Para optar el Título Profesional de Ingeniero Electricista Huancayo, 2021 FACULTAD DE INGENIERÍA Escuela Académico Profesional de Ingeniería Eléctrica Tesis Gustavo Alex Huayra Sánchez Influencia del sistema de protección ante fallas a tierra en la subestación de distribución de 10 kV Chilete - Cajamarca 2018 Esta obra está bajo una Licencia "Creative Commons Atribución 4.0 Internacional" . ii ASESOR Ing. Pedro Ricardo Gurmendi Párraga iii AGRADECIMIENTO Durante estos años son muchas las personas e instituciones que han participado en este trabajo y a quienes quiero expresar mi gratitud por el apoyo y la confianza que me han prestado de forma desinteresada. A Dios por guiar mi camino. A los docentes de la facultad de Ingeniería de la Universidad Continental por el apoyo en mi formación profesional y académica. Al Ing. Pedro Ricardo Gurmendi Párraga por su colaboración en esta tesis. iv DEDICATORIA A Dios, quien inspiró mi espíritu para la conclusión de esta tesis. A mis padres, quienes me apoyaron todo este tiempo. A mis compañeros de estudio, a mis maestros y amigos, ya que sin su ayuda nunca hubiera podido hacer esta tesis. Para ellos, a quienes les debo bastante por su apoyo incondicional. v ÍNDICE DE CONTENIDOS Asesor ............................................................................................................... ii Agradecimiento ................................................................................................. iii Dedicatoria ........................................................................................................ iv Índice de contenidos .......................................................................................... v Índice de figuras .............................................................................................. viii Índice de tablas .................................................................................................. x Resumen ......................................................................................................... xii Abstract........................................................................................................... xiii Introducción .................................................................................................... xiv CAPÍTULO I .................................................................................................... 16 PLANTEAMIENTO DEL ESTUDIO ................................................................. 16 1.1. Planteamiento y formulación del problema ................................................ 16 1.1.1. Planteamiento del problema ............................................................ 16 1.1.2. Formulación del problema ............................................................... 17 1.1.2.1. Problema general ............................................................... 17 1.1.2.2. Problemas específicos ........................................................ 17 1.2. Objetivos.................................................................................................... 18 1.2.1. Objetivo general .............................................................................. 18 1.2.2. Objetivos específicos ....................................................................... 18 1.3. Justificación e importancia ......................................................................... 18 1.3.1. Justificación práctica ....................................................................... 18 1.3.2. Justificación teórica ......................................................................... 19 1.3.3. Justificación tecnológica .................................................................. 19 1.3.4. Justificación metodológica ............................................................... 19 1.3.5. Justificación técnica......................................................................... 19 1.3.6. Justificación económica ................................................................... 20 1.4. Hipótesis y descripción de variables .......................................................... 20 1.4.1. Hipótesis ......................................................................................... 20 1.4.1.1. Hipótesis general ................................................................ 20 1.4.1.2. Hipótesis específicas .......................................................... 20 1.4.2. Descripción de variables ................................................................. 20 1.4.2.1. Variable independiente (x) .................................................. 20 vi 1.4.2.2. Variable dependiente (y) ..................................................... 20 1.4.2.3. Operacionalización de las variables .................................... 21 CAPÍTULO II.................................................................................................... 22 MARCO TEÓRICO .......................................................................................... 22 2.1. Antecedentes del problema ....................................................................... 22 2.2. Bases teóricas ........................................................................................... 27 2.2.1. Sistema de protección ..................................................................... 27 2.2.2. Características de un sistema de protección ................................... 28 2.2.3. Elementos de un sistema de protección .......................................... 29 2.2.4. Relé de protección .......................................................................... 31 2.2.5. Tiempos de operación del relé......................................................... 32 2.2.6. Relé de sobrecorriente de fases y tierra .......................................... 33 2.2.7. Protección de redes de distribución contra sobretensiones ............. 42 2.2.8. Sistema de distribución ................................................................... 46 2.2.9. Subestación de distribución radial aérea ......................................... 46 2.2.10. Componentes básicos ................................................................... 47 2.2.11. Métodos de protección de tierra .................................................... 53 2.2.11.1. Sistema con neutro puesta a tierra ................................... 54 2.2.11.2. Sistema neutro aislado ..................................................... 56 2.2.12. Detección de parámetros .............................................................. 58 2.2.13. Definición de falla monofásica a tierra ........................................... 60 2.2.14. Análisis de recursos híbridos ......................................................... 63 2.2.14.1. Cálculos eléctricos de la línea y red primaria .................. 63 2.2.14.2. Bases de cálculo ............................................................ 64 2.2.14.3. Punto de alimentación .................................................... 65 2.2.14.4. Características del sistema ............................................. 65 2.2.14.5. Parámetros de los conductores ...................................... 65 2.2.15. Análisis del sistema eléctrico del proyecto ..................................... 66 2.2.15.1. Generalidades ................................................................ 66 2.2.16. Determinación del número de desconexiones por cada 100 km al año ................................................................................................ 79 2.2.17. Hidrandina en Chilete- Contumaza ................................................ 81 2.3. Definición de términos básicos .................................................................. 82 CAPÍTULO III................................................................................................... 85 vii METODOLOGÍA .............................................................................................. 85 3.1. Método y alcance de la investigación ........................................................ 85 3.2. Diseño de la investigación ......................................................................... 85 3.3. Población y muestra .................................................................................. 86 3.3.1. Población ......................................................................................... 86 3.3.2. Muestra ............................................................................................ 86 3.4. Técnicas e instrumentos de recolección de datos ..................................... 87 CAPÍTULO IV .................................................................................................. 88 RESULTADOS Y DISCUSIÓN ........................................................................ 88 4.1. Resultados del tratamiento y análisis de la información ............................ 88 4.1.1. Parámetros eléctricos de los conductores ........................................ 90 4.1.2. Selección del nivel de aislamiento y de aisladores para líneas y redes primarias ......................................................................................... 91 4.1.1.1. Criterios para la selección de aisladores zona .................... 92 4.1.2. Dimensionamiento de los pararrayos............................................... 92 4.1.2.1. Calculando la máxima tensión de operación continua (MCOV o Uc) ................................................................................... 92 4.1.2.2. Cálculo de la capacidad de absorción de energía y selección de clase de descarga .......................................................... 93 4.1.2.3. Evaluación de coordinación de aislamiento ........................ 96 4.1.2.4. Conclusión, los pararrayos a ser instalados deberán tener las siguientes características técnicas ................................ 97 4.2. Análisis de resultados ................................................................................ 97 4.3. Prueba de hipótesis ................................................................................... 98 4.4. Discusión e interpretación de resultados.................................................. 102 Conclusión ..................................................................................................... 105 Recomendaciones ......................................................................................... 106 Lista de referencias ........................................................................................ 107 Anexos ........................................................................................................... 110 viii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Circuito básico de operación de un sistema de protección contra sobrecorriente ................................................................................. 31 Figura 2. Relé Micom P124 .............................................................................. 31 Figura 3. Falla a tierra instantánea ................................................................... 32 Figura 4. Características de operación de los relés de sobrecorriente ............. 33 Figura 5. Esquema de un relé tipo disco de inducción con espiras en cortocircuito ..................................................................................... 36 Figura 6. Medición de la corriente homopolar mediante transformadores de corriente convencionales. ................................................................ 38 Figura 7. Medición de la corriente homopolar mediante transformador tipo toroide ............................................................................................. 38 Figura 8. Conexión incorrecta de un transformador tipo toroide ....................... 39 Figura 9. Conexión correcta de un transformador tipo toroide .......................... 39 Figura 10. Comportamiento de un explosor con un frente rápido, cuanto mayor es el dV/dt, mayor es la sobretensión alcanzada ............................. 