taller protecciones de distribucion tachira_yoel.ppt

C.A. de Administración y Fomento Eléctrico
C.A. de Electricidad de los Andes
Gerencia de Informática y Telecomunicaciones
¡Energía para Venezuela!
REGION - 7
Coordinación de Distribución Táchira
COORDINACION DE
PROTECCIONES
EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION
MAYO 08

REGION - 7
• MARCO TEORICO (RESUMEN), PARA LA
COORDINACION DE PROTECCIONES EN SISTEMAS
DE DISTRIBUCION (C.P.S.D.)
• RECONOCIMIENTO DE EQUIPOS Y/O DISPOSITIVOS
EMPLEADOS PARA PROTECCIONES ELECTRICAS.
• METODOLOGIA PARA LA C.P.S.D.
• EJEMPLO DE UNA C.P.S.D.

REGION - 7
• Los sistemas eléctricos de distribución son por lo general,
complejos y vulnerables a la ocurrencia de fallas, razón por la
cual, se hace necesaria la buena selección y ajuste de los
dispositivos de protección, a fin de prevenir o minimizar el riesgo
a personas, limitar los esfuerzos térmicos, dieléctricos y
mecánicos en los equipos y redes, así como para mantener y
mejorar la continuidad del servicio eléctrico.
• Este proceso de selección de características y ajustes de los
equipos de protección, busca cumplir con los principios de
sensibilidad, selectividad, rapidez y confiabilidad, para
posteriormente representar en forma gráfica, las diferentes curvas
de tiempo-corriente de los dispositivos de protección utilizados en
la protección del sistema. En consecuencia, la operación de estos
dispositivos a diferentes niveles de cortocircuito, puede ser
prevista, gracias al gráfico de Coordinación de Protecciones.

REGION - 7
• Es importante tener presente que los circuitos de
Distribución (34.5 o 13.8 kV), son protegidos contra
sobrecorrientes, las cuales pueden ser:
– Corrientes de Sobrecarga: Son corrientes que exceden el
valor nominal (ajustado) de operación.
– Corrientes de Cortocircuito: Son las que fluyen por fuera de
las vías de conducción normal debido a la pérdida de
aislamiento.
– Corriente de arranque (pick-up): Es el valor de corriente
predeterminado, al cual responde el relé de sobrecorriente
para iniciar la temporización y dar la orden de apertura, esta
puede calcularse a través de la siguiente fórmula:
Ipick-up = Tap * RTC = Tap * Ip/Is

REGION - 7

REGION - 7
Simbologías típicas. Funciones de los dispositivos / Códigos ANSI
• I > Protección de máximo de corriente (50 / 51)
• I ← Protección direccional de corriente (67)
• Io > Protección de máximo de corriente homopolar (50N / 51N)
• Io ← Protección direccional de tierra (67N)
• Ii Protección de máximo de componente inversa / desequilibrio (46)
• I Protección de imagen térmica (49)
• ΔI Protección diferencial (87)
• ΔIo> Protección diferencial de tierra (87G)
• U < Protección de mínimo de tensión (27)
• > f > Protección de máxima y mínima frecuencia (81)
• U > Protección de máxima tensión (59)
• P ← Protección contra retorno de potencia activa (32P)
• Q ← Protección contra retorno de potencia reactiva o desexcitación (32Q / 40)
• Uo > Protección de máxima tensión homopolar (59N)
• Relé Buchholz (63/71)

REGION - 7
• INTERRUPTORES DE POTENCIA.
– TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
– RELES DE SOBRECORRIENTE.
• RECONECTADORES.
• SECCIONALIZADORES.
• FUSIBLES.
SON LOS QUE PROPORCIONAN LA INTELIGENCIA E INICIAN LAS
ACCIONES QUE PERMITEN AL EQUIPO ELÉCTRICO DE DESCONEXION,
RESPONDER A LAS CONDICIONES ANORMALES O PELIGROSAS EN EL
SISTEMA. ENTRE LOS PRINCIPALES TENEMOS:

