INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA ESNEIDER ANDRES VARGAS RUIZ. COD. 20161372061 MAIKOLL HERNAN OSPINA USAQUEN. COD. 20161372066 UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS INGENIERIA EN ELECTRICIDAD BOGOTÁ D.C. 2018
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INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS
AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
ESNEIDER ANDRES VARGAS RUIZ. COD. 20161372061
MAIKOLL HERNAN OSPINA USAQUEN. COD. 20161372066
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
INGENIERIA EN ELECTRICIDAD
BOGOTÁ D.C.
2018
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA 2
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS
AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
ESNEIDER ANDRES VARGAS RUIZ. COD. 20161372061
MAIKOLL HERNAN OSPINA USAQUEN. COD. 20161372066
Trabajo de grado para optar al título Ingeniero en electricidad
Directora del proyecto
Ing. Diego Gil.
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
TECNOLOGÍA EN ELECTRICIDAD
BOGOTÁ D.C.
2018
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HIDROELÉCTRICA 3
Nota de aceptación
Ing. Diego Giral.
Director del proyecto
Jurado 1
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HIDROELÉCTRICA 4
Agradecimientos
Los autores de este documento expresan sus agradecimientos a:
El ingeniero Diego Giral, tutor del proyecto, por su confianza, su gran ayuda y orientación a la hora de
desarrollar este trabajo, a la universidad Distrital francisco José de caldas Facultad Tecnológica por servirnos
de infraestructura de desarrollo para los conocimientos que de ahora en adelante serán de aporte para la
construcción de nuestro perfil laboral, a los docentes del proyecto curricular de tecnología en sistemas de
media y baja tensión e ingeniería Eléctrica por ciclos propedéuticos quienes son los escultores de los
conocimientos que desarrollamos en este trabajo, a las familias Vargas Ruiz y Ospina Usaquén quienes con
su gran apoyo y su ánimo diario inculcaron en nosotros la idea de un desarrollo académico y profesional para
hoy poder decir que estamos dando nuestro último paso para ser ingenieros pero nuestro segundo paso para
ser grandes ingenieros al servicio de la sociedad.
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Tabla de contenido 1. RESUMEN _____________________________________________________________________ 14
Figura 1. Coordinación por Corriente. ............................................................................................................................. 18
Figura 2. Coordinación por tiempo .................................................................................................................................. 18 Figura 3. Placa característica transformador TA-U1 y TA-U2 .................................................................................... 19
Figura 4. Placa caracteristica transformador TA1-MT y TA2-MT .............................................................................. 20
Figura 5. Distribución alimentación para el TDP1 ........................................................................................................ 21
Figura 6. Unifilar Aducción ............................................................................................................................................... 24 Figura 7. Placa caracteristica transformador TSAAVAT .............................................................................................. 25
Figura 8. Placa característica transformador TSDAFAT .............................................................................................. 28
Figura 9. Placa característica transformador TSM....................................................................................................... 39 Figura 10. Unifilar Servicios misceláneos ....................................................................................................................... 40
Figura 11. Construcción de diagrama unifilar del sistema .......................................................................................... 45
Figura 12. simulación flujo de carga LOAD FLOW ANALYSIS ...................................................................................... 46
Figura 13. Configuración simulación flujo de carga ..................................................................................................... 46 Figura 14. Configuración alertas del flujo de carga ..................................................................................................... 47
Figura 15. icono para correr el flujo de carga ............................................................................................................... 47
Figura 16. Generar reporte de flujo de carga ................................................................................................................ 47 Figura 17. Short-Circuit Analysis icono de cortocircuito .............................................................................................. 48
Figura 18. Configuración de cortocircuito ...................................................................................................................... 48
Figura 19. Ajustes para cortocircuito .............................................................................................................................. 49
Figura 20. Selección norma para la simulación Run LG, LL, LLG ................................................................................ 49 Figura 21. Generar reporte de cortocircuito .................................................................................................................. 49
Figura 22. Simulación de protecciones ........................................................................................................................... 50
Figura 23. Ajustes para la coordinación de protecciones ............................................................................................ 50 Figura 24. Iconos para la simulación de coordinaciones ............................................................................................. 50
Figura 25. Ventana Se qof op de la configuración de la coordinación de protecciones ........................................ 51
Figura 26. Selección barra Superior ................................................................................................................................ 52
Figura 27. Selección barraje inferior ............................................................................................................................... 52 Figura 28. Zona que se coordinará .................................................................................................................................. 53
Figura 29. Selección de equipos a intervenir en la coordinación ............................................................................... 54
Figura 30. Organización curvas TCC ................................................................................................................................ 55 Figura 31. Organización unifilar zona de coordinación ............................................................................................... 56
Figura 32. Configuración Curva TCC ................................................................................................................................ 57
Figura 33. Parámetros a organizar de las gráficas TCC ............................................................................................... 57
Figura 34. Características del interruptor a mostrar en las curvas TCC.................................................................... 58 Figura 35. Características del cable ................................................................................................................................ 58
Figura 36. Unifilar con las características de fabricante y corriente de los equipos .............................................. 59
Figura 37. Ajustes de cada elemento .............................................................................................................................. 60
Figura 38. Ajustes de la curva de cada elemento ....................................................................................................... 61 Figura 39. Ajuste de disparo L......................................................................................................................................... 62
Figura 40. Ajuste de disparo S ........................................................................................................................................ 63
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Figura 41. Ajuste de disparo I ......................................................................................................................................... 63 Figura 42. Curva TCC con ajustes incorrectos y correctos ........................................................................................... 64
Figura 43. Verificación secuencia de operación ............................................................................................................ 65
Figura 44. Reporte de coordinación ................................................................................................................................ 65 Figura 45. Resultado del orden de la apertura de los interruptores ......................................................................... 66
Figura 46. ventana de información para las características del generado .............................................................. 67
Figura 47. Ventana Rating configuración Generador .................................................................................................. 68
Figura 48. Ventana Imp/Model configuración generador .......................................................................................... 69 Figura 49. Ventana de Grounding configuración Generador ..................................................................................... 70
Figura 50. Ventana Rating configuración transformador de potencia ..................................................................... 71
Figura 51. Ventana Tap de configuración transformador de potencia .................................................................... 72 Figura 52. Ventana Grounding configuración transformador de potencia.............................................................. 73
Figura 53. Ventana de Impedance para la configuración de transformador de potencia .................................... 74
Figura 54. Configuración corriente de arranque........................................................................................................... 75
Figura 55. Ventana Info para la configuración de los transformadores de corriente CT`s ................................... 76 Figura 56. Ventana Rating configuración CT`s .............................................................................................................. 77
Figura 57. ventana Info de configuración de los conductores .................................................................................... 78
Figura 58. Ventana Configuración de conductores ...................................................................................................... 79 Figura 59. Ventana Info de la configuración Interruptores ........................................................................................ 80
Figura 60. Ventana Rating de la configuración de los interruptores ........................................................................ 81
Figura 61. Ventana pestaña Library de la configuración de los interruptores ........................................................ 82
Figura 62. Ventana Trip Device de la configuración de disparo del interruptor ..................................................... 83 Figura 63 Ventana de Info de la configuración de las cargas..................................................................................... 84
Figura 64. Ventana de Nameplate de la configuración de las cargas ...................................................................... 85
Figura 65. Ventana Info configuración de los relés ...................................................................................................... 86 Figura 66. Ventana Info de la configuración de los relés de protección ................................................................... 87
Figura 67. Ventana Output configuración relés de protección .................................................................................. 88
Figura 68. Ventana OCR sobre corriente de la configuración de los relés de protección ...................................... 89
Figura 69. Unifilar General servicios Auxiliares central Hidroeléctrica ..................................................................... 91 Figura 70. Conexión de los transformadores de corriente CT`s .................................................................................. 95
Figura 71. Lógica para la función ANSI 50BF ................................................................................................................. 99
Figura 72. Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla trifásica en cada barraje ..............................102 Figura 73 Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla línea-tierra en cada barraje ..........................103
Figura 74. Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla línea-línea en cada barraje ..........................103
Figura 75. Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla línea-línea-tierra en cada barraje...............104
Figura 76. Protecciones entre fases transformador TA-U1.......................................................................................111 Figura 77. Protecciones de tierra transformador TA-U1 ...........................................................................................112