44 Figura 11. Ejemplo de característica de un pararrayo de óxido de zinc (ZnO) que se utiliza en redes de 20 kV, aislamiento 125 kV “al choque” .... 45 Figura 12. Red de operación radial .................................................................. 46 Figura 13. Fusible ............................................................................................ 49 Figura 14. Seccionador fusible (cut out) ........................................................... 50 Figura 15. Comportamiento de las corrientes homopolares en un sistema puesto a tierra ................................................................................. 55 Figura 16. Circuito aproximado para una falla a tierra con neutro aislado ........ 55 Figura 17. Circuito aproximado para una falla a tierra con neutro aislado simplificado ..................................................................................... 56 Figura 18. Las capacidades repartidas de la red forman una conexión entre el neutro y la tierra .............................................................................. 57 Figura 19. Diagramas vectoriales de una red en esquema IT sin defecto ......... 58 Figura 20. Cuando la fase 1 tiene un defecto a tierra ....................................... 58 Figura 21. Conexión para la medición de tensión ............................................. 59 Figura 22. Corriente homopolar suma de tres transformadores de corriente .... 59 Figura 23. Suma de corrientes dentro de un núcleo magnético ........................ 60 ix Figura 24. Sistema con neutro aislado ante una falla a tierra ........................... 61 Figura 25. Circuito equivalente para el análisis de falla de acuerdo a la teoría de los componentes simétricos ............................................................ 62 Figura 26. Circuito equivalente donde la capacitancia homopolar determina la impedancia cero de la red ............................................................... 63 Figura 27. Reducción de la corriente de cortocircuito de choque vs R/X .......... 69 Figura 28. “m” Miembro de CC - “n” Miembro de C. A .................................... 70 Figura 29. Selección de pararrayos .................................................................. 75 Figura 30. Mapa Isoceraúnico. Tomada del INEI.............................................. 80 Figura 31. Selección de pararrayos clase 2...................................................... 95 Figura 32. Interrupciones imprevistas de la subestación CL 1003 por año ....... 97 Figura 33. Número de interrupciones imprevistas de la subestación CL1003 por fallas por cortocircuitos y fallas a tierra ............................................ 98 Figura 34. Valores de t de Student ................................................................. 101 Figura 35. Curva característica de los fusibles de expulsión tipo K ................ 112 Figura 36. Curva característica de los fusibles de expulsión tipo K ................ 113 Figura 37. Detalle de armado de la subestación Chilete vista Frontal ............ 114 Figura 38. Detalle de armado de la subestación Chilete vista Perfil ............... 115 Figura 39. Plano subestaciones estudiadas ................................................... 116 x ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Operacionalización de variables ......................................................... 21 Tabla 2. Definición de la característica estándar de los relés según norma IEC 60255 ................................................................................................ 35 Tabla 3. Definición de la característica estándar de los relés según norma americana C37.122-1996- IEEE ........................................................ 35 Tabla 4. Selección de fusibles en la subestación de distribución ...................... 71 Tabla 5. Aislamiento requerido por contaminación ........................................... 72 Tabla 6. Aislación necesaria por sobretensiones de impulso ........................... 73 Tabla 7. Selección de los aisladores para LP y RP .......................................... 73 Tabla 8. Márgenes de seguridad de la coordinación del aislamiento ................ 76 Tabla 9. Cálculo de caída de tensión ............................................................... 89 Tabla 10. Características de conductores AAAC DEP/MEM ............................ 90 Tabla 11. Resistencia (R) ................................................................................. 90 Tabla 12. Cálculo de la inductancia (L) ............................................................ 90 Tabla 13. Parámetros eléctricos ....................................................................... 90 Tabla 14. Parámetros eléctricos ....................................................................... 91 Tabla 15. Condiciones de operación ................................................................ 91 Tabla 16. Selección del nivel de aislamiento .................................................... 91 Tabla 17. Sobretensiones externas (Norma IEC 71-1) ..................................... 92 Tabla 18. Sobretensiones internas (Norma Alemana VDE) .............................. 92 Tabla 19. Contaminación ambiental (Norma IEC 815) ..................................... 92 Tabla 20. Parámetros ambientales y eléctricos del sistema ............................. 92 Tabla 21. Selección de la tensión nominal del pararrayo Ur normalizado al inmediato superior del determinado inicialmente ............................... 93 Tabla 22. Incremento de la clase de descarga del pararrayo conforme se incrementa la corriente de descarga .................................................. 94 Tabla 23. Parameters for the line discharge test on 20 000 A and 10 000 A arresters ............................................................................................ 94 Tabla 24. Determinación de la clase a la que pertenece clase 2 ...................... 94 Tabla 25. Características de protección de los pararrayos ............................... 96 Tabla 26. Cálculo de la resistencia de aislamiento del equipo .......................... 96 xi Tabla 27. Evaluación de coordinación de aislamiento ...................................... 96 Tabla 28. Distribución t, valores de t .............................................................. 100 Tabla 29. Media y desviación estándar de la influencia de las fallas a tierra . 100 Tabla 30. T de Student calculados con SPSS ................................................ 101 Tabla 31. Alimentador L 5043 ........................................................................ 111 xii RESUMEN La investigación titulada “Influencia del sistema de protección ante fallas a tierra en la subestación de distribución de 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018” tiene como problema general ¿Cómo influyen los sistemas de protección ante fallas a tierra en la subestación de distribución de 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018? Por lo que, se ha planteado como objetivo general determinar la influencia del sistema de protección ante fallas a tierra en la subestación de distribución de 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018, la hipótesis general de la investigación es el sistema de protección influirá ante fallas a tierra en la subestación de distribución de 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018. La metodología de investigación en que se basó corresponde a un tipo de investigación aplicada, de alcance descriptivo – correlacional con diseño no experimental, de corte transeccional; para ello, se ha considerado como población a tres subestaciones de distribución del distrito de Chilete y muestra a la subestación de distribución de 10 kV alimentador L5043 – subestación N.° CL1003. La conclusión de la investigación es que ha logrado analizar la importancia del sistema de protección de la subestación de distribución de 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018, mediante el cálculo de la disponibilidad del servicio eléctrico, la determinación del estudio de coordinación de protección y el índice de interrupciones del servicio eléctrico. Palabras claves: confiabilidad de continuidad en el suministro de energía, costo económico, demanda, perspectiva a largo plazo xiii ABSTRACT The research entitled "Influence of the ground fault protection system in the 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018 distribution substation” has as general problem: How the ground fault protection systems influence the substation of distribution of 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018? For which it has been planned as a general objective: To determine the influence of the systems of protection against ground failures in the distribution substation of 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018; the general hypothesis of the research is: Theprotection system will influence ground failures in the 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018 distribution substation. The research methodology on which it is based corresponds to a type of applied research, of descriptive scope – correlation within with non - experimental desing of transectional cut; for this purpose, the Chilete districthas been considered as a population and shows the 10 kV distribution substation of feeder L5043 – substation N° CL1003. The conclusion of the research is that it has managed to analyze the influence of the 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018 distribution substation protection system, by calculating the availability of the electrical service, determining the index of failures and the approaches to the significant use of ground fault protection systems in population and electrical use claims. Keywords: availability of electrical energy, demand for electrical energy, efficiency of use, management of resources in electricity, scarcity index, supply of electricity xiv INTRODUCCIÓN La tesis titulada “Influencia del sistema de protección ante fallas a tierra en la subestación de distribución de 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018” tiene como objetivo determinar la influencia del sistema de protección ante fallas a tierra en la subestación de distribución de 10 kV para plantear los medios de gestión, para lo que se determinó la oferta, demanda, disponibilidad de energía eléctrica y el índice de escasez. Como medios de gestión se han considerado la reducción de las interrupciones del sistema de protección ante fallas a tierra y la optimización del sistema eléctrico. Con los resultados obtenidos se pretende mostrar la situación actual y futura del sistema de protección ante fallas a tierra de la subestación de distribución de 10 kV y los medios de gestión. Siendo así que, se desarrolló la tesis en cinco capítulos, analizados y distribuidos de la siguiente manera: El Capítulo I, sobre la descripción de la realidad problemática, la formulación de problema, los objetivos de la investigación general y específicos, la justificación de la investigación, limitaciones y viabilidad del estudio. El Capítulo II, sobre el marco teórico, los antecedentes de la investigación, las bases teóricas, las definiciones conceptuales, formulación de hipótesis general y específicas. El Capítulo III, sobre la metodología de la investigación, las variables, el método de investigación, el tipo de investigación, el diseño de la investigación, la población y muestra, operacionalización de variables, técnicas de recolección de datos, técnicas para el procesamiento y el análisis de la información, lugar y periodo de la investigación. El Capítulo IV, sobre los resultados, los resultados de la disponibilidad del sistema de protección ante fallas a tierra, el índice de escasez ante interrupciones imprevistas del sistema eléctrico y los medios de gestión de compensación por energía a los clientes debido a las interrupciones, sobre la xv discusión y, culminando esta investigación, están las conclusiones, recomendaciones, lista de referencias y anexos. 