REGION - 7
• SON LOS EQUIPOS DE POTENCIA, QUE SE
ENCARGAN DE CERRAR O ABRIR UN CIRCUITO DE
A.T. O M.T., BAJO CONDICIONES NORMALES DE
OPERACIÓN O ANTE LA DETECCION DE ALGUNA
SOBRECORRIENTE.
• ESTOS EQUIPOS ESTAN CONFORMADOS
BASICAMENTE POR EL DISPOSITIVO DE POTENCIA
(MECANISMO DE APERTURA Y CIERRE – CAMARA
DE EXTINCIÓN DEL ARCO) Y POR EL DISPOSITIVO
DE CONTROL (CONJUNTO DE RELES, MEDICION Y
SEÑALIZACION)

REGION - 7
TAMBIEN LLAMADOS TRANSFORM. DE MEDIDA Y SE USAN PARA:
• REDUCIR CORRIENTES DEL SISTEMA DE POTENCIA, A VALORES
QUE SEAN LO SUFICIENTEMENTE BAJOS PARA SER MEDIDOS, SIN
QUE PRESENTEN RIESGOS A OPERARIOS O EQUIPOS (PROT. /MED.)
• AISLAR AL EQUIPO DE MED. Y PROT. DEL SISTEMA DE A.T. O M.T.
• PERMITIR EL USO DE VALORES NORMALIZADOS EN EL
SECUNDARIO.
• DE ACUERDO AL USO, SE PUEDEN CLASIFICAR EN
– T.C. PARA MEDICIONES: DEBEN TRANSFORMAR CON GRAN
EXACTITUD LAS CORRIENTES DE CARGA (CLASE 0.3; 0.6 y 1.2)
– T.C. PARA PROTECCIONES: DEFINIDOS POR:
• CLASE: 5P (Error compuesto del 5%) o 10P (εc 10%)
• CARGA SECUNDARIA NOMINAL (VA): 2.5, 5, 7.5, 10, 15 y 30.
• FACTOR LIMITE DE PRECISION (FLP): Valor máximo de corriente
primaria (en múltiplos de la corriente primaria nominal) para el cual el
transformador no excede un error determinado. (5, 10, 15, 20 y 30)
• LOS MAS UTILIZADOS EN CADAFE SON 15VA, 5P20

REGION - 7
• SON LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCION, QUE
PROVEEN LA INTELIGENCIA PARA LA
IDENTIFICACIÓN DE SOBRECARGAS O FALLAS Y
ORDENAN LA APERTURA DEL DISYUNTOR.
• EXISTE UNA GRAN DIVERSIDAD DE RELES DE
SOBRECORRIENTE, LOS CUALES PUEDEN SER
ELECTROMECANICOS O DIGITALES, SIENDO LOS
DE CARACTERISTICA EXTREMADAMENTE
INVERSO Y LOS MUY INVERSO, LOS MAS USADOS
PARA LA PROTECCION EN CIRCUITOS DE
DISTRIBUCION, YA QUE PERMITEN UNA BUENA
COORDINACION CON OTROS RELES,
RECONECTADORES O FUSIBLES AGUAS ABAJO.

REGION - 7
• ES UN EQUIPO DE DESCONEXION AUTOMATICA, EL CUAL
CUMPLE EN UN SOLO BLOQUE, LAS FUNCIONES DE
DETECCION DE SOBRECORRIENTE, INTERRUPCION Y
RECONEXION AUTOMATICA.
• UNA VEZ QUE LA CORRIENTE EXCEDE EL VALOR MINIMO
AJUSTADO, ABRE SUS CONTACTOS Y LUEGO DE UN TIEMPO
PREDETERMINADO (TIEMPO MUERTO), LOS CONTACTOS
CIERRAN NUEVAMENTE PARA EVALUAR EL VALOR DE LA
CORRIENTE, SI LA CORRIENTE EXCEDE EL AJUSTE MINIMO,
EL RECONECTADOR VUELVE A ABRIR, REPITIENDO EL
PROCESO HASTA QUE SE CUMPLA LA SECUENCIA DE
OPERACIONES PREDETERMINADA.
• LOS RECONECTADORES COMUNMENTE UTILIZADOS EN
CADAFE SON LOS KF, KFE Y GVR.