Figura 78. Protecciones entre fases transformador TA-U2.......................................................................................113
Figura 79. Protecciones de tierra transformador TA-U2 ...........................................................................................114
Figura 80. Protecciones entre fases transformador TA1-MT....................................................................................115 Figura 81. Protecciones de tierra transformador TA1-MT ........................................................................................116
Figura 82. Protecciones entre fases transformador TA2-MT....................................................................................117
Figura 83. Protecciones de tierra transformador TA2-MT ........................................................................................118 Figura 84. Protecciones entre fases grupo electrógeno 1 .........................................................................................119
Figura 85. Protecciones de tierra grupo electrógeno 1 .............................................................................................120
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Figura 86. Protecciones entre fases grupo electrógeno 2 .........................................................................................121 Figura 87. Protecciones de tierra grupo electrógeno 2 .............................................................................................122
Figura 88. Protecciones entre fases transformador TSM ..........................................................................................123
Figura 89. Protecciones de tierra transformador TSM ..............................................................................................124 Figura 90. Coordinación entre los nodos TSAAV1-TDP1............................................................................................125
Figura 91. Coordinación entre los nodos TSAAV2 y TDP2 .........................................................................................126
Figura 92. Coordinación entre los nodos TSAAVAT y TSAAV2 ..................................................................................127
Figura 93. Coordinación entre los nodos TSDAF1 y TDP1 .........................................................................................128 Figura 94. Coordinación entre los nodos TSDAF1 y TSDAFAT...................................................................................129
Figura 95. Coordinación entre los nodos TSDAF2 y TDP2 .........................................................................................130
Figura 96. Coordinación entre los nodos TSAG1 y TDP1 ...........................................................................................131 Figura 97. Coordinación entre los nodos TCDD1 y TSAG1 .........................................................................................132
Figura 98. Coordinación entre los nodos TFCPL y TSAG1 ..........................................................................................133
Figura 99. Coordinación entre los nodos TSCA1 y TSAG1 ..........................................................................................134
Figura 100. Coordinación entre los nodos TSAG2 y TDP2 .........................................................................................135 Figura 101. Coordinación entre los nodos TCDD1 y TSAG2 ......................................................................................136
Figura 102. Coordinación entre los nodos TSCA1 y TSGA2 .......................................................................................137
Figura 103. Coordinación entre los nodos TSM y TSAG2 ...........................................................................................138 Figura 104. Coordinación entre los nodos TFCPL y TSAG2 ........................................................................................139
Figura 105. Coordinación entre los nodos TSCA2 y TSCA1 ........................................................................................140
Figura 106. Coordinación entre los nodos TSAU1 y TDP1 .........................................................................................141
Figura 107. Coordinación entre los nodos TCSRU11 y TSAU1 ..................................................................................142 Figura 108. Coordinación entre los nodos TSAU12 y TDP2 .......................................................................................143
Figura 109. Coordinación entre los nodos TCSR1 y TSAU12 .....................................................................................144
Figura 110. Coordinación entre los nodos TSAU2 y TDP1 .........................................................................................145 Figura 111. Coordinación entre los nodos TCSRU2 y TSAU2 .....................................................................................146
Figura 112. Coordinación entre los nodos TSAU22 y TDP2 .......................................................................................147
Figura 113. Coordinación entre los nodos TCSR2 y TSAU22 .....................................................................................148
Ecuación 1. Calculo factor de corrección de amplitud de los enrollamientos .......................................................... 94
Ecuación 2. Condición del factor de amplitud ............................................................................................................... 94
Ecuación 3. Calculo corriente para la función de sobre corriente temporizada (ANSI 51) .................................... 96 Ecuación 4. Calculo tiempo inverso para la función de sobre corriente temporizada (ANSI 51).......................... 96
Ecuación 5. Condición de alarma ..................................................................................................................................... 98
Ecuación 6. Condición de Disparo .................................................................................................................................... 98
Ecuación 7. Calculo del relé para detectar tensión sobre neutro............................................................................... 98
Tabla 1. Características técnicas de las unidades Generadoras ................................................................................ 20
Tabla 2. Características técnicas grupos electrógenos ................................................................................................ 21 Tabla 3. Discriminación de cargas ................................................................................................................................... 21
Tabla 4. distribución tablero TDP1-BT ............................................................................................................................ 22
Tabla 5. Distribución tablero TDP2-BT............................................................................................................................ 23 Tabla 6. Distribución tablero TSAAV ............................................................................................................................... 23
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HIDROELÉCTRICA 13
Tabla 7. Distribución transformador TSAAVAT ............................................................................................................. 25 Tabla 8. Distribución descarga de fondo ........................................................................................................................ 27
Tabla 9. Distribución descarga de fondo ........................................................................................................................ 29
Tabla 10. distribución servicios auxiliares generales ................................................................................................... 29 Tabla 11. distribución servicios auxiliares unidad 1 ..................................................................................................... 31
Tabla 12. Distribución servicios auxiliares unidad 2..................................................................................................... 35
Tabla 13. Distribución servicios misceláneos................................................................................................................. 39
Tabla 14. Conductores para interconexión entre los servicios auxiliares ................................................................. 41 Tabla 15. Transformadores de corriente CT´S ............................................................................................................... 42
Tabla 16. Transformadores de tensión PT´S .................................................................................................................. 42
Tabla 17. Relés utilizados en los servicios auxiliares AC de una central hidroeléctrica ......................................... 90 Tabla 18. Características Técnicas transformador TA-U1 y TA-U2............................................................................ 93
Tabla 19. Convención de Polaridades de los transformadores de corriente CT`s ................................................... 95
Tabla 20. Estudio de flujo de carga con la alimentación de los generadores 1 y 2 ..............................................100
Tabla 21. Estudio de flujo de carga con la alimentación del grupo electrógeno ..................................................101 Tabla 22. Estudio de flujo de carga con la alimentación de la subestación ...........................................................101
Tabla 23. Resultados de cortocircuito. .........................................................................................................................102
Tabla 24. Ajustes Relé PTA-1 para función diferencial de transformador ANSI 87T ............................................104 Tabla 25. Ajustes Relé PTA-1 para sobrecarga térmica ANSI 49T ...........................................................................105
Tabla 26. Ajustes Relé PTA-1 ara sobrecorrientes ANSI 50/51.................................................................................105
Tabla 27. Ajuste Relé PTA-1 para sobrecorriente de neutro ANSI 50N/51N..........................................................105
Tabla 28. Ajustes Relé PTA-1 sobrevoltaje ANSI 59 ....................................................................................................105 Tabla 29. Ajustes Relé PTA-1 Bajo Voltaje ANSI 27 ....................................................................................................105
Tabla 30. Ajustes Relé PTA-1 Falla Interruptor ANSI 50BF ........................................................................................106
Tabla 31. Ajustes relé PTA-2 diferencial de trasformador ANSI 87T .......................................................................106 Tabla 32. Ajustes relé PTA-2 sobrecarga Térmica ANSI 49T .....................................................................................106
Tabla 33. Ajustes relé PTA-2 sobre voltaje de secuencia cero ANSI 59N ................................................................107
Tabla 34. Ajustes relé PTA-2 sobrecorriente de neutro ANSI 50N/51N ..................................................................107
Tabla 35. Ajustes relé PTA-2 sobre voltaje ANSI 59....................................................................................................107 Tabla 36. Ajustes relé PTA-1 bajo voltaje ANSI 27......................................................................................................107
Tabla 37. Ajustes relé PTA-2 falla interruptor ANSI 50BF .........................................................................................108
Tabla 38. Ajustes relé PTA-3 sobrecorrienbte neutro ANSI 50N/51N .....................................................................108 Tabla 39. Ajustes relé PTA-3 sobre carga térmica ANSI 49T.....................................................................................108
Tabla 40. Ajustes relé PTA-3 sobre voltaje ANSI 59....................................................................................................108
Tabla 41. Ajustes relé PTA-3 bajo voltaje ANSI 27......................................................................................................109
Tabla 42. Ajustes sensores de bajo voltaje ..................................................................................................................109 Tabla 43. Ajustes relé PTA-1 sobre carga térmica ANSI 49T.....................................................................................109
Tabla 44. Ajustes relé PTA-1 sobre voltaje 59 .............................................................................................................110
Tabla 45. Ajustes relé PTA-1 bajo voltaje ANSI 27......................................................................................................110
Tabla 46. Ajustes interruptor X1B P331/PLSIG ............................................................................................................110
Flujograma 1. Metodología para la coordinación de protecciones ........................................................................... 44
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1. RESUMEN
Este proyecto tiene como fin mostrar a los estudiantes de Ingeniería Eléctrica por ciclos
propedéuticos de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas, Facultad Tecnológica, cómo se
debe presentar el Informe de coordinación de protecciones de los servicios auxiliares AC de una
central hidroeléctrica basados en el software ETAP.