16 CAPÍTULO I PLANTEAMIENTO DEL ESTUDIO 1.1. Planteamiento y formulación del problema 1.1.1. Planteamiento del problema La energía es un factor fundamental para lograr los objetivos en materia de desarrollo sostenible, la magnitud y escala de las necesidades energéticas que tiene el mundo en la actualidad en relación con el desarrollo sostenible quedan patentes si se tiene en cuenta que casi la tercera parte de la población mundial de 6000 millones de habitantes, que en su mayoría viven en países en desarrollo, sigue sin tener acceso a servicios de energía y transporte. Existen grandes diferencias en los niveles de consumo de energía dentro de cada país y entre países desarrollados y en desarrollo. Las actuales modalidades de producción, distribución y aprovechamiento de la energía son insostenibles. Para hacer frente a este problema en el futuro se necesitarán recursos financieros nuevos y adicionales en cantidad suficiente y previsible, como se estipula en el “Informe de la conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo”. A nivel nacional, la Dirección General de Electricidad (DGE) del Ministerio de Energía y Minas (Minem) informó que la producción total de energía eléctrica a nivel nacional obtuvo un crecimiento positivo al tener un 5.9% en febrero, comparado con el mismo del año pasado. 17 La producción fue de 4,503 gigavatios hora (GWh) durante el segundo mes del año. En lo que corresponde al Sistema Interconectado Nacional (SEIN), las unidades interconectadas generaron 4,308 GWh, lo que equivale a un 6.3% más, en el mismo periodo del 2018. Las centrales hidroeléctricas generaron 2,945 GWh de energía eléctrica, equivalente a un 1,8% mayor respecto a febrero del 2018. Se ha de recordar que, según el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI), la producción de electricidad aumentó sus números a un 5,68% en enero de 2019 gracias a varias empresas que aportaron en dicho crecimiento. Por otro lado, la empresa regional de servicio público de electricidad Electronorte Medio S. A. (Hidrandina S. A.) brinda el servicio público de electricidad dentro de su zona de concesión, que abarca los departamentos de La Libertad, Ancash y en 7 provincias del departamento de Cajamarca, mediante la distribución y comercialización de energía eléctrica adquirida a empresas generadoras. En la UU. NN. Cajamarca (servicio eléctrico – Chilete) se incrementaron las pérdidas en distribución en 1%, afectando en 0,15%; sin embargo, esto recae en la falta de estudios especializados que den una mejor perspectiva de la situación actual y futura de la situación de los sistemas de protección ante fallas a tierra en la subestación de distribución de 10 kV Chilete - Cajamarca. 1.1.2. Formulación del problema 1.1.2.1. Problema general ¿Cómo influyen los sistemas de protección ante fallas a tierra en la subestación de distribución de 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018? 1.1.2.2. Problemas específicos - ¿Qué interrupciones imprevistas existen del servicio eléctrico por fallas a tierra en la subestación de distribución de 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018? 18 - ¿Cuáles son las técnicas de selectividad que existen en los sistemas de protección en la subestación de distribución de 10 kV – Chilete – Cajamarca? - ¿Cómo se vienen dando las consideraciones para determinar la compensación por energía eléctrica a los clientes, debido a las interrupciones del servicio eléctrico – Chilete – Cajamarca? 1.2. Objetivos 1.2.1. Objetivo general Determinar la influencia del sistema de protección ante fallas a tierra en la subestación de distribución de 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018. 1.2.2. Objetivos específicos - Identificar las interrupciones imprevistas del servicio eléctrico por fallas a tierra en la subestación de distribución de 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018. - Especificar las técnicas de selectividad de los sistemas de protección en la subestación de distribución de 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018. - Estimar la compensación por energía a los clientes debido a las interrupciones del servicio eléctrico. 1.3. Justificación e importancia 1.3.1. Justificación práctica La justificación práctica recae en resolver un problema real, el motivo del estudio de la influencia del sistema de protección ante fallas a tierra en la subestación de distribución considera que la disponibilidad es uno de los indicadores que refleja estabilidad en el sistema eléctrico. La importancia del estudio mencionado es garantizar el óptimo funcionamiento de los sistemas de protección ante fallas a tierra, la reducción de las interrupciones imprevistas innecesarias de acuerdo a los indicadores FIC y TIC. Una interrupción en la energía eléctrica en algún lugar del Perú significa la paralización de sus actividades cotidianas. Representa pérdidas para las empresas por el atraso de la producción, trabajadores inactivos en horarios de 19 trabajo o que se estropeen algunos insumos o productos en proceso. Incluso, representa pérdidas para la misma empresa proveedora de electricidad, ya que, cualquier interrupción implica dejar de suministrar, es decir, vender energía a sus clientes y asumir otros costos en un sector bastante regulado como se verá más adelante. Para los usuarios implica el deterioro de la calidad de vida e incluso la restricción de muchas de sus actividades. Disminuye el estándar de vida logrado, a nivel de sociedad los costos aumentan por las labores que no pueden realizarse. 1.3.2. Justificación teórica La investigación consideró teorías asociadas a la protección del sistema eléctrico de distribución, así como, a la calidad del servicio eléctrico, dado que, una correcta protección permite asegurar una calidad adecuada. Por lo tanto, esta investigación con los datos acopiados permite verificar la relación causal establecida por la teoría de manera que se contraste con la práctica. 1.3.3. Justificación tecnológica Se obtendrá mayor eficiencia y seguridad de operación respecto al inicio y cierre del alimentador. 1.3.4. Justificación metodológica Metodológicamente se ha empleado un diseño no experimental para evaluar el cumplimiento de las políticas nacionales y mundiales sobre las normas de electricidad, de manera que, se alcance un sistema confiable y se reduzcan las interrupciones para otorgar una mejor calidad de suministro y producción de energía eléctrica. 1.3.5. Justificación técnica Esta investigación tiene como fin contribuir a las empresas concesionarias que buscan mejorar sus servicios y minimizar las interrupciones. En cuanto a equipos, como forma de funcionamiento, es importante utilizar energías adecuadas al sistema, que ayuden a mantener la vida útil de estos y evitar 20 efectos por variaciones de tensión eléctrica de diversos orígenes, que ocasionan falsas lecturas, mal funcionamiento, deterioro inmediato, y para la sustitución de algún equipo eléctrico deteriorado o defectuoso, ocasionado por diferentes errores en el voltaje o potencial. 1.3.6. Justificación económica La justificación económica es que, no se requiere de un gran presupuesto, sino que se apoya en la experiencia de trabajo en la actividad de la ingeniería eléctrica. 1.4. Hipótesis y descripción de variables 1.4.1. Hipótesis 1.4.1.1. Hipótesis general Los sistemas de protección ante fallas a tierra, influirá en un 30% a la reducción de las interrupciones imprevistas en la subestación de distribución de 10 kV – Chilete – Cajamarca 2018. 1.4.1.2. Hipótesis específicas - El análisis en el servicio eléctrico ante las interrupciones imprevistas por fallas a tierra presenta déficit y estas se deben a un gran porcentaje de descargas transitorias y permanentes en aisladores. - Son numerosas las técnicas que permiten alcanzar el objetivo de la selectividad en cortocircuito entre dos aparatos. - El índice de interrupciones varía según los indicadores FIC y TIC que miden el número de interrupciones del servicio eléctrico de acuerdo con la normativa peruana. 1.4.2. Descripción de variables 1.4.2.1. Variable independiente (x) Sistema de protección 1.4.2.2. Variable dependiente (y) Fallas a tierra en la subestación de distribución 21 1.4.2.3. Operacionalización de las variables Tabla 1 Operacionalización de variables Variables Definición conceptual Dimensión Indicadores Instrumentos por utilizar Sistema de protección -Constituyen el equipo más importante que se incluye en la subestación de distribución. -Provocan la excitación de un dispositivo de inicio cuando detectan una perturbación. Rapidez Limitar daños Cálculos justificativos Selectividad Mantener el servicio al máximo Cálculos justificativos Fiabilidad Nivel de calidad Cálculos justificativos Seguridad Sistema seguro Cálculos justificativos Subestación de distribución -Conecta en sí varias líneas de distribución y sirve para alimentar a otras redes de tensiones inferiores que llevan la energía eléctrica hasta el consumidor final. -Es aquel en que el flujo de energía tiene una sola trayectoria de la fuente a la carga, de tal manera que, una falla en esta produce interrupción en el servicio. Líneas Cargas concentradas Cálculos justificativos Cables Resistencia eléctrica Cálculos justificativos Transformadores Transforma la energía Cálculos justificativos Equipos de protección Controlar el estado eléctrico Cálculos justificativos Continuidad del servicio Calidad de servicio Datos de interrupciones 22 CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO 2.1. Antecedentes del problema Se revisaron diferentes artículos como también tesis de páginas web como Proquest, Ebsco, Scielo, entre otros; se hizo una revisión acerca del tema, para así obtener mayor información y ver los diferentes puntos de vista de distintas personas, a nivel nacional e internacional. Antecedentes internacionales En la tesis “Detección de fallas a tierra en redes de distribución con neutro aislado y resonante” (1), la empresa noruega Sintef realizó un reporte de una auditoría que consistió en la toma de mediciones de corrientes y tensiones al aplicar una falla monofásica línea a tierra, el objetivo principal fue el desarrollo de un modelo computacional de un sistema eléctrico de potencia en un programa llamado PSCAD, que tuviera un comportamiento consistente a la red. Para hacer posible la creación del modelo computacional se realizó un estudio acerca del comportamiento de los diferentes métodos de puesta a tierra ante fallas monofásicas, finalmente, se comprobó la validez del modelo compuesto gracias a las consistencias de las variables claves entre los resultados de las simulaciones y las mediciones realizadas en la auditoría. El método QV fue evaluado en el modelo propuesto PSCAD, sin mostrar ninguna limitante en las simulaciones de los escenarios planteados y presentó consistencia con las mediciones realizadas en la auditoría. Este trabajo se relaciona con la 23 investigación en curso, ya que, propone un modelo computacional para la detección de fallas a tierra en redes de distribución, a través de una estructura que aborda paso a paso las actividades, así como una descripción detallada. En la tesis “Diseño del sistema de puesta a tierra de la Universidad de la Costa aplicando las reglamentaciones vigentes” (2), parte de la necesidad que tiene la Universidad de la Costa que no cuenta con un sistema de puesta a tierra común o unificado que garantice la seguridad de las personas y equipos al presentarse una falla en el sistema eléctrico, se propone un diseño óptimo partiendo de las referencias, normas y estándares actuales que garanticen la correcta metodología para llevarlo a cabo. El objetivo es lograr un diseño que cumpla con las expectativas, fue necesario remitirse a las normas y estándares como el reglamento técnico de instalaciones eléctricas (Retie) y el estándar IEEE 80-2000 que promueve