ESCUELA POLITECNICA NACIONAL - …bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/1005/1/CD-1308.pdf4.3...

ESCUELA POLITECNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

ADECUACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL, MEDIDA Y PROTECCIÓN PARA LOS ALIMENTADORES A NIVEL DE 13.8K v DE LA SUBESTACIÓN SAN RAFAEL “EMPRESA ELÉCTRICA DE

COTOPAXI”.

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENI ERO ELÉCTRICO

MAURICIO ADRIAN VILLACRÉS JIRÓN

DIRECTOR: ING LUIS TAPIA

QUITO FEBRERO DEL 2008

2

DECLARACIÓN

Yo Mauricio Adrián Villacrés Jirón, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

--------------------------------- Mauricio Adrián Villacrés Jirón

3

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el señor MAURICIO ADRIÁN

VILLACRÉS JIRÓN, bajo mi supervisión.

------------------------------------------------ ING. LUIS TAPIA

DIRECTOR DEL PROYECTO

4

AGRADECIMIENTO

Son muchas las personas que me gustaría agradecer por el granito de arena que

de una u otra forma me prestaron de ayuda y que juntos llenaron un gran reloj, el

cual me dio el tiempo y la sabiduría necesaria para culminar mi trabajo.

A la Empresa Eléctrica de Cotopaxi en especial al Ing. Henry Calle, Ing. Marcelo

Villacís y a todo el departamento de control de Subestaciones por su apoyo para

lograr realizar el mejor trabajo posible.

A mi Director de tesis Ing. Luis Tapia por sus conocimientos, dirección pedagógica y

científica acertada.

A mis hermanos por brindarme su apoyo y conocimientos, quienes siempre

estuvieron ahí para aclarar mis dudas y compartir vuestras experiencias.

5

DEDICATORIA

A Dios quien es responsable de que haya logrado culminar mi meta.

A mis padres por su apoyo incondicional, ellos me han acompañado en todo

momento y de una u otra forma han colaborado y me han dado el impulso para

alcanzar el título de Ingeniero Eléctrico.

6

CONTENIDO GENERAL

I. OBJETIVOS, ALCANCE Y MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN

1.1 Introducción……………………………………………………………...12 1.2 Objetivo General…………………………………………………………14 1.3 Objetivos Específicos……………………………………………………14 1.4 Alcance……………………………………………………………………14 1.5 Justificación……………………………………………………………....15 1.6 Origen del proyecto o Problema………………………………………..16

II. GENERALIDADES

2.1 Sistema Eléctrico de Cotopaxi… ……………………………………17 2.1.1 Resumen Histórico de ELEPCO S.A……………………….17 2.1.2 Área de concesión…………………………………………….19 2.1.3 Fuentes de suministro de Energía Eléctrica………………..20 2.1.4 Generación Local……………………………………………...20 2.1.5 Nodos del SNI ………………………………………………...21 2.1.6 Sistema de Distribución Primario……………………………21 2.1.7 Descripción de las S/E existentes en ELEPCOS.A….……22 2.2 Cualidades de un Sistema de Protección…….……………………22 2.2.1 Protección de Sobrecorriente (50-51)……………………...23 2.2.2 Protección de Sobre Tensión y Baja tensión (59),(27)......26 2.2.3 Protección Direccional de Sobre Intensidad……………….27 2.2.4 Protección Diferencial de Barras (87B)……………..…......28

2.3 Arquitectura de una Subestación……………………………………..28 2.4 Conceptos Básicos ……………………………………………………34

2.4.1 Corriente de Corto Circuito………………..…………………..34 2.4.2 Corriente Nominal………………………………………………35 2.4.3 Voltaje Nominal…………………………………………………35 2.4.4 Voltaje tolerable………………………………………………...35 2.4.5 Nivel de aislamiento………………………………………...…35

7

2.4.6 Capacidad de interrupción…………………………….……...35 2.4.7 Limitación de corriente……………………………….……….36 2.4.8 Velocidad de Operación………………….…………………..36 III.- DISEÑO DEL SISTEMA DE CONTROL, PROTECCIÓN Y MEDIDA DE LA SUBESTACIÓN SAN RAFAEL. 3.1 Situación actual de la Subestación……………………………………………..37 3.2 Diagrama Unifilar de la Subestación San Rafael……………………………...41 3.2.1 Implantación Física de la Subestación San Rafael……………………42 3.3 Equipos existentes en la Subestación……………………………………........43 3.3.1 Equipos del patio de maniobras………………………………………...43 3.3.2 Equipos de sala de control…………………...………………………….47 3.3.3 Equipos auxiliares……………………………………………………......49 3.3.4 Características de los elementos de protección………………………51 3.4 Descripción del área problemática……………………………………………..57 3.5 Registro de parámetros eléctricos como: voltaje, corriente, potencia……..58 3.6 Cálculo de Corrientes de Corto Circuito del Sistema………………………..61 3.7 Dimensionamiento de barras de 13,8kV……………………………………….70 3.8 Dimensionamiento de Transformadores de Potencial y Transformadores de Corriente………………………………………………………………..………………71 3.9 Dimensionamiento de Interruptores. (52R8-T1, 52R8-L1, 52R8L2, 52R8L3)………………………………………………………………………………...87 3.10 Dimensionamiento de los Elementos de Protección del Sistema………....95 IV. Criterios para Automatizar la Subestación Sa n Rafael 4.1 Introducción……………………………………………………………………..104 4.2 Objetivos del control y la automatización……………………………………105 4.3 Control a distancia…………………………..………………………………....105 4.4 Sistema de Control y Adquisición de Datos… ……………………………...106 4.4.1 Requerimientos Sistema Scada………………………………………106 4.4.2 Requisitos para el sistema Scada…………………………………….107 4.4.3 Módulos del Sistema Scada…………………………………………..107 4.4.4 Señales de Adquisición de Datos…………………………………….108 4.4.5 Adquisición de Datos y Control de la Subestación………………...111 4.5 Software Aplicado para el Criterio de Automatizar………………………...114 4.5.1 Generalidades………………………………………………………….114 4.5.2 Programa de Adquisición de Datos………………………………….114 4.5.3 Programa de Base de Datos…………………………………………115 4.5.4 Interfaz Hombre Máquina…………………………………………….116 4.6 Hardware del Sistema………………………………………………………...119

8

4.6.1 Elemento de los ordenadores………………………………………..119 4.6.2 Equipos de la estación Central………………………………………122 4.6.3 Equipos en la Subestación…………………………………………...123 4.6.4 Red de Área local……………………………………………………..124 4.7 Telecomunicaciones en la Subestación San Rafael………………………125 4.7.1 Comunicación Con el centro de Control……………………………125 4.7.2 Diagrama Funcional de las Comunicaciones……………………..127 4.7.3 Protocolos de Comunicación………………………………………..127 V Evaluación Técnica Económica

5.1 Introducción…………………………………………………………………131 5.2 Objetivo de la Empresa Eléctrica de Cotopaxi………………………….132 5.3 Beneficios…………………………………………………………………...132

5.3.1 Beneficio por reducción de actividades de operación de la S/E..133 5.3.2 Beneficio anual por reducción de fallas…………………………...133

5.4 Costos de Inversión………………………………………………………..135 5.5 Análisis del proyecto……………………………………………………….136

5.5.1 Valor Presente………………………………………………………..136 5.5.2 Tasa Interna de Retorno TIR………………………………………..137 5.5.3 Relación Beneficio/Costo…………………………………………....137

5.6 Análisis de los Resultados………………………………………………..138 5.7 Período de recuperación de Capital……………………………………..138

VI Conclusiones y Recomendaciones…………………………………………1 39 VII Bibliografía………… ……………………………………………………………145 INDICE DE ANEXOS ANEXO 1.- Curvas de relés de sobrecorriente de fase. ANEXO 2.- Curvas de relés de sobrecorriente de tierra. ANEXO 3.- Curvas de daño del Transformador y Fusible a 69kV. ANEXO 4.- Calibración de los relés de fase. ANEXO 5.- Calibración de los relés de tierra. ANEXO 6.- Diagrama de Comunicaciones ANEXO 7.- Características Interruptor SHS2 ANEXO 8.- Diagrama 1 de Protecciones a Implementar en la Subestación San Rafael ANEXO 9.- Datos de parámetros Eléctricos de ELEPCO.

9

ANEXO 10.- Diagrama 2 Protecciones Subestación San Rafael. ANEXO 11.- Cálculo de Corrientes de Corto Circuito en Power World ANEXO 12.- Fotografías de la Subestación San Rafael INDICE DE FIGURAS 2.1 Curvas Características del relé de Sobrecorriente Instantáneo 2.2 Curva característica del relé de Sobrecorriente Temporizado 2.3 Curva Típicas para relés de Sobrecorriente 2.4 Curva característica del relé de Subtensión 2.5 Esquema de conexión del relé 87B 2.6 Esquema de barra simple 2.7 Esquema de barra seccionada por un disyuntor 2.8 Esquema de barra doble 2.9 Esquema de barra principal y transferencia 2.10 Esquema de barra con disyuntor y medio de salida 2.11 Esquema en anillo 3.1 Ubicación geográfica de la Subestación San Rafael 3.2 Diagrama unifilar de la subestación San Rafael 3.3 Circuito equivalente de un TC 3.4 Valores máximos de no saturación de un TC 3.5 Esquema de un TP 3.6 Tiempo de Interrupción de un Interruptor 3.7 Esquema del Interruptor 3.8 Esquema de aisladores del Interruptor 3.9 Mandos de control del Interruptor 3.10 Protección diferencial para el transformador 3.11 Equipo de protección multifuncional 4.1 Señales del RTU 4.2 Unidad de Adquisición de datos 4.3 Distribución del HMI 4.4 Característica de un Ordenador 4.5 Estructura LAN 4.6 Enlace con el centro de control 4.7 Diagrama de comunicaciones 5.1 Flujo de Fondo

10

RESUMEN

El presente proyecto está conformado por siete capítulos distribuidos de la

siguiente manera:

El primer capitulo encontramos el origen del proyecto, los objetivos: General y

específicos, la justificación y una breve introducción del tema en estudio.