En él se desarrollan temas como: qué tipo de protecciones utilizar en dicho sistema, documentos
necesarios previos a la realización de la coordinación, tipos de curvas y equipos a utilizar en los
servicios auxiliares de una central hidroeléctrica entre otros.
Con la intención de lograr el objetivo del proyecto es necesario tomar como punto de partida la
recolección de información en temas como datos técnicos y unifilares de la central hidroeléctrica,
seguido de esto realizar los planos eléctricos tanto en AutoCAD como en ETAP y como elemento
final se deben realizar y analizar los resultados que estos softwares brindarán. Esta investigación y
análisis permite lograr el cumplimiento de los objetivos específicos, los cuales se basan en
determinar datos técnicos, analizar y determinar qué tan productiva es la solución que arroja el
Software ETAP.
La metodología que comprende este proyecto, al igual que cualquier proyecto de investigación de
desarrollo tecnológico, se estructura en cinco tareas principales, las cuales son: investigación, que
permite tener conceptos claros, modelamiento, el cual nos acercará a la configuración real de una
central hidroeléctrica, estudios previos como análisis de flujo de carga y estudio de corto-circuito,
análisis de los resultados presentados por ETAP frente a los estudios previos, resumen técnico y
estudio final. Sin olvidar que dichas tareas se descomponen en sub-tareas las cuales permitirán que
los objetivos se cumplan y se tenga un mejor entendimiento del seguimiento del proyecto.
Como resultado se espera que, al término de los 4 meses, según cronograma, y realizadas las
actividades de la metodología, se cuente con un informe que sea guía o base tanto para docentes,
estudiantes y egresados de cómo se debe analizar y que tipo de criterios son importantes al
momento de tener una discusión sobre el tema de protecciones eléctricas.
Por último y como se mencionó anteriormente, la duración del proyecto se estima para cuatro (4)
meses, cumpliendo su totalidad, es válido aclarar que este tiempo será un trabajo autónomo
paralelo al tiempo invertido en las instalaciones de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas
- Facultad Tecnológica. Se pronostica que el costo del informe de coordinación de protecciones
eléctricas sea de $ 5.000.000 y abarca el tiempo invertido por el tutor del proyecto y por los
proponentes del proyecto y los materiales e insumos para el proyecto.
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA 15
2. INTRODUCCIÓN
El mundo de la coordinación de protecciones, definido como un arte para los profesionales con
gran experiencia en el sector eléctrico; para los futuros profesionales definido como un reto, estas
dos son las primicias con las que este proyecto INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA,
tiene su origen.
La coordinación de protecciones uno de los pilares importantes de todo sistema e léctrico busca
como objetivos principales la conservación e integridad de todos los seres vivos, la integridad de los
equipos que están inmersos dentro de cualquier sistema eléctrico y no menos importante el
despegue adecuado de cualquier alteración en el funcionamiento normal o adecuado del sistema
eléctrico, por ende para los entes que pertenecen al sector eléctrico es relevante que se presenten
informes en los cuales se puedan establecer normas de uso y criterios de aceptación de los equipos
que se instalaran dentro de un sistema eléctrico, de esta misma forma se considera necesario que
los futuros egresados del sector eléctrico conozcan e identifiquen qué criterios se deben seguir al
momento de ser evaluados en un reto o en un arte como lo es la coordinación de protecciones.
Se espera que los ajustes de una coordinación de protecciones sean modelables a posibles cambios
de la carga, esto es un factor que se debe tener presente que no siempre se cumple, estos posibles
cambios de carga de presentan debida a ampliaciones de los sistemas eléctricos.
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HIDROELÉCTRICA 16
3. OBJETIVOS
3.1. OBJETIVOS GENERALES
3.1.1. Realizar un documento académico técnico que muestre cómo se debe
presentar el Informe de coordinación de protecciones de los servicios auxiliares
AC de una central hidroeléctrica basados en el software ETAP.
3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS
3.2.1. Determinar y dejar claro cuáles son los datos técnicos requeridos para realizar
un estudio de coordinación de protecciones de los servicios auxiliares AC de
una central hidroeléctrica.
3.2.2. Realizar las simulaciones correspondientes de los datos recolectados con ayuda
del software ETAP, para realizar la coordinación de protecciones de los
servicios auxiliares AC.
3.2.3. Analizar los informes necesarios para realizar un estudio de coordinación de
protecciones eléctricas de los servicios auxiliares AC de una central
Hidroeléctrica y con ello realizar un documento académico técnico que sea guía
para realizar un estudio de coordinación de protecciones.
4. MARCO TEORICO
4.1. COORDINACION DE PROTECCIONES.
El estudio de coordinación de protecciones busca establecer las características técnicas de los dispositivos que se verán involucrados en el sistema eléctrico a proteger, cumpliendo satisfactoriamente los criterios mínimos de coordinación como lo son: Sensibilidad, Selectividad y
Velocidad o Rapidez
4.1.1. SENSIBILIDAD
La protección debe saber distinguir inequívocamente la situación de falla de a aquellas que no lo
son. Para cumplir esta característica es necesario que un sistema de protección eléctrico
establezca para cada tipo de protección las magnitudes mínimas necesarias que permitan
distinguir las condiciones anormales de las condiciones normales del sistema. (Grifaldo, 2017)
4.1.2. SELECTIVIDAD
Es la capacidad que debe tener la protección para, una vez detectada la existencia de falla,
discernir si la mismos se ha producido dentro o fuera de su área de vigilancia y, en consecuencia,
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HIDROELÉCTRICA 17
dar orden de disparar los equipos automáticos que controla, cuando así sea necesario para
despejar la falla. (Grifaldo, 2017)
Partiendo del este concepto se puede determinar que la selectividad se clasifica de dos forma, las
cuales se presentan cuando se logra selectividad total es decir del 100% y una selectividad parcial;
Cuando se habla selectividad total se dice que hay selectividad hasta con el menor de los valores
Icu de los dos interruptores, ya que, en cualquier caso, la intensidad de cortocircuito supuesta de
la instalación será menor o igual al valor de Icu más pequeño de los dos interruptores, por otra
parte cuando se habla de selectividad local se dice que existe valor de intensidad Is (límite de
selectividad). Si la intensidad supera este valor ya no se garantiza la selectividad entre los dos
interruptores automáticos.
4.1.3. RAPIDEZ
Tras haber sido detectada, una falla debe ser despejada lo más rápidamente posible. Cuando
menos tiempo se tarde en aislar la falla, menos se extenderán sus efectos, menores daños y
alteraciones se producirán al reducirse el tiempo de permanencia bajo condiciones anormales en
diferentes elementos. Todo ello redunda en una disminución de los costos y tiempos de
restablecimiento de las condiciones normales de operación, así como de reparación o reposición
de equipos dañados. (Grifaldo, 2017)
Los objetivos de una coordinación de protecciones son:
Garantizar la protección al personal.
Limitar la duración y extensión de la interrupción del servicio
Minimizar los daños a los equipos del sistema que se vean involucrados en la falla
4.2. TIPOS DE COORDINACIONES
4.2.1. COORDINACIÓN POR CORRIENTE
Este tipo de protección tiene como objetivo monitorear zonas específicas sin que se tengan que
ver afectadas otras zonas para obtener una explicación más clara observar la Figura 1 en donde se
puede observar que el equipamiento (Amperímetros) que se encuentra sobre la bahía B no
permiten que se generen aperturas del sistema en otras zonas; solo se está realizando la
operación de apertura de la bahía donde se registró la falla o alteración de funcionamiento.
(Caleño, 2009, pág. 115)
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA 18
Esto nos indica que el equipamiento de la bahía B está en funcionamiento de sobre-corrientes
porque no está permitiendo una alteración más aguda del sistema; este tipo de coordinación da
un vivo ejemplo de cómo se cumple el criterio de selectividad de las coordinaciones de
protecciones.
Figura 1. Coordinación por Corriente.
4.2.2. COORDINACIÓN POR TIEMPO
El objetivo de este tipo de coordinación es crear un ΔT entre los accionamientos de las
protecciones.
