traslados innecesarios a los lugares
para localización de las fallas, así como permite no afectar a todos los abonados por fallas
Unidad de protecciones
23
momentáneas las cuales son despejadas y aisladas de manera correcta por los equipos de
protección que pueden encontrar en la red eléctrica.
Mediante la coordinación de las protecciones se pueden corregir los índices de desempeño
y mejorarlos de manera considerable, debido a que las protecciones ayudan a mejorar los
tiempos de restauración del sistema ante una falla, así como a despejar fallas momentáneas las
cuales pueden ser aisladas de la mejor manera, mejorando la selectividad de cada falla que se
presente. Realizando el ajuste de los tiempos de recierres se pueden disminuir las operaciones de
los equipos ante fallas momentáneas, donde aumentando el tiempo levemente ayudaría a
despejar una falla momentánea con un solo recierres y no con tres o dos, tal y como se realiza
actualmente.
Por medio de la unidad de protecciones se pretende llevar el control adecuado de los
equipos de protección: reconectador y seccionalizadores, controlando sus ajuste de protección de
manera tal que se puede llevar un monitoreo de las variables que estos equipos tienen. El
objetivo es garantizar un adecuado control de los equipos y por lo tanto de las fallas que se
presentan en la red eléctrica de la cooperativa. En la coordinación de los fusibles con estos
equipos remotos y entre sí mismos se lograría mejorar considerablemente la selectividad y
sensibilidad ante una falla, logrando despejar las fallas monofásicas sin afectar a todos los
clientes que dependan de la red trifásica protegida por el reconectador.
Sin una adecuada gestión de las protecciones, se caería en un deterioro tanto del sistema de
protecciones, como con el consecuente deterioro de la estabilidad de la red. Adicionalmente se
ven afectados los índices de desempeño, los cuales son un reflejo de la calidad del servicio que
se puede esperar por parte de los abonados.
Con la creación de la unidad de protecciones se puede mejorar la calidad de servicio que
brinda la cooperativa y podría llegar a ser pionera en el manejo de los equipos de protección,
definición de criterios de coordinación, ideología de protecciones y características de protección,
al convertirse en la única cooperativa de distribución que llevaría un control adecuado de sus
protecciones.
Unidad de protecciones
24
2 Capitulo 2. Circuito actual y nuevo.
2.1 Regiones del actual circuito Toro.
El circuito Toro se alimenta de la subestación Toro, la cual pertenece al Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE), y está ubicada en la zona de bajos del Toro. En la figura 8
se marca, con un círculo gris la ubicación de la subestación en el circuito Toro.
Subestación
Cariblanco
Figura 8. Configuración del actual circuito Toro
La figura anterior muestra el cruce donde los alimentadores del circuito Toro se separan
hacia tres zonas diferentes, hacia Venecia a la izquierda, hacia Santa Rita arriba del cruce y a la
derecha hacia Bananeras.
Desde la subestación hasta el cruce (conocido como cruce de Río IV), existen 9.6 Km de
línea, con conductores 559 AAAC, figura 9. A partir de este punto, se divide en las tres ramas
Unidad de protecciones
25
principales del circuito Toro, un solo circuito hacia el sector de Bananeras, y en un doble circuito
para las regiones de Venecia y Pangola, con una distancia de 3Km de línea. Posterior a esos 3
Km se divide en dos circuitos independientes, uno hacia Chilamate y el otro hacia la zona de
Venecia. (Ver figura 9 y figura 10).
Sector hacia Pangola,
conductor 4/0
Sector hacia Venecia,
conductor 4/0
Sector hacia Bananeras, conductor 4/0
Cruce Río IV
9.6 Km
Subestación Toro
Figura 9. Calibres de conductor actual circuito Toro
Unidad de protecciones
26
Venecia
Río IV
Sector en doble circuito.
Hacia Venecia y Hacia Pangola
Carrizal
Figura 10. Doble circuito en el actual circuito Toro.
Todo el circuito está construido con cable Alliance 4/0 AAAC, como se indica en la figura
9, excepto desde la subestación Toro hasta el cruce de Río IV. En este tramo de línea se utiliza
conductores Darien 559 AAAC, el cual posee una mayor capacidad de transporte de energía. En
cuanto a la capacidad de cada tipo de cable se tiene que: el Alliance puede transportar llevar
hasta 8 MW de potencia, mientras que el Darien puede transportar hasta 14 MW.
Este circuito tiene una longitud de 224.6 Km de línea, lo cual lo hace el más extenso de
todos los circuitos de Coopelesca, en la siguiente tabla se aprecian las distancias de cada zona de
protección y de algunos ramales monofásicos, todos expresados por su plano poste.
Unidad de protecciones
27
Tabla 1. Característica de distancias del actual circuito Toro.
Unidad de protecciones
28
Este circuito además cuenta con 15 equipos de protección, entre ellos un seccionalizador
normalmente cerrado, este se utiliza para seccionar fallas en el sector de Chilamate y para
realizar maniobras en el circuito. Además posee 14 reconectadores, entre ellos cinco monofásico
y los restantes nueve trifásicos, 13 para protección del sistema ante una falla y uno para
maniobras en caso de averías o mantenimiento de la línea Esta cantidad de equipos de protección
lo hace el segundo circuito en cantidad de equipos de protección después del circuito San
Francisco, el cual cuenta con 18 equipos para protección de la red eléctrica
Este circuito también tiene como protección los fusibles, los cuales se utilizan para aislar
fallas. Los fusibles que se utilizan normalmente en la cooperativa son tipo K, estos se utilizan en
ramales monofásicos. Del inicio del ramal monofásico se utilizan fusibles de: 30 Imperios,
seguidos por de 15 imperios y hasta 8 imperios.
Este circuito al ser el de mayor longitud, abarca diversas zonas de las provincias de
Alajuela y Heredia. A continuación se muestra un cuadro con los principales cantones y distritos
que abarca:
Tabla 2. Lugares de cobertura.
Provincia
Cantón
Distritos
Alajuela
San Carlos
Venecia
Alajuela
Grecia
Río IV
Alajuela
Alajuela
Sarapiqui
Heredia
Sarapiqui
La Virgen
Heredia
Sarapiqui
Puerto Viejo
Heredia
Sarapiqui
Horquetas
Además se citan algunos de los poblados que alimenta el circuito:
•
Alajuela, San Carlos, Venecia:
El Abanico, Buenos Aires, Venecia, Pueblo Viejo, Guayabo, La Gloria y Marsella
•
Alajuela, Grecia, Río IV:
Río IV, Carrizal, La Tabla, Santa Rita, Los Lagos, San Rafael, Colonia Toro y La Españolita
•
Alajuela, Alajuela, Sarapiqui:
Las regiones de Cariblanco, San Miguel y Corazón de Jesús.
•
Heredia, Sarapiqui, La Virgen:
Unidad de protecciones
29
San Ramón, La Virgen, Las Palmitas, Llano Grande, Bajos de Chilamate, Sardinal.
•
Heredia, Sarapiqui, Puerto Viejo:
Boca Río Sucio, Naranjal, Zapote, Gacelas, Malinche y El Progreso.
•
Heredia, Sarapiqui, Horquetas:
Oropel y El Tigre.
Cada región que abarca el circuito Toro posee al menos dos equipos de protección, ya sea
reconectador – fusible, reconectador – seccionalizador o reconectador – reconectador. En la
siguiente figura se aprecia la ubicación de las regiones más importantes de la tabla anterior.
Figura 11. Regiones del actual circuito Toro.
Unidad de protecciones
30
2.1.1 Identificación de los equipos
La cooperativa cuenta con un sistema de identificación de equipos, compuesta por seis
números, los primeros cuatro identifican el plano madre y los dos siguientes el número de poste.
Como ejemplo se tiene el plano poste 3007-01, el cual representa al reconectador de Río IV San
Miguel, primer reconectador hacia el sector de Bananeras.
Para la instalación de los planos poste, se utilizan números metálicos, los cuales se
colocan mediante grapas a los postes de la red. Estos números se colocan en los postes a cierta
altura, para una rápida identificación del plano en el campo.
2.2 Flujo de corriente del actual circuito Toro
El actual circuito Toro únicamente posee una fuente de alimentación principal, que está
dado por el transformador ubicado en la subestación Toro, este transformador reduce el voltaje
de 34.5KV a 24.9KV, con una capacidad de 15MW.
Unidad de protecciones
31
Figura 12. Ubicación actual de los reconectadores.
En el sector hacia Puerto Viejo Bananeras el flujo no presenta cambios de dirección, es
decir no existen zonas que se presente un cambio en la dirección del flujo de corriente. Además
no hay plantas generadoras que inyecten energía al sistema.
En la zona hacia Pangola tampoco existen cambios de flujo desde el cruce de Río IV
hasta Pangola y tampoco existen plantas generadoras que contribuyan con energía al sistema.
En cambio hacia el sector de Venecia existen dos plantas generadoras las cuales inyectan
energía al sistema, como los son: Hidrovenecia y Caño Grande, las cuales aportan 2MW de
Unidad de protecciones
32
potencia a la red cada una. En esta rama del circuito puede existir un cambio de flujo desde
Hidrovenecia hasta la subestación Toro. Esto es de importancia para la protección del sistema y
para los estudios de cortocircuito de la red. Ver figura 13.
La Tabla
Hidrovenecia
Cariblanco
Figura 13. Posible cambio de flujo del actual circuito Toro.
En el anexo A, se pueden apreciar todos los circuitos que componen la red eléctrica de la
cooperativa, así como los equipos de protección, las plantas generadoras propias y las
subestaciones de la red. Además flechas que indican la dirección normal del flujo de corriente, y
los calibres de los cables utilizados en cada sector del circuito. También se observan las
potencias de cada planta, así como el plano poste donde se encuentra ubicado cada equipo del
sistema, como todos los demás equipos que componen la red eléctrica de Coopelesca. Al costado
derecho se tiene el cuadro de la simbología del diagrama unifilar.
El circuito Toro se encuentra representado con color gris, ubicado al lado derecho del
diagrama unifilar, se aprecia la subestación Toro y su capacidad, y todos los equipos de
protección del circuito Toro, identificados por su plano poste para facilitar su ubicación en
campo. En la figura 14 se tiene un acercamiento del diagrama para el circuito Toro.
Unidad de protecciones
33
Figura 14. Unifilar del actual circuito Toro.
2.3 Características de línea del actual circuito Toro.
El actual circuito Toro abarca tres regiones de importancia a través de la línea trifásica, la
cual tiene derivaciones monofásicas para alimentar las diferentes cargas que alimenta el circuito
(residencia, industrial y comercial).
Esta línea tiene un total de 1596,722 Km de los cuales 694,851 Km son trifásicos. En la
tabla 2, se muestra el detalle de cada circuito donde se aprecia que el circuito Toro es el que tiene
más cantidad de kilómetros construidos.
Tabla 3. Distancias de línea.
LINEAS TRIFASICAS, MONOFASICA Y SECUNDARIAS POR CIRCUITO
1 Toro
694,854
Distribució
n
Monofásica
471,507
2 San Francisco.
271,557
469,471
229,035
741,028
970,063
73,196
128,993
139,019
202,189
341,208
210,149
258,158
239,463
468,307
707,770
CIRCUITO
3 Ciudad Quesada.
4 Florencia.
Distribució
n Trifásica.
Distribució
n
Secundaria
430,361
Distribución
Total Primaria
1166,361
Distribución Total
Conductores
1596,722
Unidad de protecciones
34
5 Marina.
317,687
302,882
295,216
620,569
915,785
6 San Isidro.
133,055
199,255
228,450
332,310
560,760
7 Fortuna.
TOTALES (Km)
117,813
132,021
128,912
249,834
378,746
1818,311
1962,287
1690,455
3780,598
5471,054
El circuito Toro en su línea trifásica, está construido en su gran mayoría con cable 4/0 y
en menor cantidad en cable 1/0. Además desde la salida de subestación hasta el cruce de Río IV,
donde el circuito está construido con conductores 559, los cuales tienen una mayor capacidad de
trasiego de potencia. En la tabla siguiente se aprecia la cantidad del tipo de cable que es utilizada
en cada circuito de la cooperativa.
Tabla 4. Calibre de línea.
Kilómetros de conductor por tipo de calibre y por circuito
CALIBRE
CIRCUITO
#2
#4
#1/0
#2/0
#4/0
#559
TOTALES
1 Circuito - Toro
292,609
83,454
1566,090
0,000
290,683
29,957
2262,794
2 Circuito - San Francisco
120,028
84,997
1132,533
0,000
144,198
58,042
1539,798
74,237
78,550
277,297
0,000
45,249
29,144
504,476
4 Circuito - Florencia
136,946
66,955
622,529
0,000
204,057
16,996
1047,484
5 Circuito - Marina
116,867
87,635
932,533
0,047
134,382
69,240
1340,704
6 Circuito - San Isidro
174,976
62,388
469,680
0,000
100,524
0,267
807,833
61,074
27,024
363,903
0,000
45,813
51,392
549,206
976,737 491,003 5364,566
0,047
964,905
255,036
8052,294
3 Circuito - Ciudad Quesada
7 Circuito - Fortuna
TOTALES (Km)
La capacidad de trasiego de potencia máxima de cada tipo de cable es: 4MW para cable
1/0, 8MW para el cable 4/0 y 14MW para el 559. El consumo actual del circuito Toro se acerca
a 12MW, valor muy cercano a la potencia máxima del conductor 559, con el cual está construido
desde la salida de subestación hasta el cruce de Río IV. Entonces se tiene para cada tipo de cable:
 4 MW por cale 1/0.
 8 MW por cable 4/0
 14 MW por cable 559
Unidad de protecciones
35
2.4 Zonas de protección y medición del actual circuito Toro.
El circuito Toro posee equipos de protección, los cuales se encargan de aislar las fallas y
se aprovechan como instrumento de medición para conocer los consumos de energía de cada
zona del circuito. En la figura 15 muestra la ubicación de cada reconectador en el actual circuito
Toro.
Subestación Toro
Figura 15. Ubicación de los reconectadores en el actual circuito Toro.
Unidad de protecciones
36
En el cruce de Río IV se encuentran los tres reconectador principales, es decir los
primeros desde la salida de subestación hasta la carga. En la figura 16 se observa la zona que
protege cada uno de los reconectadores ubicados en el cruce de Río IV.
Reconectador trifásico Río IV Santa Rita
Reconectador trifásico Río IV San Miguel
Reconectador trifásico Río IV Venecia
Subestación Toro
Figura 16. Zonas de protección del actual circuito Toro.
Seguidamente se muestran las demás zonas de protección de todos los reconectadores,
tanto los trifásicos como los monofásicos. Se observa que hacia el sector de Bananeras, se tiene
Unidad de protecciones
37
mayor cantidad de equipos instalados, tres monofásicos y dos trifásicos, además existe las dos
configuraciones de equipos en serie y “paralelo”, mientras hacia Pangola únicamente se tienen
dos reconectadores en serie, uno monofásico y uno trifásico. En la zona hacia Venecia se tienen
igual dos reconectadores pero colocados de forma “paralela”, es decir los dos dependen del
reconectador que se encuentra agua arriba (Río IV Venecia).
Españolita Pangola
Puerto Viejo Orlich
San Rafael Pangola.
Puerto Viejo Bananeras
Chilamate Puerto Viejo
Carrizal.
La virgen San Ramón.
Los Alpes
Caño Grande.
Subestación Toro
Cariblanco.
Figura 17. Zonas de protección restantes.
Unidad de protecciones
38
Estos equipos de protección además se utilizan para obtener datos del consumo de cada
zona, con lo cual se puede llevar un control de la capacidad de las diferentes zonas del circuito
con el fin de poder realizar las maniobras de mantenimiento. En la siguiente tabla se muestra los
consumos de cada una de las zonas representadas en la figura anterior.
En la tabla 4 se observa los tres períodos de consumo definidos por la cooperativa:
•
Punta, que es el período de mayor consumo, son las horas, almuerzo y cena las cuales
van de las 12 md a las 2 pm y de las 6 pm a las 8 pm.
•
Valle, se refiere a las horas de la madrugada (12 mn a 4 am), la mañana (4 am a 12md) y
de horas de la tarde (1 pm a 6 pm).
•
Noche, como su nombre lo indica es el período entre las 8 pm y 12 mn.
Tabla 5. Demanda por zonas.
Máximas de demanda (KW)
Zonas
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Puerto Viejo Bananeras
Puerto Viejo Orlich
Bananeras Orlich
Chilamate Puerto Viejo
Españolita Pangola
Chilamate La Virgen
Río Cuarto Carrizal
La Virgen San Ramón
San Miguel Cari Blanco
Río Cuarto - La Virgen
Río Cuarto - Bananeras
Río Cuarto Santa Rita
Río Cuarto Venecia
Toro - Bananeras
Toro - La Virgen
Circuito Toro
Circuito
Punta
Valle
Noche
Toro
Toro
Toro
Toro
Toro
Toro
Toro
Toro
Toro
Toro
Toro
Toro
Toro
Toro
Toro
Toro
1299,80
346,90
4561,46
4099,30
0,89
4608,63
266,83
171,48
2918,25
7001,65
2751,22
2470,00
7150,32
2736,23
11236,00
1340,00
260,91
4584,47
3191,70
0,77
4537,11
234,02
116,71
3036,80
6717,61
2718,30
2104,00
7209,70
3426,85
10771,00
1180,80
306,80
1370,30
3692,40
0,83
4213,86
225,05
130,20
2288,07
6253,54
4936,07
4321,00
7753,52
4506,39
11411,00
2.5 Clientes de la zona del circuito Toro
Al encontrarse la cooperativa ubicada en una zona rural, no existen centros industriales de
carga bien establecidos, si no que estos están a lo largo de toda la red, lo cual dificulta definir
cuales sectores son de mayor importancia para la continuidad del servicio. Cabe recordar que
Unidad de protecciones
39
para la cooperativa el cliente de mayor importancia son los clientes residenciales, los cuales
forman parte fundamental de la estructura organizacional de la cooperativa.
Se han logrado identificar clientes industriales de importancia a lo largo del actual circuito
Toro, seleccionándolos según su consumo en KVA (consumos mayores a 250 KVA) y su
consumo de energía en KWh mensual (mayores a 50 KWh). La ubicación, nombre y capacidad
de las empresas se muestra a continuación.
Figura 18. Clientes de importancia.
Unidad de protecciones
40
Tabla 6. Clientes de importancia.
Aunque los clientes industriales estén identificados, representan una menor cantidad que
los clientes residenciales, por este motivo no tienen prioridad de servicio. Es decir no se
coordinan las protecciones de acuerdo a sus necesidades, más bien se desea mantener el servicio
continúo a lo largo de todo el circuito, tratando a todos los sectores con la misma importancia,
pero siempre considerando las características individuales de cada sector.
Como se aprecia en la tabla 6, el actual circuito Toro es el que posee mayor cantidad de
abonados, donde cada abonado posee un medidor instalado. Por este motivo, es importante
realizar una adecuada coordinación de protecciones.
4
Estos clientes se ubicaron con la colaboración de la Unidad de Máximas Demandas , debido a que no cumplían con
los requisitos en la base de datos.
Unidad de protecciones
41
Tabla 7. Medidores por circuito.
MEDIDORES POR CIRCUITO
CIRCUITO
1 Toro.
CANTIDAD
16736
2 San Francisco
9923
3 Ciudad Quesada
8894
4 Florencia
8914
5 Marina
11057
6 San Isidro
5676
7 Fortuna
5083
TOTAL
66283
2.6 Estudio de cortocircuito y cargabilidad del actual circuito Toro.
Mediante el análisis de cortocircuito se pretende conocer el comportamiento de los eventos
presentados en el último año, con el fin de conocer los rangos de cortocircuito de cada zona. De
esta manera se podrá mejorar la operación de cada protección, garantizando una mejor
configuración de sus parámetros.
Para obtener los datos históricos de cortocircuito se recopiló la información de las lecturas
mensuales que se realiza a los reconectadores. Además para complementar el estudio de
cortocircuito se realizan simulaciones, mediante el Etap 6, para comparar los valores dados por el
software con los históricos de los equipos. De esta manera se podrá verificar que los datos
introducidos en el diagrama unifilar del software están correctos y aprovechar la flexibilidad del
software para generar diferentes escenarios de falla, así como verificar que los parámetros
introducidos en el software son confiables.
Para llevar a cabo el estudio de cargabilidad se instalaron amperímetros de media tensión
en las diferentes zonas del actual circuito Toro, con el fin de obtener el consumo real en imperios
para cada región del circuito. Esto se realizó por un período de tres a siete días dependiendo de la
disponibilidad del equipo.
Unidad de protecciones
42
Con estos levantamientos de carga, se pretende actualizar el consumo de cada zona del
actual circuito Toro y utilizar sus valores para mejorar los ajustes de protección, además de
conocer los desbalances entre las fases del circuito, lo cual ayudaría a mejorar la regulación de
voltaje de la línea, así como los parámetros de protección de los equipos (reconectadores).
En el Anexo B se observan los valores de cortocircuito y los consumos de cada región, así
como los desbalances en los diferentes sectores del circuito.
2.6.1 Diagrama unifilar de la cooperativa, mediante el Etap 6.5
La cooperativa cuenta con el software Etap 6, el cual se utiliza para realizar estudios de
cortocircuito. Actualmente a través de la Unidad de Protecciones se está retomando la
actualización del diagrama unifilar, se están actualizando las cargas, características de las líneas,
equipos de protección y parámetros de cada modulo del software, como las distancias,
impedancias, geometría y otros.
Por primera vez en el Departamento de Planificación de la Red eléctrica se está
realizando el levantamiento de las cargas monofásicas, esto con el fin de actualizar y conocer la
demanda real de los ramales monofásicos.
Con los datos obtenidos de cada ramal monofásico se desea conocer el valor real del
consumo en imperios de cada uno de estos ramales, de esta forma poder agregar estos ramales al
diagrama unifilar en el Etap 6. De esta manera aprovechar la capacidad de análisis del Etap 6 y
además utilizar los diferentes módulos de análisis con los que cuenta.
El diagrama unifilar que existía en la cooperativa no contaba con los equipos de
protección, esto debido a que el software no lo permitía. En esta nueva versión del software se
incluyeron galerías con todos los equipos de protección existentes, gracias a esta nueva galería
de equipos se están incluyendo los diferentes equipos de protección en el diagrama unifilar.
Actualmente se está realizando la coordinación de las protecciones mediante el uso del
modulo STAR, del Etap 6, el cual cuenta con los diferentes equipos de protección que tiene la
cooperativa. Este modulo (STAR) permite graficar las curvas de protección de cada equipo, así
5
Anexo C se puede apreciar en detalle el diagrama unifilar del actual circuito Toro y los 3 nuevos circuitos.
Unidad de protecciones
43
como realizar simulaciones de fallas y configurar los parámetros más importantes para la
coordinación de protecciones.