REGION - 7
• RECONECTADORES KF:
– MECANISMO DE CONTROL HIDRÁULICO.
– DISPARO POR FASE AL DOBLE DEL VALOR
NOMINAL BOBINA.
– GENERALMENTE POSEE DOS CURVAS
CARACTERISTICAS UNA RAPIDA (A), Y UNA
TEMPORIZADA (B o C).
– DISPARO POR FALLA A TIERRA, CON AJUSTES
INDEPENDIENTES DE VALORES DE CORRIENTE Y
TIEMPO.
– EL VALOR TIPICO DEL TIEMPO MUERTO ES DE
DOS (02) SEGUNDOS, CONTROLADO POR LOS
RESORTES DE CIERRE Y ORIFICIOS DE LA
CAMARA.
– AISLAMIENTO EN ACEITE Y LA EXTINCIÓN DEL
ARCO ES MEDIANTE CAMARAS EN VACIO.

REGION - 7
EJEMPLO DE
CARACTERISTICAS
DE OPERACIÓN DE
RECONECTADORES
TIPO KF

REGION - 7
• RECONECTADORES KFE:
– MECANISMO DE CONTROL ELECTRONICO.
– DISPARO POR FASE IGUAL AL VALOR NOMINAL BOBINA.
– EL RESTO DE CARACTERISTICAS SON SIMILARES A LAS DEL
RECONECTADOR KF.
– PARA AMBOS RECONECTADORES (KF Y KFE) SE TIENE UNA CAPACIDAD
DE INTERRUPCION A 14.4 KV DE 6000 AMP.

REGION - 7
• RECONECTADORES GVR:
– MECANISMO DE CONTROL
DIGITAL.
– COMPUESTO POR UN TANQUE EL
CUAL CONTIENE EL
INTERRUPTOR, Y LA CAJA DE
CONTROL LA CUAL CONTIENE AL
RELE (POLARR, PANACEA O
PANACEA PLUS).
– CAPACIDAD DE INTERRUPCION
DE 12.5 kA.
– MEDIO DE AISLAMIENTO EN SF6 E
INTERRUPCION EN CAMARAS DE
VACIO.
– SON BIDIRECCIONALES.

REGION - 7
• SON DISPOSITIVOS QUE NO TIENEN CAPACIDAD DE
INTERRUMPIR CORRIENTES DE FALLA, PERO SI PUEDEN
MANEJAR (ABRIR O CERRAR) LAS CORRIENTES NOMINALES
DE CARGA PARA LAS CUALES ESTAN DISEÑADOS.
• DETECTAN SOBRECORRIENTES A PARTIR DE UN VALOR
PREFIJADO, Y AL MISMO TIEMPO CUENTA LAS VECES QUE
HAN OCURRIDO ESTAS SOBRECORRIENTES, PARA ABRIR
AUTOMATICAMENTE.
• REQUIEREN EL RESPALDO DE OTRO DISPOSITIVO CON
RECIERRE AUTOMATICO (RECONECTADOR O INTERRUPTOR
CON REENGANCHE), PARA OPERAR

REGION - 7
• SON APROPIADOS PARA LA PROTECCION CONTRA
SOBRECORRIENTES.
• PUEDE PREDECIRSE SU COMPORTAMIENTO EN FORMA
EXACTA, CON LO CUAL SE TIENE SEGURIDAD DE
OPERACIÓN.
• LOS MAS RECOMENDADOS PARA LA PROTECCION DE
RAMALES DE CIRCUITOS EN 13.8 kV SON LOS TIPO “K”, LOS
CUALES TIENEN UNA CARACTERISTICA DE OPERACIÓN
RAPIDA Y PUEDEN SOPORTAR CONTINUAMENTE UNA CARGA
DE HASTA EL 150% DE SU VALOR NOMINAL.
• PARA LA PROTECCION DE BANCOS DE TRANSFORMACION,
SE RECOMIENDA LA UTILIZACION DE FUSIBLES TIPO “H”,
SEGÚN SE INDICA EN LA SIGUIENTE TABLA.