Figura 2. Coordinación por tiempo
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HIDROELÉCTRICA 19
Figura 3. Placa característica transformador TA-U1 y TA-U2
Con ayuda de la Figura 2, se puede obtener una explicación del cómo debe funcionar un sistema
de coordinación de protección por tiempo, en donde se propone un falla en una bahía en la cual se
ven alteradas las propiedades de correcto funcionamiento de las zonas A, B, C, D; y para un
despeje adecuado de la falla se debe tener presente que los tiempo de despeje deben ser
inferiores en la zona A que en la zona B y así sucesivamente deben ir aumentando a medida que
las zonas de alteración de alejan de la zona de alteración, es decir que el tiempo de la zona D debe
ser superior al tiempo de despeje de las zonas C, B y A. (Caleño, 2009, pág. 116)
4.2.3. COORDINACIÓN POR TIEMPO Y CORRIENTE.
El objetivo de esta coordinación consiste en la combinación del tipo de coordinación por corriente
y de tiempo, este tipo de coordinación permite cumplir los cuatro criterios de las coordinaciones
mencionados en los ítems 4.1.1., 4.1.2. y 4.1.3. (Caleño, 2009, pág. 117)
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA 43
6. SIMULACION ETAP.
6.1. FLUJOGRAMA METODOLOGIA PARA UTILIZACION DE ETAP PARA LA COORDINACION
DE PROTECCIONES
El flujograma 1, presenta una propuesta de metodología para realizar una coordinación de
protecciones en cualquier sistema eléctrico, esté describe la información de entrada con la que se
debe contar para empezar a realizar el modelamiento; acompañado de estos datos debe estar en
la posibilidad de extraer o realizar el análisis de flujo de carga y estudio de corto circuito, que
aunque no es requisito se propone realizar en este orden; Analizados y verificados estos
resultados los realizadores de la coordinación de protecciones presentan el modelamiento de las
protecciones tal como se presenta en el capítulo 6.2, esto en busca de las curvas tiempo-corriente
en óptimas condiciones.
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HIDROELÉCTRICA 44
Flujograma 1. Metodología para la coordinación de protecciones
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HIDROELÉCTRICA 45
6.2. METODOLOGIA PARA UTILIZACION DE ETAP PARA LA COORDINACION DE PROTECCIONES
La Figura 11, presenta la ventana inicial del
programa ETAP, en ella se debe desarrollar
el diagrama unifilar que se acomode a la
red del sistema que se planea simular o
analizar, es importante mencionar que se
deben seleccionar el tipo de norma con la
que se quiere trabajar (IEC o ANSI)
dependiendo de la comodidad del usuario o
de las exigencias del país en donde se encuentre.
A medida que se va modelando el sistema
se debe tener claro la información de
entrada que para nuestro caso se presenta
en el capítulo 5; esto con la intención de ir
configurando las propiedades de cada
elemento como se presenta en el capítulo 6.2.
Figura 11. Construcción de diagrama unifilar del sistema
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HIDROELÉCTRICA 46
Al momento que se realizó la configuración total de los componentes del sistema se procede a utilizar la
herramienta Load Flow Analysis Figura 12, con la cual se logrará simular el flujo de carga del sistema el cual nos
determinará las condiciones operativas del sistema eléctrico, los perfiles de tensión en los barrajes o nodos del sistema y los flujos de potencia a través de los diferentes
dispositivos.
Para lograr obtener resultados coherentes y satisfactorios es necesario configurar los criterios de simulación un
ejemplo se muestra en la Figura 13, en donde se configura el método matemático para resolver el sistema, un número
máximo de iteraciones y un error permisible en los resultados
Figura 12. Simulación flujo de carga LOAD FLOW ANALYSIS
Figura 13. Configuración simulación flujo de carga
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HIDROELÉCTRICA 47
Se configurará las alertas que se desean ver que para nuestro caso serán basadas en IEEE 1159 Std 1995 Tabla 2 ver Figura 14. Donde se determinará que se considera una sobre tensión y que
una sub tensión.
Con el icono Run Load Flow mostrado en la Figura 15, se ejecuta la simulación del flujo de carga del sistema que se ejecutó en la
ventana de inicio.
Terminado la ejecución del flujo de carga se procede a evaluar
las alarmas y errores que se evidencien después de haber corrido el sistema, y solucionado las alarmas y errores se utiliza la herramienta Report Manager mostrado en la Figura 16, el cual genera el reporte de flujo de carga mostrado en el anexo 7.9.2.
Figura 14. Configuración alertas del flujo de carga
Figura 15. Icono para correr el flujo de carga
Figura 16. Generar reporte de flujo de carga
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HIDROELÉCTRICA 48
Para continuar con la descripción del entorno del
programa ETAP se procede a realizar el informe corto
circuito utilizando la norma IEC 90909, la cual se configura con el icono de la Figura 17.
Para el estudio de cortocircuito se debe escoger el nodo o los nodos donde se quiere simular las fallas se deben configurar el tipo de corto que se quiere simular y que
este estipulado bajo la norma IEC 60909.
Figura 17. Short-Circuit Analysis icono de cortocircuito
Figura 18. Configuración de cortocircuito
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HIDROELÉCTRICA 49
Figura 19. Ajustes para cortocircuito
Para el caso de la red de los servicios auxiliares de corriente alterna se utilizó la norma IEC 60909 y se
determinan los ajustes predeterminados, los cuales se presentan en la Figura 19.
Figura 20. Selección norma para la simulación Run LG, LL, LLG
Con el icono Run LG, LL, LLG mostrado en la Figura 20, se ejecuta la simulación del cortocircuito del sistema que se
ejecutó en la ventana de inicio del programa.
Figura 21. Generar reporte de cortocircuito
Se procede a realizar el reporte de cortocircuito, este se debe generar después de que se solucionen las alarmas y errores que el informe presente con la ayuda del icono de
la Figura 21.
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HIDROELÉCTRICA 50
Figura 22. Simulación de protecciones
Utilizando la opción Star-Protective Device Coordination mostrado en la Figura 22, se entra a la ventana de
configuración para la coordinación de protecciones. La coordinación de protecciones de los servicios auxiliares de
la central se realizó bajo la norma IEEE 242 – 2001 o IEEE 3004 de la nueva serie 3000 de IEEE, en la configuración de la coordinación de debe seleccionar el barraje o nodo donde se quiere que se presenta la falla la Figura 23, presenta la ventana en donde se escoge el barraje o nodo que existen dentro del
sistema que se simulo
Figura 23. Ajustes
para la coordinación de proteccio
nes
Con los iconos presentados en la Figura 24, se realiza la coordinación de protecciones de lo configurado en la Figura 23, estos iconos permitirán observar las curvas
TCC de los dispositivos involucrados, dentro de las curvas TCC y basados en la norma IEEE 242 se harán los ajustes de las protecciones con el fin de darle selectividad a las protecciones eléctricas ajustando las diferentes variables
con las que cuentan los dispositivos asociados. Figura 24. Iconos para la simulación de coordinaciones
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HIDROELÉCTRICA 51
La ventana Seq of Op. Figura 25 se debe seleccionar el tipo de falla ya sea
simétrica o asimétrica (1) y seleccionar si la falla es trifásica, línea tierra, línea-línea
o línea-línea tierra (2).
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2
Figura 25. Ventana Se qof op de la configuración de la coordinación de protecciones
2
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HIDROELÉCTRICA 52
Para realizar la coordinación de las protecciones es necesario delimitar la
zona en la cual se quiere que se ajusten sus protecciones por ende debemos
escoger el barraje superior Figura 26 y el barraje inferior Figura 27.
Figura 27. Selección barraje inferior
Figura 26. Selección barra Superior
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HIDROELÉCTRICA 53
Figura 28. Zona que se coordinará
Seleccionados los barrajes superiores EAP procede a resaltar la zona que se planea simular para la coordinación tal como se
presenta en la Figura 28 en donde se observa que la zona es desde el interruptor
–Q5 hasta los barrajes principales TSAG2 interruptor CB52
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HIDROELÉCTRICA 54
Figura 29. Selección de equipos a intervenir en la coordinación
Como se mencionó anterior mente se deben seleccionar los elementos que se quieren coordinar esta selección se realiza con ayuda de las ventanas mostradas en la Figura 29, donde se encuentran los barrajes que intervienen en la zona que se escogió previ amente y los interruptores que pertenecen a estos barraje.