El segundo capitulo trata de generalidades en el cual podemos encontrar como está

distribuido el Sistema Eléctrico de Cotopaxi, con un breve resumen histórico de

ELEPCO S.A , el área de concesión, las fuentes de suministro de energía eléctrica

que abastecen a sus usuarios y una descripción general de la generación local y

subestaciones existentes en la provincia de Cotopaxi. En este capitulo además

encontramos un marco teórico conceptual con términos muy importantes para el

desarrollo de este proyecto.

El tercer capitulo trata las condiciones actuales en la que se encuentra la

Subestación San Rafael, descripción de equipos del patio de maniobras y la sala de

control, haciendo un análisis de cuales elementos se tiene que cambiar para

optimizar el funcionamiento de la misma.

Para el diseño de los dispositivos eléctricos a implantar se calcula las corrientes de

cortocircuito y junto con los parámetros eléctricos proporcionados por ELEPCO

procedemos a dimensionar los TP, TC, barras, interruptores y elementos de

protección de los tres alimentadores.

En el cuarto capitulo se realiza la automatización de la Subestación san Rafael

usando un sistema SCADA que nos permite el registro automático de los

parámetros eléctricos en la Subestación y además que estos pueden llegar a la

11

estación de control denominada el “El calvario” de donde se podrá comandar el

funcionamiento de la misma, para el propósito se utiliza elementos de última

tecnología con protocolos y sistemas de comunicación que nos facilite el proyecto.

En el quinto capitulo encontramos un análisis técnico económico haciendo una

relación entre los beneficios y los costos por medio de métodos como el valor

presente, TIR, relación beneficio costo, determinando de esta manera la factibilidad

del proyecto.

En el sexto capitulo trata de las conclusiones y recomendaciones.

En el séptimo capitulo encontramos la bibliografía utilizada para el desarrollo de

este tema.

12

CAPITULO 1

1.1 INTRODUCCIÓN Los sistemas de suministro de electricidad, en sus cien años de existencia, tienen

gran relevancia aún cuando la sociedad no les conceda debida atención y los

recuerde únicamente cuando fallan, porque se ve privada de los innumerables

servicios que presta en el confort y la producción de bienes.

Dada esa importancia no se puede descuidar ninguno de sus componentes, como

son: estudios y análisis que permitan planearlos, diseñarlos, construirlos y operarlos

de la mejor forma posible.

El subsistema distribución en el área de las subestaciones ha estado descuidado o

por lo menos no ha recibido la atención que los otros componentes del sistema

eléctrico.

A medida que la electricidad cubre más necesidades del confort y de la producción,

la confiabilidad y disponibilidad del servicio adquieren cada vez mayor importancia.

Los clientes están menos dispuestos a soportar interrupciones del servicio y los

entes reguladores exigen cada vez mejores índices a las empresas eléctricas. Basta

considerar que una impresionante confiabilidad del 99,9% significa 8,75 horas de

falta de servicio en el año, para reconocer las dificultades que los responsables de

una operación segura de los sistemas de potencia tienen en sus manos. Se debe

resaltar que la seguridad de la operación de los sistemas eléctricos depende del

mantenimiento, de las estrategias de operación, de la disponibilidad del equipo y la

rapidez de respuesta ante una falla.

La confiabilidad comprende tres aspectos de importancia, la frecuencia de las

interrupciones, el tiempo de una interrupción y el número de clientes sin servicio. Las

13

pérdidas de servicio en un cliente provienen de problemas de confiabilidad en el

sistema de distribución.

En los Estados Unidos, de 90 minutos anuales de interrupciones entre el 70 y 80

minutos se atribuyen al sistema de distribución. Esto se debe a la topología radial

empleada en los sistemas de la mayor parte del mundo, al gran número de

componentes involucrados y a su dispersión y a la proximidad a los clientes.

Cabe destacar que los índices antes mencionados se atribuyen a fallas localizadas

en las Subestaciones de distribución, a pesar que en los países de primer mundo

existen sistemas de control y protección sofisticados, sin embargo estas

interrupciones no se pueden reducir al 0% debido a que los sistemas eléctricos

tienen mucha complejidad.

El control remoto de los sistemas eléctricos a nivel internacional comenzó en la

década de los años 60 y durante la de los 70 al remplazar dispositivos

electromecánicos tanto de control, medida y protección por equipos de estado sólido,

aún hoy quedan subestaciones que no se han integrado totalmente a la tecnología

de dispositivos electrónicos.

En nuestro país también se está adecuando los sistemas eléctricos como por

ejemplo en la Empresa Eléctrica Centro sur quién implemento el sistema de control

remoto Scada para lo cual se rediseñaron varios alimentadores, transformadores de

corriente, transformadores de potencial, seccionadores, disyuntores, es decir todo el

equipo de protección y medida para que tenga la tecnología adecuada para su

funcionamiento óptimo.

Por tal motivo, el propósito fundamental de esta investigación se basa en adecuar el

sistema de control, medida y protección de los alimentadores de la Subestación San

Rafael (ELEPCO), con el fin de obtener confiabilidad, flexibilidad y disminuir costos

de operación y mantenimiento del sistema.

14

1.2 OBJETIVO GENERAL

• Adecuar el sistema de control, medida y protección y determinar los equipos

necesarios para los alimentadores a nivel de 13.8kV. de la Subestación San

Rafael ELEPCO S.A.

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

• Dimensionamiento de los equipos primarios de medición y control (TC,TP).

• Diseño del sistema de protecciones de los alimentadores.

• Diseño del sistema de control y medición de los alimentadores.

• Diseño del sistema de automatización que permita el registro automático de

los parámetros eléctricos de los alimentadores.

• Diseño de la capacidad de corriente de las barras de la subestación.

• Especificación de los disyuntores a utilizarse en la Subestación (BIL, In, Isc,

modo de operación).

1.4 ALCANCE

El proyecto está orientado a modernizar la Subestación San Rafael, con el propósito

de tener un sistema de protecciones que permita la operación de la Subestación en

condiciones de mayor confiabilidad y en un margen de seguridad adecuado.

Para iniciar la adecuación del sistema de protecciones de la Subestación San Rafael

propiedad de ELEPCO S.A. se empezará especificando la corriente nominal,

corriente de cortocircuito, nivel de aislamiento para luego describir el nuevo equipo

eléctrico que se va a utilizar como: relés de sobre corriente, transformadores de

15

potencial, transformadores de corriente, disyuntores, relés de sobre voltaje y los

equipos de medición y control.

En este proyecto no existen especificaciones de montos ni recomendación de marca

de los dispositivos eléctricos a utilizarse, sin embargo se detallará las características

técnicas necesarias, en base a estos parámetros obtenidos se determinará un

protocolo de comunicaciones y los dispositivos requeridos para enlazar con el

centro de control.

1.5 JUSTIFICACIÓN JUSTIFICACIÓN PRÁCTICA.- Este proyecto se basa principalmente en la implementación de nueva tecnología en

las Subestaciones ya que estas han sido construidas hace años atrás por lo que

necesitan en la actualidad de confiabilidad y seguridad en el sistema de distribución.

El sistema de distribución tiene la función de suministrar energía a un gran número

de consumidores, sin limitación de voltaje de alimentación u otra restricción técnica

de cualquier naturaleza.

JUSTIFICACIÓN TEÓRICA.- Debido al avance de la tecnología existen diversas ofertas de equipos de

protección y medición las cuales disponen de funciones sofisticadas de gran

aplicación y de costos muy variables por lo que se considera importante el criterio de

ingeniería en el diseño y análisis comparativo para determinar la aplicabilidad de

los equipos garantizando la confiabilidad en las protecciones y el registro de

operación a un costo adecuado.

Aplicar en la selección de equipos los conceptos de protección redundante que se

ha considerado de alta prioridad en los últimos tiempos.

16

Este diseño es muy importante ya que es una base para implementar en

Subestaciones que tengan las mismas características en todo el país.

JUSTIFICACIÓN METODOLÓGICA.- Para la elaboración de este proyecto fue necesario realizar un estudio de la

capacidad actual de los alimentadores así como de los equipos de protección y

medida en base a registros de años anteriores.

Se ha determinado que existe una obsolescencia y degradación del sistema de

protecciones por lo que nos vemos en la necesidad de iniciar el estudio del nuevo

sistema de protección, control, transformadores de potencial y corriente y sistemas

de medición. Lo que se busca es garantizar la confiabilidad en el sistema de

distribución eléctrica.

1.6 Origen del Proyecto Los sistemas de medida, control y protección existentes en la Subestación San

Rafael, son equipos con tecnología electromecánica, que no satisface la operación a

su máxima capacidad por lo que es necesario colocar dispositivos digitales.

El avance de la tecnología en la elaboración del equipo eléctrico nos permite

optimizar el funcionamiento de la Subestación para poder suministrar energía a un

gran número de consumidores, sin limitación de voltaje de alimentación u otra

restricción técnica.