REGION - 7
A continuación se presentará una metodología para la
Coordinación de Protecciones en Sistemas de Distribución
Radiales, la cual contempla los siguientes puntos:
1. Levantamiento y/o Digitalización de los circuitos.
2. Estudio de cargas de cada circuito o Subestación.
3. Estudio de fallas y causas de las mismas.
4. Cálculo de corrientes de cortocircuito en puntos de
interés.
5. Criterios para el ajuste de los equipos de protección.
6. Criterios para la Coordinación de Protecciones.

REGION - 7
1. LEVANTAMIENTO Y/O DIGITALIZACION DE LOS CIRCUITOS:
Consiste en realizar un diagrama unifilar del circuito, indicando:
a) Niveles de cortocircuito en las barras primarias (230 o 115 kV) de
las Subestaciones.
b) Relación de transformación de los T.C., ajustes actuales de los
reles de sobrecorriente y reconectadores.
c) Características nominales y de operación de los disyuntores y
reconectadores.
d) Impedancia, capacidad y conexión de los Transformadores de
Potencia.
e) Tipo, calibre de conductor y distancias de los tramos en puntos
de interés (disposición geométrica, cambios de conductor,
derivaciones y puntos de operación).
f) Equipos instalados en la red (condensadores, reguladores y
otros).

REGION - 7
2. ESTUDIO DE CARGAS DE CADA CIRCUITO O SUBESTACION:
Consiste en determinar un factor de seguridad comúnmente
denominado “Factor de crecimiento de carga K”, el cual permite
considerar el crecimiento de la demanda y garantizar la sensibilidad
y selectividad del sistema de protección, por el período horizonte
establecido en la proyección (normalmente se estima 5 años), para
lo cual se recomiendan las siguientes consideraciones:
a) Tipo de usuario e importancia en la continuidad del servicio, a fin
de escoger el tipo de protección a usar.
b) Condiciones de máxima demanda por circuito.
c) Determinación del factor “K” mediante la siguiente ecuación:
K = (1+r(%)/100)n.
• Donde r(%) es la tasa anual de crecimiento de carga.
• n = # de años para el cual está previsto el estudio.
d) Se recomienda usar K ≥ 1,2

REGION - 7
3. ESTUDIO DE FALLAS Y CAUSAS DE LAS
MISMAS: Consiste en evaluar el histórico
de las fallas (trifásicas, bifásicas o
monofásicas), así como las posibles
causas (atmosféricas, falla de aislamiento,
vegetación, incendios, vandalismo, errores
humanos entre otros), a fin de
considerarlas al momento de realizar los
ajustes y secuencia de operaciones.

REGION - 7
4. CALCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO EN
PUNTOS DE INTERES: Resulta uno de los puntos mas
importantes antes de iniciar el proceso de Coordinación de
Protecciones, para lo cual se pueden tomar como
simplificaciones valederas, las siguientes:
• Despreciar el efecto de carga.
• Considerar la impedancia de falla igual a cero (Zf=o), caso
mas desfavorable.
• Para los tramos de línea, considerar la resistividad del
terreno igual a 100 Ω-m ( ρ = 100 Ω-m ).
• Luego de comprobar el cálculo de las corrientes de falla por
algún programa, proceder a calcular estas corrientes en cada
punto o nodo de interés (cada una de las barras de las
subestaciones, puntos de derivaciones, cambios de
conductor, equipos instalados en la red y cualquier otro
punto donde se requiera conocer).