En la figura siguiente se aprecia el sector de San Miguel en el diagrama unifilar, región
donde se encuentra la subestación Cariblanco. En la figura 19 se observa la barra que suministra
la región de San Miguel (Sn Miguel), así como el reconectador que protege la zona de
Cariblanco (Crbln), su línea de distribución y la barra que alimenta la región de Cariblanco
(C.SMg.Cbc), además se observa dos cuchillas la 3125-01 y 4008-01y la línea de distribución de
Río IV (L.Rg.Smg.SMg).
Figura 19. Barra del cruce de San Miguel.
Otra zona de importancia es el cruce de Río IV lugar donde se realizará un cambio en la
línea de distribución para poder llevar la carga de Río IV y Carrizal a través de la subestación
Unidad de protecciones
44
Cariblanco y no con la subestación Toro. En la figura siguiente se aprecia el cruce de Río IV
lugar donde se encuentran los tres reconectadores (Río IV Vnc, Río IV STR y Río IV SM) que
funcionan como protección de la subestación Toro, de cada uno de los circuitos principales que
conforman el actual circuito Toro. Así como la subestación Toro ICE1 la cual suministra la
potencia a todo el actual circuito Toro.
Figura 20. Diagrama unifilar en Etap del cruce de Río IV.
Unidad de protecciones
45
2.6.2 Estudio de cargabilidad.
Mediante la Unidad de Protecciones se realizó el estudio de cargabilidad del actual circuito
Toro, esto se llevo a cabo desde Junio del 2008 hasta Noviembre del 2008. Este estudio se
realizó con amperímetros de media tensión los cuales se dejaron por períodos de cuatro a siete
días en diferentes sectores del actual circuito Toro, con el objetivo de conocer el consumo real en
imperios de cada región o zona seleccionada.
El análisis de cargabilidad se realizó con la idea de obtener los consumos por zonas de
protección, además para comparar con los valores que tiene el Centro de Control a través de las
mediciones de los reconectadores, de esta manera verificar la validez de los datos suministrados
por el Centro de Control. Ver anexo B.
Con el estudio de cargabilidad además de conocer la capacidad de consumo de corriente de
cada zona seleccionada, se deseaba conocer cuál es la corriente máxima en cada zona de
protección, de esta manera ayudar a definir los parámetros de protección de los reconectadores,
así evitar que estos operen por sobrecarga del circuito.
Otro punto importante era conocer el desbalance existente en cada zona de protección, de
esta manera se puede mejorar la coordinación de protecciones, tanto en ramales monofásicos
como en la línea trifásica. Ver Anexo B.
2.6.3 Históricos de Cortocircuito del actual circuito Toro.
La cooperativa tiene que llevar un control adecuado de las interrupciones sufridas en cada
mes, con el fin de cumplir con la Norma de ARESEP y llevar un control del funcionamiento de
los equipos de protección. Por este motivo se realiza una lectura mensual de cada equipo de
protección y se genera un informe.
Mediante estos informes mensuales de las lecturas de los reconectadores se obtuvieron
los eventos del último año y medio, con el fin de conocer los históricos de comportamiento de
los eventos de falla, así determinar rangos en los cuales se presentan estos eventos para cada
Unidad de protecciones
46
zona del circuito. De esta manera se tiene el valor mínimo, promedio y máximo de cortocircuito
para cada zona del actual circuito Toro, así como la cantidad de eventos presentados en el último
año y medio.
En el anexo B se aprecia un resumen de los eventos de cortocircuito presentados en el
último año y medio, así como las corrientes de cada zona y el desbalance existente.
Estos valores sirven para definir los rangos mínimos y máximos de operación de cada
protección, así como definir el inicio de la curva de protección, el tipo de curva a utilizar y el
valor máximo de disparo instantáneo.
2.6.4 Estructura actuales de las protecciones
Para comprender de manera mejor el estudio cargabilidad y los históricos de cortocircuito
obtenidos, en las siguientes tablas se muestran las zonas de protección de cada sector del actual
circuito Toro, así como la distancia trifásica y monofásica, la cantidad de eventos en el último
año y medio, la marca del equipo de protección, la corriente máxima y los eventos mínimos
promedios y máximos, además se aprecia la cantidad de equipos en serie y en paralelo con los
que cuenta cada zona del circuito.
Para el sector de Río IV Venecia se tiene un reconectador principal, el cual protege a la
subestación Toro ante una falla por sobrecorriente, este equipo está protegido por
dos
reconectadores en “paralelo”, de los cuales uno es monofásico y el otro trifásico el cual sirve de
protección a una planta generadora. Esta distribución de los equipos hacia la zona de Venecia se
aprecia a continuación en la siguiente tabla.
Unidad de protecciones
47
Tabla 8. Características de distribución del circuito hacia Venecia.
Río IV Venecia
Trifásica
25,22 Km
Monofásica
62,53 Km
0540-62
Nulec W
Imáx
111 A
Eventos
12
Mínimo
1374 A
Promedio
1432 A
Máximo
1654 A
Entrada Los Alpes
Trifásica
Monofásica
10,66 Km
0518-01
Nulec W
Imáx (B)
9,8 A
Eventos
10
Mínimo
340 A
Promedio
1390 A
Máximo
1916 A
Caño Grande
2,762 Km
Trifásica
Monofásica
0535-07
Cooper 4C
Imáx
60,9 A
Eventos
1
Mínimo
1190 A
Promedio
1190 A
Máximo
1190 A
En Río IV Santa Rita al igual a que la zona hacia Venecia se tiene un reconectador que
protege la subestación, pero en este caso se tienen dos reconectadores en serie de los cuales uno
es trifásico y otro monofásico al final del circuito. Como se observa en la siguiente tabla.
Unidad de protecciones
48
Tabla 9. Características de distribución del circuito hacia Pangola
Río IV Santa Rita
Trifásica
45,6 Km
Monofásica
71,29 Km
0557-01
Nulec U
Imáx
87,63 A
Eventos
58
Mínimo
401 A
Promedio
1063 A
Máximo
1976 A
Esp Pangola
Trifásica
17,86 Km
Monofásica
18,78
4001-01
Cooper 4C
Imáx (B)
26,38 A
Eventos
6
Mínimo
569 A
Promedio
972 A
Máximo
999 A
SR Pangola
Trifásica
Monofásica
4235-42
Imáx (A)
Eventos
Mínimo
Promedio
Máximo
33,22 Km
Nulec W
21,29 A
7
335 A
409 A
458 A
En el caso del circuito hacia el sector hacia Bananeras, se tiene al igual que las otras dos
zonas un reconectador que protege a la subestación Toro, seguidamente este equipo es protegido
por cuatro equipos en “paralelo” de los cuales dos son monofásicos y dos trifásicos, de estos dos
últimos uno posee otros dos equipos en “paralelo” los cuales lo protegen, de estos dos últimos
Unidad de protecciones
49
reconectadores se tiene uno monofásico y otro trifásico, tal y como se aprecia en la siguiente
tabla.
Tabla 10. Características del circuito hacia Bananeras.
Unidad de protecciones
50
2.7 Índices de desempeño actuales
Los índices de desempeño son valores que sirven para llevar un control adecuado de las
interrupciones momentáneas e interrupciones totales del servicio eléctrico. De esta manera se
puede obtener un parámetro para medir la calidad del servicio que brinda, la cooperativa.
Estos índices de desempeño se crearon con el fin de velar por la calidad, confiabilidad,
oportunidad y prestación óptima del servicio de energía eléctrica en distribución.
Los índices de desempeño fueron creados por la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos (ARESEP), a través de la norma técnica: “Calidad de la Continuidad del Suministro
Eléctrico”, dicha Norma establece los índices de continuidad así como la obligatoriedad de las
empresas eléctricas de desarrollar, implementar y mantener un sistema de identificación, registro,
conteo y análisis de las interrupciones que permita un cálculo confiable y auditable de los
mismos, y mediante los cuales, se evaluará la calidad en continuidad del suministro de energía
eléctrica.
El día 29 de mayo del 2000, dicha norma técnica fue sometida al proceso de audiencia
pública, de acuerdo a lo indicado en la ley Nº 7593, donde quedó establecida.
La norma “Calidad de la Continuidad del Suministro Eléctrico” establece:
•
Las condiciones bajo las cuales se evaluará la calidad de la continuidad del suministro
eléctrico, para la etapa de distribución de la energía.
•
Aplicación obligatoria para toda empresa que decida brindar el servicio de distribución
eléctrica.
•
Esta norma no aplica a casos de fuerza mayor o en situaciones de exoneración de
responsabilidades previstas en la legislación actual.
El objeto primordial de esta norma, es describir los términos que regirán para la
determinación y evaluación de la calidad en la continuidad del suministro eléctrico, en los
siguientes aspectos:
•
Cantidad y duración de interrupciones del servicio eléctrico.
•
Identificación, registro, clasificación y tratamiento de las interrupciones.
Unidad de protecciones
51
•
La vinculación usuario – red.
Para entender de manera correcta la aplicación de esta norma es necesario entender de
manera adecuada los diferentes términos que la definen:
•
Índice de calidad: Es la medida cuantitativa que permite efectuar un diagnostico sobre la
calidad del suministro eléctrico que se brinda.
•
Interrupción: Perdida completa de voltaje durante un período dado.
•
Usuario: Persona física o jurídica que hace uso del servicio eléctrico.
Además la ARESEP posee una clasificación de las interrupciones definidas por: su
duración, origen y por su ubicación topológica, donde esta ultima definición las califica por
niveles, según el tipo de interrupción, como se aprecia en la siguiente tabla:
Tabla 11. Clasificación de las interrupciones.
Nivel I
Clasificación de las interrupciones
A nivel de las barras de media tensión de las subestaciones reductoras de
Nivel II
distribución
A nivel de circuitos ramales, de uno o más conductores, equipados con
Nivel III
protecciones de operación y reposición automática o remota.
A nivel de los circuitos ramales, de uno o más conductores, equipados con
Nivel IV
protecciones de reposición manual.
A nivel de circuitos sub-ramales a media tensión y de transformadores y
Nivel V
alimentadores a baja tensión (redes secundarias)
A nivel de acometidas.
Para realizar un control adecuado de los índices de desempeño estos se agruparan en
grados de exigencia, de esta manera se presentarán los índices de continuidad para su análisis y
para cumplir con los requerimientos de la ARESEP. A continuación se hace una breve
explicación de cada grado de exigencia.
•
Grado A: Contabilizará las interrupciones registradas en los niveles I y II.
•
Grado B: Contabilizará las interrupciones de nivel I, II y III.
•
Grado C: Contabilizará las interrupciones de nivel I, II, III y IV.
•
Grado D: Contabilizará las interrupciones de nivel I, II, III, IV y V.
Unidad de protecciones
52
Los índices de mayor importancia y su distribución en grados de exigencia para un sistema
de distribución se muestran en la tabla 11:
Tabla 12. Grados de exigencia en un sistema de distribución.
N.A. = No Aplica
El subíndice 0 (cero), indica el valor promedio ponderado de los valores semestrales
calculados en la etapa de grado A.
Nota:
1. Dado que los índices F.M.I.K y T.T.I.K se contabilizan hasta la etapa de grado D, debe
entenderse entonces, que los valores indicados en la tabla Nº 4 para las etapas B, C y D
corresponden a los valores límites para los años siguientes al año en que estos índices se
deben calcular por primera vez.
2. Los valores meta establecidos en la tabla Nº 4 podrán ser modificados por la Autoridad
Reguladora de oficio o a solicitud de una empresa, previa justificación técnica o
económica. En todo caso la modificación será solo para una parte de la red de una
empresa en particular.
A continuación se explican cada uno de los índices de calidad del servicio y se definen de
principal importancia para la Unidad de Protecciones de la cooperativa.
1. Duración promedio de interrupciones de la red: El índice muestra la duración
promedio de las interrupciones percibidas por un abonado y se define como:
D.P.I.R. = (
Donde:
Unidad de protecciones
53
Ai = Número de abonados o usuarios afectados por la interrupción i.
At = Número total de abonados del sistema eléctrico, circuito, circuito ramal y otros.
Ti = Número de la interrupción i en minutos.
n = Número de interrupciones en el período de estudio.
2. Frecuencia promedio de interrupciones: representa la cantidad promedio de
interrupciones , percibidas por un abonado y se define como:
F.P.I = (
Donde:
Ai = Número de abonados o usuarios afectados por la interrupción i.
C = Total de interrupciones.
At = Número total de abonados del sistema eléctrico, circuito, circuito ramal y otros.
n = Número de interrupciones en el período de tiempo de estudio.
3. Frecuencia media de interrupciones por KVA: representa la cantidad de veces que el
KVA promedio de distribución sufre una interrupción del suministro, y se define como:
F.M.I.K. = (
Donde:
KVAfsi = Cantidad de KVA fuera de servicio durante la interrupción i.
KVAt = Cantidad de KVA instalados en el sistema, circuito, ramal y otros.
n = Número de interrupciones en el período de estudio.
4. Tiempo total por interrupción por KVA: representa el tiempo total, en horas, en que
cada KVA promedio estuvo fuera de servicio.
T.T.I.K. = (
Donde:
Unidad de protecciones
54
KVAfsi = Cantidad de KVA fuera de servicio durante la interrupción i.
KVAt = Cantidad de KVA instalados en el sistema, circuito, ramal y otros.
Tfsi = Tiempo en horas, en que han permanecido fuera de servicio los KVA durante la
interrupción
n = Número de interrupciones en el período de estudio.
5. Frecuencia de interrupciones momentáneas: representa la frecuencia con que se
producen interrupciones menores o iguales a un minuto.
F.I.M. = (NI)
Donde:
(NI) = Número total de interrupciones con una duración menor o iguales a un minuto que se
presentan durante un año.
6. Frecuencia mensual de interrupciones momentáneas: representa el valor promedio
mensual de las interrupciones menores o iguales a un minuto que se presentan durante un
año.
F.M.I.M = (NI)t/12
Donde:
(NI)t = Número total de interrupciones con duración menor o igual a un minuto durante un año.
7. Frecuencia de interrupciones temporales: representa la frecuencia con que se producen
interrupciones menores o iguales a cinco minutos y superiores a un minuto.
F.I.T = (NT)
Donde:
(NT) = Número total de interrupciones con duración superior a un minuto e inferior o igual a
cinco minutos, en un período dado.
8. Duración acumulada de interrupciones: representa el tiempo total de interrupciones en
un período dado.
Unidad de protecciones
55
D.A.I =
Di = Duración total de la interrupción i, con duración mayor a cinco minutos en un sistema,
circuito ramal y otros.
9. Frecuencia de interrupciones: es el total de interrupciones presentadas durante un
período dado.
F.I. = (NI)
Donde:
(NI) = Número total de interrupciones en un sistema, circuito, circuito ramal y otros.
Esta norma de “Calidad de la Continuidad del Suministro Eléctrico”, se trata de cumplir y
llevar actualizado todas las normas aquí estipuladas, de esta manera estar de acuerdo a la ley Nº
7593.
Actualmente Coopelesca RL realiza el control de los índices de calidad, de forma
mensual, mediante las lecturas de los eventos de cada reconectador instalado en la red. Estas
lecturas se realizan de manera local. Seguidamente se realiza el análisis de los eventos con el fin
de determinar los tiempos y cantidad de abonados afectados por las interrupciones parciales o
momentáneas y las interrupciones totales.
En las tablas 12y 13 se aprecia los índices de desempeño actuales, los cuales están
agrupados en grado D:
Tabla 13. Duración promedio de interrupciones.
Unidad de protecciones
56
Tabla 14. Frecuencia promedio de interrupciones.
Los índices de mayor importancia para la Unidad de Protecciones son el DPIR y el FPI,
debido a que son los más representativos en cuanto a la continuidad del suministro eléctrico y el
número de interrupciones del servicio eléctrico. Además son los que están más relacionados con
lo reconectadores automáticos, debido a que cuantifican la duración de las interrupciones y la
cantidad de veces que operan.
Unidad de protecciones
57
2.8 Importancia de la entrada de la subestación Cariblanco en el circuito
Toro.
Actualmente el circuito Toro se encuentra muy cercano a su máxima capacidad de
transporte de energía, debido al tipo de conductor con que está implementado (4/0, 8 MW). Esta
característica hace que existan pérdidas eléctricas en el sistema de distribución. Debido a las
perdidas por calor, las cuales son afectadas por el diámetro y resistencia del cable utilizado.
= Coeficiente de resistividad.
L = longitud del cable.
A = área transversal del cable.
y
P = potencia eléctrica (perdidas).
R = resistencia eléctrica.
I = Corriente.
Como se aprecia en las formulas anteriores, las perdidas por calor son aumentadas
conforme el área transversal del cable disminuye, lo cual provoca un aumento en la resistencia
total del cable, afectando directamente a la potencia eléctrica. Esto aumenta las pérdidas totales
del circuito.
Con la entrada en operación de la subestación de Cariblanco a la red de Coopelesca, se
pretende liberar carga a dos sectores del actual circuito Toro (Ver figura 21). Donde la dirección
de flujo cambiará de dirección, de esta manera se libera carga del nuevo circuito Toro y es
suministrada por el circuito Río IV, el cual sale de la subestación Cariblanco.
Unidad de protecciones
58
Subestación
Cariblanco
Subestación Toro
Figura 21. Cambio en la dirección del flujo.
La subestación de Cariblanco se encuentra ubicada a 6.1 Km de del cruce de San Miguel,
este sector de línea se reconstruirá con conductores tipo 559, los cuales tienen una capacidad de
transporte de energía de 14 MW. Estos 6.1 Km de línea nueva se harán en un doble circuito hasta
el cruce de San Miguel, sector donde se separan los circuitos y continúan hacia cada zona en un
circuito simple (Chilamate y Río IV).
Al ingresar la subestación de Cariblanco a la red eléctrica de Coopelesca, se divide el
actual circuito Toro en tres circuitos, a saber, el circuito Toro, el circuito Río y el circuito
Chilamate (figura 22), lo cual provoca una redistribución de cargas para el circuito Río IV y
circuito Chilamate. De acuerdo a esta distribución, una parte de la carga que hacia el sector de
Bananeras (circuito Chilamate), pasa hacia el sector de Venecia (Circuito Río IV), dando así una
distribución de cargas diferente modificando la potencia hacia cada sector del circuito en el caso
de los dos circuitos nuevos.
Unidad de protecciones
59
Circuito Chilamate
Circuito Toro
Circuito Río IV
Subestación
Cariblanco
Subestación Toro.
Nueva dirección del flujo de corriente.
Sector que cambia de dirección de flujo. Pasa de ser
alimentado por subestación Cariblanco
Figura 22. Nuevas zonas de protección.
Cabe mencionar que esto no soluciona el problema de capacidad de la línea, pero si
permite tener un margen de reserva para el crecimiento de cada sector, debido a que el
transformador en Cariblanco posee una capacidad de 25 MVA, el cual será adicionado a la red
de Coopelesca.
Unidad de protecciones
60
2.8.1 Cambios del actual circuito Toro
Debido al ingreso de Cariblanco al sistema eléctrico de Coopelesca, se hace necesaria la
redistribución de cargas en dos de los sectores del actual circuito Toro, donde la carga de
Carrizal y Río IV se traslada del sector de Bananeras a la zona de Venecia, descargando así el
circuito hacia Bananeras. Lo anterior provoca la reubicación y reconfiguración de los equipos de
protección, para la nueva distribución del actual circuito Toro.
Estos cambios de cargas y la entrada de un nuevo alimentador, provoca que las
características de cortocircuito de la línea se modifiquen, lo cual hace necesario que los
parámetros de ajuste y características de protección de los equipos se adecuen a la nueva
configuración.
Para conocer las características de cortocircuito de la nueva configuración del actual
circuito Toro, se realizarán simulaciones mediante el Etap 6, con dicha herramienta se puede
realizar una estimación de los valores máximos de cortocircuito de cada sector con la nueva
configuración.
Esta simulación funcionara como base para determinar los valores de cortocircuito de
cada zona con la nueva fuente. De esta manera, se puede ajustar las características de protección
de cada equipo, considerando los valores máximos de corriente de cortocircuito dados por el
Etap 6.
El actual circuito Toro pasara a tres circuitos alimentados por dos subestaciones, la
subestación Toro y la subestación Cariblanco, ambas propiedad del ICE. La subestación Toro
alimentaría el sector hacia Santa Rita. Mientras que la subestación Cariblanco alimentaría el
sector hacia Bananeras y hacia Venecia. Estos últimos circuitos se llamarían respectivamente
Circuito Chilamate y Circuito Río IV.
Con la nueva configuración de alimentadores y la redistribución de circuitos, se logran
liberar aproximadamente 0.8 MW de carga del Circuito Chilamate. Esta carga corresponde a la
región de Carrizal y San Miguel, la cual pasaría ser parte del nuevo circuito Río IV.
De esta manera el nuevo circuito Chilamate, pasaría a tener una carga de 7 MW en lugar
de los 7.8 MW actuales, mientras que el circuito Río IV pasaría de 4.3 MW a 5.1 MW
Unidad de protecciones
61
aumentando su carga. Con estos cambios de carga no se soluciona el problema de la capacidad
de trasiego de las líneas, pero se redistribuyen en nuevos circuitos los cuales mejoraran el
transporte y el voltaje en diferentes sectores de los tres nuevos circuitos.
2.8.2 Nuevos circuitos en operación.
Con la entrada de Cariblanco se redistribuye el actual circuito Toro en tres nuevos
circuitos, el circuito Toro, circuito Chilamate y circuito Río IV, los cuales formaban parte de las
diferentes zonas de protección del antiguo circuito Toro.
El nuevo circuito Toro, estará comprendido por la zona hacia Pangola, abarcando los
sectores de: La Tabla, Españolita y San Rafael Pangola así como la zona de Río IV Santa Rita,
este circuito se alimentaría desde la subestación Toro, provocando pocos cambios en el sistema
de protección y en las características de cortocircuito de la zona. Ver figura 23.
Unidad de protecciones
62
San Rafael Pangola
La Españolita
La Tabla
Santa Rita
Río IV
Subestación Toro
Unidad de protecciones
63
Figura 23. Nuevo circuito Toro.
El nuevo circuito Río IV, tiene una modificación de carga importante, debido a que el
viejo circuito Toro, abarcaba únicamente la zona hacia Venecia. Con la entrada de Cariblanco a
la red de Coopelesca, se decidió por motivos de facilidad de maniobras y construcción de
enlaces, que la carga que actualmente pertenece a los sectores de Río IV y Carrizal, pasará de la
zona hacia Bananeras a la zona de Venecia. Con este cambio, se tiene un aumento de
aproximadamente 1 MW en la capacidad de la nueva línea hacia Venecia, con la correspondiente
disminución hacia la zona de Bananeras (Circuito Chilamate). Por lo tanto el nuevo circuito
Chilamate quedaría conformado por las regiones de Carrizal, Río IV, Venecia, Los Alpes y Caño
Grande. Ver figura 24.