17

CAPITULO 2

II GENERALIDADES. 2.1 SISTEMA ELÉCTRICO DE COTOPAXI Se presenta los principales aspectos característicos de la Empresa eléctrica de

Cotopaxi tales como: Área de Concesión, Fuentes de Suministro de Energía,

Generación Local, Nodos del SNI, Subestaciones, etc.; Con la finalidad de conocer

datos técnicos del sistema Eléctrico y su entorno.

2.1.1 RESUMEN HISTÓRICO DE ELEPCO S.A. El 11 de abril de 1909 se conformó los Servicios Eléctricos Municipales. En esa

época era presidente del Municipio de Latacunga el coronel Justiniano Viteri. Esta

entidad fue la encargada de suministrar energía eléctrica que era producida por una

planta hidroeléctrica de 30kW, esta planta estaba ubicada en el Barrio Mira flores y

servia para alumbrar las principales calles céntricas de Latacunga.

Con el transcurso del tiempo fue creciendo la demanda y era necesario implementar

una nueva planta eléctrica; Y se inaugura la Central Hidráulica de 300kW en el río

Yana yacu en 1925. Su generación y distribución se realizaba a un voltaje de

110/220V.

Posteriormente se realizó el Proyecto Illuchi ubicado a 10km al oriente de la ciudad

de Latacunga. En 1951 el alcalde de turno Don Rafael Cajiao Enríquez inaugura la

Primera Etapa de dos grupos hidráulicos de 700kW cada uno. En la segunda etapa

se instaló el tercer grupo, 144kW que entró en operación en 1955.

En 1967 entró en operación la Central Illuchi 2 con un grupo de 1400 kW. Los

caudales del agua que se aprovechaba eran de las lagunas Oscacocha y Sala

Yambo y las captaciones de las acequias Retamales Ashpachoca y Dragones.

18

Con la implementación de estas nuevas centrales se cambio el nivel de voltaje del

Sistema de Distribución a 6300v; de esta manera el servicio eléctrico se extendió

hasta las parroquias rurales como: Aláquez, José guango, Guaytacama, Mulaló,

Tanicuchi, Toacazo, Pastocalle y a 29 recintos y caseríos; además se vendía en

bloques a los Municipios de Pujilí y Saquisilí.

El 2 de Mayo de 1975 el INECEL se hace cargo de la Administración de la energía

eléctrica de Cotopaxi y funda el Sistema Eléctrico de Latacunga, inmediatamente

inicia sus labores; sus primeras obras fueron las reparaciones de las primeras

centrales Hidráulicas y el revestimiento de 15km del canal de aducción. Luego en

1976 se inicia la modernización, remodelación integral y ampliación de las redes de

distribución de las zonas rurales de la provincia. Estas redes se construyeron

exclusivamente en postes de madera tratada y de hormigón con conductores de

aluminio con un voltaje de 13800 v, en 1983 este programa de remodelación fue

concluido, con lo cuál la empresa se dedicó exclusivamente a la ampliación y

expansión.

En mayo de 1977 el Sistema Eléctrico de Latacunga, se interconecta al Sistema

Nacional Interconectado mediante la subestación San Rafael y una línea de 69kV

hasta la ciudad de Ambato. Con este evento se inicia la ampliación sin precedentes

ya que se comienza a dar energía a varias fábricas antiguas y nuevas ubicadas en

la vía a Lasso. A la vez se comienza a promocionar la integración de los cantones

Salcedo, Pujilí, y Saquisilí.

Mediante convenios de administración y contratos de Fideicomiso se logra la

integración de los cantones al Sistema Eléctrico de Latacunga, en mayo de 1979

Salcedo, el 30 de junio de 1980 Pujilí y el 28 de marzo de 1982 Saquisilí.

El 1 de febrero de 1984 entra en funcionamiento la Empresa Eléctrica Provincial

de Cotopaxi SA, siendo sus accionistas INECEL y los Municipios de Latacunga,

Saquisilí, Salcedo y Pujilí.

19

En marzo de 1987 se inicia la construcción de la ampliación de las Centrales

Hidráulicas de Illuchi 2 con el financiamiento del INECEL y los fondos propios de la

Empresa. Esta ampliación tiene 5.2Mw dividido en dos grupos.

El 29 de diciembre de 1994 ingresan como accionistas del Consejo Provincial de

Cotopaxi y el Municipio de Pangua. El 6 de febrero del 2001 ingresaron los

Municipios de Sigchos y la Maná.

Actualmente la Empresa Eléctrica Provincial de Cotopaxi tiene un área de concesión

de 5556 2km .

ELEPCO SA tiene la misión de proveer potencia y energía eléctrica dentro de su

área de concesión en forma eficiente, confiable y continua a un precio establecido

por los órganos reguladores de energía eléctrica del Ecuador.

2.1.2 ÁREA DE CONCESIÓN. La Empresa Eléctrica Provincial de Cotopaxi S.A. según sus estatutos está

autorizada para proveer servicio de energía eléctrica en la Provincia de Cotopaxi.

Las instituciones que la antecedieron fueron los Servicios Eléctricos Municipales y

luego el Sistema Eléctrico de Latacunga, pero durante la existencia de estas

instituciones su infraestructura técnica era muy limitada y estaba muy alejada al

cantón La Maná, el cual se encuentra en los confines occidentales, motivo por el cual

La Empresa Eléctrica EMELGUR, extendió su influencia a este cantón y electrificó

la Ciudad de La Maná y varios de sus recintos tales como: Chipe-Hamburgo, El

Toquillal, Tres Coronas, Manguila y San Pablo.

Por similares razones, la Empresa Eléctrica Ambato dio servicio en el extremo sur

al sector de Cunchibamba.

Para la distribución y comercialización de la energía eléctrica, ELEPCO S.A., tiene la

concesión de los cantones: Latacunga, Salcedo, Pujilí, Saquisilí, Sigchos, Pangua y

parte de La Maná de la Provincia de Cotopaxi, con un área aproximada de 3.000

km. Las principales restricciones en la concesión del servicio, lo constituye la ciudad

20

de La Maná y las parroquias de Palo Quemado y las Pampas del cantón Sigchos,

que son servidas por las empresas eléctricas EMELGUR y Santo Domingo

respectivamente.

ELEPCO S.A., paulatinamente fue extendiendo sus redes eléctricas y actualmente

ha llegado a rodear las instalaciones de EMELGUR en la Maná, impidiendo su

avance y de igual manera a las otras dos empresas vecinas de Ambato y Quito.

Cabe mencionar que la concesión del cantón La Maná Se encuentra en trámites

para la asignación de la totalidad de su área a la Empresa Eléctrica de Cotopaxi.

2.1.3 FUENTES DE SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA. El sistema eléctrico de ELEPCO S.A. Cuenta con fuentes propias de generación de

energía, la cual está conformada por cinco Centrales Hidráulicas, ubicadas en

diferentes sectores de la provincia. La capacidad instalada, disponible para la

generación de energía eléctrica, suma 15.2MVA de potencia total.

2.1.4 GENERACIÓN LOCAL Las centrales de generación local de mayor aporte energético son las centrales

hidroeléctricas denominadas como: Illuchi 1 e Illuchi 2, cada una con capacidades

de 5.24MVA y 6.5MVA respectivamente. Estas centrales se encuentran ubicadas en

la parroquia de Pusuchisí, al oriente de la ciudad de Latacunga aproximadamente a

10 Km. de distancia. Las centrales hidroeléctricas de menor aporte, se encuentran

en el sector occidental de la provincia y estas son: El Estado en el cantón la Maná,

con 2.13 MVA; Catazacón en el cantón Pangua, con 1.0 MVA y Angamarca en el

cantón Pujilí con 0.375MVA.

Angamarca tiene como particularidad, la forma aislada en que operan su sistema

eléctrico, respecto del resto que corresponden a ELEPCO S.A.

21

CENTRALES DE GENERACIÓN LOCAL:

Central Illuchi 1 Illuchi 2 El Estado Catazacón Angamarca Generación Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Capacidad (kVA.)

5244 6500 2125 1000 375

Voltaje(V) 2400 2400 4160 440 4160 Frecuencia(Hz.) 60 60 60 60 60 Fp. 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 N.- Grupo 4 2 2 2 2 Año servicio 1951 1979 1986 1991 1994 2.1.5 NODOS DEL SNI Son dos los nodos de interconexión con el Sistema Nacional, para provisión de

potencia y energía del mercado eléctrico mayorista. Por la ubicación estratégica

dentro del sistema eléctrico de ELEPCO S.A. y por la cantidad de potencia y

energía que fluye por él, toma mayor importancia el nodo ubicado en la Subestación

Mulaló que significa el 62,7% de la energía eléctrica consumida.

La Subestación Mulaló se conecta a la línea de transmisión Pucará – Santa Rosa

a 138kV mediante un auto transformador LTC de 50/63 MVA, que reduce el voltaje

de 138kV a 69 kV para ingresar a la red de la sub. Transmisión de ELEPCO.

El otro nodo fuente está en la subestación Ambato, normalmente dota de energía

solo al cantón Salcedo. Esta Subestación se interconecta con las líneas de

transmisión Pisa- yambo-Totoras a 138kV del SNI y cuenta con un transformador de

33/44MVA, que reduce el voltaje de 138 a 69kV; no dispone de regulación

automática bajo carga.