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HIDROELÉCTRICA 55
Para generar la curvas TCC se escogerá la opción “Craete single star view” y se oprimira “Create” Tal como se presenta en la Figura 30, se podrá organizar la curva sacando el unifilar de la curva TCC ubicándolo a un costado o dejándolo allí, se podrán arreglar tamaños de letra, estilos de letra, organizar los label de cada elemento y el color de cada curva.
Figura 30. Organización curvas TCC
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HIDROELÉCTRICA 56
Figura 31. Organización unifilar zona de coordinación
Con ayuda de las herramientas Zoom IN One-Line Diagram y Zoom Out One-Line Diagram mostradas en la Figura 31, se lograra realizar
un aumento o reducción en e4l tamaño mostrado en las gráficas TCC.
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Figura 32. Configuración Curva TCC
Figura 33. Parámetros a organizar de las gráficas TCC
Cada vez que se seleccione un elemento se resaltara, en “Setting” Figura 32, en donde se encuentra toda la información que se pueda obtener del interruptor que se le planea configurar u organizar; esta información es de carácter selectivo Figura 33, en donde el usuario decide qué información le parece conveniente observar de la curva TCC.
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HIDROELÉCTRICA 58
Figura 34. Características del interruptor a mostrar en las curvas TCC
Figura 35. Características del cable
Para el ejemplo que se está trabajando se decide mostrar de los interruptores Fabricante, Modelo y Corriente Figura 34, para no saturar tanto la curva TCC; en la Figura 35 se presenta el multiconductor que esta relacionando los nodos superiores con el inferior, Los demás datos se podrán exportar en el informe final de ajuste de dispositivos.
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HIDROELÉCTRICA 59
La Figura 36, presenta el resultado de la configuración de los Setting de todos los elementos que interviene en la zona que se planeó intervenir mostrando fabricante y descripción de la familia
a la que ese elemento pertenece.
Figura 36. Unifilar con las características de fabricante y corriente de los equipos
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HIDROELÉCTRICA 60
Para realizar el ajuste de cada elemento hay tener en cuenta lo siguiente en la
coordinación de protecciones se tendrá Figura 37:
Interruptores TMD (rele termo magnético con umbral térmico ajustable y magnético fijo), lo
cual nos indica que el único ajuste que podemos conseguir es en el térmico del
interruptor desde el (70 hasta el 100) de la corriente nominal.
Figura 37. Ajustes de cada elemento
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HIDROELÉCTRICA 61
Figura 38. Ajustes de la curva de cada elemento
La Figura 38 presenta los diferentes posibles ajustes que los Interruptores con unidad de disparo electrónica tienen (con ajuste L (protección contra sobre carga a tiempo largo dependiente) ajuste S (protección contra cortocircuito con retardo regulable) ajuste I (protección contra cortocircuito instantáneo)
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HIDROELÉCTRICA 62
Las ilustraciones 39, 40 y 41 presentan los ajustes L, los ajustes S y los ajustes I; en estas mismas se logra evidenciar que sucede con la curva TCC cuando se selecciona alguno de estos tipos de ajustes, el personal que esté a cargo de la coordinación debe detectar el comportamiento
de cada una de los ajustes estos le permitirán tener un gran espacio de trabajo.
Figura 39. Ajuste de disparo L
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HIDROELÉCTRICA 63
Figura 41. Ajuste de disparo I La función de tiempo prolongado LTPU Long Time Pick Up, mostrada en la Figura 41, se configura según los resultados obtenidos del flujo de cara mostrado en el capítulo 7.5.1. O según los datos la corriente nominal de la sección del sistema que esté involucrado.
Figura 40. Ajuste de disparo S
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HIDROELÉCTRICA 64
Al momento de seleccionar los ajustes es muy posible que la coordinación en un
principio no este adecuada Figura 42, parte izquierda, para ella se selección un ajuste L en el interruptor –Q17, lo cual implica que por zonas el interruptor -52-15 quede por debajo del interruptor –Q17 y en caso de
una sobrecarga el interruptor –Q17 se dispara primero que el -52-15, dando por fallido el criterio de selectividad de las coordinaciones, por ende es necesario
cambiar el tipo de ajuste en busca de una coordinación mostrada en la Figura 41
parte derecha.
Figura 42. Curva TCC con ajustes incorrectos y correctos
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Figura 43. Verificación secuencia de operación
Figura 44. Reporte de coordinación
Es válido recordar que los ajustes son basados en las norma IEEE 242-2001 con el fin de darle selectividad a las protecciones eléctricas ajustando las diferentes variables con las que cuentan los dispositivos asociados. Al momento de tener las curvas en un óptimo comportamiento se procede a realizar una verificación de la coordinación amperimetrica o secuencia de operación la cual se realiza con la opción Fault Insertion (PD Sequence of Operation) mostrada en la Figura 43. Finalizada cada curva TCC se podrá exportar los ajustes de las protecciones como anexo a la coordinación de protecciones. Con el fin de obtener el informe necesario se utiliza la opción Devise setyting reports Figura 44.
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Figura 45. Resultado del orden de la apertura de los interruptores
La Figura 45, presenta la simulación con el orden en el que se deben abrir los interruptores en caso de producirse una falla en el circuito señalado.
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6.3. AJUSTES DE LOS EQUIPOS DEL SISTEMA DE LOS SERICIOS AUXILIARES.
6.3.1. GENERADOR.
Figura 46. ventana de información para las características del generado
La Figura 46, presenta la ventana de inicio (información) al momento de insertar un generador en ETAP, en donde para el caso de la red que se está trabajando se modifican los siguientes criterios.
1. Info (ID): en donde se tiene la posibilidad de identificar el elemento a trabajar (Gen 1).
2. Configuration-Operation Mode Se escoge la opción de Swing (Oscilación) con la intensión que al momento de realizar los estudios de flujo de carga y cortocircuito se tenga una magnitud y un ángulo definido en el generador.
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Figura 47. Ventana Rating configuración Generador
La Figura 47, presenta la ventana de configuración de características del generador en donde se debe tener presente los siguientes datos:
1. Potencia. 2. Tensión 3. %PF
Estos datos serán tomas de la tabla 1, en donde se describes los valores de entrada del generador que se utilizarán para los servicios auxiliares de la central.
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En la Figura 48, se presenta la ventana de Imp/Model, la cual es la que nos permite tener un modelamiento de las impedancias del transformador, para obtener los datos de la impedancia del transformador se da clic en Typical Data (1), opción con la cual se calcula el modelo dinámico del generador.
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Figura 48. Ventana Imp/Model configuración generador
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Figura 49. Ventana de Grounding configuración Generador
La ventana Grounding mostrada en la Figura 49, hace referencia a la forma en la cual se encuentra conectada el generado a tierra que para el caso de la red de los servicios auxiliares se tiene una conexión solida; tal como se muestra en el ítem 1 de la Figura 49. Es importante tener presente que ETAP 12.6 presenta diferentes opciones de conexión a tierra tales como Abierta, conexión a través de resistencia y conexión a través de reactancia.
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Figura 50. Ventana Rating configuración transformador de potencia
6.3.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
La ventana de configuración de características del transformador permite definir valores técnicos definidos por los datos de entrada de las ilustraciones 3, 4, 7, 8 y 9; estos valores se representan en la Figura 50, de siguiente manera:
1. Voltage Rating Prim. (Tensión en primario). 2. Voltage Rating sec. (Tensión en secundario). 3. Power Rating Rated (Potencia del
transformador). 4. Type /Class Type. En donde se describe si está
inmerso en algún liquido o seco 5. Sub Type. En donde se describe características
del tipo del transformador como lo es tipo de ventilación
6. Altitude. Factor de altitud en la cual se instalará el transformador
7. Ambient Temp. Temperatura del ambiente en donde se instala el transformador.
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Figura 51. Ventana Tap de configuración transformador de potencia
La Figura 51, presenta la ventana de configuración de los Tap del transformador de potencia; se pueden indicar los valores porcentuales o los valores de tensión dependiendo de cuál se utilice el otro se calcula con el software, en el caso de los transformadores de potencia se utilizó la función en porcentaje. Las cuales se describen de la siguiente manera:
1. %TAP Prim. 2. %TAP Sec.
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Figura 52. Ventana Grounding configuración transformador de potencia
La ventana Grounding representa los datos de la configuración de la tierra para los transformadores de potencia Figura 52, en donde se muestra lo siguiente.