Unidad de protecciones
64
Venecia
Carrizal
Los Alpes
Caño Grande
Subestación Cariblanco
Figura 24. Nuevo circuito Río IV.
El nuevo circuito Chilamate, comprende las zonas de: La Virgen, San Ramón, Pueblo
nuevo, Chilamate, Puerto Viejo y Bananeras, disminuyendo la capacidad de trasiego de energía
hacia esta zona, debido al traslado de la carga de Río IV y Carrizal al sector de Venecia, actual
circuito Río IV. De esta forma se logra disminuir la carga hacia este sector alrededor de 1MW
liberando la capacidad de la línea de esta zona. Ver la figura siguiente.
Unidad de protecciones
65
Pueblo Nuevo
Bananeras
Puerto
Viejo
Chilamate
La virgen San Ramón
Subestación Cariblanco
Unidad de protecciones
66
Figura 25. Nuevo circuito Chilamate.
Unidad de protecciones
67
2.8.3 Estudio de cortocircuito de los tres nuevos circuitos
Para el análisis de cortocircuito de cada nuevo circuito, se realizarán simulaciones
mediante el Etap 6, de esta manera conocer los posibles valores máximos de cortocircuito en
cada nueva zona de protección.
Se realizará un análisis de cortocircuito de Nivel II y Nivel III (Grado B), según la norma
“Calidad de la Continuidad del Suministro Eléctrico”, debido a que se requiere únicamente
conocer los posibles valores máximos de cortocircuito del sistema de distribución en su circuito
primario. Se deja de lado el análisis de cortocircuito de las barras de subestación debido a que
estas son propiedad del ICE y para los análisis de línea secundaria se requiere mayor
información para poder realizarla.
En el anexo C se muestra el diagrama unifilar realizado en el Etap 6, a continuación se
observa la nueva subestación Cariblanco y los cambios que se produjeron debido a su ingreso a
la red de la cooperativa. Ver figura 26.
Figura 26. Cruce de San Miguel con la entrada de Cariblanco.
Unidad de protecciones
68
En la figura 27 se puede apreciar el cambio que se debe realizar con el ingreso de la
subestación Cariblanco a la red eléctrica de Coopelesca, se observa como la subestación Toro
únicamente alimenta al sector de Santa Rita a través de su línea de distribución (L.Crc.STr),
además se ve como el reconectador de la zona de Venecia viene desde la región de Río IV a
través de la línea (L.Crc.RIV) y se dirige hasta el sector de Venecia (L.Crc.Vnc).
Figura 27. Cruce de Río IV con la entrada de Cariblanco.
En el Anexo B se pueden ver las simulaciones de cuatro diferentes escenarios de
cortocircuito, el anexo B escenario 1 muestra una falla lo mas lejos de las subestaciones para
analizar el comportamiento más bajo de la corriente de falla, en el anexo B escenario 2 se aprecia
una falla en las barras más cercanas a la subestación con el fin de determinar la corriente de falla
Unidad de protecciones
69
más alta que se puede presentar. A partir de estos dos análisis determinar un rango de operación
para cada sector del diagrama unifilar y así conocer el rango de falla posible en cada nuevo
circuito.
El tercer análisis de cortocircuito realizado fue una combinación de los dos primeros con
el fin de conocer si afecta los valores de cortocircuito en el Etap 6, una falla lejana a la barra más
cercana a la subestación y viceversa. El cual mostró que no afecta las barras falladas aguas arriba
ni aguas abajo.
El cuarto análisis de cortocircuito realizado fue hecho en cada nueva zona de protección,
con el objetivo de determinar el valor de cortocircuito más cercano a cada reconectador, de esta
manera conocer el cortocircuito más alto que se puede presentar en cada zona de protección.
Equipos de protección de los nuevos tres circuitos
Con la entrada de Cariblanco y la redistribución del circuito Toro en estos tres nuevos
circuitos, se requiere la reubicación y reajuste de los equipos de protección actuales.
Debido a la creación de los tres nuevos circuitos, se requiere hacer un nuevo estudio de
cortocircuito para conocer las características de cada nuevo sector en cada circuito. Esto con el
objetivo de tener una base teórica para la reconfiguración de los esquemas de protección.
El nuevo circuito Toro no sufre cambios en sus características de línea, carga y
cortocircuito, con lo cual se realizará un análisis de los datos existentes, con el fin de mejorar la
eficiencia del esquema de protección actual.
Para los otros dos circuitos (circuito Río IV y circuito Chilamate), se requiere realizar las
simulaciones de cortocircuito empleando el Etap 6, debido a que en ellos si se van a presentar
cambios en los valores de cortocircuito, debido al ingreso de un nuevo alimentador en la
subestación Cariblanco. Además se requiere la reubicación geográfica de los equipos de
protección para definir nuevas zonas de protección de acuerdo a la importancia de cada nuevo
sector en el circuito.
Los equipos de protección existentes en el actual circuito Toro son de distintas marcas, lo
cual trae como consecuencia distintos tiempos de acción en cada equipo, esto dificulta la
coordinación de los reconectadores. Se desea realizar la reubicación de equipos de protección
Unidad de protecciones
70
dentro de la red de Coopelesca, con el fin de dejar solo un tipo de reconectadores en los tres
nuevos circuitos (actualmente, actual circuito Toro), de esta manera normalizar los tiempos de
acción de todos los equipos, mejorando la reacción de cada equipo ante una eventual falla y por
lo tanto la coordinación de los diferentes equipos de la red.
3 Capitulo 3. Sistema de protecciones.
Como punto de partida para un estudio de coordinación de protecciones, se deben
conocer las corrientes de cortocircuito máximas y mínimas de forma que no sobrepasen las
curvas de daño de los equipos.
En los sistemas de protección al menos dos equipos de protección deben ver la falla de
esta forma asegurar una adecuada selectividad, aislamiento y despeje de la falla en el menor
tiempo posible.
Para lograr esto se debe contar con un elemento protector, el cual deberá ser capaz de
despejar la falla. En caso de que este elemento protector no opere de manera adecuada, el
elemento protegido tiene que ser capaz de poder aislar y despejar la falla.
Elemento protector (primario): es el primer elemento de protección desde la falla a la
fuente, este elemento debe ser capaz de sensar y aislar la falla en el menor tiempo posible.
Elemento protegido (respaldo): es el elemento capaz de detectar y despejar la falla en
caso de que el elemento protector no actué adecuadamente.
Para ejemplificar este concepto se puede observar la figura 28, donde la curva de
protección del elemento protector se encuentra a la izquierda de la gráfica, mientras la curva del
elemento protegido se debe ubicar a la derecha de la gráfica.
Unidad de protecciones
71
Elemento protegido
Elemento protector
Figura 28. Curva de elemento protector y elemento protegido.
El sistema de protecciones presenta equipos que se encuentran en paralelo y en serie.
Donde por equipos de protección en serie debe entenderse aquellos que se encuentren en el
mismo circuito y se encuentren desde la fuente hasta la carga, mientras tanto los equipos en
paralelo son aquellos que se encuentran en el mismo nivel de protección es decir en la misma
ubicación con respecto a un reconectador aguas arriba.
Unidad de protecciones
72
Para definir la ubicación de cada reconectador a lo largo de la línea definen los niveles de
protección los cuales indican que tan cerca se encuentran los reconectadores de la fuente. En el
actual circuito Toro y en los nuevos tres circuitos, se definen tres niveles de protección:
Nivel de protección 1: se considera aquel reconectador que está ubicado afuera de la
subestación como protección del relay de protección del transformación o el primer reconectador
de protección, es decir el primer equipo que debe coordinarse de acuerdo a los criterios
establecidos.
Nivel de protección 2: son los equipos de protección que se encuentran seguidamente del
reconectador de protección del relay de subestación.
Nivel de protección 3: estos equipos se encuentran después de los ubicados en el nivel de
protección 2.
En el caso de Coopelesca y en específico el actual circuito Toro y los tres nuevos
circuitos, sea el circuito Santa Rita, circuito Chilamate y/o circuito Río IV, cuentan con tres
niveles de protección. Donde se tienen el primer reconectador de salida de subestación (nivel de
protección 1), los reconectadores ubicados en puntos intermedios del circuito (nivel de
protección 2) y por último los equipos ubicados en las puntas de cada circuito, es decir los
últimos equipos de los circuitos (nivel de protección 3).
Unidad de protecciones
73
3.1 Equipos de protección para sistemas de distribución eléctrica
Son los equipos encargados de proteger la red eléctrica y sus componentes. El sistema de
protecciones tiene como equipos los fusibles, seccionalizadores y reconectadores, estos deben
aislar las fallas en el menor tiempo posible, afectando a la menor cantidad de abonados. Para
garantizar una buena coordinación, se deben analizar las características de protección de cada
equipo y configurar sus ajustes de acuerdo dichas características y a los parámetros de la red.
Actualmente la cooperativa utiliza los siguientes equipos con el fin de despejar y aislar
fallas en las diferentes zonas de protección del sistema de distribución.
3.1.1 Fusibles
El fusible es el medio más sencillo de interrupción de corriente de cortocircuito y/o
sobrecargas. En general, un fusible está constituido por un elemento sensible a la corriente y un
mecanismo de soporte. El elemento fusible se funde cuando circula una corriente elevada durante
un tiempo determinado.
El mecanismo de soporte establece rápidamente una distancia eléctrica prudente a fin de
minimizar el tiempo extinción del arco.
Las características de un fusible varían de acuerdo al material usado. El tiempo y la
intensidad mínima de fusión del fusible dependen del ambiente y de la intensidad de la corriente
en el instante anterior a la sobrecarga o cortocircuito.
La curva característica de un fusible está formada por las siguientes partes, ver figura 29:
Curva de tiempo mínimo de fusión: Es la relación de la corriente con el tiempo mínimo al cual
se funde el fusible.
Curva de tiempo máximo de fusión: Se obtiene adicionando un margen de tolerancia en
corriente, a la curva de tiempo mínimo de fusión.
Unidad de protecciones
74
Curva de tiempo
máximo de fusión
Curva de tiempo
mínima de fusión
Figura 29. Curva de protección del fusible
Los fusibles se aplican en la protección de transformadores de potencial, de distribución o
de potencias reducidas y en protección de ramales monofásicos.
Se debe tener en cuenta que en condiciones transitorias (inrush de transformadores y/o
corriente de arranque de motores de inducción) y condiciones permanentes de carga de
transformadores (con posibles variaciones de hasta 200% de capacidad en los bancos auto-
Unidad de protecciones
75
enfriados), el transformador no sufre daño y por lo tanto, el fusible debe permitir fluctuación con
un margen de seguridad.
El número máximo de fusibles de seccionamiento de línea que se permite emplear en
serie varía según las distintas compañías, de uno a seis. Cuando los fusibles están
adecuadamente coordinados, un defecto en cualquier parte de un circuito radial provocará la
fusión del fusible más cercano al defecto (elemento protector) en el lado de la subestación,
aislando de esta forma la falla.
Ninguno de los fusibles más próximos a la fuente (elemento protegido) deberá fundirse o
empezar a fundirse, esto si los fusibles se han coordinado correctamente.
Para determinar el calibre de los fusibles que deben coordinarse adecuadamente, es
necesario calcular la máxima corriente de cortocircuito en aquellos puntos del circuito donde van
a instalarse los fusibles, así como conocer su máxima corriente nominal.
Una vez determinada la corriente máxima de cortocircuito en los diversos puntos donde
van a instalarse fusibles, el paso siguiente es escoger el calibre adecuado de los fusibles que
deben coordinarse entre sí.
Actualmente a nivel nacional se utilizan dos tipos de fusibles en las diferentes empresas
distribuidoras de energía, como la Compañía Nacional de Fuerza y Luz y el ICE, estos fusibles
son el tipo K y el tipo T.
Una característica importante en la coordinación de los fusibles e la relación de
velocidad, la cual define el tiempo de operación y el tipo de fusible.
Razón de velocidad: Se define como el cociente entre la corriente mínima de fusión en
0,1 segundos y la corriente mínima de fusión en 300 segundos para capacidad nominal de 100 A
o menos y 600 segundos para capacidades nominal sobre 100 A. De acuerdo con esto, un fusible
rápido (por ejemplo uno tipo K para distribución) es el que tiene una razón de velocidad de 6 a 8
y un fusible lento (tipo T, por ejemplo) es el que tiene una razón de velocidad de 10 a 13. Ver
figura 30.
Unidad de protecciones
76
Figura 30. Límites para obtener la razón de velocidad.
Unidad de protecciones
77
3.1.1.1 Tipos de fusible
Para la coordinación de protecciones se tienen diferentes tipos de fusible, según su
velocidad o tipo de protección, tales como:
Fusible tipo K
Es un fusible con elemento rápido. Tienen una relación de velocidad que varía de 6 a 8
para regímenes de 6 imperios y 200 imperios respectivamente.
Fusible tipo T
Son fusibles con elemento lento. Con una relación de velocidad de 10 y 13 para los
mismos regímenes.
Fusibles tipo SLOFAST
En este tipo de fusibles hay dos elementos en serie responsables de la fusión del eslabón.
En la zona de bajas intensidades una bobina calefactora y una unión soldada. En alta intensidad,
un elemento fusible convencional (CNFL, los utiliza en transformadores).
3.1.1.2 Aplicación de fusibles a la protección de transformadores
Como parte importante de la coordinación de protecciones se debe considerar la
coordinación de los fusibles, para los transformadores, los cuales son de gran importancia para
las empresas que requieren bancos de transformadores, para sus diferentes aplicaciones.
Las curvas “tiempo-corriente” muestran la relación entre la corriente y el tiempo que
requiere el elemento fusible para fundirse y así despejar la falla.
La cooperativa posee transformadores de diferentes capacidades, los cuales deben ser
protegidos mediante el elemento fusible ubicado en el lado de alta tensión. De esta manera se
garantiza la protección de los equipos ante una sobrecarga o cortocircuito.
En la siguiente tabla se observan los valores de los fusibles que se utilizan en la
cooperativa para los valores de voltaje en los cuales opera la red eléctrica.
Unidad de protecciones
78
Tabla 15. Valores de voltaje para distribución y transformadores.
KVA
14400/24900 V
Corriente de
Fusible
Monofásico Trifásico
carga (IFL)
Slofast
3
9
0.21
0.2
5
15
0.35
0.3
10
30
0.69
0.7
15
45
1.04
1
25
75
1.73
1.6
38
112.5
2.6
2.1
50
150
3.47
3.5
75
225
5.21
5.2
100
300
6.95
7
167
500
11.6
10.4
En la protección de transformadores se debe tener presente lo siguientes criterios:
Consideraciones para curvas de calentamiento de transformadores: Se deben tomar en
cuenta para colocar el fusible adecuado para su protección.
Consideraciones para curvas “tiempo-corriente” de fusibles: Se supone que la
temperatura ambiente es de 30ºC, y que el fusible está sin carga. Esto significa que para estudios
de coordinación, debe trabajarse con curvas “tiempo-corriente” corregidas a las condiciones
reales de ambiente y carga.
Para seleccionar adecuadamente un fusible de protección a un transformador deben
considerarse los siguientes puntos:
•
Deben ser capaces de soportar sin fundirse la corriente nominal incrementada en un
margen de seguridad que permita sobrecargas controladas, o que asegure la posibilidad
de aumentar la capacidad de transformación mediante ventilación adicional. Se puede
decir, en general, que los fusibles deben ser capaces de soportar 1,5 veces la corriente
nominal del circuito. El elemento fusible se fabrica para poder soportar el 200% de la
carga nominal del circuito.
•
Deben ser capaces de soportar, sin fundirse, la corriente de magnetización (inrush)
durante por lo menos 0,1 segundo. Esta corriente es del orden de 8 a 10 veces la
corriente nominal del transformador. La curva característica de los fusibles debe quedar a
Unidad de protecciones
79
la derecha de un punto que tenga como coordenada 0,1 segundo y como abscisa el valor
de la corriente determinada.
•
Los fusibles deben quemarse para una corriente igual o superior a 6 veces la corriente
nominal del transformador, admitiéndose que la impedancia de este último sea inferior al
6%. Esta condición exige que la curva característica de los fusibles quede a la izquierda
de un punto que tenga como coordenada el tiempo máximo de operación del fusible y
como abscisa 6 veces la corriente nominal del transformador. Si la impedancia está entre
6 y 10%, deberá considerarse 4 a 6 veces la corriente nominal.
3.1.1.3 Estandarización de curvas tiempo-corriente para fusibles (EEINEMA)
Rangos normalizados: Las características tiempo-corriente de los fusibles, según EEINEMA consideran tiempos desde 0,01 a 300 segundos para fusibles con corrientes nominales de
100 A o menos y de 0,01 a 600 segundos para fusibles con corrientes nominales por sobre 100
A.
Razón de velocidad de fusibles: Se define como el cociente entre la corriente mínima de
fusión en 0,1 segundos y la corriente mínima de fusión en 300 segundos para capacidad nominal
de 100 A o menos y 600 segundos para capacidades nominal sobre 100 A. De acuerdo con esto,
un fusible rápido (tipo K) es el que tiene una razón de velocidad de 6 a 8 y un fusible lento (tipo
T) es el que tiene una razón de velocidad de 10 a 13. Las curvas de los fusibles lentos se
asemejan a las de calentamiento de los transformadores por lo que pueden usarse
convenientemente en la protección de ellos.
3.1.2 Seccionalizadores.
Un seccionalizador es un dispositivo inteligente, basado en microprocesadores, capaz de
diferenciar entre una falta transitoria y una falla permanente. No posee característica tiempo –
corriente, como los reconectadores, en este caso funcionan almacenando la cantidad de veces que
pierde el voltaje de alimentación, una vez que ha detectado una corriente de falla. De esta forma
detecta cuando existe una falla permanente y una transitoria.
Unidad de protecciones
80
Después de un predeterminado número de cuentas de pérdida de tensión el
seccionalizador abre en vacío aislando la falla. El reconectador aguas arriba vuelve a cerrarse
restableciendo la corriente en el resto del circuito. Es importante destacar que el seccionalizador
solo opera cuando el reconectador está abierto (tiempo muerto del ciclo de recierres) y nunca
bajo estado de falla.
3.1.2.1 Razón para la utilización de los seccionalizadores
Los seccionalizadores son de gran utilidad para la mejorar la selectividad y aislar una
falla, buscando disminuir la cantidad de abonados afectados ante una falla.
La estadística determina que el 85% de los cortocircuitos que se producen en las líneas
aéreas son a tierra y que entre el 85% y 90% de los cortocircuitos son momentáneos, debido a
ramas, descargas atmosféricas o animales que hacen contacto con las líneas.
La protección utilizada ante estas fallas es generalmente los fusibles de expulsión, los
cuales no tienen la capacidad de diferenciar entre una falla permanente y una momentánea.
Como consecuencia se disparan abriendo el circuito, sin ningún criterio de selección.
Por su parte los seccionalizadores automáticos son programables para que operen y aíslen
de manera adecuada este tipo de fallas. Un seccionalizador en presencia de una falla, actuará en
conjunto con el reconectador de la siguiente manera:
1. Una falla, es detectada tanto por el seccionalizador como por el reconectador.
2. El seccionalizador ve que hay una falta de tensión, una vez que el reconectador ha abierto
el circuito.
3. El reconectador cierra nuevamente el circuito, si la falla persiste: el seccionalizador y el
reconectador vuelven a percibir la falla.
4. El reconectador abre de nuevo el circuito.
5. El seccionalizador, que ha visto dos corrientes de cortocircuito y dos faltas de tensión
entiende que el cortocircuito es permanente y un tiempo determinado después de la
apertura del reconectador abrirá también el circuito, cuando en el mismo no hay tensión.
Según el número de cuentas que el mismo tenga ajustado.
Unidad de protecciones
81
6. El reconectador cierra nuevamente el circuito en el que la derivación con falla ha sido
separada de la línea por el seccionalizador, y continúa con el servicio normal de energía
al resto del circuito.
Si la falla es momentánea, luego del punto 2 pasará lo siguiente:
3. El reconectador cierra el circuito y ve que la falla se despejo.
4. El seccionalizador, que no vuelve a ver corriente de cortocircuito, ni ausencia de tensión,
restablecerá sus registros de conteo transcurrido en un determinado tiempo.
3.1.2.2 Características eléctricas de los seccionalizadores
•
Intensidad asignada continua. El seccionalizador debe tener una intensidad asignada
continua igual o mayor que la máxima que pueda pasar de forma continua por la línea
donde está instalado.
•
Mínima corriente de actuación. La corriente mínima de actuación del seccionalizador
debe ser el 80% de la corriente de disparo del reconectador cuando éste es unipolar. En
caso de utilizar reconectadores trifásicos, el usuario es el que debe coordinar las
intensidades de disparo.
•
Número de cuentas. El seccionalizador deberá ser capaz de actuar al menos una vez antes
que el último recierre del reconectador. Por ejemplo, si el reconectador tiene cuatro
recierres, el seccionalizador debe tener como máximo 3 “cuentas”, pero también podría
tener 2 o 1 “cuentas” para poder tener selectividad.
•
Ajustes de tiempos. El tiempo del recierre (tiempo muerto entre disparos) del
seccionalizador, deberá ser más corto que el tiempo de reenganche del reconectador.
•
Ubicación del seccionalizador: Si existen fusibles aguas abajo del seccionalizador, el
fusible debe estar coordinado con el reconectador para que el fusible opere en al menos
una operación menos que el seccionalizador. Los seccionalizadores no deberían ser
usados entre dos reconectadores.
Unidad de protecciones
82
3.1.2.3 Operación de lógica de los seccionalizadores
Un seccionalizador comienza su ciclo de conteo después que se presenten dos
características eléctricas, tales como:
1. Un descenso en el nivel de tensión por debajo del establecido como el valor normal
mínimo de operación.
2. Un aumento de la corriente nominal del circuito por encima del valor mínimo de disparo
establecido en el seccionalizador.
3.1.3 Reconectadores
Es un equipo de protección de sobrecorriente que incorpora una lógica de reconexión
automática y reenergización de la línea. Tiene la capacidad de realizar hasta 4 recierres antes de
suspender el servicio eléctrico.
En la figura 31, se muestra la forma de operación de un
reconectador. Durante su operación el reconectador despejara las fallas temporales, las cuales
son ente un 85% y 90% de las fallas en los sistemas de distribución.
Figura 31. Secuencia de operación de un reconectador
El reconectador básicamente es un interruptor con reconexión automática, el cual se
utiliza en los sistemas de distribución, con el fin de despejar las fallas momentáneas pero
también funcionan como elemento de control para conexión y desconexión remota de un control.
Existen reconectadores trifásicos de operación trifásica y reconectadores trifásicos con
operaciones monopolares, es decir puede realizar recierres monofásicos. Estos equipos se
Unidad de protecciones
83
utilizan en zonas de la red que requieran protección o en lugares de importancia para maniobras
en casos de emergencia. También existen reconectadores monofásicos, los cuales se instalan en
ramales monofásicos con problemas de incidencia de fallas o en ramales monofásicos de mucha
longitud.