2.1.6 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIO El sistema de distribución primario es exclusivamente de tipo radial, a un nivel de

voltaje de 13.8kV. En las ciudades de Latacunga y Pujilí se encuentran instaladas

líneas subterráneas a 13,8kV en los centros históricos y redes de distribución áreas

al mismo voltaje en las periferias de los centros históricos.

22

El sistema de distribución tiene 28 alimentadores primarios.

En resumen el sistema primario tiene 2700km de redes.

El sistema de transformadores de distribución actualmente se compone de 4451

transformadores monofásicos y trifásicos, con la capacidad de 103,83MVA, con lo

que se cubre las necesidades de energía a baja tensión de los usuarios.

2.1.7 DESCRIPCIÓN DE LAS S/E EXISTENTES EN ELEPCO S.A. Las Subestaciones de distribución del sistema ELEPCO S.A. cuentan con 74,25

MVA de capacidad instalada y las Subestaciones de elevación en las centrales de

generación cuentan con 15,62MVA.

En la provincia de Cotopaxi existen las siguientes Subestaciones:

SUBESTACIÓN VOLTAJE (kV) CONEXIÓN CAPACIDAD (MVA) S/E SALCEDO 69/13,8 Dy1 10/12,5 S/E SAN RAFAEL 69/13,8 Dy1 10/13 S/E EL CALVARIO T1 23/13,8 Dy1t 4/5,2 ILLUCHI 1 2,4/22,0 Dy 3x 1,75 ILLUCHI2 2,4/13,8 – 69/13,8 Yd5 6,5 S/E LA COCHA 69/13,8 Dy1 10/12,5 S/E LASSO T1 69/13,8 Dy1 10/12,5 S/E LASSO T2 69/13,8 Dy1 20 S/E MULALO 69/13,8 Dy1 10/12,5 S/E SIGCHOS 4,16/13,8 Dy1 5,0 S/E EL ESTADO 0,44/13,8 Ynd11 2,5 S/E CATAZACON 4,16/13,8 1,0 S/E ANGAMARCA 0,375 2.2 Cualidades de un Sistema de Protección. Para que un sistema de protección sea realmente eficaz debe satisfacer una serie de

cualidades.

Estas son: Fiabilidad, Velocidad, Sensibilidad, Selectividad.

FIABILIDAD.- Es la propiedad que ha de tener una protección para que actúe única

y exclusivamente cuando deba hacerlo. Es decir debe tener un alto índice de

seguridad no dando lugar a las desconexiones falsas.

23

VELOCIDAD.- Cuando la falla se encuentra dentro de la zona protegida, la actuación

de la protección debe ser lo más rápido posible.

Los daños producidos por el defecto serán menores cuanto menor sea el tiempo

que dure el mismo.

SELECTIVIDAD.- Se relaciona con los mínimos valores de entrada que produce la

operación de un relé pick-Up.

2.2.1 Protección de Sobre corriente (50-51) Los dispositivos de protección contra sobre corrientes son los elementos que han

sido contemplados para proteger los sistemas eléctricos de los daños por sobre

carga y corriente de corto circuito.

Estos dispositivos cumplen una función extremadamente importante. La protección

para sobre corriente para conductores y equipos se proporciona con el propósito de

interrumpir el circuito eléctrico, si la corriente alcanza un valor que pudiera causar

una temperatura excesiva y peligrosa en su conductor o en su aislamiento.

Los dispositivos de protección contra sobre corriente, deben cumplir los siguientes

requerimientos:

• Ser completamente automáticos

• Transportar la corriente normal sin interrupción.

• Interrumpir lo antes posible las sobre corrientes.

• Ser fácilmente remplazables o restablecidos.

• Ser seguros bajo condiciones normales y de falla.

CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN: Una protección de sobre corriente para su operación considera generalmente dos

variables:

24

• Corriente Mínima de Operación.- Conocida como corriente “pick up”, es el

valor de ajuste de corriente sobre el cual se establece el inicio de operación

del relé.

• Tiempos de Operación.- se refiere a la característica de tiempos en los que

un relé emitirá su orden de operación.

Estos dispositivos de protección contra sobre corriente poseen dos características

de tiempo de operación, es decir pueden operar en forma instantánea o en forma

temporizada. La operación instantánea representa la actuación inmediata del

dispositivo de protección sin retardo intencional de tiempo. La operación temporizada

ha sido diseñada con tiempo intencional de retardo para el despeje de una

condición de falla.

Figura N.- 2.1 Curvas Características del Relé de Sobrecorriente Instantáneo.

En la característica ideal del relé instantáneo, el tiempo de operación es

independiente de la magnitud de la corriente siempre y cuando se supera la corriente

de arranque. En la característica de tiempo definido el tiempo disminuye a medida

que la corriente aumenta. En este relé solo se ajusta la corriente de arranque ya

que el tiempo queda automáticamente definido.

25

Figura N.- 2.2 Curva Característica del Relé de Sob recorriente Temporizado.

En el relé temporizado se puede observar que para una misma corriente el tiempo

de operación del relé puede ser diferente de acuerdo al ajuste del dial del tiempo. A

los relés temporizados se les ajusta la corriente de arranque (TAP) y el dial del

tiempo.

CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN STANDARD:

Relay Characteristic Equation (IEC 60255)

Standard Inverse (SI)

1

14,002,0 −

×=Ir

TMSt

Very Inverse (VI)

1

5,13

−×=

IrTMSt

Extremely Inverse (EI)

1

802 −

×=Ir

TMSt

Long time Standard earth fault 1

120−×=Ir

TMSt

IEEE Moderately Inverse

+

−= 114,0

1

0515,0

7 02,0Ir

TDt

26

IEEE Very inverse

+

−= 491,0

1

61,19

7 2Ir

TDt

Extremely Inverse (EI)

+

−= 1217,0

1

2,28

7 2Ir

TDt

US COB inverse

+

−= 18,0

1

95,5

7 2Ir

TDt

USCO2 Short Time Inverse

+

−= 01694,0

1

02394,0

7 02,0Ir

TDt

Figura N.- 2.3 Curvas Típicas para relés de Sobr e Corriente:

2.2.2 Protección de Sobre Voltaje y Bajo Voltaje (59) y (27). Los relés de sobre voltaje también pueden ser instantáneos y temporizados. Las

curvas características son semejantes a los del relé de sobre corriente.

Al ocurrir el sobrevoltaje, el relé actuará según el ajuste de voltaje de arranque

(TAP) cerrando un juego de contactos normalmente abiertos.

27

En función de la velocidad con la que ocurre un sobrevoltaje se producirá un tiempo

de respuesta dado. Se pueden generar señales de alarma o de desconexión según

se requiera en el proceso.

Los relés de sobrevoltaje pueden ser utilizados en esquemas de detección de fallas

a tierra, bien sean conectados en una esquina de una conexión delta-estrella a

tierra de los TP o midiendo el voltaje a través de una resistencia conectada entre el

neutro y la tierra.

Además de los relés de sobre voltaje, existen los relés de subtensión. Usualmente

estos relés tienen contactos de tipo “b”, lo cual implica que al bajar el voltaje por

debajo de un valor determinado el relé cierra sus contactos, ya que en condiciones

normales el voltaje es cercano al nominal y el relé mantiene sus contactos abiertos.

Figura N.-2.4 Curva Característica del Relé de Su btensión.

2.2.3 Protección Direccional de Sobre Intensidad (67). Son relés que se utilizan para operar ante un determinado sentido de la corriente

circulando y no operar cuando la corriente circula en sentido normal, ya sea

corriente de carga o de corto circuito.

28

2.2.4 Protección Diferencial de Barras (87B). Este relé, utilizado para protección de barras, resuelve el problema de corrientes

desiguales en los TC utilizando un relé de alta impedancia. Para fallas fuera de la

zona protegida, existirá un alto error en los TC conectados al circuito fallado, por lo

que un voltaje mayor al normal se establecerá en el relé de alta impedancia (1700-

2600 Ohmios) y por lo tanto se aplicará un voltaje mayor al TC con lo que se

incrementa su corriente de excitación.

Es decir el TC verá reducido su propio error por el efecto de la corriente circulando

por la impedancia del relé. Cuando la falla ocurre en la zona de protección, los

errores de los TC son pequeños por lo que la corriente circulando por la bobina del

relé 86 provocará su actuación.

Este relé provee un tiempo de disparo de entre 0,5 y 1,5 ciclos para fallas severas

en su zona de protección.

Figura N.-2.5 Esquema de Conexión del Relé 87B.

2.3 Arquitectura de una Subestación. Un esquema de Barras, es la disposición que presentan las barras o juegos de

barras por niveles de voltaje y que ofrecen mayor o menor nivel de flexibilidad en una

subestación eléctrica.

29

Dentro de los esquemas existentes en las subestaciones normalizadas de CADAFE,

para Transmisión, tenemos:

• Esquema de barra simple

• Esquema de barra seccionada por un disyuntor

• Esquema de barras simple con seccionadores en derivación (By-Pass)

• Esquema de barra doble (mixta)

• Esquema de barra principal y transferencia.

• Esquema de barra doble con disyuntor y medio

• Esquema en anillo

Figura N.-2.6 Esquema de Barra Simple

Está conformado por una sola barra continua a la cual se conectan directamente los

diferentes tramos de la subestación.

Utilización:

• Áreas donde los cortes de servicio afectan a cargas poco importantes.

Ventajas:

30

• Fácil operación e instalación simple.

• Costo reducido

• Requiere poco espacio físico para su construcción.

• Mínima complicación en la conexión de los equipos y el esquema de

protecciones.