REGION - 7
5. CRITERIOS PARA EL AJUSTE DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCION:
• Dimensionamiento de fusibles:
K*Ic.max. ≤ Inf ≤ ¼*Icc.mín.
Donde: Inf= valor nominal del fusible,
Ic.max= Corriente de carga máxima,
K=factor de crecimiento de carga.

REGION - 7
• Ajuste de los Reconectadores por Fase:
In≥ K*(Ic.max + 60%*Ienlace mayor).
Donde: In= Corriente del tramo a proteger,
Para los KF: Ib = In; →Ib: Valor de bobina
Para los KFE o GVR: Id = 2*In; →
Id: Corriente de disparo.

REGION - 7
• Ajuste de los Reconectadores por
Neutro: Considerando un desbalance de
carga del 20%, se tiene lo siguiente:
0.2 * (Icmax. + 60%*Ienlace mayor) ≤ Idn ≤ Iccmin
φ-t / 1.5

REGION - 7
5. CRITERIOS PARA EL AJUSTE DE LOS
EQUIPOS DE PROTECCION:
• Ajuste de los Relés de Sobrecorriente por Fase:
K*(Imax+60%Ienlace)/RTC≤Tap≤Icc.minφ-φ/(1.5*RTC)
• Por Neutro, se considera 20% desbalance:
0.2*(Imax+60%Ienlace)/RTC ≤ Tap ≤ Icc.minφ-t/ (1.5*RTC)
• Para la unidad instantánea, se tiene:
Tap.inst ≥ 5*Icmax. / RTC
Donde RTC = Relación de Transf. Corriente

REGION - 7
5. PROTECCION DE CONDENSADORES:
• SE DETERMINA LA CORRIENTE NOMINAL DEL BANCO DE
CONDENSADORES: Inc = kVAR/ (√3*Vf-n)
• SE CALCULA LA CORRIENTE NOMINAL DEL FUSIBLE:
Inf = 1.5 * Inc. CON ESTE VALOR, SE DETERMINA LA
CAPACIDAD DEL FUSIBLE (TABLA)
• SE COMPRUEBA (ver Tablas anexas) QUE EL FUSIBLE SEA
CAPAZ DE SOPORTAR LA DESCARGA OCASIONADA POR
UNA FALLA EXTERNA. PARA ESTO SE VERIFICA QUE LA
ENERGIA DEL FUSIBLE SEA MAYOR QUE LA ENERGIA DE
DESCARGA DE LOS CONDENSADORES: I2 *tFUSIBLE > I2 *
tdescarga del condensador.

REGION - 7
7960
>12000

REGION - 7
6. CRITERIOS PARA LA COORDINACION
DE PROTECCIONES:
 COORDINACION ENTRE FUSIBLES
 COORDINACION ENTRE RECONECTADOR-FUSIBLE.
 COORDINACION RELE SOBRECORRIENTE-FUSIBLE.
 COORDINACION RELE SOBRECORRIENTE-
RECONECTADOR.
 COORDINACION ENTRE RELES DE SOBRECORRIENTE.
 COORDINACION RECONECTADOR-SECCIONALIZADOR.

REGION - 7
CUANDO EXISTE MAS
DE UN FUSIBLE
CONECTADO EN SERIE
(NO SE RECOMIENDA
MAS DE TRES), EL
TIEMPO DE DESPEJE
TOTAL DEL FUSIBLE
QUE ESTA DEL LADO
DE LA CARGA, DEBE
SER COMO MAXIMO UN
75% DEL TIEMPO DE
MINIMA FUSION DEL
QUE ESTA AGUAS
ARRIBA