1. Primary: en donde se utiliza la opción de no conexión a tierra esto debido a que la conexión en el primario es Delta.
2. Secondary: conexión sólidamente a tierra.
3. Vector: en donde se selección la conexión de los devanados del transformador acompañado de la conexión a tierra y el grupo vectorial.
4. Angle: Grados de desfase entre las tensiones del primario y las tensiones del secundario.
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Figura 53. Ventana de Impedance para la configuración de transformador de potencia
La Figura 53, hace referencia a la ventana de Impedance (Modelamiento de impedancia) en donde se tiene dos opciones para calcular todos los valores, la primera es Typical Z& X/R y la segunda Typical X/R para la simulación de la red de lo servicios auxiliares se utilizó Typical X/R (1) en donde se incluyeron los valores de (2) %Z Positive y (3) %Z Zero.
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Figura 54. Configuración corriente de arranque
La Figura 54, presenta la venta de Protection en donde se pude determinar el múltiplo de la corriente de magnetización, el cual según la norma IEEE 141-193 Capitulo 5 PAG 242; debe ser aproximadamente de 8 a 12 veces la corriente de plena de carga del transformador y debe ser un periodo máximo de 0.1s, para nuestro caso se tomó el multiplicador 8 (1) y una duración de dos 2 aproximadamente 32.66ms (2).
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6.3.3. TRRANSFORMADORES DE CORRIENTE.
Figura 55. Ventana Info para la configuración de los transformadores de corriente CT`s
Para la configuración de los transformadores de corriente se tiene la ventana de info (información) Figura 55, en donde se debe configura el ID (1) o nombre con el cual se identificará el TC en el diagrama de ETAP.
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Figura 56. Ventana Rating configuración CT`s
La ventada de configuración de características (Rating) de los transformadores de corriente presenta los ítems descritos en la Figura 56, estos datos resultan de la tabla 15:
1. Ratio Primary: Corriente por el lado de alto o por el primario.
2. Ratio Sec: Corriente por el lado de baja o secundario, valor que estipula los relés de protección o de medición.
3. Class Designation: se selecciona la clase del CT en donde se debe tener presente si la función es de protección o de medida y según el margen de erros que se esté permitido para el relé o medidor.
4. Burden: Valor de carga máxima para el CT, con este valor se dimensiona el transformador de corriente.
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Figura 57. ventana Info de configuración de los conductores
6.3.4. CONDUCTOR
Al momento de realizar la configuración del conductor se presenta la Figura 57, la cual nos desprende la ventana Info (Información) en donde se configura los siguientes ítems:
1. ID: nombre con el cual se identifica en el diagrama en ETAP.
2. No. of Conductors/Phase: cantidad de hilos que se conectan por fase.
3. LENGTH: longitud del conductor 4. AWG/KCMIL: calibre del conductor, este
ítem se configuro cargando una librería la cual después de seleccionada aparece en la parte superior de la ventana Info.
La tabla 14, presenta los multiconductores que deben ser tendidos para la interconexión de los nodos de la central hidroeléctrica.
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Figura 58. Ventana Configuración de conductores
En la Figura 58, se muestra la ventana de configuración del conductor en ella se deben seleccionar los circuitos que llevan neutro y se verifica que la configuración sea la correcta (1).
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6.3.5. INTERRUPTOR
Figura 59. Ventana Info de la configuración Interruptores
Para la configuración de los interruptores de la red de los servicios auxiliares de la central hidroeléctrica, se presenta la Figura 59, en donde se observa la ventana de Info (información) donde se debe configurar las siguientes características:
1. ID: Identificación del elemento en este caso interruptor en el sistema de los servicios auxiliares.
2. Size (AMP): En donde se selecciona la corriente del circuito que se protege.
Para completar la información técnica para la configuración de los interruptores se utiliza la información de las tablas 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13; las cuales presentas la información de los circuitos que se utilizan para el funcionamiento de los servicios auxiliares de la central hidroeléctrica.
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Figura 60. Ventana Rating de la configuración de los interruptores
En la ventana de configuración de características se debe tener presenta la selección del interruptor la cual se hace desde la opción de Library (1) Figura 60, en donde se debe escoger el interruptor (INT MIN DELAY).
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Figura 61. Ventana pestaña Library de la configuración de los interruptores
La Figura 61, presenta los criterios a modificar al momento de utilizar la opción de Library mostrada en la Figura 60, los ítems modificados se describen a continuación:
1. Type: De la lista desplegable se tienen tres opciones en las cuales se seleccione según sea el caso entre interruptores de caja moldeada, interruptores de potencia e interruptores en caso aislados.
2. Manufacturer: En la lista se presenta una serie de fabricantes de interruptores en donde se debe escoger el fabricante de preferencia o en el caso de la red el que se utilizó para la implementación.
3. Model: En esta lista se debe seleccionar la familia de fabricación, la tensión máxima y números de polos.
4. Short-Circuit Data: Estos datos se pueden configurar bajo norma IEC o ANSI para este caso y como se muestra la Figura 40, se realiza la configuración según IEC, en donde en donde se explica niveles de tensión niveles y niveles de corto.
5. Size: Se debe verificar que el nivel de corriente sea igual al que se selección en la Figura 39, de no ser igual se debe configurar nuevamente.
6. Trip Device: Se debe confirmar la información del interruptor y de ser necesario anexar nuevos posibles opciones de disparo de ser necesario.
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Figura 62. Ventana Trip Device de la configuración de disparo del interruptor
Para una configuración optima y adecuada del interruptor se presenta la ventana Trip Device Figura 62, la cual presenta tres ítems necesarios para la selección y configuración del interruptor que debe proteger una carga, estos 3 ítem se presentan en la Figura 62, se debe tener seleccionada la ventana de Phase donde se debe realizar la configuración:
1. LT Pickup: Se debe selección un factor con el cual se relaciona la corriente para un disparo a Largo tiempo, este factor me indica la corriente de protección contra sobre carga.
2. ST Pickup: Se debe selección un factor con el cual se relaciona la corriente para un disparo a Corto tiempo, este factor me indica la selección de la corriente en condiciones de cortocircuito con retardo.
3. Inst. Pickup: Se debe selección un factor con el cual se relaciona la corriente para un disparo Instantáneo, este factor me indica la selección de la corriente en condiciones de cortocircuito instantaneo.
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6.3.6. CARGAS
La configuración de cargas se debe realizar en la ventana lumped load editor pestaña Info, mostrada en la Figura 63, en donde se debe modificar y configurar los siguientes ítems que se relacionan en las tablas 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13.:
1. ID: Identificación de la carga dentro del sistema de la red
2. Status: 3. Connection: se debe dejar clara si la
conexión de la carga es trifásica o monofásica.
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Figura 63 Ventana de Info de la configuración de las cargas
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Completando la configuración de las cargas de debe configurar los siguientes valores de potencia (1), porcentaje de factor de potencia (2) y tensión nominal de la carga (3), los cuales se presentan en la Figura 64.
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Figura 64. Ventana de Nameplate de la configuración de las cargas
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6.3.7. RELE
La configuración de los relés se presenta en la Figura 65, en donde se debe configurar la ID identificación de la red dentro del sistema de la red de los servicios auxiliares. La información de entrada de los relés se determina partiendo de las tablas de los transformadores de corriente mostrados en la tabla 15.
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Figura 65. Ventana Info configuración de los relés
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La Figura 66, presenta la ventana de entrada de la configuración de los relés de protección en este caso relé con diferencial:
1. ID PHASE: Identificación del equipo o elemento del cual viene la señal de corriente.
2. ID GROUND identificación del equipo o elemento del cual se está conectado a tierra.
3. ID DIF 1: identificación del nombre de los CT`s de donde proviene la corriente
4. ID DIF 2 identificación del nombre de los CT`s de donde proviene la corriente
Se debe tener presente que las relaciones mostradas en estos cuatro ítem correspondan con lo implementado en el sistema. Las funciones con las cuales se caracterice el relé que se presentan en la tabla 17.
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Figura 66. Ventana Info de la configuración de los relés de protección
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La Figura 67, presenta la configuración final del relé en donde se describe la función, la identificación del interruptor sobre el que está actuando. Para esto se debe aplica la opción de Add si se tiene previamente configuro o la Edit para realizar la configuración.
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Figura 67. Ventana Output configuración relés de protección
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En la ventana de OCR (Overcurrent) (1) se configura la sobrecorriente, en donde se configura el tipo de curva y bajo qué norma se rige; se especifican los datos entradas de la señal con la cual se detectará la sobrecorriente, incluyendo el tiempo de activación; lo mismo sucede en las opciones de instantánea (Instantaneous) (2) estas dos configuraciones se presentan en la Figura 68.