Desventajas:

• No existe flexibilidad en las operaciones (El mantenimiento de un

disyuntor exige la salida completa del tramo involucrado).

• Falla en barra interrumpe el servicio totalmente

• Las ampliaciones de barra exigen la salida de la subestación en su

totalidad.

Figura N.-2.7 Esquema de barra seccionada por un di syuntor.

Está constituido por dos (2) barras principales, con posibilidad de acoplamiento entre

sí mediante un disyuntor y sus seccionadores asociados.

Utilización:

31

• En el diseño normalizado de las subestaciones tipo: Con acoplador de

barra.

Ventajas:

• Mayor continuidad del servicio

• Fácil mantenimiento de los tramos conectados a la barra

• Requiere poco espacio físico para su construcción.

• Para fallas en barra, queda fuera de servicio el tramo de la sección de

barra afectada.

Desventajas:

• Falla en barra puede originar racionamiento.

• El mantenimiento de un disyuntor deja fuera de servicio el tramo al

cual está asociado.

Figura N.-2.8 Esquema de barra doble (mixta).

Está constituido por dos (2) barras principales, las cuales se acoplan entre sí mediante un disyuntor y sus seccionadores asociados.

Utilización:

32

• En las instalaciones relacionadas directamente con la red troncal del

sistema interconectado.

Ventajas:

• Las labores de mantenimiento pueden ser realizadas sin interrupción

del servicio.

• Facilita el mantenimiento de seccionadores de barra, afectando

únicamente el tramo asociado.

Desventajas:

• La realización del mantenimiento en un disyuntor de un tramo,

requiere la salida del tramo correspondiente.

• Requiere de gran espacio físico para su construcción.

Figura N.-2.9 Esquema de barra principal y transfer encia.

Está constituido por una barra principal y una de transferencia, que permita la

transferencia de tramos.

Ventajas:

33

• Permite la transferencia de carga de un tramo, durante el

mantenimiento del disyuntor correspondiente.

• Facilita el mantenimiento de seccionadores de línea y transferencia,

afectando únicamente el tramo asociado.

• Requiere de poco espacio físico para su construcción.

Desventajas:

• Para la realización del mantenimiento de la barra y los seccionadores

asociados, es necesario desenergizar totalmente la barra.

Figura N.-2.10 Esquema de barra doble con disyuntor y medio de salida.

Constituido por dos (2) barras principales interconectadas a través de dos (2) tramos

de disyuntor y medio (1-1/2) a los cuales las salidas están conectadas.

Utilización:

• En el diseño normalizado de las subestaciones tipo: Nodal 400 T

Ventajas:

• No necesita tramo de enlace de barra

34

• El mantenimiento de un disyuntor se puede realizas sin sacar de

servicio el tramo correspondiente.

Desventajas:

• Para la realización del mantenimiento de los seccionadores

conectados directamente al tramo, es necesario dejar fuera de servicio

el tramo correspondiente.

• Requiere gran espacio físico para su construcción

Figura N.- 2.11 Esquema en Anillo

Características:

• Tiene al menos dos caminos para el flujo de potencia.

• La calidad del producto es alto.

• Calidad de servicio eléctrico es alto.

• Se utiliza en zonas de densidad de carga alta.

2.4 Conceptos Básicos. 2.4.1 Corriente de Corto Circuito.

La corriente de cortocircuito es el valor de corriente superior a la nominal que

aparece cuando se produce una falla en el sistema.

35

2.4.2 Corriente Nominal. La corriente nominal de un dispositivo de protección viene determinada por la

corriente nominal de los equipos que protege. Un dispositivo de protección no debe

tener una corriente nominal menor a la corriente máxima ( condiciones de

emergencia) del circuito que está protegiendo. La corriente nominal de un dispositivo

de protección debe ser mayor igual que la del circuito protegido, incluyendo un

margen razonable para ampliaciones futuras.

2.4.3 Voltaje Nominal.

Es el voltaje eficaz línea a línea para el cual se diseña el sistema y al cual se

relaciona sus principales características.

Es importante destacar que el costo de los componentes del sistema se incrementa

con el voltaje, de manera que no tiene mucho sentido utilizar dispositivos con

tensiones mayores a las necesarias. Por esa razón, el voltaje nominal de los

dispositivos de protecciones debe coincidir con el voltaje nominal del sistema.

2.4.4 Voltaje tolerable. Es el máximo voltaje eficaz que puede soportar una aislamiento de forma

prolongada sin que se afecte la vida útil de la misma.

2.4.5 Nivel de Aislamiento. Está constituido por al menos dos tipos de voltajes tolerables siendo uno de ellos

el voltaje de impulso tolerable.

2.4.6 Capacidad de Interrupción. La capacidad de interrupción de un dispositivo de protección debe ser mayor de la

máxima corriente de cortocircuito que se pueda presentar en el circuito protegido. Sí

la capacidad fuese menor, el dispositivo sería incapaz de interrumpir la falla

36

pudiendo ocasionar daños irreversibles, e incluso pudiendo explotar con riesgo de

ocurrencia de accidentes.

2.4.7 Limitación de Corriente. Si un dispositivo interrumpe la corriente en menos de medio ciclo se dice es un

limitador de corriente. Las ventajas de estos dispositivos son múltiples:

• Al limitar la corriente se limita el calor generado y por lo tanto se protege

mejor el aislamiento.

• Al operar en tiempos tan breves, permiten que los dispositivos de protección

más cercanos a la fuente tengan tiempos de operación menores.

2.4.8 Velocidad de Operación. La velocidad de operación que se requiere de los dispositivos de protecciones

depende de varios factores:

• Capacidad térmica de los equipos protegidos. Un dispositivo de protección

contra sobrecarga debe operar antes de que el equipo sufra daños.

• Un dispositivo de protección no puede operar tan rápido que no le de

oportunidad al dispositivo de protección que esté mas cercano a la falla.

• Entre mas alta sea la corriente de cortocircuito, menor debe ser el tiempo de

operación. Todos los dispositivos de protección cumplen esta función ya que

su característica es de tiempo inverso.

37

CAPITULO 3 III.- DISEÑO DEL SISTEMA DE CONTROL, PROTECCIÓN Y MEDIDA DE LA SUBESTACIÓN SAN RAFAEL. 3.1 Situación actual de la Subestación San Rafael. La Subestación San Rafael se encuentra ubicada en la provincia de Cotopaxi, Cantón Latacunga, sector urbanización las Fuentes, sur este de Latacunga, sus límites geográficos son: Al norte la calle Río Pumacunchi, al sur conjuntos habitacionales, al oeste Avenida Río Cutuchi y al este la Calle Río Tigre. La llegada desde la subestación Mulaló a 69kV es por el oeste y la salida de los tres alimentadores lo realiza por el este. La descripción más detallada de los alimentadores lo observamos más adelante.

Figura N.- 3.1 Ubicación geográfica de la S/E

38

La salida de servicio de la Subestación San Rafael ubicada en la ciudad de

Latacunga causa inconvenientes y molestias a sus usuarios, estos problemas son

ocasionados por los siguientes factores:

• El crecimiento de la red eléctrica en la Empresa Eléctrica de Cotopaxi ha

ocasionado cambios considerables en el funcionamiento de las

Subestaciones, por ejemplo el nuevo punto de conexión al Sistema nacional

Interconectado por la Subestación Mulaló eleva los niveles de cortocircuito en

su red por lo que el sistema requiere un cambio en los sistemas de

protección.

• Las unidades que mas operan son las protecciones de fase tierra

temporizadas (51N) e instantáneas (50N), por el mal estado de

funcionamiento en el que se encuentran los transformadores de potencial y de

corriente en los niveles de 69kV y 13,8kV respectivamente. Los mismos que

no ayudan un funcionamiento coordinado en el sistema de protecciones.

Patio de Maniobras:

La Subestación presenta una configuración de barra simple, a los cuales están

conectados los terminales de alta del transformador y baja a la barra de 13,8kV

La Subestación San Rafael dispone de un transformador de 10/13MVA del cual

parten tres alimentadores con un nivel de voltaje de 13,8kV.

El transformador principal de la Subestación presenta una buena apariencia física y

no se observa señales de deterioro, en el aspecto funcional se considera un buen

estado según el programa de mantenimiento efectuado.

Los interruptores de los alimentadores así como también el del lado de baja del

transformador principal pese a los programas de mantenimiento, tienen un nivel

moderado de obsolencia. Por el crecimiento de la carga y el incremento de las

corrientes de cortocircuito es necesario ser remplazados. Los Transformadores de

39

potencial y de corriente con el crecimiento de la carga y sus años en servicio

presentan dificultades para un óptimo funcionamiento.

Los equipos restantes como seccionadores, pararrayos y aisladores, presentan un

buen estado funcional, debido a los programas de mantenimiento realizados.

Sala de Control:

Con la adquisición de equipos recomendados en este estudio es necesario una sala

de control más amplia y adecuada la misma que próximamente estará ya en

funcionamiento. Los paneles de control, medición y alarmas actuales servirán como

base para la implantación de los nuevos equipos recomendados.

Servicios Auxiliares:

El transformador de servicios auxiliares presenta un buen estado de

funcionamiento.

El banco de baterías está en óptimas condiciones pero se le reubicará en un

espacio de la nueva sala de control.

Alimentadores:

En la actualidad presenta inconvenientes de medición de los parámetros eléctricos

debido al deterioro de los equipos ya anteriormente mencionados.

La cargabilidad de los alimentadores se encuentra bien distribuida y no presenta

mayores dificultades.