REGION - 7
6.2.1 CUANDO EL FUSIBLE ESTA DEL LADO DE LA CARGA:
EL OBJETIVO PRINCIPAL ES QUE EL RECONECTADOR
OPERE, DESPEJANDO FALLAS TRANSITORIAS EN LA ZONA
DEL FUSIBLE. MIENTRAS QUE PARA FALLAS PERMANENTES,
EL FUSIBLE SE DEBE FUNDIR ANTES DE LA APERTURA
DEFINITIVA DEL RECONECTADOR. ESTO SE PUEDE LOGRAR
TENIENDO PRESENTE EL SIGUIENTE RANGO:
– PUNTO MINIMO DE COORDINACION: tTF(Imin) < tLrec(Imin)
– PUNTO MAXIMO DE COORDINACION: tmF(Imax) ≥ tArec(Imax) * Kc
tTF(Imin): tiempo de despeje total, para
Imin.
tmF(Imax): tiempo mínima fusión,
para Imax.
tLrec(Imin):tiempo total de la curva
lenta del rec.
tArec(Imax):tiempo de curva rápida
del reconectador para Imax.

REGION - 7
6.2.2 CUANDO EL FUSIBLE ESTA DEL LADO DE LA FUENTE: SE
DEBE CUMPLIR QUE PARA LA MAXIMA CORRIENTE DE FALLA EN EL
PUNTO DEL RECONECTADOR, EL TIEMPO DE MINIMA FUSION DEL
FUSIBLE, DEBE SER MAYOR QUE EL TIEMPO TOTAL DE LA CURVA
LENTA DEL RECONECTADOR MULTIPLICADA POR EL FACTOR KF.

REGION - 7
6.3.1 CUANDO EL FUSIBLE ESTA DEL LADO
DE LA FUENTE: PARA ESTE CASO, EL
TIEMPO TOTAL DE OPERACIÓN DEL
INTERRUPTOR, DEBE SER MENOR QUE EL
TIEMPO DE MINIMA FUSION DEL FUSIBLE
REDUCIDO EN UN 50%.
tTR < tmF * 0.50

REGION - 7
6.3.2 CUANDO EL FUSIBLE ESTA DEL LADO DE LA
CARGA: PARA ESTE CASO, EL TIEMPO TOTAL DE
OPERACIÓN DEL INTERRUPTOR, DEBE SER
MAYOR O IGUAL QUE EL TIEMPO DE DESPEJE
TOTAL DEL FUSIBLE MAS EL TIEMPO DE
COORDINACION (RECOMENDADO 0.3 seg.)
tTR ≥ tTF + tc

REGION - 7
RECOMENDADO ∆t = 0.3 seg.

REGION - 7
EL OBJETIVO DE ESTA COORIDNACION ES
LOGRAR QUE EL CONTACTO MOVIL DEL RELE, NO
ALCANCE EL 80% DE SU OPERACIÓN LUEGO DE
CONCLUIDA LA SECUENCIA TOTAL DE OPERACIÓN
DEL RECONECTADOR. ESTO SE LOGRA
CALCULANDO EL PORCENTAJE DE AVANCE NETO
DEL RELE (%AN) CON RESPECTO A LA OPERACIÓN
COMPLETA DEL RECONECTADOR.
%AN = %A1 + %A2 + …+ %Am → m= # total op. Rec.

REGION - 7
%Ai = %Avi - %REP
%Ai = %Avance del
rele para cada op.
Del Reconectador
%AN = %A1 + %A2 + …+ %Am

REGION - 7
• A CONTINUACION SE PRESENTARA UNA SERIE
DE ACTUACION DE LOS EQUIPOS DE
PROTECCION ASOCIADOS A UN DIAGRAMA
UNIFILAR, EN EL CUAL SE SIMULANA FALLAS
TEMPORALES Y PERMANENTES.

taller protecciones de distribucion tachira_yoel.ppt

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

Similar a taller protecciones de distribucion tachira_yoel.ppt

Similar a taller protecciones de distribucion tachira_yoel.ppt (20)

Último

Último (20)

taller protecciones de distribucion tachira_yoel.ppt