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Figura 68. Ventana OCR sobre corriente de la configuración de los relés de protección
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7. INFORME ESTUDIO COORDINACIÓN DE PROTECCIONES SERVICIOS AUXILIARES DE UNA
CENTRAL HIDRÁULICA.
7.1. OBJETIVO
Elaborar el estudio de coordinación de protección determinando los ajustes detallados de los
interruptores que están asociados al funcionamiento de la central hidráulica, logrando que se
efectué selectivamente aislando adecuadamente la menor zona posible, en un orden especifico y
con el mínimo tiempo de ejecución (velocidad/rapidez) todo esto con la intensión de minimizar las
interrupciones en el funcionamiento de la central hidroeléctrica.
7.2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Se realizará una central hidráulica ubicada en el territorio Nacional, esta central contara con la
alimentación tres posibles alimentaciones para los servicios auxiliares descritos de la si guiente
manera grupo electrógeno 480V, Transformador TA-U1 cuya alimentación proviene de la unidad 1
13.8𝑘𝑉/480𝑉 y por último la tercera alimentación proviene de una subestación 13.8kV junto con
un transformador 13.8𝑘𝑉/480𝑉 ; es válido mencionar que cada una de estas alimentaciones
cuenta con una alimentación de redundancia que tiene los orígenes en el mismo lugar de donde
provienen las tres principales.
Para las protecciones de los servicios auxiliares de la central se utilizarán relés y protecciones
marcas ABB, para las señales de corriente se utilizarán transformadores para la medida clase 0.5 y
para las protecciones clase 5P20 con relación de transformación 2500/5A, los transformadores de
tensión serán de relación 480/120 V con clase 0.5; a continuación se presenta un listado con la
referencias de algunos relés y protecciones marca ABB que se utilizaran como protección para los
servicios auxiliares.
Cada sistema de protección previsto en el proyecto consiste en relés micro procesados de la línea
MiCOM de fabricación Alstom y Schneider; también cuentan con interruptores de fabricación ABB,
los cuales se relacionan en la tabla 17, en donde se muestra en resumen su referencia y la función
dentro del sistema de protecciones de los servicios auxiliares AC de la central hidroeléctrica.
Tabla 17. Relés utilizados en los servicios auxiliares AC de una central hidroeléctrica
Para el acople de la protección P643 se incluye en el sistema los datos de potencia, niveles de
tensión y se deben tener presentes las relaciones de los transformadores de corrientes que se
utilizan en la entrada y en la salida del transformador de potencia. A la entrada del transformador
de potencia lado 13.8kV se utilizaron transformadores de corriente cuya relación es 100-5A y a la
0salida del transformador lado 480V se utilizaron transformadores de corriente con relación de
transformación 2500-5A.
Al momento que se presente una falla o anomalía dentro del transformador se clasifica falla
interna y se debe realizar la desconexión inmediata del transformador.
7.4.1.1. CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN
Esta corriente puede ser interpretada como una corriente de falla interna y causar la desconexión
del transformador, dado que esta corriente es del orden de ocho (8) a doce (12) veces la corriente
con un tiempo de duración de alrededor de 100ms. (MiCOM, 2011, pág. 193)
Los factores que controlan la duración y la magnitud de esta corriente son:
Nivel de cortocircuito
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Tamaño del transformador y localización
Lado de devanado de energización
Punto de la onda de cierre
Propiedades magnéticas del núcleo
El nivel del flujo residual
Impedancia del sistema desde la fuente del transformador.
Para evitar este inconveniente, la protección diferencial se ajusta con sensibilidad reducida al
transitorio, usando los armónicos de la corriente. Esto desensibiliza momentáneamente la
operación durante el tiempo de energización, lo cual se puede hacer debido a que la corriente
inicial de magnetización tiene un alto contenido de armónicos, particularmente de segundo y
cuarto orden, las cuales se pueden utilizar, filtrándolas y haciéndolas pasar por la función de
restricción. (MiCOM, 2011, pág. 179)
La protección efectúa el cálculo de los factores de amplitud, conforme sigue:
𝐼𝑟𝑒𝑓 = 𝑆𝑟𝑒𝑓
√3 ∗ 𝑉𝑟𝑒𝑓
𝐾𝑎𝑚 = 𝐼𝑛𝑜𝑚𝑇𝐶
𝐼𝑟𝑒𝑓
Ecuación 1. Calculo factor de corrección de amplitud de los enrollamientos
Donde:
Iref: Corriente nominal de referencia de los enrollamientos a y b.
Vref: Tensión nominal de los enrollamientos a y b.
Sref: Referencia de potencia igual a la potencia nominal.
InomTC: Corrientes nominales primarias de los TC´s
Kam: Factor de corrección de amplitud de los enrollamientos a y b.
Este factor calculado de be cumplir la siguiente condición.
Ecuación 2. Condición del factor de amplitud
𝐾𝑎𝑚 = 𝐾𝑎𝑚, 𝑎
𝐾𝑎𝑚, 𝑏≥ 0.5
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7.4.1.2. COINCIDENCIA GRUPO VECTORIAL
Las variaciones de fases son también incluidas dentro de la comparación de corrientes, las
amplitudes de las corrientes también deben ser corregidas de acuerdo al grupo vectorial, este
grupo vectorial debe ser parametrizado en el relé P643 y se debe tener presenta la conexión de los
transformadores de corriente la cual se muestra en la Figura 54.
Cuando la conexión estrella de los TC`s en cada lado de tensión del transformador de poder se
hace de lado del equipo protegido (Conexión interna), debe ser utilizada en la parametrización de
opción “Standard” y en el caso que solamente uno de los lados de los CT`s este con conexión
distinta a lo indicado, deberá ser utilizada en la parametrización opción “Oppsi te”, estas
características se resumen la tabla 19. (Esta recomendación parte de la hipótesis que los CT`s
están siendo conectados a tierra en el lado de no polaridad, ver Figura 70) (MiCOM, 2011, pág.
181)
Tabla 19. Convención de Polaridades de los transformadores de corriente CT`s
Prim Sec Defas Valor
P1 S1 0º Standard
P1 S2 180º Opposite
P2 S1 180º Opposite
P2 S2 0º Standard
7.4.1.3. FILTRO DE CORRIENTE DE SECUENCIA CERO
El filtro debe ser activado en los casos donde los enrollamientos en el punto neutro se conecten a
tierra y exista la circulación de corriente por los transformadores de corriente en el momento de
una falla externa. (MiCOM, 2011, pág. 192)
Figura 70. Conexión de los transformadores de corriente CT`s
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7.4.1.4. FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE ALTO AJUSTE (ls-HS1)
Esta característica debe ser ajusta por valores superiores a la corriente de magnetización, para
evitar activación de la protección en el proceso de energización del transformador. (MiCOM, 2011,
pág. 192)
7.4.2. PROTECCIÓN DE SOBRE-CORRIENTE TEMPORIZADA DE FASES (ANSI 51).
Esta función debe ser parametrizada en los relés a un 120% de la In (corriente nominal) con una
característica de tiempo inversa permitiendo selectividad con otras protecciones.
El tiempo que se ajuste debe permitir la energización de los transformadores para lo cual se debe
tener presente que el valor de corriente debe ser superior a la corriente de magnetización bajo el
siguiente criterio de aceptación.
𝐼𝐹51 = 12 ∗ 𝐼𝑛
Ecuación 3. Calculo corriente para la función de sobre corriente temporizada (ANSI 51)
Donde:
IF51: corriente de la función 51 sobre-corriente temporizada.
In: corriente nominal.
EL valor de 12 se adopta debido a que la corriente de magnetización es aproximadamente
de 8 a 12 veces la corriente nominal In.
La característica de tiempo inverso retardado indicada anteriormente, cumple con la
siguiente fórmula:
𝑡 = 𝑇 𝑋 (𝛽
(𝑀𝛼 − 1)+ 𝐿) ó 𝑡 = 𝑇𝐷 𝑋 (
𝛽
(𝑀𝛼 − 1)+ 𝐿)
Ecuación 4. Calculo tiempo inverso para la función de sobre corriente temporizada (ANSI 51)
Donde:
T: Tiempo de operación
β: Constante
M: I/Is
I: Ajuste lumbral
α: Constante
L: ANSI/IEEE constante (Cero para las curvas IEC)
T: Ajuste del multiplicador de tiempo para curvas IEC
TD: Configuración de marcación de tiempo para curvas IEEE.