Según el plan de mantenimiento se realizaron pruebas termográficas en que se

observó varios puntos calientes en la barra de 13,8KV, por lo que es necesario un

nuevo dimensionamiento de la misma.

Los alimentadores son los siguientes: El alimentador 1 denominado Brigada Patria –

La Calera con el código 52SR8-L1 alimenta a lo siguiente:

URBANIZACIONES: Los Nevados, Maldonado Toledo, Nueva Vida, Vertientes del

Cotopaxi, La Calera, Zumbalica, Escalera Loma, Patután, Santo Domingo, Tennis

Club, Brigada Patria Coliseo, San Felipe desde la avenida 5 de Junio hacia el norte,

40

Urbanización los Grupos, Federación de Barrios. FABRICAS: Cervecería Andina,

Granja de Don Diego, Motel el Castillo, ILREPSA, EXPLOCEM.

El alimentador 2 denominado Pujilí Central el Estado con el código 52SR8-L2

dispone de un interruptor nuevo marca Siemens alimenta a:

URBANIZACIONES: Las Fuentes, Bedoya, Mecánicos, Ciudadela del Chofer,

Rumipamba, Vásconez Cuvi, Los Molinos, Los Pinos, San Rafael, Niagara Mirador,

Colinas del Niagara.

BARRIOS: Angamarca, Aguallaca Grande, San Juan, Guapulo, Sinchaguasín.

CANTÓN PUJILÍ: Sectores urbanos y rurales como Patoa de Quevedos, Isinche,

Jesús de Nazareth, La Merced, San Juan, Tres de Mayo, Isinche Grande, La Gloria,

etc. El alimentador 2 tiene una longitud de 74,6km desde San Rafael hasta La

Central El Estado. Los alimentadores están distribuidos de la siguiente manera:

NOMBRES DISTANCIA CALIBRE

San Rafael hasta Pujilí 12km 3/0

Pujilí hasta Zumbahua 31km 3/0

Zumbahua hasta Apahua 7km 3/0

Apahua hasta Pilalo 12,5km 3/0

Pilalo hasta Esperanza 8,7km 3/0

Esperanza hasta el Estado 3,4km 3/0

Total 74,6

La central El Estado se encuentra ubicada en la Provincia de Cotopaxi, Cantón Pujilí,

parroquia El Tingo (Guango). La altura de montaje es 400 m.s.n.m y la potencia

instalada es de 2,13MVA, es una central Hidráulica.

El alimentador 3 denominado EL NIAGARA con el código 52SR8-L3 alimenta a los

siguientes sectores:

San Rafael, El Chan, San Juan, Barrio el Mirador, Los Nevados, Las Fuentes,

Terminal terrestre, Gasolinera Terán, José Peralta, Clínica Continental, Lavadora

Porras.

41

3.2 Diagrama Unifilar de la Subestación San Rafael.

Figura N.- 3.2 Diagrama Unifilar de la Subestación

42

3.2.1 Implantación Física De la Subestación San Rafael

X X

X

S

S X

CALLE DE ACCESO 2 A LA SUBESTACIÓN

21 mLLEGADA A LA SUBESTACIÒN DESDE MULALÓ

69 KV

AVENIDA RÍO CUTUCHI ESTE 63 m

6.30 m

6 m

4.80 m

SU

R

CA

LL

E D

E A

CC

ES

O 1

A L

A S

UB

ES

TA

CIÓ

N

6.70 m ALTUIRA ESTRUCTURA 12 M

LLE

GA

A L

A S

UB

ES

TA

CIÓ

N

DE

SD

E A

MB

AT

O 6

9 K

V

SECCIONADOR89R9-5

BARRAS 69 KW

BARRA 69 KV

DISYUNTOR

50R9-M

1.50 m 9.50 m

1.50 m

5.9 cm

1.90 m

3.40 m

NO

RT

E R

IO C

AL

LE

PU

MA

CU

NC

HI

49

m

SALA DE CONTROL

BANCO DE BATERIAS

X

CASETA GUARDIA

1.30 m

16.5 m

En

trad

a a

lasu

be

stació

n

23.60 m

AlturaEstructura

12 m

CALLES INTERIORES A LA SUB ESTACIÓN

89R9-T1

TD

ALIMENTADOR 5M 350 MCM ALUMINIO

TRANSFORMADOR PRINCIPAL3M

52R8-T17m

BARRA 13.8 KVALTURA TORRES 9 m

1.50 m

1.50 m

5.60 m

4 m6 m

L3 L1 L2

CALLE DE ACCESO 3 A LA SUBESTACIÓN

0.40m

ALTURA DE ESTRUCTURA

9m

7 m

2.50 m

18.40 m

9.5 m

6.6

0 m

19

m

1.90 m

CALLE RIO TIGRE OESTE

O

E

43

3.3 Equipos existentes en la Subestación. A continuación mencionaremos los equipos y elementos principales existentes en

la subestación. La disposición de los equipos se encuentran en los anexos.

3.3.1 Equipos del patio de maniobras.

• Transformador Principal : Conexión Triangulo -Estrella

Potencia 10/13MVA

HV 69kV

LV 13,8kV/ 7,967

Temperatura 55 C°

Type ONAN/ONAF

Frecuencia 60Hz

Potencia (%) 6,87%

Enfriamiento Oil

Order N.- T-70779

Impedancia 63987 Ω

Date 1974

Conexión Dyn1

• Un interruptor 69kV 52R9M3

Marca Mitsubishi

Electric

Corporation

Japan

Serie Co16423

44

Fecha 1987

Tipo 70-5FMT-25B A

(SF6)

Tensión Nominal 72,5kV

Corriente Nominal 600A

Frecuencia 60Hz

Tensión Impulso 350kV

Corriente de

Interrupción Nominal

20kA

Tensión de Cierre 125VCD

Peso del gas 12kg.f/ 2cm

Tensión y frecuencia

del circuito auxiliar

240kV—60Hz

Tensión de apertura 125VCD

• Dos Seccionador 89R9-R Tripolar de Cuquillas

• Un Seccionador 89R9T1 Tripolar de cuchillas 69kV.

• Tres transformadores de Tensión

Tienen las siguientes características:

Marca ARTECHE

Tipo / Type UTB-72

Número 98484512 1998

Voltaje Primario 69000/ 2 3

Born/sec.T 1a –in 2 a-2n

45

Voltaje secundario

3

115

Potencia 50VA

Clase 0,5

Cat.temp/temp.cat °− 25 / C°140

Voltaje 72,5/140/350

Frecuencia 60Hz

Factor Tensión 1,9Un/8h

Peso total 115kg

Peso aceite 24kg

• Tres Transformadores de Corriente

Marca ASEA

Fabricado En Suecia

Número 6508218

Norma ANSI C.57.13

Nivel de

aislamiento

650kV

Voltaje Nominal 69kV

Peso Total 1200kg

Carga Bo 2-2.0

Clase 0,3 C200

Inclinación máxima C°60

46

• Juego de aisladores de 69kV para los diferentes pórticos.

• Interruptor 52R9-S

Marca ASEA Made in Sweden

Tipo HLR 84/2001

Número 2207455

Contrato L3529.1095-13

Tensión 69kV

Nivel de aislamiento 450-185kV

Frecuencia 60 Hz

Corriente nominal 2000 A

Masa aceite 135kg

Año de producción 1974

Simetría 25,1kA

Asimetría 28,9kA

Factor del primer polo 1,5

Corriente de cierre 74kA

Corriente de corte 25,8kA

Duración 3 s

Norma IEC56

• Tres pararrayos línea Ambato de 69kV

• Tres pararrayos línea Mulaló de 69kV

• Nueve pararrayos de las salidas de los alimentadores de 15kV.

47

Estos pararrayos tienen las siguientes características:

Clase Tipo estación

Tensión nominal 15kV

Peso 50kg

Corriente

Nominal

8kA---- 2kA

Nivel de

aislamiento

72kV

Estos dispositivos mencionados anteriormente son elementos colocados a nivel de

69kV.

3.3.2 Equipos de la Sala de Control

• Un interruptor 52R8-L2

Marca Siemens

Tipo 3AH1263-2

Número de Serie 3AH/0001470

Voltaje Nominal (Ur) 24,0kV

Frecuencia 50/60Hz

Corriente de Corto circuito

(Isc)

20,0kA

Up 125kV

Auo Const 2000

Corriente Nominal (Ir) 1250A

Tiempo de cierre 3s

Masa 120kg

SIPROTEC 7SJ62

48

• Barras de Cobre para 13,8kV

Las barras que están operando en la actualidad según los datos proporcionados por

la Empresa Eléctrica de Cotopaxi son los siguientes:

Corriente nominal

520(A)

Ancho x Espesor

40x5mm

Sección 200 2mm Peso 1,78kg/m Temperatura 65 C° Nivel de Aisl. 72,5kV

• Transformadores de Corriente de barras

• Transformadores de potencial de barras de 13,8kV

• Transformadores de corriente del alimentador L1



• 1 Seccionador Tripolar de cuchillas de 13,8kV (servicios Auxiliares).