buenas prácticas y sirven como guías para lograr el diseño de puesta a tierra de forma eficiente. Este trabajo se relaciona con la investigación en curso, ya que, propone un diseño óptimo que cumpla con las expectativas para lograr el diseño de puesta a tierra de forma eficiente. En la tesis “Alternativas de reducción de corrientes cortocircuito en subestaciones de media tensión” (3), el objetivo es realizar un estudio para reducción de las corrientes de falla en la subestación AES Nejapa. El problema para las distribuidoras en los equipos de protección utilizados en las zonas aledañas a la subestación, que no están diseñados para soportar los altos niveles de cortocircuito, con lo que, al ocurrir una falla se producen explosiones, acompañados de arcos eléctricos que dañan los equipos y elementos de la red cercanas y en el peor de los casos el riesgo de vidas humanas. La salida más rápida para solventar el problema es sobredimensionar los equipos de protección; sin embargo, la utilización de equipos más robustos aumenta su precio y en ocasiones no existe la tecnología para soportar estas corrientes de falla. Con la ayuda de software de simulación de sistemas de potencia, se pretende realizar una guía para el desarrollo y seguimiento para dichos efectos de las altas corrientes de cortocircuito. Este trabajo se relaciona con la investigación en curso, en verificar la capacidad interruptiva de los equipos 24 existentes, este mismo análisis será la base para la selección de los equipos de interrupción en la planificación del sistema en caso de una expansión. En la tesis “Protección en sistemas eléctricos” (4), el objetivo fue recopilar la información técnica necesaria en el tópico eléctrico dentro del área de especialización de la protección eléctrica, que esté escrito sirve como guía de aplicación a la industria, tanto a los ingenieros como a los estudiantes y la utilicen de consulta. Se supone que los interesados vean en este escrito el manual que les ayude a escoger los elementos de protección necesarios para solucionar sus problemas relacionados con circuitos eléctricos, sistemas de distribución, fallas monofásicas, fallas trifásicas, instalaciones eléctricas e instalaciones industriales. Este trabajo se relaciona con la investigación en curso porque muestra la idea de que es indispensable la protección de los sistemas eléctricos y explica que hay más de una manera de proteger a dichos sistemas. En la tesis “Estudio de coordinación de las protecciones eléctricas para la empresa eléctrica península de Santa Elena (Emepe) año 2001, subestación: Santa Rosa, Libertad, Salinas y Chipipe” (5), el objetivo fue mejorar la confiabilidad y continuidad del servicio de energía eléctrica y fomentar el uso del programa de simulación de redes Synergee como herramienta de trabajo para los ingenieros de planificación en estudios futuros. El estudio de coordinación de los dispositivos de protección existentes en las líneas de subtransmisión en las subestaciones de distribución es elaborado para obtener sensibilidad, selectividad y rapidez en el sistema de protección en estudio; características claves para que un sistema eléctrico de distribución sea confiable. Antecedentes nacionales En la tesis “Cálculo, coordinación y análisis del sistema de protección ante fallas a tierra en las subestaciones de distribución de 10 kV en la SET Santa Marina ubicada en la provincia constitucional del Callao” (2), el objetivo fue analizar el mal comportamiento de los relés de fallas a tierra en las subestaciones de distribución de 10 kV en la SET Santa Marina debido al ajuste inapropiado sin considerar factores como la corriente de retorno. El problema en el que se enfoca el estudio es cuando ocurren fallas a tierra que debido a la corriente de retorno 25 involucra a los otros alimentadores, provocando interrupciones imprevistas innecesarias, lo que conlleva en un aumento de los indicadores FIC y TIC. La mayoría de los estudios necesita de un complejo y detallado modelo que presente al sistema de potencia, generalmente establecido en la etapa del proyecto. Los estudios de cortocircuito son típicos ejemplos de estos siendo esencial para la selección de equipos y el ajuste de sus respectivas protecciones. En la tesis “Diseño e implementación de diferentes sistemas de puestas a tierra para los laboratorios de ingeniería mecánica eléctrica de la UNA – Puno” (7), el objetivo fue diseñar sistemas de puesta a tierra con aplicaciones de los conceptos y recomendaciones normativas que en caso de falla a tierra se presente, utilizando diferentes materiales y probar sus ventajas de uno y otro sistema, además que sirvan para prácticas de laboratorio. Desarrollando el trabajo de tesis se supo que el comportamiento de los diferentes sistemas de puesta a tierra se enfoca principalmente en la resistencia de puesta a tierra. Este trabajo se relaciona con la investigación en curso porque tiene un buen sistema de puesta a tierra, en caso de falla de corrientes a tierra garantiza la protección de los equipos y las personas. En la tesis “Estudio de coordinación de protecciones en la subestación de Dolorespata acorde a la nueva topología en alta y media tensión para el año 2018” (8), el objetivo fue proponer un nuevo estudio de coordinación de protecciones acorde a la nueva topología del sistema Sureste en las instalaciones de la subestación de Dolorespata, con una proyección al 2018. Con el nuevo estudio de coordinación de protección acorde a la nueva topología en alta y media tensión, se propuso un nuevo ajuste que mejorará la rapidez, selectividad, sensibilidad y confiabilidad del sistema de protección. En la tesis “Diseño, montaje y puesta en servicio para la ampliación de la nueva subestación Bellavista 15 MVA, 138 kV / 10 kV” (9), el objetivo fue desarrollar la ingeniería básica y de detalle para la ampliación de la subestación Bellavista para dar facilidad de acceso de energía eléctrica al departamento de San Martín, mediante la interconexión del sistema eléctrico de San Martín al SEIN. El siguiente trabajo constituye en un estudio de los aspectos técnicos 26 desde el punto de vista de la ingeniería, relacionados a la implementación de cuatro nuevas celdas en la nueva subestación Bellavista, la que permitirá cambiar la configuración “T” existente a una nueva configuración en “pi” que permitirá recepcionar la línea de transmisión de 138 kV. En la tesis “Sistema de puesta a tierra y protección equipotencial para sistemas de cómputo” (10), el objetivo fue tener un buen sistema de puesta a tierra equipotencializada, que garantice la seguridad de las personas y de los sistemas eléctricos en general, conectando los sistemas a tierra se limitan las sobretensiones eléctricas transitorias a la red o contacto accidental con líneas de baja y alta tensión y, a la vez, resaltar la importancia para el mantenimiento de monitoreo y funcionamiento de los diferentes equipos eléctricos, según las normas nacionales e internacionales, la instalación de sistemas de puesta a tierra se da para minimizar los riesgos al personal, protección del equipo permanentemente y prevenir interrupciones temporales del funcionamiento del sistema durante sobretensiones de rayo o fallas de tierra. La importancia de un sistema de puesta a tierra es porque hoy en día todas las personas se ven involucradas de cualquier modo con la electricidad, más aún ante la evolución de la electrónica con los microprocesadores, computadoras, variadores, PLC y otros equipos eléctricos; es necesario estar conectados a tierra y así poder estar protegidos ante las corrientes residuales, fallas eléctricas, sobretensiones y otros factores que puedan dañar los equipos. En la tesis “Coordinación de protección de las minicentrales hidroeléctricas Huarisca – Ingenio y El Machu para su reconocimiento por el COES” (11), el objetivo general fue proponer la coordinación de protección más adecuada a las tres minicentrales hidráulicas de Huarisca, Ingenio y El Machu como parte de los requisitos exigidos por el COES en el procedimiento 20 para su respectivo reconocimiento. Los ajustes de coordinación de protección de las tres minicentrales hidráulicas permitirán elaborar el estudio de operatividad para poder ser integrantes del COES – Sinac. Así como, permitirá realizar un suministro eficiente, continuo y con los respectivos estándares de calidad de suministro de energía eléctrica. 27 En la tesis “Coordinación de protección de la línea de subtransmisión Villa Rica – Puerto Bermúdez y subestaciones en 60 kV” (12), el objetivo fue realizar una adecuada coordinación del sistema de protección para la línea de subtransmisión de potencia en 60 kV para garantizar el suministro de energía de manera eficiente y continua con los estándares de calidad. La coordinación de los ajustes del sistema de protección de la línea de subtransmisión Villa Rica – Puerto Bermúdez y las subestaciones de potencia en 60 kV, permitirá el suministro de energía eléctrica de manera eficiente, de forma continua y con los respectivos estándares de calidad de energía eléctrica. En la tesis “Capacidad para soportar cortocircuitos en las subestaciones Lima – 1” (13), el objetivo principal fue determinar la capacidad real del equipamiento de las subestaciones Lima – 1 para soportar corrientes de cortocircuito. Durante el tiempo de operación de las subestaciones Lima – 1, estas han estado sometidas a cambios en su configuración para adaptarse a los requerimientos de la ampliación del sistema de transmisión, además, se ha extraviado información de diseño respectivo a la capacidad que tiene sus instalaciones para poder soportar las corrientes de cortocircuito, esto debido a los cambios que se produjeron en la administración de estas subestaciones. 2.2. Bases teóricas 2.2.1. Sistema de protección El sistema de protección es el conjunto de equipos necesarios para la detección y eliminación de cualquier tipo de faltas mediante el disparo selectivo de los interruptores que permiten aislar la parte del circuito de la red eléctrica donde se haya producido la falta (3). El número y duración de las interrupciones en el suministro de energía eléctrica junto con el mantenimiento de la tensión y frecuencia dentro de unos límites es lo que determina la calidad del servicio. Por lo tanto, la calidad del servicio en el suministro y gran parte de la seguridad de todo el sistema dependen del sistema de protección. 28 Estos sistemas de protección se instalan en todos los elementos que componen el sistema eléctrico provocando la excitación o alarma de un dispositivo de apertura cuando detectan una perturbación, por ejemplo, la bobina de disparo de un interruptor. También se ocupa tanto de la protección de las personas como de las instalaciones contra los efectos de una perturbación, aislando las faltas tan pronto como sea posible, evitando el deterioro de los materiales y limitando el daño a las instalaciones y los esfuerzos térmicos, dieléctricos y mecánicos en los equipos provocados por cualquier tipo de falta. 2.2.2. Características de un sistema de protección Sensibilidad La protección debe ser capaz de detectar condiciones de operación anormales en los equipos de potencia, por más incipientes que estas sean. Selectividad La protección debe ser capaz de detectar todas las fallas que ocurran en su zona de operación, sin embargo, requiere una debida coordinación con las protecciones ubicadas en las zonas adyacentes. Rapidez Una vez detectada la falla, esta debe ser despejada lo más pronto posible, con el fin de reducir los daños que se producirán en los diferentes elementos del sistema de potencia, al disminuir el tiempo de permanencia bajo condiciones anómalas. Confiabilidad Es la probabilidad que la protección responda siempre correctamente. No se debe confundir respuesta con operación, puesto que una protección al no operar durante condiciones normales significa que está respondiendo correctamente. 