El mismo está compuesto por un control electrónico, a base de microprocesadores, que le
permiten realizar varias reconexiones sucesivas, pudiendo además, variar el intervalo y la
secuencia de estas reconexiones. También se utilizan como equipo de medición para llevar un
control de la calidad del servicio brindado a los abonados, así como para llevar el control de los
índices de continuidad.
La tarea principal de un reconectador entonces es discriminar entre una falla temporal y
una permanente, dándole a la primera tiempo suficiente para que se despeje a través de
reconexiones sucesivas; o bien, sea despejada por el elemento de protección correspondiente
instalado aguas abajo de la posición del reconectador (fusible o seccionalizador), si esta falla es
de carácter permanente.
Estos equipos permiten configurar cada intervalo de recierre, mediante cambios en los
ajustes de sus curvas de protección, tiempos, corrientes, multiplicadores y sumadores de tiempo.
Esto con el fin de ajustar las propiedades de los reconectadores a las necesidades de operación
requeridas.
Estos equipos de protección son utilizados en:
•
Subestaciones: como el dispositivo de protección del alimentador primario que permite
aislar el alimentador en caso de falla permanente.
•
Líneas de distribución: a una distancia de la subestación, para seccionalizar alimentadores
largos y así prevenir salidas del alimentador entero cuando una falla permanente ocurre
cerca del final del alimentador.
•
Ramales importantes: desde el alimentador principal para proteger el alimentador
principal de interrupciones y salidas debido a fallas en el ramal.
•
Largos ramales monofásicos: cuando se tienen líneas monofásicas largas o clientes de
importancia en los mismos.
Unidad de protecciones
84
3.1.4 Criterios técnicos de aplicación
Para la correcta aplicación de los reconectadores, se deben considerar los siguientes factores:
•
La tensión nominal del reconectador debe ser igual o menor a la tensión del sistema
eléctrico.
•
La corriente máxima permanente de carga en el punto del sistema donde se ubicará, debe
ser menor o igual a la corriente nominal de reconectador.
•
Debe tener una capacidad de ruptura mayor o igual, a la corriente máxima de falla en el
punto de aplicación.
•
La corriente mínima de operación debe escogerse de modo que detecte todas las fallas
que ocurran dentro de la zona protegida (sensibilidad).
•
Las curvas tiempo-corriente y la secuencia de operación deben seleccionarse
adecuadamente, de modo que sea posible coordinar su operación con otros elementos de
protección instalados en el mismo sistema.
3.2 Tipos de coordinación.
Para realizar la coordinación de protecciones se deben conocer los diferentes elementos
con los que se cuentan para realizar la coordinación. De esta manera se pueden establecer los
criterios y tipos de coordinación que se desea realizar en el sistema. Entre los principales tipos de
coordinación
se tiene: reconectador – reconectador, reconectador – seccionalizador,
reconectador – fusible y fusible – fusible. A continuación se mostrará los principales criterios de
los diferentes tipos de coordinación existentes.
3.2.1 Reconectador – Fusible.
Si se considera al reconectador como una protección principal y los fusibles como
elementos de protección de los ramales secundarios se presentan dos alternativas de coordinación
de protecciones.
Si se desea la continuidad del servicio de los ramales como estrategia, se deberá
incorporar una o varias operaciones rápidas en el reconectador que liberarán las fallas temporales
Unidad de protecciones
85
y permitirá una mayor continuidad en estos, es decir el fusible opera como el elemento protegido
y el reconectador como elemento protector. En caso de que la falla sea permanente se dejan
varias operaciones lentas que permiten la operación de los fusibles. La desventaja es una mayor
cantidad de clientes afectados por esas operaciones rápidas.
Si se considera disminuir la cantidad de interrupciones temporales se requiere no
incorporar operaciones rápidas al reconectador, permitiendo así que el fusible despeje la falla
antes que el reconectador inicie con las operaciones, es decir el reconectador opera como
elemento protegido y el fusible como elemento protector.
El método recomendado para la coordinación reconectador – fusible, consiste en graficar
las curvas corriente tiempo determinando los fusibles y curvas que más se adapten a las
características de cada circuito.
En la figura 32 se muestra una aplicación donde el reconectador tiene una operación
rápida y una operación lenta coordinadas con fusibles. Donde con las operaciones rápidas se
protege al fusible mientras que con las lentas se permite que el fusible explote y sea este
elemento quien despeje la falla.
Donde la curva mas a la derecha protege al fusible evitando que este sienta el estado de
falla mientras que la curva mas a la izquierda permite que fusible se funda.
Unidad de protecciones
86
Figura 32. Curvas de coordinación reconectador - fusible
Se puede apreciar que las primeras curvas de protección son las del reconectador,
mientras las curvas del fusible están por encima de esta curva, dejando un margen de tiempo de
seguridad para que opere primero el reconectador. Seguidamente se ve las curvas lentas del
reconectador, las cuales se encuentran por encima de las curvas del fusible, dejando que este
opere y despeje la falla antes que el reconectador.
3.2.2 Reconectador – Seccionalizador.
Para la coordinación reconectador – seccionalizador, no se requiere hacer análisis de
curvas de tiempo-corriente debido a que el seccionalizador no posee este tipo de curvas, sólo
cuenta pulsos de corriente de falla. Por lo tanto, el mismo se ajusta para qué abra luego de un
determinado número de pulsos, como máximo, uno menos que el número de operaciones del
reconectador ubicado aguas arriba. Dicha apertura se debe dar en el momento en que el
reconectador está abierto, debido a que el seccionalizador no puede operar con corrientes de
falla.
Unidad de protecciones
87
3.2.3 Reconectador – Reconectador.
Cuando se conectan dos reconectadores en serie se deben coordinar las curvas rápidas y
las curvas lentas en forma independiente. En el caso que se decida utilizar la coordinación de
curvas rápidas y curvas lentas, se dificulta la selección de curvas que garanticen la correcta
coordinación, debido a lo complejo de su configuración.
Si los reconectadores no están
comunicados, en una falla permanente, el reconectador protector realizará sus operaciones
rápidas mientras que el reconectador protegido operará descoordinadamente mientras que sus
operaciones rápidas se ejecuten antes que las operaciones lentas del reconectador protector. Este
problema de coordinación puede resolverse de dos formas:
1. Eliminando las operaciones rápidas del lado de la fuente.
2. Comunicando los reconectadores.
La comunicación de los reconectadores permite establecer una coordinación en la
secuencia de operación en el reconectador protegido de forma que avance el conteo de recierres
conforme se realizan en el reconectador protector.
3.2.4 Fusible – Fusible.
Una regla utilizada normalmente es que el máximo tiempo fusión (MCT) del fusible
protector no debe exceder el 75 % del mínimo tiempo de fusión (MMT) del fusible protegido.
Para favorecer la coordinación, los fabricantes suministran tablas de coordinación para fusibles
de la misma clase. También pueden graficarse las curvas de corriente-tiempo para los fusibles a
coordinar y evaluar los tiempos de operación para fallas en los diferentes puntos de interés (ver
figuras 33 y 34).
Para la coordinación de corrientes bajas, inferiores a 50 imperios, se puede realizar la
coordinación con fusibles tipo K, debido a que la forma de su curva se permite respetar la regla
de no exceder el 75% del mínimo tiempo de fusión, en valores cercanos a los 50 imperios.
Para corrientes superiores a los 50 imperios se prefiere utilizar fusibles con elemento lento,
es decir tipo T, debido a la forma de su curva. Con el fusible tipo K para corrientes superiores a
Unidad de protecciones
88
los 50 Imperios, no se logra respetar el criterio del 756 % del mínimo tiempo de fusión, por lo
tanto no se puede realizar la coordinación.
En la figura 33 se aprecia que para fusibles tipo K la coordinación es posible para
corrientes inferiores a 50 A, con corrientes de cortocircuito alrededor de los 800 A.
Figura 33. Criterio de coordinación para el fusible Tipo K
En la figura siguiente se observa que para corrientes de carga superiores a los 50 A, es
mejor realizar la coordinación de fusibles con los tipo T, los cuales tienen una curva de respuesta
6
Para representar el 75% de tiempo mínimo de fusión mediante el Etap, se utiliza una función que representa un tiempo entre curvas, donde el
valor mínimo que debe tener es de 35ms.
Unidad de protecciones
89
más lenta que el tipo K. Se aprecia que los fusibles tipo T presentan una mejor coordinación con
valores de corriente altos (superiores a los 50 A) que los fusibles tipo K.
Figura 34. Criterio de coordinación para el fusible Tipo T
Actualmente en Coopelesca los ramales monofásicos no superan los 30 Imperios de
corriente nominal, por lo que se utilizan fusibles inferiores a 30 A tipo K, los cuales pueden ser
coordinados para esta corriente nominal.
Unidad de protecciones
90
3.3 Ideología de protecciones.
La red eléctrica de Coopelesca está formada por los siguientes equipos: plantas
generadoras, equipos de transformación, circuitos de distribución y cargas. Estos elementos
pueden operar en condiciones de operación estables y bajo estado de falla o transitorios.
Como primer paso para comenzar la coordinación de protecciones, se debe comprender el
funcionamiento del circuito en condiciones normales, analizar la dirección del flujo y sus
posibles cambios de dirección, además se tiene que conocer el comportamiento bajo estado de
falla de cada equipo del sistema a ser protegido. Todo lo anterior es necesario para poder formar
un criterio de coordinación y poder aplicar cambios adecuados en el sistema de protecciones.
El sistema de protecciones contra cortocircuitos puede subdividirse en dos grupos:
protecciones primarias (elemento protector) y protecciones de respaldo (elemento protegido),
donde el sistema de protección primaria es el encargado de despejar la falla, en el menor tiempo
posible. En caso que la protección primaria no opere adecuadamente o este fuera de operación, la
protección de respaldo será la que despeje la falla.
La falla por cortocircuito origina incrementos importantes de corriente y disminuye el
voltaje en los equipos de la red, estos cambios en los parámetros, provocan daños en los demás
equipos del sistema.
Como punto de partida para todo estudio de coordinación, se deben establecer las
corrientes de cortocircuito máximas y mínimas de forma que cualquier falla deba ser vista por
más de un dispositivo de protección. Además, se deben limitar los retardos máximos en las
protecciones de forma que no sobrepasen las curvas de daño de los equipos.
Para tener un sistema de protección eficiente se deben determinar las propiedades de los
equipos, tales como: selectividad, estabilidad, confiabilidad, rapidez y sensibilidad.
3.4 Propiedades de las protecciones
3.4.1 Selectividad de las protecciones
La selectividad es la propiedad de lograr la desconexión efectiva de solamente el
elemento en estado de falla. Esta propiedad elimina la falla en un período de tiempo corto
afectando la menor cantidad de equipos posibles y la continuidad del servicio.
Unidad de protecciones
91
Los dispositivos de protección pueden ser de selectividad absoluta o relativa. Una
protección de selectividad absoluta solo debe operar para fallas internas en el mínimo tiempo
posible. La protección de selectividad relativa opera para fallas internas en tiempos bajos y opera
para fallas externas en tiempos retardados como protección de respaldo remoto.
3.4.2 Estabilidad
Esta propiedad está relacionada con la sensibilidad de la protección. Una protección poco
estable se caracteriza por operar sin una discriminación adecuada ya sea por su diseño o por la
calidad de sus componentes. La sensibilidad afecta directamente el tiempo en que el equipo
despeja la falla.
3.4.3 Confiabilidad
Esta propiedad considera tanto los componentes del equipo, como su modo de operación.
El tipo de componentes, su diseño y sus condiciones de operación aumentan o disminuyen la
confiabilidad del equipo.
3.4.4 Rapidez
Es la capacidad de respuesta del equipo ante un estado de falla, donde se espera que el
tiempo sea el menor posible, afectando la menor cantidad de equipos y clientes del servicio
eléctrico.
3.4.5 Sensibilidad
Esta propiedad es capaz de detectar perturbaciones que provoquen pequeñas variaciones
en los parámetros de la red.
3.5 Políticas de coordinación de protecciones.
Como políticas para la unidad de coordinación de protecciones se quiere:
1. Proteger la integridad de las personas (abonados y empleados), proteger los equipos e
instalaciones que pueden ser afectados por una falla.
2. Minimizar los efectos producidos por las fallas, tomando en cuenta las propiedades de
protección. (reflejado en los índices de consumo)
3. Se prefiere mantener el servicio continuo, protegiendo los fusibles mediante la
Unidad de protecciones
92
configuración de las dos primeras curvas salvafusibles de los reconectadores.
Criterios de coordinación
3.6
A continuación se muestran los principales criterios de coordinación utilizados en el país,
por las diferentes empresas de distribución eléctrica, esto criterios de coordinación se estudiarán
y se definirán cuales son aplicables a las necesidades requeridas por la cooperativa:
•
Para definir el esquema de protección se deben entender plenamente los estados de
operación normal y los estados de falla de cada elemento protegido.
•
Para cualquier falla en el sistema al menos dos protecciones deben ver la falla.
•
Los máximos retardos a ser ajustadas en las protecciones, nunca deben superar las curvas
de daño de los equipos (transformadores, cables, interruptores y otros)
•
Las curvas tiempo-corriente y la secuencia de operación deben seleccionarse
adecuadamente, de modo que sea posible coordinar su operación con otros elementos de
protección instalados en el mismo sistema.
•
Debe existir un tiempo mínimos entre curvas de 30 ms, para la coordinación entre
reconectadores, para su corriente de cortocircuito máxima.
•
La curva de protección del interruptor de línea de la subestación, debe garantizar un
margen mínimo de 30 ms por debajo de la curva de protección de baja del transformador,
en el punto de máxima corriente de cortocircuito.
•
La coordinación entre los reconectadores se realiza desde el reconectador protegido, hasta
el último reconectador aguas abajo (elemento protector), dejando un margen de 30ms en
máxima corriente de cortocircuito entre cada reconectador protector.
•
La coordinación entre los fusibles se realiza desde la carga al final de la línea, hacia la
fuente. Se debe garantizar que la curva de tiempo máximo de fusión del fusible este 30ms
por debajo de la curva del reconectador, en corriente de cortocircuito.
•
Se recomiendan utilizar fusibles tipo T para valores elevados de corriente (superior a 50
A), y Tipo K para corrientes nominales no superiores a los 50 A. Esto debido a las
características de las curvas de cada fusible
Unidad de protecciones
93
•
En ramales monofásicos cortos (menores de 20Km), se recomienda utilizar fusibles para
su protección.
•
Se recomienda fusibles SLOFAST para transformadores en postes, de tal forma que la
porción LENTA del fusible, permita soportar las altas corrientes de arranque de los
transformadores.
•
Utilizar menor cantidad de disparos, con el fin de aislar la falla en un menor tiempo.
•
Definir zonas industriales para determinar la importancia de cada circuito.
•
Aumentar o disminuir los tiempos de recierre según lo requiera cada cliente.
•
Utilizar multiplicadores instantáneos en las curvas de protección, con el fin de aumentar
la confiabilidad del equipo.
•
Realizar disparos monopolares en las regiones que el equipo de protección y la carga lo
permita.
•
Considerar la curva de daño de todos los equipos que componen la red, desde los cables
de distribución hasta los transformadores de subestación.
•
Considerar las curvas de protección y la corriente de cortocircuito de cada subestación y
planta generadora que suministra potencia al sistema de distribución.
•
Emplear curvas rápidas y lentas para realizar protección de cada circuito.
•
No proteger al elemento fusible, debido a que esto dificulta la coordinación de los
reconectadores.
•
Realizar la coordinación de los reconectadores desde la fuente a la carga.
•
Realizar la coordinación de los fusibles desde la carga hacia la fuente.
•
No utilizar recierres (tiempos muertos) con tiempos inferiores a 1s.
•
Identificar los centros de cargas industriales en cada circuito, para realizar la
coordinación adecuada según lo requiera la carga.
•
Utilizar el mismo tipo de curvas para elementos que se encuentren en el mismo nivel de
protección.
Unidad de protecciones
94
4 Capitulo 4. Coordinación de protecciones.
4.1 Ideología de protecciones
Se definieron 4 ideologías de protección principales, esto con el objetivo de crear una
línea de trabajo para garantizar una adecuada coordinación de protecciones, considerando la
integridad del personal y el buen funcionamiento de los equipos pertenecientes al sistema de
distribución.
Como primer lineamiento de trabajo se analizó y comprendió el comportamiento normal
y bajo estado de falla del sistema eléctrico de la cooperativa, mediante este entendimiento del
flujo de corriente y sus posibles cambios de dirección, se pueden identificar sectores dentro de la
red eléctrica, los cuales pueden presentar variantes y deben ser considerados en la configuración
de los ajustes de protección y en la ubicación adecuada de cada equipo.
Seguidamente se definieron los conceptos de cada elemento de protección, según su
ubicación en el circuito, es decir aquel elemento que se encuentre más lejano a la fuente como
elemento protector (primaria) y aquel que esté más cercano a la fuente el elemento protegido
(respaldo). De esta manera definir cual elemento debe ser más sensible y rápido, ante un estado
de falla.
Estos conceptos se utilizarán para referirse aquel elemento que se encuentre más cercano
o lejano de la falla, indistintamente si esta se encuentra más lejana a la fuente o no, esto para los
equipos que están en posiciones intermedias en el sistema eléctrico. De esta forma normalizar los
nombres que se utilizan cuando los equipos de protección están bajo estado de falla.
Otra línea de trabajo a realizar, es mantener un control de todos los eventos de falla que
se presenten en el sistema, mediante esta práctica se deben definir rangos generales de
cortocircuito para cada sector, además con esta información definir los ajustes de protección para
cada sector y su equipo. Esto servirá para llevar una base de datos de los eventos y utilizarlos
Unidad de protecciones
95
para análisis futuros, los cuales servirán como parámetro para definir las características de
protección de cada zona.
La ultima ideología de protección fue definir, implementar y aplicar en la coordinación de
protecciones, propiamente en la terminologías de la unidad de protecciones, los conceptos de
sensibilidad, rapidez, eficiencia, selectividad, confiabilidad y estabilidad de los equipos de
protección, los cuales son fundamentales para definir tanto sus características de protección
como su ubicación dentro de la red eléctrica. Estas propiedades son fundamentales que las
conozcan los encargados del mantenimiento y operación de los equipos de protección, debido a
que permite formar un criterio, con el cual se pueden realizar mejoras en la coordinación, tales
como reubicación de equipos y rangos de operación.
4.2
Criterios de protección utilizados
Para la definición de criterios de coordinación se recurrió a literatura de protecciones y la
experiencia de otras empresas, esto mediante entrevistas al personal encargado de realizar la
coordinación de protecciones. Entre las empresas visitadas están la Compañía Nacional de
Fuerza y Luz (CNFL), Coopeguanacaste y el Instituto Costarricense de electricidad (ICE), las
cuales sirvieron para formar una idea de cómo se trabaja la coordinación de protecciones en el
país.
Mediante estas entrevistas comenzar a formar un criterio propio de coordinación,
adecuando cada consejo y criterio de coordinación a las características propias del sistema de la
cooperativa.
Otro factor a considerar para la coordinación de protecciones es la región en que se
encuentra ubicada la red eléctrica de Coopelesca, la cual la hace única debido a diferentes
factores, como: el clima, la topografía y la distribución de su carga.
En cuanto al clima se debe considerar la humedad, los fuertes vientos y los temporales
característicos de la zona, de esta manera identificar los principales factores climatológicos que
afectan la ubicación, montaje y coordinación de las protecciones.
La topografía en la cual se encuentra el circuito es muy representativa de la zona debido a
lo quebrado del terreno, los montajes de la línea en los postes, las distancias entre postes y otras.
Unidad de protecciones
96
La distribución de la carga en el sistema eléctrico de la cooperativa, es muy particular
debido a que se encuentra distribuida a lo largo de toda la red, es decir, no existen centros de
carga (industrial) establecidos, más bien los tres tipos de clientes definido (industrial, comercial
y residencial) se encuentran a lo largo de todo el circuito, lo que la hace distinta a otras regiones
del país, donde las empresas distribuidoras tienen bien identificados los centros industriales,
comerciales y residenciales de carga, esto para establecer sectores de importancia en casos de
realizar maniobras.
Dentro de todos los criterios de protección que cada compañía utiliza, existen algunos
criterios comunes, los cuales cada empresa aplica según sus necesidades. Entre los criterios de
coordinación más comunes se tienen: distancias entre curvas de protección, disparo mínimo de
protección y cantidad de operaciones antes de la apertura total del circuito.
Existen criterios de coordinación propios de cada compañía, esto debido a las
características propias de sus redes, tales como: la utilización de parámetros de tiempo-corriente,
tipos de equipos en cada circuito y características de los ajustes de protección de cada equipo.
Después de conocer y analizar cada criterio de coordinación, utilizado por las diferentes
empresas encargadas de la distribución eléctrica en el país, se decidió adoptar aquellos que sean
aplicables al circuito y a la región. Además se trato de formar ideologías, terminologías y
criterios de coordinación propios, con el objetivo de implementar e innovar la manera de realizar
la coordinación de protecciones en la cooperativa.
Se considero también la forma de actuar de los reconectadores debido a que se debe tener
en cuenta el tiempo de arranque, es decir el tiempo en el que debe ver una sobrecorriente para
detectarla como falla, luego de este tiempo se debe considerar el tiempo de disparo el cual varía
entre las distintas marcas de reconectadores entre 40ms y 55ms, en este caso los equipos tienen
un tiempo de disparo de 45ms, tiempo para ejecutar la acción de apertura del tanque del
reconectador y aislar la falla.
Luego de realizar el análisis de las características, de la zona, los tiempos de acción y el
circuito, se tomo la decisión de utilizar los siguientes criterios de coordinación:
Unidad de protecciones
97
•
Entender plenamente los estados de operación normal y los estados de falla de cada
elemento protegido.
Esto para poder realizar una adecuada coordinación de los equipos de protección considerando
las características propias de la red y sus posibles escenarios de funcionamiento.
•
Al menos dos protecciones deben sensar la falla.
De esta manera garantizar que la falla sea despejada de manera correcta. Esto aumenta la
confiabilidad, debido que se garantiza despejar la falla, aunque uno de los equipos de protección
no opere de la manera esperada.
•
Los máximos retardos a ser ajustadas en las protecciones, nunca deben superar las curvas
de daño de los equipos (transformadores, cables, interruptores y otros).
De esta manera proteger la integridad de los equipos que componen la red eléctrica de la
cooperativa.
•
Definir el disparo mínimo de protección, como la corriente máxima de carga más un
porcentaje de al menos 125% de la corriente nominal máxima del circuito.
Esto permite brindar un margen de seguridad ante una eventual sobrecarga del circuito, evitando
que la protección dispare por esta sobrecarga.
•
La curva de protección del interruptor de línea de la subestación, debe garantizar un
margen mínimo de 50 ms por debajo de la curva de protección de baja del transformador,
en el punto de máxima corriente de cortocircuito.