Las características de los Transformadores de potencial a 13.8kV son las

siguientes:

Marca ARTECHE

AÑO 1998

Voltaje Primario 13800

Born/ Sec.T 2a – 2n

49

Voltaje Secundario 3

115

Burden 144VA

Clase 0,2

Temperatura CC °°− 40/25

Voltaje aislamiento 72,5/140/350KV

Frecuencia 60Hz

Factor Tensión 1.9Un/8h

Peso 100kg

3.3.3 Equipos Auxiliares.

Un transformador Trifásico de 225kVA

Potencia 225kVA

Frecuencia 60Hz

Type ONAN

Coolant Oil

Temperatura 85 C°

Alto Voltaje (HV) 13800V

(Triangulo)

Bajo Voltaje(LV) 220/127

(Estrella)

Full Wave Impulse 95kV

50

Level HV

Serie N.- 35118,02

Número T70779

Año 1975

LV 30

Coalant 90 Gals.

Peso total 2450kg

• Barras de cobre del centro de carga (servicios a auxiliares)

• Un Breaker caja moldeada de 100A - 600V Iluminación exterior.

• Un Breaker caja moldeada de 30A Iluminación del patio.

• Un Breaker caja moldeada de 30A iluminación caseta del guardia.

• Un Breaker caja moldeada de 30 A Para las nuevas instalaciones.

• Un Breaker caja moldeada de 30 A Reserva

• Un Breaker caja moldeada 70A 6 00V iluminación Oficinas

• Un Breaker caja moldeada 20 A 600V Tomacorrientes.

• Banco de baterías 125v Dc.

• Cargador del banco de baterías de 40 A.

51

3.3.4 Características de los elementos de Protección.

Todos los elementos de protección son de tipo electromecánico.

Elementos o Relés de Protección de la Línea 1 denominada Brigada Patria – La

Calera (52SR8-L1) de 13,8kV.

• Tres relés para las tres fases (50-51).

Marca CANADIAN GENERAL ELECTRIC

Model IAC 53B4A

Type IAC

Very Inverse Time 4-16 A

Cycles 60

Instantaneus Unit 20-80 A

Made in Canada

Instructions 263 Parts

Bulletin GEF 388/C

• Un relé (50-51N).

Marca CANADIAN GENERAL

ELECTRIC

Model 53B3A

Type IAC

Type 5-2 A

Cycles 60

Instructions 263 parts bulletin CEF

3883C


52

Made in Canada

• Un relé (79)


Type Model NLR11A7A

Volts 125 cycles Dc

Peclosing Time Cam setting x Step time

Total Reclosing

Time

36 x Step time

Instructions GEI-1303

• Un relé (27C)


Type Model N.- HGA 11AS21

Volts 125 cycles Dc

Amp 3650 A

INST PGE11265

• Tres amperímetros de marca GENERAL ELECTRIC made in Canadá de

escala 0-150 A.

• Un Watímetro de marca CELSA de escala 0-8Mw.

53

Elementos o Relés de Protección de la Línea 2 denominada Pujilí – Central el

Estado (52SR8-L12de 13,8kV.

Debemos mencionar que se utiliza los mismos elementos de protección e

instrumentos de medida que en el caso de la línea 1.

Elementos o Relés de Protección de la Línea 3 denominada Niagara (52SR8-L3) de

13,8kV.

• Tres relés para las tres fases (50-51).


Model IAC 53B4A

Type IAC

Very Inverse Time 4-16 A

Cycles 60


Made in Canada

Instructions 263 Parts

Bulletin GEF 388/C

• Un relé (50-51N).

Marca CANADIAN GENERAL

ELECTRIC

Model 53B3A

Type IAC

54

Type 5-2 A

Cycles 60

Instructions 263 parts bulletin CEF

3883C


Made in Canada

• Dos relés (27C)


Type Model N.- HGA 11AS21

Volts 125 cycles Dc

Amp 3650 A

INST PGE11265

• Tres amperímetros de marca GENERAL ELECTRIC made in Canadá de

escala 0-300 A.

• Un Watímetro de marca CELSA de escala 0-6Mw.

Elementos de protección del lado de Baja (13,8kV) del Transformador principal

• Tres relés (51)


Type Model 1AV 54E1A

Volts 115 cycles 60

Prop Outvolts 55-140

55

Un relé (27)


Type Model 1AV 54E1A

Volts 115 cycles 60

Prop Outvolts 55-140

Made in Canada

Un relé (81)


Type Model CFF 12 A63 A TF

Volts 115 cycles 60

Close Left 56-595 cycles

Aux control

circuits

125V

Target Seal 0,2-2,0

Instructions GEK27863

Parts Bulletin GEF3857A

Made in Canadá

Un relé (51N)


Type IAC 53 A3A

Very Inverse Time 0-5,2 A

Instructions 263 parts Bulleting

Made in Canadá

56

• Un voltímetro de marca GENERAL ELECTRIC de escala 0-18 kV.

• Un amperímetro de marca GENERAL ELECTRIC de escala 0-600 A.

• Un watímetro de marca GENERAL ELECTRIC de escala -15-15 MW.

• Un varímetro de marca GENERAL ELECTRIC de escala -7,5-7,5Mvars.

Elementos de protección del lado de Alta (69kV) del Transformador principal.

Tres relés (51)


Type Model IAC 53 A1 A

VeryInverse

Time

4-16Amp

Cycles 60

Made in Canadá

Tres relés (87T)


Type Model BDD15B16ATF

Corriente 5 Amp

Voltaje 48/125Dc

Pickup 0,30 X TAP

57

Un relé 27C


Type Model n.- HGA11AS2F

Volts 125Dc

Amp 3650A

Un relé (27T1).


Type Model n.- HGA11AS2F

Volts 125Dc

Amp 3650A

3.4 Descripción del área problemática. En las últimas décadas, debido a su crecimiento, la red del sistema eléctrico de

ELEPCO ha tenido cambios importantes en cuanto a su topología siendo el más

importante el nuevo punto de conexión al Sistema Nacional Interconectado por la

subestación Mulaló. Este cambio ha ocasionado una elevación de los niveles de

cortocircuito en su red, por lo que el sistema requiere de un estudio en el sistema de

protecciones para estar acorde a la situación actual.

Con estos antecedentes la Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi considera

importante el estudio realizado en la subestación San Rafael.

En los últimos años a nivel mundial y en particular en nuestro país se ha venido

modernizando los sistemas eléctricos especialmente en las Subestaciones ya que el

sistema de control, protección y medida se lo realizaba mediante equipos

electromecánicos; los mismos que se han venido remplazando por elementos

electrónicos y digitales que nos brindan las siguientes ventajas:

• Incrementa la confiabilidad del sistema y rápido diagnóstico de los eventos.

58

• Mayor flexibilidad en las maniobras de operación, mantenimiento y

reconexión.

• Flexibilidad para extensiones futuras.

• Control, medición, protección y supervisión del sistema eléctrico mediante

unidades remotas.

Por ello, la investigación de este proyecto se considera de gran importancia ya que

nos permitirá realizar una correcta coordinación de protecciones, eficaz registro de

los parámetros eléctricos, dándonos como consecuencia una eficiente toma de

decisiones que redundarán en beneficio de los usuarios o clientes de la Empresa

Eléctrica de Cotopaxi. Debemos mencionar que en la Subestación San Rafael se

implementará relés digitales.

3.5 Registro de parámetros eléctricos.

A continuación detallamos el registro de los parámetros eléctricos máximos y

mínimos tomados a diferentes horas y días como muestreo de los alimentadores

(L1, L2, L3 y barras), los mismos que nos servirán como base del cálculo para el

dimensionamiento de los equipos.

En la selección de datos se toma en cuenta las horas pico, o de mayor demanda, de

una base de datos históricos de los últimos meses del año 2007 que los encontramos

en los anexos.

Parámetros Eléctricos en las barras 13,8(kV): Fecha Imax. Imin. Vmax. Vmin. FPmax. FPmin. Mwmax. Mwmin. Mvarsmax. Mvarsmin. 31 de Mayo

353(A) 185(A) 13,8(kV) 13,4(kV) 1 0,77 8,1 3,5 3,1 1,5

3 de Julio

465(A) 158(A) 13,9(kV) 13,4(kV) 0,99 0,84 9,8 3,2 2,6 1,4

6 de Julio

420(A) 168(A) 13,9(kV) 13,4(kV) 0,99 0,83 10 3,5 2,6 1,5

14 de Junio

420(A) 158(A) 13,9(kV) 13,4(kV) 0,99 0,74 10 2,9 2,8 1,4

26 de Junio

370(A) 200(A) 13,9(kV) 13,5(kV) 0,99 0,70 8,5 4,5 2,5 1,1

59

Corriente máxima 465(A) Corriente mínima 158(A) Voltaje máximo 13,9(kV) Voltaje mínimo 13,4(kV) Potencia activa máxima 10(MW) Potencia activa mínima 2,9(MW) Potencia reactiva máxima 3,1(Mvars) Potencia reactiva mínima 1,1(Mvars) Factor de Potencia máximo 1 Factor de Potencia mínima 0,7 Llegada a la Subestación 13MVA

Parámetros Eléctricos en los alimentadores 13,8(kV): Alimentador 1 Brigada Patria – La Calera:

Fecha Imax. Imin. Mwmax. Mwmin. 31 de Mayo

144(A) 95(A) 3,35 2

3 de Julio

150(A) 73(A) 3,2 1,55

6 de Julio

150(A) 82(A) 3,2 1,76

14 de Junio

150(A) 78(A) 3,1 1,73

26 de Junio

149(A) 72(A) 3,5 1,5

Corriente máxima 150(A) Corriente Mínima 72(A) Potencia activa máxima 3,5(MW) Potencia activa mínima 1,5(MW)

60

Alimentador 2 Pujilí Central El Estado:


63(A) 30(A) 1,44 0,57

3 de Julio

60(A) 20(A) 1,39 0,40

6 de Julio

60(A) 20(A) 1,38 0,39

14 de Junio

60(A) 20(A) 1,40 0,38

26 de Junio

68(A) 15(A) 1,59 0,30


Alimentador 3 Niagara:


150(A) 54(A) 3,44 1,03

3 de Julio

150(A) 73(A) 3,20 1,55

6 de Julio

240(A) 54(A) 5,53 1,21

14 de Junio

240(A) 54(A) 5,59 0,95

26 de Junio

474(A) 47(A) 4,07 0,92


61

3.6 Cálculo de Corrientes de Corto Circuito del Sistema.

Con la ayuda del paquete computacional Power World versión 11.0 de propiedad de

la Empresa Eléctrica de Cotopaxi, se realizó la simulación de fallas trifásicas,

monofásicas y bifásicas en las barras y líneas de la Subestación San Rafael.