29 La función objetivo del ajuste y la coordinación de la protección, será la total selectividad con la máxima sensibilidad y velocidad. Sin embargo, en la realidad estas características no pueden ser todas maximizadas de manera independiente, ya que están relacionadas entre sí. Cuando se incremente una de ellas lo más probable es que se disminuyan las otras dos (4). 2.2.3. Elementos de un sistema de protección No basta con el relé para definir un sistema de protección. Existen otros elementos que permiten detectar, analizar y despejar la falla eléctrica. A continuación, se detallan los principales elementos que componen un sistema de protección (5): Batería de alimentación Garantiza la continuidad del suministro de la energía necesaria para el funcionamiento de la protección. Por tanto, los requerimientos que se deben asegurar en este elemento son la confiabilidad y la autonomía, lo que se logra con baterías permanentemente conectadas a través de un cargador a la línea de corriente alterna de los servicios auxiliares de la subestación. Transformadores de medida para protección Un relevador de protección necesita señales de entrada para evaluar en cada instante el comportamiento del sistema que está protegiendo. Dichas señales pueden ser corrientes o tensiones. Sin embargo, teniendo en cuenta las magnitudes elevadas que pueden alcanzar estos parámetros durante fallas en el sistema eléctrico, se utilizan transformadores de medición con el fin de lograr una atenuación de estas señales. La señal se atenúa en el secundario del transformador de medición, con un determinado error de precisión. Una característica que representa este error es la clase de precisión del transformador. 30 Relé de protección Es el encargado de recibir la información, procesarla y tomar la decisión de enviar la señal de disparo al interruptor. Independientemente de la tecnología empleada para su construcción, un relé de protección desarrolla internamente tres etapas fundamentales, las que se describen a continuación: el acondicionamiento de las señales proporcionadas por los transformadores de medición es la primera etapa, en la que se adecua la señal de entrada al formato que el relé necesita. Normalmente las entradas al relé son valores instantáneos de las magnitudes de fases, ya sea tensión o corriente. El relé se encarga de determinar, en función a sus necesidades específicas, valores eficaces, valores máximos, componentes de secuencia, armónicos fundamentales, etc. Luego que el relé dispone de datos, procede a aplicar los criterios de decisión que le hayan sido implementados, que se constituyen mediante las funciones de protección. Finalmente, los resultados proporcionados por las distintas funciones que integran la protección se analizan conjuntamente mediante la lógica de disparo, que es responsable de tomar la decisión de cómo debe actuar la protección. La orden de actuación se transmite a través de los contactos que energizan el circuito de disparo del interruptor, con el fin de despejar la falla. Interruptor automático Es el elemento que permite abrir o cerrar un circuito bajo tensión, interrumpiendo o estableciendo una circulación de intensidad de corriente. Opera bajo el control de la protección y su apertura, coordinada con la de otros interruptores, permite aislar el punto en que se ha producido la falla. Está conformado por: - Circuito de control, gobernado por la protección correspondiente. - Contactos principales, que al separarse o juntarse, implican la apertura o cierre del interruptor, respectivamente. - Contactos auxiliares, que reflejan el estado en que se encuentra el interruptor. Mediante ellos se realimenta la protección y a otros equipos con la información de si el interruptor está abierto o cerrado y, por tanto, permiten conocer si el interruptor ha operado correctamente siguiendo la orden dada por la protección. 31 - Cámara de extinción, en la que se crea un ambiente de alta rigidez dieléctrica, necesaria para la extinción del arco que se genera durante la separación de los contactos del interruptor, que se encuentran inmersos en ella. Actualmente, se emplea el aceite, el gas hexafluoruro de azufre (SF6) o el vacío, como medios dieléctricos. Figura 1. Circuito básico de operación de un sistema de protección contra sobrecorriente. Tomada de Protección de sistemas eléctricos de potencia (5) 2.2.4. Relé de protección ● Relé Micom P124 Figura 2. Relé Micom P124. Tomada de Cálculo y coordinación del Sistema (2) Falla a tierra temporizada (51N) La detección de falla a tierra es idéntica a la detección de sobrecorriente de fase temporizada. Se pueden seleccionar tres etapas de falla a tierra independientes. Para la primera etapa, el usuario puede seleccionar ya sea cualquiera de las 14 familias de curvas y valores RMS o una configuración de 32 tiempo definido. El rango de falla a tierra puede programarse de 0.002 a 40 veces la corriente nominal a tierra, para permitir una máxima sensibilidad para la detección de esta. La corriente a tierra se genera ya sea por un núcleo de Transformador de Corriente (TC) de suficiente potencia o por una conexión residual de los TC de tres líneas (2). Falla a tierra instantánea (50N) En cuanto a fallas de fase, los relevadores Micom P124 generan datos instantáneos para cada etapa de falla a tierra, con las mismas características. Para el modelo de alimentación dual, el usuario puede asignar etapas instantáneas de falla a tierra a contactos de salida, así como a cuatro LED y cuatro indicadores magnéticos localizados en el panel frontal (2). Figura 3. Falla a tierra instantánea. Tomada de Cálculo y coordinación del Sistema (2) 2.2.5. Tiempos de operación del relé El tiempo con que puede actuar una protección depende directamente de la tecnología empleada en su construcción y de la velocidad de respuesta del sistema de mando y control de los disyuntores automáticos asociados a la misma (6). Instantáneas Son aquellas que actúan tan rápido como es posible debido a que la falla se ha producido dentro del área que vigilan directamente. En la actualidad, a 33 nivel orientativo, el tiempo usual de despeje de una falla en AT mediante una protección instantánea puede situarse en el entorno de dos o tres ciclos. Si el tiempo de despegue es menor, la protección se denomina de alta velocidad. Tiempo diferido o con retraso en tiempo Son aquellas en las que de manera intencionada se introduce un tiempo de espera que retrasa su operación, es decir, que retrasa el inicio de la maniobra de apertura de disyuntores una vez que ha sido tomada la decisión de operar. Este retraso facilita, por ejemplo, la coordinación entre protecciones con el objetivo de que actúen solamente aquellas que permiten aislar la falla, desconectando la mínima parte posible de SEP. 2.2.6. Relé de sobrecorriente de fases y tierra Cada vez que la corriente medida supera el ajuste de corriente establecido en el relé, ya sea por una sobrecarga o un cortocircuito, este actúa instantáneamente o de forma temporizada, según las necesidades del sistema a proteger, dando la orden de apertura del interruptor. 2.2.6.1. Características de operación Los relés de sobrecorriente pueden ser clasificados en tres grupos: de corriente definida, de tiempo definido y de tiempo inverso. Los que se detallan en la figura: Figura 4. Características de operación de los relés de sobrecorriente. Tomada de Optimización de la protección eléctrica de la subestación Tierra Colorada (7) 34 Relés de corriente definida Este tipo de relé opera instantáneamente cuando la corriente alcanza un valor predeterminado. Aprovechando esta característica, se ajustan las protecciones de tal manera que los relés ubicados en puntos más alejados a la fuente operarán para una corriente de bajo valor, mientras los más cercanos, operarán para una corriente de alto valor. Tienen el inconveniente de tener una baja selectividad para valores elevados de corrientes de cortocircuito. Otra desventaja es la dificultad de distinguir entre corrientes de falla en un punto u otro cuando la impedancia entre estos puntos es pequeña en comparación con la impedancia de la fuente, llevando a la posibilidad de una pobre discriminación (7). Relés de tiempo definido La ventaja de estos relés es que pueden ser ajustados de tal manera que el interruptor más cercano a la falla dispare en tiempo más corto y los interruptores más alejados lo hagan en tiempos de retardos mayores, a medida que se acerca a la fuente. Por otro lado, la principal desventaja de este método de discriminación es que el mayor tiempo de despeje de falla ocurrirá para fallas ubicadas cerca de la fuente, en donde el nivel de cortocircuito es el mayor (7). Relés de tiempo inverso Este tipo de relés operan en un tiempo que es inversamente proporcional a la corriente de falla. La ventaja frente a los relés de tiempo definido es que, para corrientes de falla elevada, pueden obtenerse tiempos de disparo más cortos sin el riesgo de la selectividad (7). Los relés de tiempo inverso son clasificados de acuerdo a una curva que determina el tiempo de operación, denominada curva de operación. Existen familias de curvas estandarizadas, tales como las curvas IEC y las curvas IEEE, que se definen en las tablas 1 y 2, respectivamente (7). 35 Tabla 2 Definición de la característica estándar de los relés según norma IEC 60255 Tabla 3 Definición de la característica estándar de los relés según norma americana C37.122- 1996- IEEE Donde Ir = I/Is I = corriente medida Is =ajuste de corriente en el relé 1 TMS = ajuste del multiplicador de tiempo TD = ajuste del dial de tiempo 36 Tal como se verifica en las tablas 2 y 3, el ajuste de sobrecorriente de tiempo inverso queda totalmente definido con la curva característica, el dial, el multiplicador y la corriente de arranque. Cada vez que se supere esta corriente y durante un tiempo mayor al tiempo de operación, el relé enviará la señal de disparo para la apertura del interruptor. Los relés de tiempo definido o tiempo inverso corresponden a la clasificación de relés de sobrecorriente temporizada, mientras que los relés de corriente definida corresponden a los de sobrecorriente instantánea Figura 5. Esquema de un relé tipo disco de inducción con espiras en cortocircuito El relé que se muestra en la figura 5 es de tipo disco de inducción. El disco del relé está montado sobre un eje que es retenido por un resorte espiral cuya tensión puede regularse, permitiendo el ajuste de corriente de arranque. El contacto móvil está sujeto al disco de modo que gira junto con este y cierra su circuito a través de la espiral. El contacto fijo está montado sobre la armazón metálica del relé; el torque de operación es producido por la unidad electromagnética y en frente de esta se encuentra ubicado un imán permanente que actúa como freno para el disco, una vez que este se encuentra en movimiento, sustituyendo en cierta forma al resorte espiral, que en estas condiciones prácticamente no tiene ningún efecto. La posición de reposo del disco está definida por un tope movible que permite variar la separación inicial entre los contactos fijo y móvil, que se determinan en un ángulo β entre sí. El 37 ajuste de la separación de los contactos, es decir del ángulo β, se acostumbra a denominarlo “lever”. Las distintas posiciones dan origen a una familia de curvas de tiempos de operación del relé que pueden ser seleccionadas por medio de una rueda numerada o dial de tiempo (time dial) que va desde 1 o 0,5 a 10 en los relés americanos y desde 0,1 (0,05) a 1 en los europeos. La corriente de operación del relé se ajusta utilizando la toma o tap adecuado de la unidad electromagnética. La posición del imán permanente también es posible de ajustar e influye sobre la curva de operación (8). 