Se desean al menos 50 ms de retraso entre la curva de protección del interruptor de subestación y
el primer reconectador ubicado fuera de la subestación, este tiempo es mayor al tiempo de
reacción que tienen los equipos de protección.
De esta manera se espera garantizar que el recloser ubicado en el nivel de protección 1 (salida de
subestación) sea el que actué y no el de subestación afectando a los demás circuitos que
dependen de la subestación.
•
La coordinación entre los recloser se realiza desde el recloser de salida de subestación
(nivel de protección 1), hasta el último recloser aguas abajo, dejando un margen de al
menos 100 ms en la corriente de cortocircuito promedio entre cada recloser.
Unidad de protecciones
98
Se realiza de esta manera, debido a que se debe conocer primero el espacio y tiempo que se tiene
para montar las curvas de protección de todos los recloser aguas abajo. El tiempo de 100 ms se
definió por experiencia propia, debido a que es un tiempo prudencial (el doble del tiempo de
acción de los equipos) para la corriente promedio obtenida de los reportes de corriente mensuales
y las simulaciones realizadas en el Etap.
•
Utilizar el mismo modelo de reconectador para cada circuito, de esta manera garantizar
que los tiempos de acción de cada equipo sean iguales.
Facilitando la coordinación de todos los ajustes de protección, desde la selección de la curva de
protección hasta los tiempos de acción de cada uno de los equipos.
•
Considerar el tipo de curva de los fusibles utilizados, así poder realizar la coordinación
con este tipo de elemento de protección en los lugares establecidos.
Mediante esto se garantiza que no se proteja el fusible entre dos reconectadores trifásicos, esto
evita que una falla de un ramal monofásico afecte la línea trifásica. Además se puede realizar la
coordinación entre reconectador y fusible para los ramales monofásicos que se encuentran más
lejanos de la fuente (en la cola del circuito).
•
Aumentar los tiempos muertos de recierre para los dos primeros disparos y disminuir el
tercer disparo para compensar el aumento en los primeros tiempos muertos.
Esto para permitir que las fallas temporales sean despejadas por los dos primeros disparos. De
esta manera se busca mejorar los índices de calidad, disminuyendo la cantidad de fallas
permanentes que presenta la red mediante los tiempos más largos en las dos primeras
operaciones.
Anteriormente en la cooperativa se utilizaban tiempos de recierre muy cortos para el primer
recierre, lo cual no permitía despejar la falla adecuadamente. Se tomo la decisión de aumentar en
1.5s y 1s en algunos casos el tiempo del primer recierre, mientras se disminuyo el tiempo del
tercer recierre en 1s, de esta manera pasar de una configuración de recierres de 0.5s-2s-5s o 1s2s-5s a 2s-2s-4s, lo cual mantiene el tiempo total de recierres por debajo de 8s, simplemente
variando el tiempo de apertura del primer y tercer recierre.
Unidad de protecciones
99
Mediante esta configuración se quiere que con los dos primeros recierres se despeje la falla. Esto
al ser tiempos mayores para los primeros recierres, dando mayor tiempo para despejar una falla
temporal con las os primeras operaciones.
•
Proteger al fusible únicamente en ramales monofásicos que se encuentren en la cola de
los circuitos.
Esto se realiza para evitar el desplazamiento de los equipos de trabajo de campo (cuadrillas)
hasta sitios lejanos, con esto se puede generar un ahorro en fusibles y una economía para la
cooperativa en horas hombre, gastos de traslado y otros.
•
Definir rangos de cortocircuito, mediante los históricos o simulaciones realizadas con el
Etap 6.0.
A través de conocer los históricos de cortocircuito del último año y medio (ver anexo B) y
simulaciones hechas con el Etap 6.0 definir los rangos de operación de cada reconectador, de
esta forma escoger la curva y características de protección que mejor se adecuen a cada región.
Para definir los rangos de cortocircuito mediante los históricos, se obtienen todos los eventos de
los equipos mensualmente, a partir de esta información se obtienen la cantidad de eventos, el
cortocircuito mínimo, el cortocircuito promedio y el cortocircuito máximo, de esta manera
definir los rangos de los estados de falla en cada zona de protección.
Mediante el Etap se realizan tres diferentes simulaciones para un estudio de cortocircuito
mínimo, un estudio de cortocircuito máximo y un estudio de 4 ciclos, el cual se asemeja bastante
a los valores promedios obtenidos de los históricos. Con estos estudios se definen los rangos de
operación de cada zona. Ver figura 35.
Con la definición de los rangos de operación de cortocircuito para cada zona de protección, se
puede buscar la curva de protección que mejor se ajuste al rango de operación de cortocircuito.
•
Se adoptaron y definieron conceptos de protección indispensables para comprender el
sistema de protecciones, tales como: niveles de protección, equipos en paralelo y serie,
así como elemento de respaldo y elemento protector.
Unidad de protecciones
100
Todos estos criterios fueron aplicados en cada coordinación que se realizó, en cada uno
de los circuitos de la cooperativa. Con la aplicación de cada uno de estos criterios se espera
implementar una guía de coordinación, la cual sirva para futuros trabajos de coordinación y
capacitación del personal dentro de la cooperativa.
Figura 35. Rangos de cortocircuito.
4.3 Reubicación de los equipos de protección
Debido a cambios de flujo, la creación de una nueva fuente y cambios propios de la línea
de distribución, se hizo un análisis de la cantidad de equipos que actualmente están ubicados y la
cantidad de equipos que se requieren para cuando ingrese la subestación de Cariblanco al sistema
eléctrico de Coopelesca.
Unidad de protecciones
101
De esta manera se logró conocer cuántos equipos pueden mantener su ubicación actual,
cuantos se reubicaran y cuantos equipos nuevos se instalarán, para garantizar una adecuada
protección del sistema eléctrico y sus componentes.
El actual circuito Toro cuenta con 15 equipos de protección de los cuales 11 mantendrán
su ubicación actual, mientras los cuatro restantes se reubicaran de acuerdo a las necesidades de
cada nuevo circuito. Además se deberán instalar tres equipos nuevos los cuales funcionaran
como enlaces entre los tres nuevos circuitos.
Entre los tres nuevos circuitos se realizo un análisis de las características eléctricas de
cada zona de protección (carga y cortocircuito), de esta manera determinar los rangos de
operación de cortocircuito. Para estos se utilizó el Etap, realizando simulaciones de cortocircuito
en las zonas de protección que no existen históricos de cortocircuito.
En el caso del nuevo circuito Toro la ubicación de los equipos se mantienen, en cuanto a
sus características de cortocircuito, debido a que la alimentación del circuito se mantiene
dependiente de la subestación Toro, únicamente se reubicara un reconectador pero en la misma
zona de protección, esto para mejorara las maniobras en la red. Ver figura 36.
Cruce de Río IV
Salida de subestación
Toro
Figura 36. Cruce de Río IV reubicación de reconectador.
Unidad de protecciones
102
Para el circuito Chilamate se requiere un equipo de protección nuevo el cual protegerá la
salida de la subestación, este equipo se encontraba ubicado en el cruce de Río IV y se reubicará
en el cruce de San Miguel. Igualmente se realizará para el circuito de Río IV donde se instalará
un nuevo reconectador, el cual se reubicará del cruce de Río IV al cruce de San Miguel. Ver
Figura 37.
Unidad de protecciones
103
Cruce de Río IV
Reubicación hacia
Chilamate
Reubicación
hacia Río IV
Cruce de San Miguel
6.1 Km
Subestación Cariblanco
Subestación Toro
Figura 37. Reubicación de los reconectadores del cruce de Río IV al Cruce de San Miguel
Unidad de protecciones
104
4.3.1 Nuevo circuito Chilamate
En el nuevo circuito Chilamate se trasladará el reconectador ubicado en el cruce de Río
IV hacia el cruce de San Miguel, en el nivel de protección 1, aislando la subestación de una falla
en este circuito.
Este circuito contara con cinco equipos de protección, un seccionalizador y cinco
reconectadores, de los cuales dos son monofásicos y tres son trifásicos. Este circuito tendrá tres
niveles de protección, donde en el nivel de protección 1, se tiene un reconectador, en el nivel de
protección dos se tienen dos reconectadores y en el nivel de protección tres se tienen dos
reconectadores, es decir se tienen dos reconectadores en paralelo en los niveles de protección dos
y tres. Esta característica se aprecia en el siguiente diagrama.
Unidad de protecciones
105
Tabla 16. Características de protección para el circuito Chilamate
San Miguel - Puerto Viejo
Distancia de red y equipo
Trifásica
21,67 Km
Monofásica
26,84 Km
Nivel de protección 17
4008-01
Nulec U8
Corriente de carga y
cortocircuito (A)
Imáx (carga)
165 A
Mínimo
997 A
Máximo
3060 A
La Virgen San Ramón
Chilamate Puerto Viejo
Distancia de red y equipo
Distancia de red y equipo
Trifásica
Monofásica
40,37 Km
4202-01
Nulec W9
Corriente de carga y
cortocircuito (A)
Monofásica
55,43 Km
Imáx (carga)
19,3 A
Imáx (carga)
113,25 A
Mínimo
997 A
Mínimo
616 A
Máximo
1580 A
Máximo
1300 A
Nivel de protección 3
Nivel de protección 2
Puerto Viejo Orlish
Puerto Viejo Bananeras
Distancia de red y equipo
Distancia de red y equipo
Monofásica
42,61 Km
4161-20
Nulec W
Corriente de carga y
cortocircuito (A)
Trifásica
63,04 Km
Monofásica
40,87 Km
4123-01
Nulec U
Corriente de carga y
cortocircuito (A)
Imáx (carga)
48 A
Imáx (carga)
60 A
Mínimo
364 A
Mínimo
202 A
Máximo
738 A
Máximo
738 A
Niveles de protección, referirse al capitulo3.
Reconectador trifásico.
9
Reconectador monofásico.
8
17,04 Km
4255-7
Nulec U
Corriente de carga y
cortocircuito (A)
Trifásica
7
Trifásica
Unidad de protecciones
106
Para obtener el cálculo de las corrientes de cortocircuito para cada zona de protección se
utilizó el Etap 6.0, de esta manera conocer sus valores de cortocircuito mínimos y máximos. Ver
anexo B.
En la figura siguiente se muestra la ubicación final de los equipos del circuito Chilamate,
donde se observa que los equipos de los niveles de protección dos y tres mantienen su ubicación
actual, mientras se agrega un reconectador en la salida de la subestación Cariblanco a 6.1 Km de
distancia, el cual es identificado como San Miguel Puerto Viejo, este equipo se reubico del cruce
de Río IV (plano poste 3008-01) al cruce de San Miguel hacia Puerto Viejo al plano poste 400801. Mediante este equipo se pretende mantener aisladas las fallas del circuito Chilamate del
circuito Río IV, es decir proteger la subestación de las fallas de este circuito.
Unidad de protecciones
107
Puerto Viejo Orlich
Chilamate Puerto Viejo
La virgen San Ramón
San Miguel – Puerto Viejo
Subestación Cariblanco
Puerto Viejo Bananeras
• Reconectador trifásico
• Reconectador monofásico
Seccionalizador
Reconectador trifásico
reubicado
Unidad de protecciones
108
Figura 38. Ubicación de los equipos en el circuito Chilamate.
Unidad de protecciones
109
4.3.2 Nuevo circuito Río IV
El nuevo circuito Río IV tendrá cuatro reconectadores, de los cuales dos son monofásicos
y dos son trifásicos, este circuito únicamente presenta dos niveles de protección tal y como se
muestra en el siguiente diagrama. Igualmente para los valores de cortocircuito en los
reconectadores monofásicos se utilizó el valor de la barra trifásica más cercana.
Tabla 17. Características de protección para el circuito Río IV
Río IV
Distancia de red y equipo
Trifásica
Monofásica
25,22 Km
62,53 Km
0540-62
Nulec U
Nivel de protección 1
Corriente de carga y
cortocircuito (A)
Imáx (carga)
Mínimo
Máximo
250 A
1390 A
2950 A
Entrada Los Alpes
Caño Grande
Río IV Carrizal
Distancia de red y equipo
Distancia de red y equipo
Distancia de red y equipo
Trifásica
Trifásica
Trifásica
Monofásica
10,66 Km
Monofásica
0518-01
Nulec W
0535-07
Corriente de carga y
cortocircuito (A)
Imáx (carga)
Mínimo
Máximo
9,8 A
942 A
1450
A
2,762 Km
Nulec U
Corriente de carga y
cortocircuito (A)
Imáx (carga)
Mínimo
Máximo
35 A
1060 A
1800 A
Monofásica
25,66 Km
3012-01
Nulec W
Corriente de carga y
cortocircuito (A)
Imáx (carga)
Mínimo
Máximo
48 A
1390 A
1940 A
En el nuevo circuito Río IV únicamente se reubica el recloser que estaba en Río IV
Venecia (plano poste 4255-01) a la salida de la subestación Cariblanco a 6.1 Km en el cruce de
San Miguel en el plano poste 4216-01, el cual protege a la subestación de una falla en este
Unidad de protecciones
110
circuito. Otro equipo que se agrega es el de Río IV Carrizal que ahora pasa hacer parte de este
nuevo circuito.
En la figura 39 se aprecia la reubicación del equipo de Río IV y los demás equipos de
protección, para la obtención de los valores de cortocircuito del diagrama anterior se realizaron
simulaciones mediante el Etap 6.0.
Los Alpes
Caño Grande
•
•
•
•
Carrizal
Reconectador trifásico
Reconectador
monofásico
Reconectador trifásico
reubicado
Río IV
Subestación
Cariblanco
Figura 39. Ubicación de los equipos circuito Río IV
Unidad de protecciones
111
4.3.3 Nuevo circuito Toro
El nuevo circuito Toro mantendrá su actual sistema de protecciones, el único cambio que
se realizará es en el cruce de Río IV, donde se reubicara el reconectador de Río IV Santa Rita,
hacia un poste antes10 del que se encuentra actualmente, esto para poder realizar maniobras de
mantenimiento en la salida de la subestación Toro.
En la siguiente tabla se aprecia la configuración de los equipos de protección del nuevo
circuito Toro, se aprecia que cuenta con tres niveles de protección y con todos sus equipos en
serie. Este circuito no varía sus características de de corriente debido a que no existen cambios
en la ubicación de equipos.
10
Ver figura 36.
Unidad de protecciones
112
Tabla 18. Características de protección circuito Toro
Río IV Santa Rita
Distancia de red y equipo
Trifásica
45,6 Km
Monofásica
71,29 Km
Nulec U
0557-01
Corriente de carga y cortocircuito (A)
Imáx (Carga)
87,63 A
Mínimo
1063 A
Máximo
1976 A
Esp Pangola
Distancia de red y equipo
Trifásica
17,86 Km
Monofásica
4001-01
18.78
Nulec U
Corriente de carga y cortocircuito (A)
Imáx (Carga)
26,38 A
Mínimo
972 A
Máximo
999 A
SR Pangola
Distancia de red y equipo
Trifásica
Monofásica
4235-42
33,22 Km
Nulec W
Corriente de carga y cortocircuito (A)
Imáx (Carga)
21,29 A
Mínimo
409 A
Máximo
458 A
En la figura siguiente se aprecia la ubicación de sus equipos, la cual se mantiene,
únicamente el reconectador protegido se traslada un poste antes del que se encuentra
actualmente, esto para poder realizar maniobras en la subestación Toro.
Unidad de protecciones
113
San Rafael Pangola
Españolita Pangola
•
•
•
Río IV Santa Rita
Subestación Toro
Reconectador trifásico
Reconectador monofásico
Reconectador trifásico
reubicado
Unidad de protecciones
114
Figura 40. Ubicación de los equipos circuito Toro.
4.3.4 Circuito hacia Cariblanco
Este es un circuito corto que abastece a la comunidad de Cariblanco, el cual requiere de
un equipo de protección, con el fin de aislar las fallas de este circuito. Este nuevo reconectador
se ubicará en el plano poste 4001 – 25. Ver figura 41.
Subestación Cariblanco
Figura 41. Circuito hacia Cariblanco.
Para determinar los rangos de operación de cortocircuito de esta zona de protección se
utilizó el Etap, debido a que es un reconectador nuevo y no se tienen históricos de cortocircuito.
En la siguiente tabla se tienen los valores máximos y mínimos de cortocircuito los cuales definen
el rango de operación y el tipo de curva a utilizarse.
Unidad de protecciones
115
Tabla 19. Estudio de cortocircuito para el circuito hacia Cariblanco.
Salida de subestación
Barra Crblnc
Cariblanco
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
Imperios
1610
1,5 - 4 cycle
2070
Máximo
2130
4.3.5 Seccionalizadores y enlaces.
Los equipos de protección que están actualmente operando como seccionalizadores y
enlaces no tendrán cambios con respecto a su ubicación actual, debido a que se requieren para
realizar maniobras de operación y mantenimiento. En la figura XX del capítulo dos se aprecia la
ubicación de estos equipos.
En cuanto a los enlaces para los tres nuevos circuitos, se consideraron equipos nuevos,
con el fin de hacer más rápido el respaldo en caso de existir una salida de algún circuito. Para
esto se realizó una propuesta de montaje para facilitar el mantenimiento y realizar maniobras con
el equipo.
Estos equipos de enlace sirven para anillar entre los circuitos Chilamate y Río IV, otro
para anillar con el nuevo circuito Toro y Río IV, de esta manera mantener un servicio continuo
en cada circuito en caso de ocurrir una avería o por tener que realizar algún mantenimiento.
En la figura siguiente se observan todos los equipos de protección que se requieren para
la entrada en operación de la subestación Cariblanco en la red eléctrica de Coopelesca, así como
los dos nuevos equipos que se utilizarían como enlaces en caso de requerir llevar alguno de los
circuito con otro.
Unidad de protecciones
116
Pangola
Bananeras
Reconectadores trifásicos NA
Reconectadores trifásicos NC
Reconectadores monofásicos
Venecia
Seccionalizadores
Enlaces nuevos
.
Subestación
Cariblanco
Subestación Toro
Figura 42. Ubicación final de los equipos de protección.
Unidad de protecciones
117
Estos nuevos enlaces se ubicarán uno en el cruce de Río IV y otro entre la subestación de
Cariblanco y el cruce de San Miguel. En las siguientes figuras se observa la propuesta de
ubicación de los enlaces nuevos.
En el cruce de Río IV se propuso mover un poste el reconectador de Río IV Santa Rita,
con el objetivo de mejorar la capacidad de maniobras en la red, debido a que permite aislar la
subestación Toro en caso de averías o mantenimiento.
En la figura 43 se muestra como está actualmente el reconectador de Río IV Santa Rita,
mientras en la figura 44 se observa la nueva ubicación del reconectador. También en estas dos
figuras se aprecia la propuesta del enlace en el cruce de Río IV, este enlace permanecería
normalmente abierto y se utilizaría para anillar el nuevo circuito Toro y el circuito Río IV.
Unidad de protecciones
118
Figura 43. Estado actual del cruce de Rió IV
Unidad de protecciones
119
Figura 44. Propuesta de enlace para el cruce de Río IV
Para la salida de los dos circuitos de la subestación Cariblanco se propuso un montaje
nuevo para realizar el enlace entre los dos circuitos dependientes de esta subestación. En la
figura 45 se muestra la línea de salida de los dos circuitos y en la figura 46 se muestra la
Unidad de protecciones
120
propuesta del enlace para realizar la conexión entre estos dos circuitos en caso de mantenimiento
en una línea o alguna avería de estas.
Figura 45. Salida de subestación Cariblanco
Unidad de protecciones
121
Figura 46. Propuesta del enlace de la subestación Cariblanco.
4.4 Análisis de cargabilidad del circuito
Para realizar el estudio de cargabilidad del actual circuito Toro se emplearon
amperímetros de media tensión, los cuales se instalaron en diferentes sectores de la red. De esta
manera se conoció el consumo real de cada sector y zona de protección.
Unidad de protecciones
122
Mediante el análisis de los resultados del estudio de cargabilidad, se pudo determinar el
valor adecuado para el disparo mínimo de protección (ajuste de protección), además permitió
conocer el desbalance entre las fases y determinar los sectores con mayor desbalance en el
circuito. En el anexo B se puede observar los valores de corriente de cada sector y su desbalance,
en el anexo B se puede ver un mapa marcado con los puntos de ubicación de los amperímetros de
gancho para la obtención de las corrientes nominales de carga.
4.5 Análisis de cortocircuito.
Para poder realizar el análisis de cortocircuito de los tres nuevos circuitos se utilizo el
software Etap 6.0, en el cual se compararon sus valores de cortocircuito con los históricos de
cortocircuito con el objetivo de verificar que los datos introducidos en el diagrama unifilar del
software están correctos.
Mediante el Etap 6.0 se realizaron estudios de cortocircuitos máximos, mínimos y de 1.5-4
ciclos, que se aproxima al valor promedio de cortocircuito. A continuación se muestran los
valores obtenidos para cada zona de protección. Debido a las limitaciones de la licencia del Etap,
no se pudo realizar el estudio de cortocircuito en las barras monofásicas, en estas zonas de
protección se utilizó el valor de cortocircuito de los históricos en los sectores que se tienen, para
los otros casos se utilizó el valor de simulación de cortocircuito de la barra trifásica más cercana
al ramal monofásico.
4.5.1 Circuito Chilamate
A continuación se muestran los resultados de las simulaciones realizadas en el Etap 6.0,
se puede apreciar los valores máximos y mínimos de cortocircuito los cuales definen los rangos
de operación de cada equipo de protección.
Mediante estas simulaciones definir los rangos de cortocircuito para cada zona de
protección, con estos valores se puede definir el rango de operación que debe tener cada
reconectador.
Unidad de protecciones
123
Tabla 20. Estudio de cortocircuito para el circuito Chilamate.
Circuito Chilamate
Recloser
Barra Bnn
4123-01
Bananeras
Recloser
Barra PVj
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
Imperios
202
419
521
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
Recloser
Barra Rg. Chml
4255-07
Recloser
Barra Cru.Chml
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
Recloser
Barra La Vrgn
Chilamate
Imperios
616
964
1100
Chilamate
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
Recloser
Barra Sn Mgl
La Virgen
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
Imperios
997
1460
1580
Salida de subestación Cariblanco
Barra Sld Sub
Salida de
subestación
Imperios
Corriente de Corto Circuito
3560
Mínimo
3810
1,5 - 4 cycle
4670
Máximo
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
4123-01
Puerto
Viejo
Imperios
364
623
738
4255-07
Bajos
Chilamate
Imperios
757
1150
1300
Chilamate
Cruce
San
Miguel
Imperios
2240
2950
3060
Unidad de protecciones
124
4.5.2 Circuito Río IV
En la siguiente tabla se muestran los resultados de las simulaciones de cortocircuito para
las diferentes zonas de protección definidas.
Tabla 21. Estudio de cortocircuito para el circuito Río IV.