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7.4.3. PROTECCIÓN DE SOBRE-CORRIENTE INSTANTÁNEA DE FASES (ANSI 50).
Los relés utilizados para esta función cuentan con 15 umbrales posibles de actuación para un
correcto funcionamiento se debe tener presente las corrientes de magnetización por ende se
realiza un ajuste al 130% que es máximo que permite, es válido mencionar que este ajuste se
realiza sobre la corriente que se observa en el secundario que es el lugar donde se instalará la
protección que estará a cargo de los relés E3N marca ABB. (Asea Brown Boveri, S.A.)
7.4.4. PROTECCIÓN SOBRE CORRIENTE TEMPORIZADA DE NEUTRO (ANSI 51N)
En caso de una falla a tierra el devanado en conexión Y-con neutro activara la función de sobrecorriente temporizada cumpliendo con todos los criterios de activación de una corriente temporizada (ANSI 51) (Asea Brown Boveri, S.A.)
7.4.5. PROTECCIÓN SOBRE CORRIENTE INSTANTÁNEA DE NEUTRO (ANSI 50N)
En caso de una falla a tierra el devanado en conexión Y-con neutro activara la función de sobrecorriente instantánea cumpliendo con todos los criterios de activación de una corriente instantánea (ANSI 50)
7.4.6. PROTECCIÓN SOBRECARGA TÉRMICA (ANSI 49T)
Sobre cargas en los transformadores puede generar un aumento de temperatura, este
calentamiento acorta la vida del aislamiento en las bobinas del transformador, junto a esto se
puede presentar que el sistema de enfriamiento de los transformadores no actué y por esto se
genere la evaporación del refrigerante para evitar esto el relé MiCOM P643 se estandariza bajo la
IEEE C57.91-1995. (MiCOM, 2011, pág. 353)
Para la función 49T el relé se activará bajo dos premisas:
A través de medición.
A través de cálculos.
7.4.6.1. A TRAVÉS DE MEDICIÓN
Se medirá cuando los RTD estén disponibles, estos sensores se encontrarán distribuidos en lugares
específicos y serán susceptibles a los aumentos de temperatura, los ajustes en las temperaturas
para las señales de alarma o disparo son generalmente definidos por porcentajes de temperatura
del aislamiento del transformador; para esta central se utilizaron transformadores clase F, para los
cual se ajustaron las alarmas de la siguiente manera:
Señal de alarma, 85% de la temperatura máxima que para transformadores clase F es de
150ºC.
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Ecuación 5. Condición de alarma
𝑆𝑒ñ𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑎𝑙𝑎𝑟𝑚𝑎 = 85% (150º𝐶) = 127.5º𝐶
Señal de disparo, 100% de la temperatura máxima que para transformadores clase F es de
150ºC.
Ecuación 6. Condición de Disparo
𝑆𝑒ñ𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑎𝑟𝑜 = 100%(150º𝐶) = 150º𝐶
7.4.6.2. A TRAVÉS DE CÁLCULOS
Se logra identificar a partir de las características nominales de los equipos que se van a proteger,
utilizando la característica 𝐼2𝑡. Este modelo de protección utiliza constante de tiempos de
calentamiento y enfriamiento para generar una réplica térmica de la temperatura del
enrollamiento.
7.4.7. PROTECCIÓN SOBRETENSIÓN (ANSI 59)
La protección MiCOM P643 protege el sistema en el nivel de tensión de 13.8kV con la ayuda de los
PT´s de barra PT1T que se encuentran en el CTTA, para obtener una protección adecuada se
propone trabajar los siguientes ajustes. (MiCOM, 2011, pág. 347)
Para (V>1), El umbral de sobretensión se deberá configurar entre el 100% y el 120% de la
tensión nominal de fase vista por el relé, para este umbral de tensión se propone utilizar
un rango de tiempo de 1s a 3s para evitar disparos no deseados, por sobretensiones
transitorios.
Para (V>2), El umbral de sobretensión se configura entre 130% y 150% de la tensión
nominal de fase vista por el relé, para estas sobretensiones se configura un tiempo de 0s.
7.4.8. PROTECCIÓN SOBRETENSIÓN EN NEUTRO (59N)
Cuando se genera una falla el balance entre las tensiones de las fases se ve alterado por ende se
genera una tensión residual para el relé MiCOM P643 se calcula sumando los vectores de cada
fase y se activa cuando esta diferencia no se igual a cero, esta característica del relé es opcional.
(MiCOM, 2011, pág. 348)
𝑉𝐹𝐴̅̅ ̅̅ ̅̅ + 𝑉𝐹𝐵̅̅ ̅̅ ̅̅ + 𝑉𝐹𝐶̅̅ ̅̅ ̅̅ ≠ 0
Ecuación 7. Calculo del relé para detectar tensión sobre neutro
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7.4.9. PROTECCIÓN SUBTENSIÓN (ANSI 27)
La protección MiCOM P643 protege el sistema en el nivel de tensión de 13.8kV con la ayuda de los
PT´s de barra PT1T que se encuentran en el CTTA, para obtener una protección adecuada se
propone trabajar con el siguiente ajuste. (MiCOM, 2011, pág. 347)
Para (V>1), en donde el umbral es inferior al 90% se puede configurar un tiempo superior
a 3s.
Es importante tener claro que la subtension se puede presentar por alguno de los siguientes
criterios:
Aumento de carga en el sistema. Para ello se propone utilizar cambiador de tomas.
Las fallas pueden generar subtension en las fases en las que se genere la falla.
7.4.10. PROTECCIÓN FALLA INTERRUPTOR (ANSI 50BF)
La protección de falla interruptor proporciona una solución a una falla que el interruptor
encargado en despejarla no logre abrir, esta se activara en el relé MiCOM a través de la función
teleproteccion (ANSI 85); para un correcto funcionamiento de la falla interruptor se debe
programar un tiempo de retardo aproximadamente de 200ms, tal como se muestra en la Figura
71.
Figura 71. Lógica para la función ANSI 50BF
7.4.11. PROTECCIÓN DISPARO DE BLOQUEO (ANSI 86)
Para evitar que las protecciones se vean afectadas por la misma falla sucesivamente, se ajusta un
relé de bloqueo el cual obliga a que se realice inspección de las soluciones de las fallas antes de
colocar en servicio de nuevo los servicios auxiliares, esto permitirá que las fallas no se reactiven
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antes de una solución confiables; la activación de este relé se observa como un resumen de todas
las posibles alteraciones que puede presentar la red.
7.5. ESTUDIOS DE FLUJO DE CARGA Y CORTOCIRCUITO
7.5.1. ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA
Para conocer el estado del sistema con la puesta en servicio de los servicios auxiliares es necesario
conocer el comportamiento de los servicios auxiliares en dos escenarios de demanda, los cuales se
denominarán (Mínima y Máxima), y debido a que se presentan tres alimentaciones se realizaron 6
posibles desarrollos de la carga para los servicios auxiliares, de los cuales se puede destacar lo
relacionado en las tablas 20, 21 y 22. Los unifilares de los escenarios se presentaran en los anexos
7.9.1.
Este estudio se realizó bajo la metodología de Newton-Raphson Adaptivo con un número de
iteraciones máximo de 999 y una precisión de solución de 0.001 apoyados en la herramienta
computacional ETAP, este punto de operación está caracterizado principalmente por las tensiones
en cada una de las barras y los flujos de potencia activa y reactiva.
Se define como carga mínima a la condición de alimentar las cargas indispensables al mismo
tiempo mantener las dos unidades generadoras paradas dando como resultado que los TDP`s
590kVA, en vertedero TSAAV 30kVA y el TSAAVAT 15kVA y para la carga máxima se estable que el
transformador de servicios auxiliares se encuentra a un 75 % de su potencia nominal con un F.P de
0.85 inductivo de lo cual se determina que en casa de máquinas los TSAU`s 332kVA y el TSAG
373kVA, vertedero y aducción representa 116kVA con apenas una compuerta.
7.5.1.1. ALIMENTACION DESDE LOS GENERADORES 1 Y 2.
Tabla 20. Estudio de flujo de carga con la alimentación de los generadores 1 y 2
Barra Circuito Demanda mínima Demanda máxima
% Magnitud Angulo kW KVAR % Magnitud Angulo kW KVAR