2.2.6.2. Relé de sobrecorriente de neutro sensible Es una protección contra fallas a tierra que se diferencia de la protección de sobrecorriente de neutro, debido a la mayor sensibilidad que posee al detectar la corriente a tierra. En una protección de sobrecorriente de tierra se calcula la corriente homopolar en base a la suma de las corrientes por fase medidas por 3 transformadores de corriente (uno por cada fase). Para el caso de la corriente sensible, esta se calcula mediante un transformador tipo toroide. En el primer caso, la corriente medida tiene un mayor error de medición debido a la corriente de excitación de los 3 transformadores de corriente, con lo que se podría dar una operación incorrecta del relé. En el segundo caso, se calcula la suma de las 3 corrientes dentro de un solo núcleo magnético, por tanto, existe un solo error de medición. Otro aspecto que mejora la sensibilidad es la menor relación de transformación que se utiliza en los transformadores tipo toroide, frente a los transformadores para la protección de neutro. En la figura 6 se explica matemáticamente la diferencia de errores entre los tipos de medición indicados: 38 Figura 6. Medición de la corriente homopolar mediante transformadores de corriente convencionales. Tomada de Optimización de la protección eléctrica (7) Una solución para obtener mayor sensibilidad en la medición de corrientes de falla a tierra, sin perjuicio de una incorrecta actuación del relé, es obtener la corriente homopolar mediante un transformador tipo toroide, tal como se muestra en la figura 7. Figura 7. Medición de la corriente homopolar mediante transformador tipo toroide. Tomada de Optimización de la protección eléctrica (7) Con la utilización de un solo núcleo se obtiene un solo error en la medición. El montaje de los transformadores de corriente tipo toroide debe efectuarse de una forma muy especial debido a que los cables con funda de plomo, NKY, normalmente tienen corrientes homopolares en estas y pueden dar 39 falsas operaciones al relé de neutro sensible. En otro caso, por ejemplo, si existe una falla a tierra en el cable, el relé no detectaría la corriente si la conexión fuese la indicada como en la figura 8 (9). Figura 8. Conexión incorrecta de un transformador tipo toroide. Tomada de Protección de fallas a tierra en sistemas de distribución (9) El montaje correcto para evitar los inconvenientes mencionados consiste en pasar la puesta a tierra de la cabeza terminal de cable, por el transformador de corriente tipo toroide, tal como se indica en la figura 9. Figura 9. Conexión correcta de un transformador tipo toroide. Tomada de Protección de fallas a tierra en sistemas de distribución (9) La protección de neutrosensible (Función ANSI 51NS o SEF3) se utiliza para proteger ante fallas a tierra, tanto en sistemas con neutro aterrado como en 40 sistemas aislados 4, debido a la máxima sensibilidad que se requiere para medir las magnitudes de corrientes homopolares que se pueden experimentar durante este tipo de fallas. En el caso de un sistema aterrado, una protección SEF se utiliza contra las fallas a tierra de alta impedancia, debido a la disminución de la corriente de falla. En tanto, en un sistema aislado se utiliza la protección de neutro sensible de manera conjunta con la protección direccional, resultando la protección direccional de neutro sensible, debido a la aparición de corriente homopolar de pequeña magnitud, tanto en el alimentador 5 con falla como en los que no experimentan la falla, propia del efecto capacitivo del sistema (9). 2.2.6.3. Relé direccional La actuación de los relés direccionales (Función ANSI 67) se basa en la evaluación de una zona de operación, que se establece a partir del ajuste de un ángulo característico, las señales de polarización (o de referencia) y de la señal de operación. El relé direccional trabaja en conjunto con un relé de sobrecorriente, permitiendo o bloqueando su actuación, en caso la señal de operación se encuentre dentro de la zona de operación o fuera de esta, respectivamente. Para el ajuste de la función direccional, es importante identificar la metodología que se usa para proteger, ya que esta puede variar según el fabricante del relé. Por lo general, la tensión es usada para polarizar y con la corriente de falla se establece la señal de operación. Dependiendo de la protección de sobrecorriente que se utilice, se establecen distintas funciones de tipo direccional, con sus respectivas aplicaciones. ● Función direccional de fases (ANSI 67P) Es útil para la protección de sistemas anillados, en donde la corriente de falla puede ir en un sentido u otro, debido a la existencia de fuentes en ambos extremos del punto de falla (7). ● Función direccional de tierra (ANSI 67N) Una aplicación es la protección contra fallas a tierra en transformadores de potencia con conexión YND, que se ubican en sistema de transmisión multiterrestre. Puesto que, ante una falla a tierra en el sistema de transmisión, el relé de sobrecorriente a tierra que protege al transformador en el devanado de 41 alta tensión, mide una corriente a tierra en una dirección opuesta a la de una falla aguas arriba del transformador. Lo que se logra con la protección direccional de tierra, es bloquear la operación de la protección para fallas vistas en dirección opuesta. ● Función direccional de neutro sensible (ANSI 67NS) Se aplica para proteger contra fallas a tierra en sistemas con régimen de neutro aislado, cuando este se encuentra conformado por varios alimentadores. El uso de esta función requiere la participación de los transformadores de corriente tipo toroide, que permiten medir con mayor precisión, las corrientes de tipo capacitivas que se generan durante una falla a tierra en sistemas aislados. Teniendo en cuenta que estas corrientes pasan por todos los alimentadores, con la función direccional se determina el alimentador en falla, mediante la evaluación de la dirección de la corriente capacitiva con respecto a la tensión homopolar. 2.2.6.4. Relé de máxima y mínima tensión En condiciones normales, los equipos de un sistema eléctrico deben operar a tensiones nominales, sin embargo, existen diversos factores que pueden conducir a una operación distinta. Esto trae como consecuencia la disminución de la vida útil de los equipos. De manera que es necesario disminuir el tiempo de esta operación no deseada (7). El bajo nivel de tensión se puede deber a los huecos de tensión que se generan durante un cortocircuito o por causa de una deficiente regulación de potencia reactiva. La duración del primer fenómeno dependerá del tiempo que demore la protección de sobrecorriente en despejar el cortocircuito (tiempo en el orden de los milisegundos). En tanto el segundo caso es una situación permanente que podría incluso traer consecuencias mucho más graves, tales como el colapso de tensión. Es por lo que, la protección de mínima tensión (Función ANSI 27) está dedicada a proteger contra este último caso. Por otro lado, se tienen las sobretensiones, que pueden ser: transitorias rápidas, debido a maniobras o fenómenos atmosféricos o permanentes debido a 42 un exceso de potencia reactiva. La duración de las primeras está en el orden de los microsegundos y no podría ser medida por los relés, por lo tanto, la protección de máxima tensión (Función ANSI 59) está dedicada a las sobretensiones permanentes. La protección de tensión mide permanentemente las tensiones por fase con la finalidad de detectar las tensiones que son mayores o menores al rango de operación normal de operación. Si las tensiones son menores que las del rango establecido actúa la protección de subtensión o mínima tensión (Función ANSI 27); en el caso de tensiones mayores se tiene la protección de sobretensión (Función ANSI 59). Al igual que las protecciones de corriente, las protecciones de tensión pueden operar de manera temporizada o instantánea. Dentro de las protecciones de tensión se encuentra la protección de sobretensión homopolar (Función ANSI 59N), que puede ser empleada para protección contra fallas a tierra en sistemas con neutro aislado que poseen un solo alimentador, debido al aumento de tensión en las fases no falladas y la tensión homopolar. En caso existan más alimentadores, la función 59N no es selectiva, puesto que la sobretensión homopolar que aparecerá ante una falla a tierra se reflejará en toda la red de media tensión, incluyendo los alimentadores que no tienen falla. Por tanto, se dará la desconexión de todos los alimentadores. Sin embargo, puede ser utilizada como una protección de respaldo ante la no actuación de las protecciones de tierra. 2.2.7. Protección de redes de distribución contra sobretensiones Con el fin de entender los efectos del rayo, es mejor obtener algún conocimiento sobre lo que es el rayo, cómo se origina y dónde es más probable que ocurra. Conductores de descarga (predescarga) Bajo condiciones normales se ha creído generalmente que las nubes contienen cargas positivas y negativas que se combinan entre sí resultando una carga neutra, con diferencia de voltaje cero dentro de la nube. 43 Una explicación del rayo es la siguiente: cuando el aire húmedo es calentado, se eleva rápidamente y cuando logran alturas más grandes comienzan a enfriarse. A muy grandes alturas (tan altas como 60.000 ft) se forman partículas de precipitación y comienzan a caer, los aires van ascendiendo y las partículas van hacia abajo (a una velocidad de 100 MPH) y crean un mecanismo de transferencia de carga paralizando la nube. Cuando el gradiente de potencial entre nubes o entre la nube y la tierra alcanza el límite para que el aire esté en la región de alto esfuerzo, se ioniza y se rompe. El conducto de descarga que es imperceptible para el ojo arranca en la nube como una perforación eléctrica. Esta a su vez establece la trayectoria descendiente de la descarga entre la nube y la tierra el conducto usualmente sigue la dirección de la más alta concentración de gradiente de voltaje en pasos sucesivos, estos pasos en zigzag son de aproximadamente 60 yardas en un tiempo de 30 a 90 µs vacilantes entre pasos. Como la predescarga se dirige a la tierra, los iones negativos progresan hacia abajo a lo largo de la trayectoria conductora y los iones positivos comienzan a ascender (descarga de retorno) y cuando la carga y la descarga de retorno se encuentran, se establece la conexión nube - tierra y la energía de la nube es liberada en la tierra, esta liberación de energía es la descarga visible llamada rayo. Explosores y pararrayos Los medios de protección que más se utilizan contra las sobretensiones son los explosores y los pararrayos. Los explosores o descargadores son dispositivos menos costosos y más rústicos, se utilizan exclusivamente en redes aéreas. Los pararrayos o limitadores de sobretensiones tienen mejores prestaciones, pero un coste sensiblemente mayor. Los explosores El explosor es un dispositivo simple constituido por dos electrodos en el aire. La limitación de tensión en sus bornes se efectúa por el cebado del arco a través del aire. Este funcionamiento tiene un cierto número de inconvenientes. 