Circuito Río IV
Recloser
Barra HVn
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
Los Alpes
Los Alpes
Imperios
942
1430
1450
Recloser
Barra H.CGde
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
CG Vnc
Caño
Grande
Imperios
1060
1620
1650
Recloser
Barra RIV
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
Río IV Crrzl
Carrizal
Imperios
1390
1940
1970
Salida de subestación Cariblanco
Barra
Sld Sub
Imperios
Corriente de Corto Circuito
3560
Mínimo
3810
1,5 - 4 cycle
4670
Máximo
Recloser
Barra H.CG
CG Vnc
Venecia
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
Imperios
1160
1770
1800
Recloser
Barra SMg
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
Río IV
San Miguel
Imperios
2290
2950
3000
Unidad de protecciones
125
4.5.3 Circuito Toro
En la tabla 22 se muestra los rangos de operación de cada zona de protección, donde se
aprecia los valores mínimos y máximos de cortocircuitos obtenidos mediante el Etap 6.0.
Tabla 22. Estudio de cortocircuito para el circuito Toro.
Circuito Toro
Recloser
Barra SnR Pngl
Recloser
Barra Cru.SRt
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
Esp Pngl
Españolita
Pangola
Imperios
435
555
593
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
Esp Pngl
San Rafael
Pangola
Imperios
596
761
816
Recloser
Barra Rgl STr
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
Río IV STR
Santa Rita
Imperios
1090
1370
1420
Recloser
Barra Crc Río IV
Corriente de Corto Circuito
Mínimo
1,5 - 4 cycle
Máximo
Río IV STR
Río IV
Imperios
1770
2180
2240
Salida de subestación Toro
Barra Sld Toro
Salida de
subestación
Imperios
Corriente de Corto Circuito
3140
Mínimo
3810
1,5 - 4 cycle
3870
Máximo
4.6 Coordinación de protecciones en los tres nuevos circuitos
Para cada circuito se realizo un análisis de todas las características eléctricas y de
protección que se consideraron importantes, además se estudiaron las necesidades propias de
cada circuito, esto con el fin de abarcar aquellos criterios de coordinación que fueran aplicables
para la zona y las características del circuito.
Para la implementación del nuevo esquema de protecciones se decidió realizar por partes,
es decir no utilizar todos los ajustes de protección que poseen los equipos, esto con el fin de
realizar una coordinación sencilla pero efectiva con los ajustes de protección básicos, una vez
Unidad de protecciones
126
implementados estos ajustes de protección y conociendo que funciona correctamente se irán
agregando nuevos ajustes de protección, así ir mejorando el sistema de protecciones
paulatinamente, garantizando un buen funcionamiento de cada ajuste de protección
implementado.
Actualmente se está utilizando las protecciones básicas de los reconectadores, es decir su
protección por sobrecorriente de fases, no se están utilizando las protecciones de secuencia
negativa y protección fase-tierra, estos ajustes quedarán para una segunda etapa de la
coordinación.
Para realizar la coordinación de los enlaces se utilizaron las alternativas de protección de
los equipos, esto para garantizar la coordinación de protecciones cuando se deba realizar un
enlace.
Dentro de las principales características de protección que se requieren para realizar la
coordinación de protecciones están:
•
La curva de protección y sus multiplicadores, sumadores y tiempo mínimo.
Esta define el tipo de curva que se va a utilizar en la protección, depende de las características
propias de cada circuito, así como del rango de cortocircuito para cada zona. Mediante los rangos
se busca una curva que se adapte adecuadamente a los rangos de cortocircuito, buscando la curva
que mejor se ajuste.
•
La mínima corriente de disparo.
Es la corriente mínima de disparo para cada equipo, la cual define en que corriente comienza la
curva de protección.
•
La máxima corriente de disparo.
La máxima corriente de disparo se utiliza para establecer el valor de cortocircuito que el
reconectador debe abrir sin recierres.
•
La cantidad de operaciones.
Define el número de aperturas que va a realizar el equipo antes de abrirse por completo dejando
sin corriente el circuito.
Unidad de protecciones
127
Existen otros ajustes de protección los cuales son de operación del equipo como lo son:
•
Corriente Inrush: La cual es una corriente de magnetización de los equipos
(transformadores).
•
Carga Fría: es una protección contra las corrientes de magnetización de los motores,
equipos de enfriamiento y otros, los cuales después de estar sin alimentación deben
magnetizarse para comenzar a funcionar.
Estos ajustes de protección se normalizaran ara todos los equipos de la red, con el fin de
evitar descoordinación de los equipos y familiarizar al personal con estos ajustes de protección.
4.6.1 Circuito Chilamate
Para realizar esta coordinación se consideraron los criterios de protección definidos, de
esta manera garantizar una correcta coordinación, para cada zona de protección.
A continuación se muestran las curvas de protección y sus ajustes de protección básicos,
además se muestra los tiempos entre las curvas del relay de subestación (ICE) y el primer
reconectador del sistema de protecciones.
En la figura 47 se observa que para la máxima corriente de cortocircuito se tiene una
distancia entre curvas de 96 ms, lo cual respeta el criterio de 50 ms para la corriente de
cortocircuito. También en esta figura se muestran los parámetros de corriente mínima de disparo
para el primer reconectador (nivel de protección 1), la cual tiene un valor de 300 A, para esta
zona se espera se tenga un corriente de demanda máxima de 200 A.
En esta figura se puede ver la configuración del relay de subestación el cual es una
protección Siemens 7SJ 621, con una relación de corriente de 600 A a 1A, con una curva de
protección IEC normalmente inversa con una corriente en el primario de 468 A.
En la siguiente tabla se puede ver los parámetros de ajuste principales para el
reconectador de Chilamate, cabe resaltar que para la corriente de disparo máxima se permite un
Unidad de protecciones
128
recierre, esto con el objetivo de no ser tan estricto debido a que de este reconectador depende la
mayoría del circuito Chilamate.
Tabla 23.Ajustes de protección Chilamate 1
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Tiempo adicional
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Tiempo de cada recierre
Corriente máxima de disparo
Apertura para la corriente de
disparo máxima
Valor de ajuste
116
0.5
0.02 s
300 A
4
2-2-4
3250 A
2
Figura 47. Coordinación de protecciones Chilamate 111
11
El número hace referencia al nivel de protección que se encuentra.
Unidad de protecciones
129
Seguidamente se muestra la configuración del nivel de protección 2, donde se observa la
configuración de dos reconectadores en paralelo, los cuales operan como elemento protector y el
elemento protegido es el reconectador de Chilamate,
el cual se encuentra en el nivel de
protección 1.
Figura 48. Coordinación de protecciones Chilamate 2
A partir de las simulaciones se decidió establecer la máxima corriente de cortocircuito
para esta zona de protección en 1300 A, en este punto sobre la grafica se aprecia que la
Unidad de protecciones
130
separación entre curvas es de 79 ms para el reconectador trifásico (4255-7, Chilamate Puerto
Viejo) y de 89 ms para el reconectador monofásico (La Virgen San Ramón). Para el reconectador
monofásico la corriente máxima de cortocircuito es la de la barra trifásica más cercana al
equipo12.
Para el reconectador monofásico se decidió proteger al fusible con las cuatro operaciones
del reconectador, de esta manera evitar las salidas permanentes de este ramal monofásico,
esperando que con los tiempos muertos las fallas puedan ser despejadas, la coordinación se
muestra en la figura 49.
En este nivel de protección se tienen dos reconectadores en paralelo el 4255-7 (Chilamate
Puerto Viejo) y La Virgen San Ramón, actuando como elementos protectores y el reconectador
Chilamate como elemento protegido (nivel de protección 1). En las tablas siguientes se muestran
los parámetros de ajuste de cada reconectador del nivel de protección 2.
En este punto se permite que la corriente máxima de disparo realice un recierre y en el
segundo abra el circuito, permitiendo un tiempo muerto para despejas la falla.
Tabla 24. Ajustes de protección Chilamate Puerto Viejo (4255-7).
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Tiempo de cada recierre
Corriente máxima de disparo
Apertura para la corriente de
disparo máxima
Valor de ajuste
116
0.5
200 A
4
2-2-4
1300 A
2
En el caso del reconectador monofásico La virgen San Ramón se no se permiten recierres
para la corriente máxima de disparo, de esta manera aislar la falla en esa zona y no afectar a toda
la red trifásica.
12
Ver apartado 4.5 Análisis de cortocircuito.
Unidad de protecciones
131
Tabla 25. Ajustes de protección La Virgen San Ramón.
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Tiempo de cada recierre
Corriente máxima de disparo
Apertura para la corriente de
disparo máxima
Valor de ajuste
116
0.15
80 A
4
2-2-4
1600 A
1
En la figura siguiente se observa como las curvas del reconectador se encuentran por
debajo de las del fusible, realizando la protección de este elemento.
Unidad de protecciones
132
Figura 49. Coordinación de protecciones circuito Chilamate 3
Seguidamente en la figura 50 se observa la coordinación para el nivel de protección 3, el
cual tiene dos equipos en paralelo (elementos protectores) y un equipo aguas arriba actuando
como elemento protegido.
Unidad de protecciones
133
Figura 50. Coordinación Chilamate 3
En la figura anterior se observa la coordinación de los equipos de Chilamate Puerto Viejo
y los dos reconectadores en paralelo, los cuales son Puerto Viejo Bananeras y Puerto Viejo
Orlich (monofásico). Se puede ver que para los valores máximas de cortocircuito se respetan los
tiempos entre curvas tanto para el reconectador trifásico (4123-01, Puerto Viejo Bananeras) y
para el reconectador monofásico Puerto Viejo Orlich.
Unidad de protecciones
134
En este caso la máxima corriente de disparo para el reconectador de Puerto Viejo
Bananeras es de 740 A, el cual está cerca del valor más alto de la simulación y para el
reconectador monofásico es de 750 A.
Para el reconectador monofásico se tienen tres disparos configurados para proteger el
fusible y el último para abrir en caso de que el fusible no abra. Esta medida se aprecia mejor en
la figura 51, donde se ve la curva de protección del fusible.
El objetivo de este tipo de coordinación es disminuir la cantidad de interrupciones
permanentes que puede sufrir el ramal monofásico, ademas con este tipo de coorinación se
pretende evitar gastos en traslados de las cuadrillas a lugares lejanos unicamente a cambiar un
fusible.
Con la cuarta curva del reconectador sobre la curva de proteción del fusible se pretende
proteger la zona de un mala operación del fusible, este tipo de coordinación debe darsele
seguimiento para conocer si funciona o no, a partir de esto formar un criteRío para los demás
ramales monofásic que reuiqeren coordinación reconectador – fusible. Para el detalle de esta
curva ver la tabla 28.
Unidad de protecciones
135
Figura 51. Coordinación de protecciones Chilamate 4.
A continuación se muestran los parámetros de protección principales para los
reconectadores ubicados en el nivel de protección 3.
Para el ajuste de protección de corriente máxima de disparo se permite un recierre, esto
debido a que esta zona de protección es muy amplia y tiene mucha industria (piñeras) por este
motivo se permite el recierre.
En cambio para la zona de Puerto Viejo Orlich no se permite recierres y la protección
debe abrir en el primer intento, esto porque es un ramal monofásico.
Unidad de protecciones
136
Tabla 26. Ajustes de protección Puerto Viejo Bananeras (4123-01).
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Tiempo de cada recierre
Corriente máxima de disparo
Apertura para la corriente de
disparo máxima
Valor de ajuste
116
0.15
175 A
4
2-2-4
750 A
2
Tabla 27. Ajustes de protección Puerto Viejo Orlich.
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Tiempo de cada recierre
Corriente máxima de disparo
Apertura para la corriente de
disparo máxima
Valor de ajuste
116
0.15
100 A
4
2-2-4
750 A
1
Tabla 28. Ajuste de protección para la 4 curva de protección de Puerto Viejo Orlich
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Valor de ajuste
116
0.5
Unidad de protecciones
137
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Tiempo de cada recierre
Corriente máxima de disparo
Apertura para la corriente de
disparo máxima
100 A
4
2-2-4
750 A
1
En la figura 52 se puede ver toda la coordinación del circuito Chilamate, se aprecian
todas las cuvas de los equipos de protección.
Figura 52. Coordinación del circuito Chilamate.
Unidad de protecciones
138
4.6.2 Circuito Río IV
Para la coordinación del circuito Río IV se siguieron los criterios de coordinación
establecidos al inicio de este capítulo, con el objetivo de mantener una línea de trabajo.
Se observa en la figura 53 el tiempo crítico entre la curva del reconectador y el relay de
subestación, así como la máxima corriente de cortocircuito.
Unidad de protecciones
139
Figura 53. Coordinación de protecciones circuito Río IV 1
Para la figura 53 se tiene el relay de protección de subestación y el reconectador de salida
de subestación (nivel de protección 1), se puede observar de la figura que en el valor de corriente
de cortocircuito mayor se respeta el tiempo entre las curvas, el cual es de 96 ms, casi el doble del
establecido.
En la siguiente tabla se muestra los ajustes de protección requeridos para este
reconectador. Se observa que para la corriente máxima de disparo se permite un recierre.
Unidad de protecciones
140
Tabla 29. Ajustes de protección Río IV.
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Tiempo de cada recierre
Corriente máxima de disparo
Apertura para la corriente de
disparo máxima
Valor de ajuste
116
0.5
300 A
4
2-2-4
4500 A
2
En este caso dos de los tres reconectadores que se encuentran en el nivel de protección 2
(en paralelo) respetan el tiempo entre curvas, mientras para el reconectador monofásico Carrizal
en su valor de cortocircuito máximo no cumple con el criterio establecido, este valor de
cortocircuito no es un valor del ramal monofásico, cabe recordar que es el valor de la barra
trifásica más cercana, por lo que se recomienda delimitar este valor con el ajuste corriente
máxima de disparo a un valor inferior, donde se proteja al equipo y se permita la coordinación.
Unidad de protecciones
141
Figura 54. Coordinación de protecciones Río IV 2
En la figura 55 se observa el caso particular del reconectador de Carrizal, para el cual la
coordinación se pierde a partir de los 1760 A aproximadamente, por este motivo se selecciona el
ajuste por corriente elevada en este valor para garantizar la coordinación de este circuito.
Unidad de protecciones
142
Figura 55. Detalle de coordinación Carrizal.
En las siguientes tablas se muestran los ajustes de protección principales para cada uno de
los reconectadores del nivel de protección 1 del circuito Río IV. En este caso para los tres
reconectadores del nivel de protección 2 se decidió no permitir recierres, en el caso de los
reconectadores monofásicos se realizó con el fin de no afectar a la línea trifásica, mientras que
para el reconectador trifásico es por la cercanía a una planta generadora.
Unidad de protecciones
143
Tabla 30. Ajuste de protección Los Alpes.
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Tiempo de cada recierre
Corriente máxima de disparo
Apertura para la corriente de
disparo máxima
Valor de ajuste
116
0.4
80 A
4
2-2-4
1500 A
1
Tabla 31. Ajustes de protección Caño Grande.
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Tiempo de cada recierre
Corriente máxima de disparo
Apertura para la corriente de
disparo máxima
Valor de ajuste
116
0.1
150 A
4
2-2-4
1750 A
1
Tabla 32. Ajustes de protección Carrizal
Ajuste de protección
Valor de ajuste
Curva de protección
133
Multiplicador de tiempo
0.1
Corriente mínima de disparo
80 A
Cantidad de operaciones
4
Tiempo de cada recierre
2-2-4
Corriente máxima de disparo
1750 A
Apertura para la corriente de
1
disparo máxima
En la siguiente figura se observa en detalle los valores de corriente de cortocircuito para
cada reconectador, también se observa los valores entre las curvas de protección, donde se
aprecia la descoordinación del reconectador de Carrizal.
Esta característica puede darse por utilizar el valor de la barra trifásica más cercana al
reconectador y no propiamente el cortocircuito en la barra monofásica.
Unidad de protecciones
144
Figura 56.Detalle de la coordinación de Río IV 2
En las figuras 57 y 58 se observa la coordinación reconectador – fusible para los ramales
monofásicos de Carrizal y Los Alpes, donde en cada caso se protege al fusible con las cuatro
operaciones del reconectador. El fusible se utiliza como elemento protegido, el cual opera
únicamente si el reconectador (elemento protector) no funciona correctamente.
Esto se utiliza para aprovechar la posibilidad que brinda el reconectador de operarse
remotamente, en caso de que este abra el circuito la reenergización del mismo puede realizarse
desde el centro de control, además no se requeriría estar cambiando el fusible cada ocasión que
se presente una avería.
Unidad de protecciones
145
Figura 57. Coordinación de protecciones Los Alpes 3.
Unidad de protecciones
146
Figura 58. Coordinación de protecciones Carrizal 3
Unidad de protecciones
147
4.6.3 Circuito Toro
En la figura 59 se tiene el primer reconectador de protección y el relay de subestación
coordinados, respetando el tiempo mínimo de disparo para la corriente de cortocircuito máxima.
Además en las curvas se observan los multiplicadores utilizados para modificar la curva.
También se definió el máximo valor de corriente de disparo de 2250 A, valor cercano al de
cortocircuito máximo. También se muestra el detalle de la región donde la distancia entre curvas
es muy estrecha, esto para demostrar que en el inicio de la curva los tiempos entre estas son muy
amplios lo cual garantiza la coordinación, tiempo entre las curvas de 80 ms.
Figura 59. Coordinación de protecciones Toro 1.
Unidad de protecciones
148
En la tabla siguiente se resume los ajustes de protección básicos para el reconectador de
Río IV Santa Rita. Donde al igual que en los otros dos nuevos circuitos se permite un recierre
para el ajuste de corriente máxima de disparo.
Tabla 33. Ajustes de protección Río IV Santa Rita.
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Tiempo adicional
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Tiempo de cada recierre
Corriente máxima de disparo
Apertura para la corriente de
disparo máxima
Valor de ajuste
117
0.12
0.01
250 A
4
2-2-4
2250 A
2
En la figura siguiente se tiene la coordinación para el nivel de protección 2, entre el
primer reconectador y el segundo desde subestación. En este caso los criterios de tiempo entre
curvas de reconectadores se cumplen para los rangos de corrientes de cortocircuito, también se
muestran los ajustes de protección básicos, los cuales se ven en detalle en la tabla 33.
Tabla 34. Ajustes de protección Españolita Pangola.
Ajuste de protección
Valor de ajuste
Curva de protección
132
Multiplicador de tiempo
0.1
Corriente mínima de disparo
150 A
Cantidad de operaciones
4
Tiempo de cada recierre
2-2-4
Corriente máxima de disparo
1000 A
Apertura para la corriente de
1
disparo máxima
En la tabla 33 se muestra que para este reconectador no se permiten recierres para
corrientes de cortocircuito superiores al valor del ajuste de corriente máxima de protección,
debido a que si este reconectador no despeja la falla afecta al resto del circuito.
Unidad de protecciones
149
Figura 60. Coordinación de protecciones Toro 2
En la tabla 35 se observa los ajustes de protección del reconectador monofásico, el cual
cumple con la coordinación hasta los 583 A, por lo que se decidió establecer la corriente máxima
de disparo cerca de este valor, así mejorar la coordinación para esta zona. En este caso se tomo la
decisión de permitir la corriente elevada hasta el segundo recierre por lo ajustado de las curvas
de protección.
Tabla 35. Ajustes de protección San Rafael Pangola.
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Valor de ajuste
116
0.1
70 A
4
Unidad de protecciones
150
Tiempo de cada recierre
Corriente máxima de disparo
Operación de la corriente
máxima de disparo
2-2-4
800 A
2do recierre
Figura 61. Coordinación de protecciones circuito Toro 3.
En la figura 62 se muestra la curva de protección del reconectador monofásico de San
Rafael Pangola y su coordinación con el fusible, este reconectador protege la curva del fusible,
esto debido a que es una zona alejada y se prefiere aumentar las interrupciones momentáneas a
las permanentes, las cuales sería se darían por la salida reiterada del fusible.
Unidad de protecciones
151
Figura 62. Coordinación reconectador – fusible para San Rafael Pangola.
4.7 Coordinación para los seccionalizadores y enlaces.
Para realizar la coordinación de los enlaces se deben considerar diferentes escenarios de
protección, de esta manera garantizar que los estos equipos estén coordinados con los demás
reconectadores de la red. Para lograr esto se deben activar las alternativas de protección para los
reconectadores que lo requieran.
4.7.1 Seccionalizador Chilamate La Virgen
Este seccionalizador se encuentra para segmentar el actual circuito Toro y para realizar
maniobras de mantenimiento, en la nueva configuración de la red y en el nuevo circuito
Chilamate este equipo por motivos de mantenimiento y maniobras no sufrió cambio alguno. Ver
figura 63.
Unidad de protecciones
152
Pueblo nuevo
Llano bonito
Bajos de Chilamate
Reconectadores trifásicos NA
Reconectadores trifásicos NC
Reconectadores monofásicos
Seccionalizadores
Figura 63. Ubicación del seccionalizador de Chilamate La Virgen.
Este seccionalizador debe coordinarse con el reconectador de Chilamate para
seccionalizar esta parte del circuito, además se utiliza para realizar mantenimientos en la línea.
En la siguiente tabla se aprecian las características de detección para este seccionalizador.
Tabla 36. Ajustes del seccionalizador de Chilamate La Virgen.
Ajuste de detección
Disparo después de interrupciones de corriente
Corriente de falla de fase
Reinicio de secuencia
Reinicio del tiempo de falla
Valor del ajuste
3
200 A
30 s
50 ms
Unidad de protecciones
153
4.7.2 Enlace Chilamate Santa Rita
Para la configuración de los ajustes de protección del enlace Chilamate Santa Rita se
debe considerar el reconectador de Río IV Santa Rita, el reconectador de Chilamate Puerto
Viejo, así como los reconectadores de Puerto Viejo Bananeras y Puerto Viejo Orlich.
En el reconectador de Río IV Santa Rita no se puede cambiar los ajustes de protección,
debido a que el interruptor de subestación está muy ajustado y no permite subir esta curva (ver
figura 59).
En la tabla 37 se observa los valores de cortocircuito obtenidos mediante el Etap, los
cuales sirven para conocer las características de cortocircuito cuando se realiza el cierre del
enlace Chilamate Santa Rita y se utilizaron para la coordinación de las curvas de protección de
los equipos.
Tabla 37. Estudio de cortocircuito.
Unidad de protecciones
154
Para el reconectador monofásico de Puerto Viejo Orlich se deben poner las cuatro
operaciones con la misma curva de protección, variando su cuarta curva de protección, para
lograr esto se utilizó el multiplicador de tiempo, pasando su ajuste de 0.5 a 0.15, para ver los
ajustes básicos de este reconectador, ver la tabla 37. Con esta configuración no se garantiza la
protección del fusible para esta zona.
En esta tabla otro ajuste de protección que cambio fue el disparo por corriente máxima de
disparo la cual se disminuyo con el objetivo de hacer más sensible la protección, debido a lo
ajustado de la coordinación para esta condición de la red.
Tabla 38. Alternativa 2 para Puerto Viejo Orlich.
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Tiempo de cada recierre
Corriente máxima de disparo
Apertura para la corriente de
disparo máxima
Valor de ajuste
116
0.15
100 A
4
2-2-4
550 A
1
La configuración del reconectador de Puerto Viejo Bananeras debe ser modificada, sus
cambios se aprecian en la tabla 37, se puede observar el cambio en el ajuste del multiplicador de
tiempo, donde se reduce de 0.5 a 0.07, esto con el fin de bajar la curva de protección.
Unidad de protecciones
155
Tabla 39. Alternativa 2 para Puerto Viejo Bananeras
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Tiempo de cada recierre
Corriente máxima de disparo
Apertura para la corriente de
disparo máxima
Valor de ajuste
116
0.07
175 A
4
2-2-4
700 A
1
El reconectador de Chilamate Puerto Viejo cambiaría su multiplicador de tiempo con el
objetivo de coordinarlo con el reconectador de Río IV Santa Rita. En la tabla 38 se aprecia este
cambio.
Tabla 40. Alternativa 2 para Chilamate Puerto Viejo
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Tiempo de cada recierre
Corriente máxima de disparo
Apertura para la corriente de
disparo máxima
Valor de ajuste
116
0.1
200 A
4
2-2-4
1300 A
2
Para el enlace Chilamate Santa Rita se deben eliminar sus recierres y operar como un
interruptor, de esta manera se pretende evitar que una falla en el circuito Chilamate afecte el
nuevo circuito Toro. En las figuras 64 se observa la coordinación del reconectador enlace Santa
Rita – Chilamate y en la tabla 40 se aprecia sus ajustes básicos de coordinación.
Unidad de protecciones
156
Figura 64. Coordinación de protecciones Santa Rita Chilamate
Tabla 41. Ajustes de protección Enlace Santa Rita Chilamate.
Ajuste de protección
Curva de protección
Multiplicador de tiempo
Corriente mínima de disparo
Cantidad de operaciones
Valor de ajuste
117
0.085
200 A
1
La figura 65 muestra la coordinación de los reconectadores del circuito Chilamate los
cuales intervienen en la configuración del enlace Chilamate Santa Rita, se muestra la máxima
corriente de cortocircuito para la que se garantiza la coordinación, en este caso es de 485 A.
Unidad de protecciones
157
Figura 65. Coordinación alternativa 2 para el enlace Chilamate Santa Rita
4.7.3 Enlace Chilamate Río IV
Para este enlace solo se deben eliminar sus recierres, debido a que se utiliza únicamente
para alimentar cualquiera de los dos circuitos de la subestación Cariblanco, este equipo debe
operar como interruptor, debido a que únicamente se utilizaría para anillar los circuitos y aislar
las fallas en el circuito que se presenten, este actuaría como elemento protector para cualquiera
de los dos circuitos (Ver figura 46).
Unidad de protecciones
158
4.7.4 Enlace Toro Río IV
En este punto de enlace se tienen que considerar dos posibles alternativas de
coordinación, las cuales dependen de la fuente de alimentación del circuito, esto puede ser
alimentar el circuito Toro desde la subestación Cariblanco por medio del circuito Río IV o
alimentar el circuito Río IV por medio de la subestación Toro.
En el primer tipo de enlace (circuito Toro desde Circuito Río IV) se tiene que considerar
la curva del reconectador Españolita Pangola y cambiar a interruptor el reconectador de Río IV
Santa Rita, con el objetivo de evitar una mala coordinación entre estos equipos, debido a que se
encuentran muy cerca entre sí. Esta configuración de interruptor permite aislar las fallas de la
salida de la subestación Toro, de esta manera no afectar la alimentación del circuito Toro hacia
Santa Rita y la coordinación de los equipos.
Para esta alternativa de coordinación se realizó un estudio de cortocircuito mediante el
Etap, de esta manera determinar los valores de cortocircuito máximos para cada reconectador.
Los valores de la simulación se muestran en la tabla 39.
Tabla 42. Estudio de cortocircuito para la alternativa 1
Alternativa 1. Enlace Toro Río IV
Recloser
Barra Cru.SRt
Corriente de Corto Circuito
Españolita Pangola Recloser
Barra Crc Río IV
Pangola
Imperios
Corriente de Corto Circuito
Enlace
Cruce Río IV
Imperios
Mínimo
538
Mínimo
1360
1,5 - 4 cycle
900
1,5 - 4 cycle
2080
Máximo
1060
Máximo
2220
Recloser
Río IV STR
Recloser
Río IV
Barra Crc
Corriente de Corto Circuito
Cruce Río IV
Imperios
Barra SMg
Corriente de Corto Circuito
San Miguel
Imperios
Mínimo
1360
Mínimo
2800
1,5 - 4 cycle
2080
1,5 - 4 cycle
3580
Máximo
2220
Máximo
3650
Unidad de protecciones
159
A continuación se muestra sus curvas y ajustes básicos de coordinación, se observa en la
tabla 41el resumen de los ajustes de protección básicos.
Tabla 43. Ajustes de protección enlace Santa Rita Río IV
Ajuste de protección
Valor de ajuste
Curva de protección
117
Multiplicador de tiempo
0.15
Corriente mínima de disparo
200 A
Cantidad de operaciones
4
Tiempo de cada recierre
2-2-4
Corriente máxima de disparo
1700 A
Apertura para la corriente de
1
disparo máxima
En la siguiente figura se observa su curva de protección y los tiempos entre curvas
del reconectador de Río IV y el reconectador de enlace Río IV Toro. Para esta alternativa de
coordinación el reconectador de Río IV debe pasar a su segunda alternativa de protección.
Figura 66. Coordinación de protecciones enlace Toro Río IV
Unidad de protecciones
160
Para la segunda alternativa de coordinación el reconectador debe deshabilitar los recierres
(debido a la cercanía de los equipos). Para el reconectador de Toro Río IV se deben considerar
las curvas del reconectador de Carrizal, el reconectador de Los Alpes, el reconectador de Caño
Grande y el de Río IV, de esta manera garantizar la coordinación de los equipos. En la tabla 44
se muestra los valores de cortocircuito para esta conexión.
Tabla 44. Estudio de cortocircuito alternativa 2
Unidad de protecciones
161
Para realizar esta maniobra únicamente se debe cambiar a alternativa 2 para el
reconectador de enlace Toro Río IV, debido a que los demás reconectadores quedan coordinados,
mediante la alternativa 2 se deja el reconectador como interruptor, con el objetivo de aislar la
falla del circuito Río IV y no afectar al circuito Toro. En la figura 67 se aprecia la coordinación
de las curvas de todos los equipos de protección y se presenta el punto más crítico de
coordinación, el cual se da a una corriente de 1660 A entre los reconectadores de Río IV y Río
IV Santa Rita.
Figura 67. Coordinación alternativa 2 enlace Toro Río IV.
Unidad de protecciones
162
Para realizar este tipo de maniobras se tiene que considerar la carga de cada circuito, así
como la capacidad de transporte de cada línea, de esta manera conocer hasta que zona de
protección se puede llevar el flujo eléctrico.
5 Conclusiones y Recomendaciones
5.1 Conclusiones
1. Se determinaron los índices de desempeño actuales del último año.
Se obtuvieron todos los tiempos de las interrupciones sufridas en el último año, a partir de esta
información se definieron los índices de continuidad del servicio eléctrico. Se decidió escoger
dos de estos índices, los cuales son más representativos para la continuidad del servicio, estos
dos índices son: la duración promedio de interrupciones y la frecuencia de interrupciones
sentidas por los abonados, el DPIR y el FPI, respectivamente.
Mediante esta información se pretende iniciar una base de datos, la cual sirva para llevar un
control adecuado de las interrupciones sufridas en cada zona de protección, a partir de esta
información determinar los puntos de la red donde se presentan la mayor cantidad de
interrupciones.
Con la obtención de estos datos se puede planificar mejor que zonas requieren mantenimiento
preventivo y cuales zonas mantenimiento correctivo, mejorando la utilización de los recursos de
Unidad de protecciones
163
la cooperativa, debido a que se determina con mayor certeza cuales zonas son aquellas que
realmente requieren mantenimiento.
Con el control adecuado de los índices se mejoraría la coordinación de protecciones actual,
debido a que permite identificar cuales zonas de protección necesitan ser ajustadas.
2. Se logró establecer las zonas de protección existentes y se determinaron las nuevas zonas
de protección.
Primeramente se establecieron las zonas de protección del actual circuito Toro, con el fin de
comprender la importancia de cada zona de protección. Seguidamente se realizó la reubicación
de los equipos, definiendo nuevas zonas de protección para cada nuevo circuito, para esto se
analizó las características propias de cada sector, como su carga, distancia, cantidad de equipos y
ubicación para poder realizar maniobras en caso de avería o por mantenimiento.
Mediante la definición de las zonas de protección se pueden mejorar las propiedades de
protección del sistema para cada zona de protección, determinando las zonas de importancia.
Esto mejora las maniobras de mantenimiento dentro de la red, además facilita la parametrización
de los ajustes de protección, estableciendo todas las características de sus ajustes y sus
necesidades de protección, según el nivel de protección en el que se encuentre cada equipo de
protección.
Con la definición de cada zona de protección se pretende dividir la red para mejorar los
mantenimientos y los índices de continuidad, debido a que se puede determinar mediante la
interpretación de los índices de continuidad que zonas son aquellas que presentan mayor
incidencia de averías y cuales son de mayor riesgo, esto permite mejorar la planificación de los
mantenimientos dentro de la red, ahorrando esfuerzo y dinero en el mantenimiento preventivo y
correctivo del sistema.
3. Se presento la propuesta de reubicación de equipos de acuerdo a las nuevas
características del circuito.
Se analizó cada nueva configuración por separado con el objetivo de establecer las características
principales de cada circuito y de esta manera establecer los nuevos sitios donde se ubicaron los
equipos de protección.
Unidad de protecciones
164
4. Se definió la cantidad adecuada de parámetros de ajuste de protección requeridos para la
nueva configuración.
Al estudiar y analizar las características de protección que posee el equipo de protección, se
definieron como principales características de protección: el disparo mínimo, la corriente
máxima de apertura, la cantidad de recierres, duración de cada recierre, corrientes de
magnetización y energización así como la utilización de multiplicadores, sumadores y mínimos
de operación. A partir de estos ajustes de protección se logro realizar la propuesta de
coordinación.
5. Se implemento la utilización del ajuste de protección por corriente elevada.
Mediante los estudios de cargabilidad y cortocircuito, así como las lecturas mensuales de los
eventos de cada reconectador, se realizó una base de datos de las corrientes de cortocircuito
mínimas, promedio y máximas, de esta manera establecer de acuerdo a las necesidades del
circuito el valor para el cual el reconectador no debe realizar recierres e ir directamente a
bloqueo, con el fin de proteger la integridad de los equipos y mejorar la selectividad y
sensibilidad de la protección. Esta función de protección se inicio a programar a partir de todos
los estudios y análisis realizados del sistema, de esta manera determinar el valor más adecuado
para cada zona de protección.
6. Se logro definir los principios de coordinación para las siguientes características
reconectador –reconectador, reconectador-seccionalizador y reconectador-fusible.
Después de analizar cada principio de coordinación se definieron aquellos que son aplicables a
cada circuito, esto luego de definir las ideologías y criterios de protección, de esta manera
establecer una línea de trabajo para realizar la coordinación.
Se logró implementar la protección del fusible en zonas lejanas de los circuitos, con este tipo de
coordinación se pretende disminuir las interrupciones permanentes en los ramales monofásicos,
afectando directamente a los índices de desempeño.
7. Se recopilo los históricos de cortocircuito del último año y medio y se creó una base de
datos de cortocircuito para cada equipo de protección
Unidad de protecciones
165
Se logró recopilar la información del último año y medio con el fin de establecer rangos de
operación de cada zona de protección, además se logró definir el tipo de curva y característica de
protección que cada nueva zona requiere. A partir de esta recolección de datos se decidió llevar
el control mensual de las corrientes de cortocircuito de cada zona de protección establecida, se
pretende mejorar los índices de desempeño, mediante los tiempos de recierre y cantidad de
operaciones que cada equipo de protección realiza.
8. Se actualizó el actual e implemento el nuevo circuito Toro en el Etap.
Mediante el conocimiento del circuito, de sus características de línea, distancias de línea y
equipos, se incorporaron en el Etap, con el fin de poder utilizar esta herramienta para análisis de
cortocircuito y coordinación de protecciones, además con esta implementación se puede realizar
otros estudios como balance de carga balanceada y otros.
9. Se realizaron simulaciones de cortocircuito, con el fin de conocer los rangos de operación
y así mejorar los ajustes de protección.
Se analizaron diferentes escenarios de cortocircuito en el Etap, con el objetivo de analizar los
resultados dados por el software, de esta manera se logro establecer los parámetros que reflejan
mejor el comportamiento del Etap. Además se realizaron simulaciones con el fin de determinar
los rangos de operación de cada protección en cada nuevo circuito de esta manera realizar la
coordinación de los ajustes de protección para cada equipo.
10. Se diseño la nueva coordinación de protecciones para los tres nuevos circuitos.
Mediante todos los análisis realizados: cortocircuito, cargabilidad e históricos de cortocircuito se
pudo determinar los ajustes de protección necesarios, es decir se pudo realizar el ajuste de cada
protección, considerando las características de cada zona de protección de cada nuevo circuito.
11. Se formuló un manual de protecciones general para el mantenimiento de la coordinación
de protecciones.
Se realizó un manual de coordinación la cual tiene como base la norma de la IEEE de
reconectadores, además se recopilan todos los criterios de coordinación encontrados en
diferentes fuentes de información ya sea libros, Internet y entrevistas, de esta manera dejar
Unidad de protecciones
166
plasmado todo lo aprendido con la investigación realizada y dejar un manual general de
coordinación aplicable a cualquier circuito de la cooperativa.
12. Se establecieron líneas de trabajo (ideologías de protección) y criterios de protección para
llevar a cabo la coordinación de protecciones.
Se establecieron líneas de trabajo y terminologías dentro de la unidad de protecciones y el resto
de la cooperativa, esto a través de capacitaciones al personal y por medio de la guía de
protecciones la cual resume y ejemplifica los criterios aplicados.
13. Se implemento la coordinación reconectador-fusible.
Se logro ajustar la coordinación reconectador-fusible para ramales monofásicos los cuales estén
al final del circuito, mediante la consideración de las curvas del fusible y los ajustes de las curvas
de los reconectadores monofásicos.
Actualmente este tipo de coordinación no es utilizada por ninguna de las empresas distribuidoras
consultadas, siendo la cooperativa la primera en emplearla en su sistema, con este tipo de
coordinación se quiere evitar traslados innecesarios de las cuadrillas a sectores lejanos del
circuito, significando esto un ahorro en horas hombre y viáticos (combustible), además se espera
mejorar los índices de continuidad para estos sectores (Grado C) y generar un ahorro en la
utilización de los fusibles de salida de ramal monofásico.
14. Se realizaron movimientos de equipos de protección.
Se realizaron cambios en los equipos de protección con el objetivo de dejar una sola marca de
reconectadores, normalizando así el tiempo de operación de los equipos, además se tienen los
mismos ajustes de protección y tipos de curvas lo cual facilita la coordinación de lo
reconectadores en serie.
15. Se pudo realizar la coordinación de protecciones para las características de carga de la
cooperativa.
Al ubicarse la cooperativa en una zona rural es difícil definir los centros de carga más
importantes, lo cual dificulta la coordinación de protecciones, debido a que el servicio eléctrico
tiene que garantizarse en todo el circuito, es decir no existen zonas prioritarias para mantener el
fluido eléctrico en caso de emergencia.
Unidad de protecciones
167
16. Se determinaron las implicaciones del ingreso de una nueva fuente en la red eléctrica.
Se pudo determinaron cuales factores afectan cuando se agrega una fuente al circuito, tales
como: la ubicación de los equipos (definir zonas de protección), ajustes de protección, tipos de
equipos a instalar, nuevas características de cortocircuito, nuevos límites de corriente nominal,
nuevos montajes de equipos y otros.
17. Se mejoró considerablemente la coordinación de protecciones del actual circuito Toro.
Se logró identificar los problemas de coordinación que existían en el actual circuito Toro, se
implemento todo una nueva coordinación de protecciones, mejorando las deficiencias del antiguo
esquema de protecciones. Se definieron las curvas de los interruptores de subestaciones las
cuales no estaban definidas mediante el Etap.
18. Se inició con el control de los índices de continuidad para efectos internos de la
cooperativa.
Se comenzará a llevar un control más detallado de los índices de desempeño del circuito,
mediante una metodología más detallada, considerando cada zona de protección por separado
con el fin de delimitar e identificar las zonas con mayores problemas de continuidad del servicio
eléctrico.
19. Se estableció una base de históricos de cortocircuito.
A partir de las lecturas realizadas mensualmente para el control de los eventos de cortocircuito,
se realizó un resumen con el fin de determinar los rangos de cortocircuito para cada zona de
protección de la red. Mediante estos datos mejorar la curva característica de protección para cada
equipo de protección.
20. Se lleva un control detallado de la configuración de los equipos del circuito actual
circuito Toro.
Mediante la configuración de los ajustes de protección se llevó a cabo una base de datos de la
configuración de los equipos de protección, esto mediante hojas de Excel donde se muestran
todos los ajustes de protección. Mediante estas hojas de Excel se pueden realizar consultas de la
coordinación de los equipos sin necesidad de tener una computadora y el programa del equipo de
protección. Se deja un impreso con la configuración de cada equipo.
Unidad de protecciones
168
21. Se dejó un panfleto para el manejo de los equipos de protección en el campo.
Se realizó un panfleto para entregar a las cuadrillas que deben manejar los equipos de protección,
con el fin de mejorar la manipulación del equipo por parte de las cuadrillas, haciendo más
eficiente el manejo del equipo en el campo.
5.2 Recomendaciones
1. Realizar un balance de cargas en todo el circuito, con el fin de evitar un desbalance
superior al 15% entre fases, de esta manera mejorar los ajustes de protección,
principalmente la corriente mínima de disparo, la cual nos da el valor mínimo de
corriente para la cual comienza la operación del reconectador. De esta manera mejorar el
espacio que se tiene entre curvas, facilitando la coordinación con los equipos aguas abajo.
2. Realizar la coordinación de fusibles, de esta manera mejorar los índices de desempeño y
el sistema de protecciones. Además se puede reducir la cantidad de fusibles empleados en
la red.
3. Mantener actualizados los ajustes de protección, de esta manera llevar un control de
cambios en los parámetros de ajuste de cada protección. Además una vez realizada toda
la coordinación seguir brindando mantenimiento preventivo, de acuerdo a como cambie
la topología de la red y su carga.
Esto mediante el control mensual de cada reconectador, llevando un control de su carga, eventos
de cortocircuito y realizando análisis de fallas de importancia para determinar el buen
funcionamiento de los equipos.
4. Mantener actualizado el diagrama unifilar en el software Etap, para garantizar los
resultados de las simulaciones y análisis que brinda el software.
5. Mejorar la capacidad de cada equipo de protección, es decir aprovechar al máximo los
ajustes de protección de cada equipo, de esta manera mejorar las propiedades de
protección. Una vez terminada la primera etapa de coordinación comenzar a configurar
los demás ajustes de protección con los que cuentan los equipos.
6. Realizar una correcta medición de los índices de desempeño, esto con el objetivo de
poder utilizarlos como una herramienta de control de la calidad y continuidad del servicio
Unidad de protecciones
169
eléctrico. Además utilizarlo como un parámetro para identificar sectores donde se
requiera realizar mantenimiento, tanto preventivo como correctivo.
7. Se tiene que adquirir modulo del Etap para poder realizar simulaciones de cortocircuito
monofásico, de esta manera se puede mejorar los ajustes de las curvas de los
reconectadores nuevos o que no cuentan con históricos de cortocircuito. También permite
realizar la coordinación de los fusibles para los ramales monofásicos, debido a que para
la coordinación de fusibles se requiere conocer el cortocircuito máximo monofásico y la
carga conectada en el ramal, de esta manera determinar correctamente el tipo de fusible a
utilizar.
8. Se recomienda realizar capacitaciones periódicas al todo el personal relacionado con los
equipos de protección, de esta manera retomar todos los términos, ideologías,
propiedades de protección definidas y además informar de los cambios en los ajustes de
coordinación realizados. Esto mediante el apoyo del manual de protecciones y panfletos
de operación de los equipos, los cuales servirán como material de consulta para los
empleados.
Unidad de protecciones
170
6 Bibliografía
Libros:
1. Cooper Power System. Electrical Distribution System Protection. Cooper
Industries, Third Edition. USA, 1990.
Normas:
2. Calidad de Continuidad del Suministro Eléctrico, ARESEP
Entrevistas:
3. Ing.: Roy Salazar, Coordinador de protecciones, Compañía Nacional de Fuerza y
Luz, Agosto del 2008.
4. Ing.: Gustavo Gamboa, Coordinador Área de Calidad-Chorotega, Instituto
Costarricense de Electricidad, Septiembre del 2008.
5. Ing.: Rodrigo Barrantes, Director del CLOR de Naranjo, Instituto Costarricense
de Electricidad, Setiembre del 2008.
Unidad de protecciones
171
6. Ing.: Yuri Alvarado, Jefe Departamento de Calidad, Coopeguanacaste, Octubre
del 2008
7. Ing.: Rodolfo Mora. Coordinación de fusibles, Compañía Nacional de Fuerza y
Luz, Octubre 2008
7 Anexos
Unidad de protecciones
172
Anexo A
Diagrama unifilar.
Unidad de protecciones
173
Anexo B. Ver disco compacto adjunto
Estudios de cargabilidad y cortocircuito.
Anexo C. Ver disco compacto adjunto
Diagrama unifilar mediante el Etap 6.0
Anexo D. Ver disco compacto adjunto
Coordinación de equipos.
Unidad de protecciones
174
Anexo D
Manual práctico de protecciones
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
UNIDAD DE PROTECCIONES
DEPARTAMENTO DE PLANIFICACIÓN
DE LA RED ELÉCTRICA
Unidad de protecciones
175
Manual práctico para la implementación de un
sistema de protecciones.
Elaborado por:
Mayrone Carvajal Salas.