44 Una gran dispersión, estadísticamente hablando en cuanto al valor real de cebado dependiendo de las condiciones del entorno (humedad, polvo, cuerpos extraños, etc.) El valor de protección depende de la pendiente de la rampa de subida de la sobretensión. En efecto el aire tiene un comportamiento de “retardo al cebado” que hace que una sobretensión importante con un frente muy empinado provoque el cebado para un valor de cresta muy superior al valor de protección deseado, figura 10. Cuando actúa el explosor aparece una corriente de defecto a tierra. Normalmente la corriente “que sigue”, cuya intensidad depende del tipo de puesta a tierra del neutro, no puede apagarse espontáneamente lo que provoca la actuación de la protección aguas arriba. Un reenganche realizado algunos milisegundos más tarde permite restablecer el servicio. Para redes con neutro impedante hay algunos dispositivos como el interruptor shunt que realizan la extinción del arco y la supresión del defecto sin provocar el corte del suministro. Figura 10. Comportamiento de un explosor con un frente rápido, cuanto mayor es el dV/dt, mayor es la sobretensión alcanzada 45 Los pararrayos o limitadores de sobretensiones Los pararrayos permiten evitar esta situación perjudicial porque tienen un comportamiento reversible. Son resistencias extremadamente no lineales que presentan una disminución importante de su resistencia interna al sobrepasar un cierto valor de tensión en sus bornes. La posibilidad de volver a funcionar es mucho mejor que la de los explosores y el fenómeno del retardo es inexistente. Los modelos antiguos de carburo de silicio (SiC) no son capaces de soportar de manera permanente la tensión de servicio porque su tensión residual es muy importante y genera continuamente un calor inadmisible. Por este motivo, se asocian a un dispositivo explosor en serie capaz de interrumpir la corriente residual y soportar la tensión de servicio. Los modelos más recientes de óxido de zinc (ZnO) tienen una no linealidad mucho más acentuada que permite tener una corriente de fuga del orden de 10 mA a la tensión de servicio. Por esto, es posible mantener sus partes activas permanentemente en tensión. Su gran no linealidad mejora también la eficacia de protección para grandes corrientes (figura 11). Los pararrayos de óxido de zinc, cuyo uso tiende a generalizarse, están disponibles en formatos que se adaptan a su utilización en redes aéreas, en celdas o en sus extensiones con accesorios de conexión enchufables. Por tanto, están cubiertos todos los posibles casos de instalación. Figura 11. Ejemplo de característica de un pararrayo de óxido de zinc (ZnO) que se utiliza en redes de 20 kV, aislamiento 125 kV “al choque” 46 2.2.8. Sistema de distribución Los sistemas de distribución se pueden desarrollar en estructuras diversas. La estructura de la red de distribución que se adopte tanto en media como baja tensión depende de los parámetros que intervengan en la planeación de la red, tales como (10): - Densidad - Tipo de carga - Localización geográfica de la carga - Área de expansión de la carga - Continuidad del servicio Figura 12. Red de operación radial 2.2.9. Subestación de distribución radial aérea Los sistemas de distribuciones radiales aéreos se usan generalmente en las zonas urbanas, suburbanas y en las zonas rurales (11). Los alimentadores primarios que parten de la subestación de distribución están constituidos por líneas aéreas sobre postes y alimentan los transformadores de distribución, que están también montados sobre postes. En regiones rurales, donde la densidad de carga es baja, se utiliza el sistema radial puro. En regiones urbanas, con mayor densidad de carga se utiliza también el 47 sistema radial, sin embargo, presenta puntos de interconexión que están abiertos, en caso de emergencia, se cierra para permitir pasar parte de la carga de un alimentador a otro, para que en caso de falla se pueda seccionar esta y mantener su operación al resto mientras se efectúa la reparación. Conecta en sí varias líneas de distribución y sirve para alimentar a otras redes de tensiones inferiores que llevan la energía eléctrica hasta el consumidor final. Las tensiones de transmisión se reducen en la subestación para su distribución al área local. Cada subestación suministra a su área local a través de los alimentadores de distribución que operan en tensiones que van desde 2.4 kV hasta 64 kV. Los transformadores de postes en la red aérea reducen las tensiones de distribución hasta 120 / 240 V para los alimentadores secundarios que van hacia los clientes. Por definición, un sistema de operación radial es aquel en que el flujo de energía tiene una sola trayectoria de la fuente a la carga, de tal manera que una falla en esta produce interrupción en el servicio (10). Este sistema de servicio es probablemente el más antiguo y comúnmente usado en la distribución de energía eléctrica. Debido a su bajo costo y sencillez, las redes de operación radial se seguirán usando, pero tratando también de mejorar sus características de operación para hacerlas más confiables. Los elementos principales de esta red (transformador, fusibles, seccionadores, cables, etc.) Se instalan en postes o estructuras de distintos materiales. 2.2.10. Componentes básicos Cualquiera que sea el tipo de un centro de transformación en cuanto a su alimentación, tarificación, disposición interior, etc., sus componentes básicos son siempre: - Equipo de MT 48 - El o los transformadores de MT/BT 2.2.10.1. Equipo de MT En la actualidad gran parte de los usuarios industriales y comerciales requieren de la energía eléctrica para abaratar sus costos por el diferencial tarifario y costos menores en la instalación a tensiones mayores con el fin de lograr ser más competitivos, para los usuarios que buscan estos fines, se instalan subestaciones eléctricas. Una subestación eléctrica se integra básicamente por un transformador de distribución, acompañado de su respectiva protección contra sobretensiones (descargadores de sobretensión DST) y protección contra sobrecorriente (cortocircuitos), como también de algunos accesorios indispensables para su montaje como apoyos, aisladores y herrajes (11). Tablero de distribución Es un conjunto de barras y conexiones de cobre que conectan dispositivos de protección y maniobra de baja tensión tipo interior para conexión y desconexión de alimentadores bajo carga hacia cargas de distribución secundaria, cargas importantes, electrobombas y tablero de alumbrado. Tablero de alumbrado público Es un conjunto de barras y conexiones de cobre que conectan dispositivos de protección, maniobra control de medición (directa o indirecta a través de transformadores de medida) de baja tensión tipo interior, donde salen los alimentadores en baja tensión para el alumbrado público en el radio de acción de la subestación de distribución. El tablero de alumbrado público es alimentado desde una de las salidas en baja tensión del tablero de distribución. Fusibles Son dispositivos de protección contra cortocircuitos de líneas, cables, transformadores, motores, circuitos de alumbrado público, etc. Su función como limitador de corriente le permite reducir la amplitud y el tiempo de la corriente de cortocircuito a valores ínfimos para no dañar térmicamente al equipo o material eléctrico protegido. Dependiendo de la instalación para la que estén diseñados, 49 los fusibles limitadores de corriente pueden ser tipo interior y tipo exterior (a la intemperie). Fusible de expulsión de media tensión Es un dispositivo de protección contra cortocircuitos de líneas aéreas laterales y de transformadores de las subestaciones aéreas tipo monoposte y biposte. Se aloja en el portafusible de un fusible seccionador unipolar de media tensión tipo aéreo (cut out), y como no tiene características limitadoras de corriente los efectos térmicos del cortocircuito pueden dañar al equipo o material eléctrico protegido si es correctamente seleccionado. Figura 13. Fusible Seccionador Es un interruptor mecánico de maniobra para conexión y desconexión de circuitos con carga y sin carga en forma unipolar, bipolar o tripolar. Si la maniobra es con carga se denomina seccionador simple. Dependiendo del tipo de instalación para la que está diseñado, el seccionador puede ser tipo exterior, y en este caso el tipo exterior puede ser usado también como tipo interior. Dependiendo del nivel de tensión para el que esté diseñado se denomina de baja, media y alta tensión y, si es seccionador, va asociado a fusible(s) formando 50 un equipo mixto de protección y maniobra, se denomina fusible fusible- seccionador (si la protección es más importante que la maniobra) o seccionador- fusible (si la maniobra es más importante que la protección) Seccionador fusible (cut out) Los cut out son aparatos que han sido diseñados para la protección de líneas en redes de distribución. Estos seccionadores suministran protección fiable tanto en sobrecarga como en cortocircuitos, siempre que estos no sobrepasen la capacidad máxima de interrupción (capacidad de corte). Figura 14. Seccionador fusible (cut out) Relé de sobrecorriente Es un dispositivo de protección contra sobrecorrientes debido a sobrecargas o cortocircuitos, con nivel de aislamiento de baja tensión e instalación tipo interior, que va asociado a un interruptor automático de baja o media tensión para la conexión y desconexión bajo carga (en condiciones normales y de cortocircuito o sobrecarga) de cables, líneas y transformadores de distribución. 51 Interruptor automático Es un dispositivo de maniobra para conexión y desconexión de circuitos generalmente tripolares y trifásicos en forma simultánea y bajo carga (en condiciones normales y de sobrecorriente por cortocircuito o sobrecargas). Dependiendo de su nivel de aislamiento es de baja, media y alta tensión, y dependiendo de la instalación para la que está diseñado es tipo interior y tipo exterior (a la intemperie o aérea). Generalmente el interruptor automático de media tensión va asociado a un relé de sobrecorriente primario o secundario que al sentir la corriente de sobrecarga o cortocircuito acciona su mecanismo de desconexión, en un tiempo de desconexión total que debe sumar el tiempo de reacción del relé al tiempo de apertura total de los polos del interruptor. Apartarrayos Son unos dispositivos eléctricos formados por una serie de elementos resistivos no lineales y explosores que limitan la amplitud de las sobretensiones originadas por descargas atmosféricas, operación de interruptores o desbalance de sistemas. Un dispositivo de protección efectivo debe tener tres características principales: - Comportarse como un aislador mientras la tensión aplicada no exceda cierto valor determinado. - Convertirse en conductor al alcanzar la tensión de ese valor. - Conducir a tierra la onda de corriente producida por la onda de sobretensión. Una vez desaparecida la sobretensión y restablecida la tensión normal. El dispositivo de protección debe de interrumpir la corriente. Estas características se logran con el aparato llamado apartarrayos (pararrayos). Transformadores Es un equipo eléctrico estático que transforma electromagnéticamente la energía recibida de un circuito alimentador de media tensión, para entregarla en sus bornes de baja tensión al tablero de distribución de la subestación, que se 52 alimenta el tablero de alumbrado público, alimentadores de baja tensión para la distribución secundaria, electrobombas y clientes de cargas importantes. Características principales del sistema eléctrico en la subestación de distribución Chilete – Cajamarca - Tensión nominal : 22,9 kV - Configuración : Trifásico 3Ø y monofásico retorno por tierra 1Ø-MRT - Tensión máxima de servicio : 25 kV - Frecuencia nominal : (60 Hz) - Factor de potencia : 0,9 (atraso) - Conexión del neutro : efectivamente puesto a tierra - Potencia de cortocircuito mínima : 250 MVA - Nivel isoceraúnico : 80 (según mapa isoceraúnico) Protección de redes de distribución contra sobrecorriente Las fallas en los sistemas de distribución se clasifican, de acuerdo con su naturaleza, en temporales o permanentes. Una falla temporal se define como aquella que puede ser liberada antes de que ocurra algún daño serio al equipo o las instalaciones. Un ejemplo de fallas temporales o transitorias son los arqueos que producen aisladores debido a sobretensiones por descargas atmosféricas, “galopeo” de los conductores (debido a fuertes vientos y sismos) o contactos temporales de ramas de árbol con los conductores. Una falla que en un inicio es de naturaleza temporal puede convertirse en permanente si no se despeja rápidamente. Una falla permanente es aquella que persiste a pesar de la rapidez con la que el circuito se desenergiza. Si dos o más conductores desnudos en un sistema aéreo de distribución se juntan debido a rotura de postes, crucetas o conductores, la falla será permanente. Un arqueo entre fases de un circuito con conductor aislado puede ser inicialmente temporal, pero si la falla no se despeja rápidamente los conductores pueden romperse y la falla se volvería permanente. 