INDICE
1 Capitulo 1 Introducción.......................................................................................2
1.1 Objetivos....................................................................................................................................2
1.1.1 Objetivo general......................................................................................................................2
1.1.2 Objetivos específicos..............................................................................................................2
1.2 Sistemas de distribución............................................................................................................3
1.2.1 Características de los sistemas de distribución.......................................................................3
1.2.2 Características de operación de la red eléctrica......................................................................4
1.2.3 Estructura organizacional de Coopelesca ............................................................................11
1.2.4 Unidad de protecciones.........................................................................................................17
1.2.5 El problema y su importancia...............................................................................................20
1.2.6 Importancia de la coordinación de protecciones...................................................................22
Unidad de protecciones
176
2 Capitulo 2. Circuito actual y nuevo..................................................................24
2.1 Regiones del actual circuito Toro............................................................................................24
2.1.1 Identificación de los equipos................................................................................................30
2.2 Flujo de corriente del actual circuito Toro...............................................................................30
2.3 Características de línea del actual circuito Toro......................................................................33
2.4 Zonas de protección y medición del actual circuito Toro........................................................35
2.5 Clientes de la zona del circuito Toro.......................................................................................38
2.6 Estudio de cortocircuito y cargabilidad del actual circuito Toro.............................................41
2.6.1 Diagrama unifilar de la cooperativa, mediante el Etap 6......................................................42
2.6.2 Estudio de cargabilidad.........................................................................................................45
2.6.3 Históricos de Cortocircuito del actual circuito Toro.............................................................45
2.6.4 Estructura actuales de las protecciones ................................................................................46
2.7 Índices de desempeño actuales................................................................................................50
2.8 Importancia de la entrada de la subestación Cariblanco en el circuito Toro...........................57
2.8.1 Cambios del actual circuito Toro..........................................................................................60
2.8.2 Nuevos circuitos en operación..............................................................................................61
2.8.3 Estudio de cortocircuito de los tres nuevos circuitos............................................................67
3 Capitulo 3. Sistema de protecciones..................................................................70
3.1 Equipos de protección para sistemas de distribución eléctrica................................................73
3.1.1 Fusibles ................................................................................................................................73
3.1.2 Seccionalizadores..................................................................................................................79
3.1.3 Reconectadores.....................................................................................................................82
3.1.4 Criterios técnicos de aplicación............................................................................................84
3.2 Tipos de coordinación..............................................................................................................84
3.2.1 Reconectador – Fusible.........................................................................................................84
3.2.2 Reconectador – Seccionalizador...........................................................................................86
3.2.3 Reconectador – Reconectador...............................................................................................87
3.2.4 Fusible – Fusible...................................................................................................................87
3.3 Ideología de protecciones........................................................................................................90
3.4 Propiedades de las protecciones...............................................................................................90
3.4.1 Selectividad de las protecciones...........................................................................................90
3.4.2 Estabilidad.............................................................................................................................91
3.4.3 Confiabilidad.........................................................................................................................91
3.4.4 Rapidez.................................................................................................................................91
3.4.5 Sensibilidad...........................................................................................................................91
3.5 Políticas de coordinación de protecciones...............................................................................91
3.6 Criterios de coordinación.........................................................................................................92
4 Capitulo 4. Coordinación de protecciones........................................................94
4.1 Ideología de protecciones........................................................................................................94
4.2 Criterios de protección utilizados............................................................................................95
Unidad de protecciones
177
4.3 Reubicación de los equipos de protección.............................................................................100
4.3.1 Nuevo circuito Chilamate...................................................................................................104
4.3.2 Nuevo circuito Río IV.........................................................................................................109
4.3.3 Nuevo circuito Toro............................................................................................................111
4.3.4 Circuito hacia Cariblanco...................................................................................................114
4.3.5 Seccionalizadores y enlaces................................................................................................115
4.4 Análisis de cargabilidad del circuito......................................................................................121
4.5 Análisis de cortocircuito........................................................................................................122
4.5.1 Circuito Chilamate..............................................................................................................122
4.5.2 Circuito Río IV...................................................................................................................124
4.5.3 Circuito Toro.......................................................................................................................125
4.6 Coordinación de protecciones en los tres nuevos circuitos...................................................125
4.6.1 Circuito Chilamate..............................................................................................................127
4.6.2 Circuito Río IV...................................................................................................................138
4.6.3 Circuito Toro.......................................................................................................................147
4.7 Coordinación para los seccionalizadores y enlaces...............................................................151
4.7.1 Seccionalizador Chilamate La Virgen................................................................................151
4.7.2 Enlace Chilamate Santa Rita...............................................................................................153
4.7.3 Enlace Chilamate Río IV....................................................................................................157
4.7.4 Enlace Toro Río IV.............................................................................................................158
5 Conclusiones y Recomendaciones...................................................................162
5.1 Conclusiones..........................................................................................................................162
5.2 Recomendaciones..................................................................................................................168
6 Bibliografía........................................................................................................170
7 Anexos................................................................................................................171
8 Definición de términos......................................................................................181
9 Propiedades de las protecciones......................................................................182
10 Criterios de coordinación...............................................................................182
11 Guía de coordinación de protecciones..........................................................183
12 Información necesaria para la aplicación de los Reconectadores..............190
13 Operación........................................................................................................191
14 Ejemplos básicos de coordinación.................................................................191
INDICE DE FIGURAS
Figura 1. Circuitos San Isidro (café), Fortuna (verde) y Florencia (azul).........6
Figura 2. Circuito San Francisco en color rosado................................................7
Unidad de protecciones
178
Figura 3. Circuito Ciudad Quesada (naranja) y circuito Marina (verde).........8
Figura 4. Actual circuito Toro en color gris..........................................................8
Figura 5. Red eléctrica de Coopelesca...................................................................9
Figura 6. Zona de cobertura nacional. (Coopelesca en color morado).............10
Figura 7. Sector de línea nuevo en un doble circuito.........................................21
Figura 8. Configuración del actual circuito Toro...............................................24
Figura 9. Calibres de conductor actual circuito Toro........................................25
Figura 10. Doble circuito en el actual circuito Toro...........................................26
Figura 11. Regiones del actual circuito Toro......................................................29
Figura 12. Ubicación actual de los reconectadores.............................................31
Figura 13. Posible cambio de flujo del actual circuito Toro..............................32
Figura 14. Unifilar del actual circuito Toro........................................................33
Figura 15. Ubicación de los reconectadores en el actual circuito Toro............35
Figura 16. Zonas de protección del actual circuito Toro...................................36
Figura 17. Zonas de protección restantes............................................................37
Figura 18. Clientes de importancia......................................................................39
Figura 19. Barra del cruce de San Miguel...........................................................43
Figura 20. Diagrama unifilar en Etap del cruce de Río IV................................44
Figura 21. Cambio en la dirección del flujo........................................................58
Figura 22. Nuevas zonas de protección................................................................59
Figura 23. Nuevo circuito Toro............................................................................63
Figura 24. Nuevo circuito Río IV.........................................................................64
Figura 25. Nuevo circuito Chilamate...................................................................66
Figura 26. Cruce de San Miguel con la entrada de Cariblanco........................67
Figura 27. Cruce de Río IV con la entrada de Cariblanco................................68
Figura 28. Curva de elemento protector y elemento protegido.........................71
Unidad de protecciones
179
Figura 29. Curva de protección del fusible.........................................................74
Figura 30. Límites para obtener la razón de velocidad......................................76
Figura 31. Secuencia de operación de un reconectador.....................................82
Figura 32. Curvas de coordinación reconectador - fusible................................86
Figura 33. Criterio de coordinación para el fusible Tipo K..............................88
Figura 34. Criterio de coordinación para el fusible Tipo T...............................89
Figura 35. Rangos de cortocircuito....................................................................100
Figura 36. Cruce de Río IV reubicación de reconectador...............................101
Figura 37. Reubicación de los reconectadores del cruce de Río IV al Cruce de
San Miguel ...........................................................................................................103
Figura 38. Ubicación de los equipos en el circuito Chilamate.........................108
Figura 39. Ubicación de los equipos circuito Río IV........................................110
Figura 40. Ubicación de los equipos circuito Toro...........................................114
Figura 41. Circuito hacia Cariblanco................................................................114
Figura 42. Ubicación final de los equipos de protección..................................116
Figura 43. Estado actual del cruce de Rió IV....................................................118
Figura 44. Propuesta de enlace para el cruce de Río IV..................................119
Figura 45. Salida de subestación Cariblanco....................................................120
Figura 46. Propuesta del enlace de la subestación Cariblanco........................121
Figura 47. Coordinación de protecciones Chilamate 1....................................128
Figura 48. Coordinación de protecciones Chilamate 2....................................129
Figura 49. Coordinación de protecciones circuito Chilamate 3......................132
Figura 50. Coordinación Chilamate 3................................................................133
Figura 51. Coordinación de protecciones Chilamate 4....................................135
Figura 52. Coordinación del circuito Chilamate..............................................137
Figura 53. Coordinación de protecciones circuito Río IV 1............................139
Figura 54. Coordinación de protecciones Río IV 2...........................................141
Unidad de protecciones
180
Figura 55. Detalle de coordinación Carrizal.....................................................142
Figura 56.Detalle de la coordinación de Río IV 2.............................................144
Figura 57. Coordinación de protecciones Los Alpes 3.....................................145
Figura 58. Coordinación de protecciones Carrizal 3........................................146
Figura 59. Coordinación de protecciones Toro 1..............................................147
Figura 60. Coordinación de protecciones Toro 2..............................................149
Figura 61. Coordinación de protecciones circuito Toro 3...............................150
Figura 62. Coordinación reconectador – fusible para San Rafael Pangola.. .151
Figura 63. Ubicación del seccionalizador de Chilamate La Virgen................152
Figura 64. Coordinación de protecciones Santa Rita Chilamate....................156
Figura 65. Coordinación alternativa 2 para el enlace Chilamate Santa Rita 157
Figura 66. Coordinación de protecciones enlace Toro Río IV........................159
Figura 67. Coordinación alternativa 2 enlace Toro Río IV.............................161
Figura 68. Rango de operación de cortocircuito...............................................185
Figura 69. Tiempo de sensado de falla...............................................................186
Figura 70. Intervalo de recierres........................................................................187
Figura 71. Tiempo de reinicio de secuencia no finalizado...............................188
Figura 72. Tiempo de reinicio de secuencia finalizado.....................................188
Figura 73. Tiempo de reinicio de evento............................................................189
Figura 74. Disparo máximo de corriente...........................................................190
Figura 75. Reconectadores en serie, tres niveles de protección.......................192
Figura 76. Curvas de coordinación entre reconectadores en serie.................192
Figura 77. Ejemplo de coordinación en serie....................................................193
Figura 78. Reconectadores en paralelo, un nivel de protección......................193
Figura 79. Ejemplo de equipos en paralelo.......................................................194
Figura 80. Niveles de protección para reconectadores en serie y paralelo.....195
Unidad de protecciones
181
Figura 81. Ejemplo de coordinación Reconectador-fusible.............................195
Figura 82. Ejemplo de coordinación fusible-fusible.........................................196
8
Definición de términos
Reconectador:
Equipo de protección de sobrecorriente, que incorpora una lógica de reconexión automática y
reenergización de línea. Con capacidad de realizar hasta 4 recierres antes de suspender el
servicio eléctrico.
Seccionalizador:
Dispositivo inteligente, basado en microprocesadores, capaz de diferenciar entre una falta
transitoria y una falla permanente. No posee característica tiempo–corriente, como los
reconectadores, en este caso funcionan almacenando la cantidad de veces que pierde el voltaje de
alimentación, una vez que ha detectado una corriente de falla. De esta forma detecta cuando
existe una falla permanente y una transitoria.
Fusible:
Medio más sencillo de interrupción de corriente de cortocircuito y/o sobrecargas. En general, un
fusible está constituido por un elemento sensible a la corriente y un mecanismo de soporte. El
elemento fusible se funde cuando circula una corriente elevada durante un tiempo determinado.
Esquema de protecciones:
Se define como la manera en que se ubican y realizan los ajustes de protección, considerando las
características propias de cada red eléctrica y sus equipos de protección.
Elemento protector:
El primer elemento de protección desde la falla a la fuente, este elemento debe ser capaz de
sensar y aislar la falla en el menor tiempo posible.
Elemento protegido:
El elemento capaz de detectar y despejar la falla en caso de que el elemento protector no actué
adecuadamente.
Niveles de protección:
Unidad de protecciones
182
Se define como la ubicación de cada reconectador en la red de distribución, desde la fuente hasta
la carga. Ver figura 13.
9
Propiedades de las protecciones
Selectividad:
Propiedad de lograr la desconexión efectiva de solamente el elemento en estado de falla. Esta
propiedad elimina la falla en un período de tiempo corto afectando la menor cantidad de equipos
posibles y la continuidad del servicio.
Estabilidad:
Propiedad relacionada con la sensibilidad de la protección. Una protección poco estable se
caracteriza por operar sin una discriminación adecuada ya sea por su diseño o por la calidad de
sus componentes.
Confiabilidad:
Considera tanto los componentes del equipo, como su modo de operación. El tipo de
componentes, su diseño y sus condiciones de operación aumentan o disminuyen la confiabilidad
del equipo.
Rapidez:
Es la capacidad de respuesta del equipo ante un estado de falla, donde se espera que el tiempo
sea el menor posible.
Sensibilidad:
Esta propiedad es capaz de detectar perturbaciones que provoquen pequeñas variaciones en los
parámetros de la red.
10 Criterios de coordinación.
•
Entender plenamente los estados de operación normal y los estados de falla de cada
elemento protegido.
•
Al menos dos protecciones deben sensar la falla.
•
Los máximos retardos a ser ajustadas en las protecciones, nunca deben superar las curvas
de daño de los equipos (transformadores, cables, interruptores y otros)
Unidad de protecciones
183
•
Las curvas tiempo-corriente y la secuencia de operación deben seleccionarse
adecuadamente, de modo que sea posible coordinar su operación con otros elementos de
protección instalados en el mismo sistema.
•
Debe existir un tiempo mínimos entre curvas de 50 ms, para la coordinación entre
Reconectadores, para su corriente de cortocircuito máxima.
•
La coordinación de Reconectadores se realiza desde la fuente hasta la carga
•
La coordinación entre fusibles se realiza desde la carga al final de la línea, hacia la
fuente.
•
Se recomiendan utilizar fusibles tipo T para corrientes superiores a los 50 imperios.
•
Se recomienda realizar de coordinación de fusibles para ramales monofásicos menores de
20Km.
•
Definir sectores industriales para determinar la importancia de cada zona del circuito.
•
No se recomienda utilizar disparos monopolares en los circuitos trifásicos, al menos que
se conozca y se defina con anterioridad el tipo de carga.
•
Considerar las curvas de protección y la corriente de cortocircuito de cada subestación y
planta generadora que suministra potencia al sistema de distribución.
•
Se recomienda proteger el fusible únicamente en los ramales monofásicos al final del
circuito.
•
No utilizar recierres (tiempos muertos) con tiempos inferiores a un segundo.
•
Utilizar el mismo tipo de curvas para elementos que se encuentren en el mismo nivel de
protección.
•
Conocer a plenitud el funcionamiento de cada protección.
11 Guía de coordinación de protecciones
Unidad de protecciones
184
Mediante esta guía se quiere dar a conocer los ajustes básicos de protección que debe tener un
sistema de protecciones.
Ajustes de protección.
Corriente mínima de disparo:
Como primer paso para realizar la coordinación de las protecciones se debe conocer la corriente
nominal que consume cada zona del circuito, de esta forma establecer la corriente de consumo
máxima del circuito. A partir de esta información se define la corriente mínima de disparo debe
tener un margen de al menos un 150% de la corriente nominal para circuitos con consumos
inferiores a los 250 A y de al menos un 130% para circuitos con consumos superiores a los 250
A, es decir por encima de la corriente máxima nominal, así se evita que la protección se accione
por sobrecarga.
Ejemplo:
Si el circuito consume como corriente máxima de carga 100 imperios, se recomienda que el
ajuste de corriente mínima de disparo sea de 150 imperios como mínimo.
Rango de corriente de interrupción:
Establecer mediante simulaciones o corrientes de cortocircuito reales (históricos de cortocircuito)
los valores máximos y mínimos de cortocircuito, de esta manera poder establecer la zona en la
cual se quiere que se encuentren estos valores de cortocircuito sobre la curva de protección del
equipo.
Ejemplo:
Si se determina, ya sea por simulación o históricos de cortocircuito, que los cortocircuitos de una
zona de protección van desde los 500 imperios hasta los 1500 imperios, se debe seleccionar una
curva de protección que abarque todo este rango (1000 A) de corriente, para garantizar un
adecuado ajuste de protección.
seg
Unidad de protecciones
185
Figura 68. Rango de operación de cortocircuito
Curvas de protección:
Definidas por cada fabricante, las cuales son normalizadas para cada equipo. Las cuales definen
el tiempo que la falla va a ser sensada por el equipo de protección antes de enviar la orden de
operación.
Ejemplo:
En la curva siguiente se observa que para una corriente de 500 imperios deben transcurrir al
menos 150ms para que el equipo mande la señal de falla y comience su secuencia de operación.
Unidad de protecciones
186
seg
Amp
Figura 69. Tiempo de sensado de falla
Intervalo de recierre:
Es el tiempo que se desea mantener fuera de servicio al circuito, el cual puede ser desde un
segundo hasta cientos de segundo. Se recomienda utilizar intervalos de recierre no superior a los
diez segundos y no inferiores a unos segundos.
Unidad de protecciones
187
Figura 70. Intervalo de recierres.
Tiempo de reinicio de secuencia:
Es el tiempo en que los equipos de protección reinician su secuencia de operaciones, es decir
luego de acabado el tiempo de reinicio de secuencia el contador de recierres se vuelve a ubicar
en cero y para el próximo estado de falla comenzara desde el primer recierre hasta el cuarto
recierre.
Ejemplo:
Se detecta una sobrecorriente y el Reconectador inicia su secuencia realiza los dos primeros
recierres, seguidamente la sobrecorriente desaparece, en este momento inicia el tiempo de
reinicio de secuencia, al finalizar este tiempo el Reconectador iniciara nuevamente (bajo estado
de falla) en la primera operación y no en la tercera.
Unidad de protecciones
188
Figura 71. Tiempo de reinicio de secuencia no finalizado.
Figura 72. Tiempo de reinicio de secuencia finalizado.
Unidad de protecciones
189
Tiempo de reinicio de evento:
Este tiempo reinicia el tiempo de sensado ante una falla, tal y como se observa en la figura, al no
concluir con el tiempo de sensado para activar la falla esta función reinicia el contador (tiempo
de sensado de falla) de tiempo de la curva,
Amperios
Tiempo
Figura 73. Tiempo de reinicio de evento.
Corriente máxima de bloqueo:
Este parámetro permite abrir el circuito cuando se presente una corriente por encima del valor
establecido, además se puede decidir en cual disparo se accione. Este ajuste es independiente de
las curvas de protección. Se debe tener vasto conocimiento de las características de cortocircuito
de cada zona para definir el valor de ajuste de la corriente máxima de bloqueo.
Ejemplo:
Si se tiene un rango de cortocircuito de 250 imperios hasta 4500 imperios, y se desea que para
corrientes superiores a los 1250 imperios el Reconectador no realice operaciones de apertura y
cierre, entonces se configura la corriente máxima de cortocircuito en este valor (1250 A) y se le
indica al Reconectador que lo active para la primera operación de recierre o la deseada, en este
Unidad de protecciones
190
caso para esta condición de corriente el Reconectador no realizará recierres sino irá directamente
a bloqueo.
seg
Figura 74. Disparo máximo de corriente.
12 Información necesaria para la aplicación de los Reconectadores
Corriente nominal del sistema:
Verificar que la corriente del sistema eléctrico no exceda las corrientes de funcionamiento de los
equipos, así como la máxima corriente simétrica.
Voltaje Nominal:
Unidad de protecciones
191
Verificar que los voltajes de uso de los equipos de protección no sobrepasen los valores de
voltaje indicado para cada equipo
13 Operación
Instalación:
Para realizar una adecuada instalación del equipo, debe ser personal capacitado, el cual este
familiarizado con el equipo, sus partes y funciones. De esta manera realizar una adecuada
instalación del equipo de protección en la red.
Pruebas:
Realizar pruebas de operación local, es decir desde el control y por medio de la computadora,
además pruebas de operación remotas, mediante el sistema de comunicación de los equipos.
14 Ejemplos básicos de coordinación
Reconectadores en serie:
Para realizar la coordinación en serie, se requiere definir las características de protección de cada
circuito, tales como: sus rangos de cortocircuito, sus valores mínimos y máximos, además de la
corriente de consumo nominal. Lo anterior para definir el tipo de curva a utilizar.
Otro factor a considerar es el tiempo entre curvas de protección, esto depende tanto de la
cantidad de equipos como del espacio disponible para realizar la coordinación. Este espacio se
puede ver limitado por la curva de protección de las subestaciones (curva de protección del
transformador) o las curvas de protección de las plantas generadoras, las cuales están diseñadas
para proteger estos equipos de distribución y generación de energía.
Todo esto se hace para evitar el traslape entre las curvas de los reconectadores instalados en
serie, evitando una inadecuada coordinación en los diferentes niveles de protección, entre el
elemento protector y elemento protegido. Ver figura 8.
Unidad de protecciones
192
seg
Figura 75. Reconectadores en serie, tres niveles de protección.
Figura 76. Curvas de coordinación entre reconectadores en serie.
Unidad de protecciones
193
seg
Figura 77. Ejemplo de coordinación en serie
Reconectadores en paralelo:
Para los reconectadores en paralelo se recomienda utilizar los multiplicadores y sumadores de
tiempo-corriente de las curvas de protección, esto con el objetivo de tener el mismo tipo de curva
en los elementos en paralelo para facilitar el control de los parámetros y ajustes de protección, de
esta manera se hace más simple el mantenimiento de los equipos en este nivel de protección. Ver
figura 11.
Figura 78. Reconectadores en paralelo, un nivel de protección.
Unidad de protecciones
194
seg
Figura 79. Ejemplo de equipos en paralelo
Reconectadores en serie y paralelo:
En esta configuración se observa que los reconectadores en paralelo se encuentran en el mismo
nivel de protección, mientras que los reconectadores en serie están ubicados en diferentes
niveles de protección.
Unidad de protecciones
195
Figura 80. Niveles de protección para reconectadores en serie y paralelo.
Reconectador – fusible:
Para realizar la coordinación entre Reconectadores y fusibles se debe conocer la curva del fusible
a proteger, debido a que el Reconectador cuenta con varios tipos de curvas ajustables las cuales
se pueden seleccionar para proteger el fusible. También se debe considerar un espacio entre las
curvas del reconectador y el fusible.
seg
Figura 81. Ejemplo de coordinación Reconectador-fusible.
Fusible – fusible:
Unidad de protecciones
196
En la coordinación de fusibles en ramales monofásicos se deben considerar la carga instalada y
sus corrientes de cortocircuito. En cuanto a su carga se debe conocer la capacidad de cada
transformador instalado, así como la distancia y cercanía a sus fuentes (plantas generadoras y
subestaciones), además realizar estudios de cortocircuito por medio de algún software.
Para la coordinación de fusibles se debe respetar la regla utilizada normalmente, la cual dice que
el máximo tiempo fusión (MCT) del fusible protector no debe exceder el 75 % del mínimo
tiempo de fusión (MMT) del fusible protegido.
seg
Amp
Figura 82. Ejemplo de coordinación fusible-fusible.

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