53 Protección lado MT La protección lado MT contra las sobrecargas es conveniente cuando se trata de transformadores de gran potencia con interruptores automáticos MT asociados a protecciones con fuente auxiliar. Estas protecciones pueden ser a tiempo constante o a tiempo dependiente y son válidos también para la protección contra las grandes corrientes de defecto (hipótesis de defecto MT). En todos los casos deberán respetarse los imperativos de selectividad con las protecciones de baja tensión. Protección lado BT La protección lado BT es fácil de llevar a cabo con interruptor automático general de BT. Este tipo de aparato dispone de una curva a tiempo inverso (llamada térmica o de largo retardo) que generalmente sobreprotege el transformador. En efecto la constante de tiempo y la inercia que se tiene en cuenta para definir este tipo de curva son las de las canalizaciones BT que son más bajas que las del transformador. Para proteger el transformador, el interruptor automático no se ajusta en función de la resistencia o capacidad térmica de los conductores aguas abajo, lo que es habitual en BT, sino en función de la corriente asignada del transformador situado aguas arriba que normalmente es menor que la corriente asignada de los conductores. Si este interruptor automático general está temporizado para asegurar la selectividad cronométrica con los interruptores automáticos de las derivaciones BT, la selectividad con una eventual protección MT puede ser delicada. Con un esquema de protección BT de este tipo hay que recordar que la elección es válida para proteger el transformador contra sobrecargas y cortocircuitos de la red BT, pero no contra los defectos internos. 2.2.11. Métodos de protección de tierra El valor de la impedancia de puesta a tierra influye sobre el método de protección necesarios contra los defectos fase-tierra de forma general, cuanto más importantes son corrientes de defecto, más fácil es su detección e 54 inversamente, cuando más débiles son las corrientes de defecto más delicada y sensible a fenómenos parásitos es su detección. Por otra parte, es deseable y a veces imperativo realizar esta protección no en su punto solamente, sino sobre cada una de las arterias de la red, con un funcionamiento selectivo entre los relés. La protección de los defectos fase-tierra se realiza mediante relés de máxima intensidad alimentados por la corriente de tierra. 2.2.11.1. Sistema con neutro puesta a tierra El comportamiento de las corrientes homopolares en un sistema puesto a tierra se muestra a continuación, en esta se puede observar que debido al hecho de que el neutro del transformador de potencia esté puesto a tierra y que su reactancia homopolar sea mucho menor que la reactancia capacitiva homopolar de los alimentadores; al existir una falla a tierra, prácticamente toda la corriente homopolar retorna a la barra a través del neutro del transformador de potencia, existiendo corriente solo en el alimentador fallado y no en los otros alimentadores; es por esto que no se justifica la instalación de relés direccionales, en este caso, es suficiente la instalación de relés no direccionales sensitivos de corriente homopolar. Adicionalmente, en caso de utilizarse relés direccionales estos no operarían debido a que las tensiones homopolares generadas serían muy pequeñas, debajo del 1% los relés direccionales necesitan de 3% a 5% de tensión para poder polarizarse. 55 Figura 15. Comportamiento de las corrientes homopolares en un sistema puesto a tierra Figura 16. Circuito aproximado para una falla a tierra con neutro aislado Donde: CT0 = capacidad total homopolar de los alimentadores no involucrados en la falla XO = reactancia homopolar de trafo de potencia generalmente XO ˂˂Xct0 Luego se puede simplificar el circuito como sigue: 56 Figura 17. Circuito aproximado para una falla a tierra con neutro aislado simplificado Donde: 𝐸𝑓 𝐼0 = √(3𝑅𝑓)2 + (𝑍 + 𝑍2 + 𝑋0)2 Z1 = impedancia de secuencia positiva Z2 = impedancia de secuencia negativa X0 = reactancia homopolar del transformador Rf = resistencia de falla a tierra Generalmente Contacto a tierra 𝐸𝑓 𝐼0 = √(3𝑅𝑓)2 + (3𝑍1)2 𝑉0 = 𝐼𝑂 . 𝑋𝑂 𝐼𝑟𝑒𝑙𝑒 = 3𝐼𝑂 2.2.11.2. Sistema neutro aislado Un sistema aislado es aquel en el que no existe conexión intencional entre los conductores y la tierra. 57 Sin embargo, en todos los sistemas existe una conexión capacitiva entre los conductores del sistema y las superficies adyacentes que se encuentran en tierra. Por lo tanto, un sistema aislado es un sistema capacitivamente puesta a tierra por virtud de la capacitancia distribuida del sistema como se observa en la siguiente figura. Figura 18. Las capacidades repartidas de la red forman una conexión entre el neutro y la tierra. Tomada del Cuaderno técnico n.° 178 El esquema IT (neutro aislado) de los esquemas de conexión a tierra – Schneider Electric Durante condiciones normales de operación la capacitancia distribuida no presenta problemas, de hecho, beneficia y establece un neutro para el sistema de distribución, por lo tanto, las tensiones de fase a tierra son de 5700 voltios aproximadamente. 58 Figura 19. Diagramas vectoriales de una red en esquema IT sin defecto. Tomada del Cuaderno técnico n.° 178 El esquema IT (neutro aislado) de los esquemas de conexión a tierra – Schneider Electric En condiciones de falla a tierra en fase, aparecen voltajes fase a tierra en las fases sanas de aproximadamente 10 kV, esto puede ocasionar fallas en los aislamientos de los accesorios de la red de distribución. Figura 20. Cuando la fase 1 tiene un defecto a tierra. Tomada del Cuaderno técnico n.° 178 El esquema IT (neutro aislado) de los esquemas de conexión a tierra – Schneider Electric 2.2.12. Detección de parámetros Para la detección de fallas a tierra en la red de distribución de 10 kV, se emplearon los parámetros de tensión y corriente que continuación se detallan. a. Tensión homopolar Para poder efectuar la detección de las tensiones homopolares en la red de distribución, se tiene que realizar la conexión delta abierta de los devanados de los transformadores de tensión como se muestra en la figura. 59 Figura 21. Conexión para la medición de tensión 𝑉0 = (𝑉𝑅 + 𝑉𝑆 + 𝑉𝑇) ∕ 3 b. Corriente homopolar Debido a que la corriente homopolar es muy pequeña en comparación con la corriente de carga del alimentador y si la detección de la corriente se efectúa a través de la suma de tres transformadores de corriente, es posible que el resultado del filtro homopolar sea: - Una corriente debido a la diferencia de corrientes de excitación que daría como resultado operaciones incorrectas. - El valor de la corriente sensitiva a tierra sería muy alto, por lo que no detectaría fallas a tierra de alta impedancia. Figura 22. Corriente homopolar suma de tres transformadores de corriente 60 𝐼0 = (𝐼𝑅 + 𝐼𝑆 + 𝐼𝑇) ∕ 3 Las corrientes de excitación de los transformadores de corriente influyen en la medición del relé de protección tal como se ve en la siguiente fórmula: 𝐼𝑟𝑒𝑙𝑒 = (𝐼𝑟 − 𝐼𝑒𝑥𝑟) + (𝐼𝑆 + 𝐼𝑒𝑥𝑠) + (𝐼𝑡 − 𝐼𝑒𝑥𝑡) 𝐼𝑟𝑒𝑙𝑒 = (𝐼𝑟 + 𝐼𝑠 + 𝐼𝑡) − (𝐼𝑒𝑥𝑟 + 𝐼𝑒𝑥𝑠 + 𝐼𝑒𝑥𝑡) Esta corriente puede originar operaciones incorrectas en el relé. Para solucionar este problema se debe efectuar la suma de las tres corrientes dentro de un solo núcleo magnético, que da como resultado una corriente en el secundario del transformador siempre. Para poder introducir las tres fases dentro de un núcleo magnético la única forma es a través de un transformador toroidal. Figura 23. Suma de corrientes dentro de un núcleo magnético 𝐼𝑟𝑒𝑙𝑒 = (𝐼𝑟 + 𝐼𝑠 + 𝐼𝑡) − 𝐼𝑒𝑥 2.2.13. Definición de falla monofásica a tierra En la figura siguiente se muestra el comportamiento de las corrientes homopolares en un sistema de distribución de 10 kV con neutro aislado ante una falla a tierra. 61 Figura 24. Sistema con neutro aislado ante una falla a tierra En el alimentador An con la falla a tierra existe una corriente homopolar desde la barra del SET hacia la falla. Debido a que la conexión en delta del transformador de potencia aísla al transformador del sistema de distribución, esta corriente tiene que regresar a la barra a través de los otros alimentadores y de sus capacidades homopolares teniendo una dirección contraria. La figura siguiente muestra la conexión de las redes de secuencia para una falla a tierra en un sistema neutro aislado. El circuito equivalente para el análisis de este tipo de fallas será efectuado de acuerdo a la Teoría de los Componentes Simétricos. 62 Figura 25. Circuito equivalente para el análisis de falla de acuerdo a la teoría de los componentes simétricos Z1 = impedancia secuencia positiva de la fuente y el alimentador Z2 = impedancia secuencia negativa de la fuente y el alimentador Rfalla = resistencia falla a tierra Cto = capacidad total homopolar de los alimentadores no involucrados en la falla Co,Co’ = capacidad a ambos extremos del punto de falla en el alimentador involucrado La capacitancia homopolar de los alimentadores determina la impedancia cero de la red, estas son muchos mayores que las impedancias de secuencia positiva, negativa y cero del alimentador. 63 Figura 26. Circuito equivalente donde la capacitancia homopolar determina la impedancia cero de la red Donde: 𝐸𝑓 𝐼0 = √(3𝑅𝑓)2 + 1 ′ 𝑤2(𝐶𝑇𝑂 + 𝐶𝑂 + 𝐶𝑂 )2 La corriente homopolar del relé es: 𝐼′𝑂 = 𝐼𝑂 𝑇𝑂 𝐶𝑇𝑂 + 𝐶𝑂 + 𝐶′𝑂 En una S. E. con varios alimentadores donde: 𝐶𝑇𝑂 ≫ 𝐶′𝑂 + 𝐶𝑂 … … … 𝐼′𝑂 ≈ 𝐼𝑂 𝐸𝑓 𝐼′0 = √(3𝑅𝑓)2 + 1 (𝑤𝐶𝑇𝑂)2 𝐼′𝑂 𝑉𝑂 = 𝑇𝑂 2.2.14. Análisis de recursos híbridos 2.2.14.1. Cálculos eléctricos de la línea y red primaria El diseño de la línea y redes primarias comprende también etapas previas al diseño propiamente dicho. 𝐶 𝑤𝐶 64 ● Determinación del nivel de aislamiento ● Estudio de la coordinación de aislamiento ● Estudio de la coordinación de la protección ● El cálculo, diseño y configuración y configuración del sistema de puesta a tierra Todos estos cálculos se detallan más adelante, teniendo como base la alternativa seleccionada en el análisis del sistema eléctrico. 2.2.14.2. Bases de cálculo Los cálculos de las Líneas y Redes Primarias cumplen con las siguientes normas y disposiciones legales: En la elaboración de estas bases se han tomado en cuenta las prescripciones de las siguientes normas: ● Código Nacional de Electricidad Suministro 2011 ● Ley de Concesiones Eléctricas N.° 25844 ● Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas N.° 25844 ● Normas DGE/MEM vigentes ● Especificaciones técnicas para la Electrificación Rural de la DGE/MEM vigentes ● Resoluciones Ministeriales (relativo a Sistemas Eléctricos para tensiones entre 1 y 36 kV – Media Tensión), vigentes En forma complementaria, se han tomado en cuenta las siguientes normas internacionales: ● NESC (National Electrical Safety Code) ● REA (Rural Electrification Association) ● U. S. Bureau of Reclamation – Standard Design ● VDE 210 (Verband Deutscher Elektrotechniker) ● IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) ● CIGRE (Conference International des Grands Réseaux Électriques) ● Norma Brasileña de Líneas de Transmisión 65 ● ANSI (American National Standard Institute) ● IEC (International Electrotechnical Commission) 2.2.14.3. Punto de alimentación El punto de alimentación según el diseño del proyecto de servicio y punto de diseño otorgado por Hidrandina S. A., es la estructura de media tensión con coordenadas UTM N.° 738631.00, 9201018.00 ubicado en la entrada de Chilete, alimentador L5043 de la subestación de distribución CL1003 Smelter en 10 Kv, trifásico. 2.2.14.4. Características del sistema Para los efectos del diseño eléctrico de líneas y redes primarias se tomaron en cuenta las siguientes características: Sistema efectivamente puesto a tierra Tensión nominal de la red : 22,9 kV Tensión máxima de servicio : 25,0 kV Frecuencia nominal : 60 Hz Factor de potencia : 0,90 (atraso) Conexión del neutro : efectivamente puesto a tierra 2.2.14.5. Parámetros de los conductores a. Resistencia eléctrica La resistencia de los conductores a la temperatura de operación se calcula mediante la siguiente fórmula. 𝑅1 = 𝑅20 [1 + 0,0036(𝑡 − 20°)] Donde: R20 = resistencia del conductor en c.c. a 20 °C, en ohm/km t = 20 °C t