La simulación se realizó tomando la demanda máxima ya que para valores de

demanda mínima no influye debido a la lejanía de los generadores hacia la

Subestación, lo cual no afecta en el cálculo de corrientes de cortocircuito ya que se

toma en cuenta únicamente los valores de impedancia del sistema analizado.

Los cálculos fueron realizados tomando un voltaje base = 69kV y Potencia Base =

100MVA.

Cálculo de Corrientes de Cortocircuito en el Alimen tador 3: Niagara Datos del generador:

[ ][ ]

( ) ( ) [ ]

( )

43,1

40,061,47

37,19

61,47100

69

32,6676,15

14,1704,9

.13

0

21

22

0

21

=

===

=

Ω===

Ω+=Ω+==

−−−→=

Z

ZZ

Z

ZZ

MVA

kV

S

kVZ

jZ

jZZ

nSubestaciólaaLLegadaMVAS

pu

Base

REALpu

BBase

Datos del Transformador:

[ ]( )REDUCTORDyn

kV

KV

puXXX

MVAS

18,13

69

687,0

13/10

210

→

====

62

Datos de la Línea:

[ ] [ ][ ] [ ]

000008,0

000764,0arg

85,554,26012,98

88,174,6690,59

0

21

==−

=Ω+==Ω+==

Yc

ingChLine

pujZ

pujZZ

Simulación en el Programa:

PARAMETROS DEL GENERADOR:

63

Parámetros del Transformador:

Parámetros del Alimentador:

64

Calculo de Falla Trifásica En La Barra de 69kV:

Cálculo de la Falla Monofásica en la Barra de 69kV:

Cálculo de la Falla Bifásica en la Barra de 69kV:

65

Cálculo de la Falla Monofásica en el Alimentador:

Cálculo de la Falla Trifásica en el Alimentador:

Cálculo de la Falla Bifásica en el Alimentador:

66

Cálculo de la Falla Monofásica en la Barra de 13,8k V:

Cálculo de la Falla Bifásica en la Barra de 13,8kV:

Cálculo de la Falla Trifásica en la Barra de 13,8k V:

67

Resumen de resultados:

Fallas Barra 69KV Barra 13,8kV Línea Monofásica 1093,80(A) 4201,89(A) 3965,04(A) Trifásica 1934,78(A) 3638,59(A) 3531,23(A) Bifásica 1675,58(A) 3151,14(A) 3058,17(A)

Cálculo de Corrientes de Cortocircuito en el Alimen tador 1 Brigada Patria –La calera (SAQUISILI): Datos del generador:

[ ][ ]

( ) ( ) [ ]

( )

43,1

40,061,47

37,19

61,47100

69

32,6676,15

14,1704,9

13

0

21

22

0

21

=

===

=

Ω===

Ω+=Ω+==

−−−→=

Z

ZZ

Z

ZZ

MVA

kV

S

kVZ

jZ

jZZ

nSubestaciólaaLlegadaMVAS

pu

Base

REALpu

BBase


[ ]( )REDUCTORDyn

kV

KV

puXXX

MVAS

18,13

69

687,0

13/10

210

→

====

Datos de la Línea:

[ ] [ ][ ] [ ]

000008,0

000764,0arg

99,1621,1610,5

36,592,366,3

0

21

==−

=Ω+==Ω+==

Yc

ingChLine

pujZ

pujZZ

68

Simulación en el Programa: Es necesario mencionar que los cuadros de cálculo, parámetros de los equipos y obtención de la simulación son similares para los tres alimentadores, por lo que se resume los resultados en las dos líneas siguientes. (Revisar anexos).

Resultados obtenidos:


Cálculo de corrientes de cortocircuito en el Alimen tador 2 Pujilí Central El Estado: Datos del generador:

[ ][ ]

( ) ( ) [ ]

( )

43,1

40,061,47

37,19

61,47100

69

32,6676,15

14,1704,9

13

0

21

22

0

21

=

===

=

Ω===

Ω+=Ω+==

−−−→=

Z

ZZ

Z

ZZ

MVA

kV

S

kVZ

jZ

jZZ

nSubestaciólaaLlegadaMVAS

pu

Base

REALpu

BBase


[ ]( )REDUCTORDyn

kV

KV

puXXX

MVAS

18,13

69

687,0

13/10

210

→

====

69

Datos de la Línea:

[ ] [ ][ ] [ ]

000008,0

000764,0arg

60,2796,122919,463

89,809,31508,283

0

21

==−

=Ω+==Ω+==

Yc

ingChLine

pujZ

pujZZ

Simulación en el Programa:

Resultados obtenidos:


A continuación presentamos dos cuadros resumen del cálculo de las corrientes de

cortocircuito que se utilizará en el diseño de los dispositivos o equipos eléctricos

como TC, TP, interruptores, barras y sistemas de protección, así como también la

potencia aparente en los diferentes puntos de la Subestación.

Corrientes de

Falla

Barra 69kV

Tres

Alimentadores

Barra 13,8kV

Tres

Alimentadores

Alimentador1 Alimentador2 Alimentador3

Monofásica 3,28kA 12,62kA 3,58kA 3,27kA 3,97kA

Trifásica 5,81kA 10,94kA 3,35kA 3,18kA 3,54kA

70

Potencia Aparente en diferentes puntos de la Subestación:

S en 69kV S en 13,8kV

S Línea 1 S Línea 2 S Línea 3

13MVA 12,62MVA 4,38MVA 1,99MVA 6,99MVA Estos valores de corriente de corto circuito podemos observar en forma más detallada en los anexos. 3.7 Dimensionamiento de barras de 13,8kV. Para diseñar un sistema de barras rígidas se utiliza el siguiente procedimiento:

Seleccionar el tamaño y el material de los conductores basados en los

requerimientos de corriente permanente. Sin embargo los conductores seleccionados

deben estar en capacidad de transportar la corriente nominal requerida bajo

cualquier circunstancia.

El material puede ser cualquiera que ofrezca una resistencia mecánica adecuada.

En la llegada a la barra de 13,8kV tenemos una corriente nominal de 465 A y la

corriente nominal que tenemos en las salidas de los tres alimentadores es 458 (A)

según los datos proporcionados por la Empresa Eléctrica de Cotopaxi como

podemos observar en las tablas anteriores, la diferencia se justifica en pérdidas, a

este valor le multiplicamos por un factor de crecimiento de la demanda de 1,5,

entonces la capacidad de conducción de la barra es 687 (A).

Se utilizará tres barras de cobre una por cada fase ya que el sistema es trifásico.

En base a este valor de corriente nominal encontramos en tablas las propiedades de

la barra a utilizarse.

Corriente nominal

687(A)

Ancho x Espesor

40x10mm

Sección 400 2mm Peso 3,56kg/m Temperatura 65 C°

71

Además dimensionamos una barra para tierra que tiene similares características:

Corriente nominal

520(A)

Ancho x Espesor

40x5mm

Sección 200 2mm Peso 1,78kg/m Temperatura 65 C°

En la barra de tierra hemos seleccionado una corriente nominal de 520 A ,que según

las tablas utilizadas es la corriente inmediata inferior que la anterior debido a que por

esta barra circulará una corriente menor a 687 A porque se trata de un conductor de

retorno de corriente diseñado más como protección.

3.8 Dimensionamiento de Transformadores de Potencial y Transformadores de Corriente. Se denominan transformadores de instrumentos o de medición, a los que se emplean

para alimentar circuitos que tienen instrumentos de medición o protección. El uso de

estos transformadores se hace necesario en las redes de alto voltaje en donde se

requiere reducir los valores de voltaje y corriente a cantidades admisibles para los

instrumentos ya sea por razones de seguridad o comodidad.

Los propósitos específicos para los que sirven los transformadores de instrumentos

son entre otros los siguientes:

Aislar a los instrumentos de medición y protección del circuito primario o de alta

tensión, permitiendo así medir altos voltajes y altas corrientes con instrumentos de

bajo alcance.

Da mayor seguridad al no tener contacto con partes en alto voltaje.

Permite la normalización de las características de operación de los instrumentos.

Existen dos tipos de transformadores de medida: Los transformadores de potencial

(T/P), se conectan en paralelo en el circuito, y los transformadores de corriente (T/C)

72

que normalmente reducen la corriente, que se conectan en serie con el circuito.

Transformadores de corriente.

Un transformador de corriente, es aquel en el cual el devanado primario se encuentra

en serie con el circuito al cual se quiere medir la corriente. En el devanado

secundario se conectan en serie los instrumentos. Normalmente estos dispositivos

tienen a una muy baja impedancia que prácticamente mantienen el T/C en

condiciones de cortocircuito en el secundario.

Para que el transformador pueda cumplir con su función de indicar exactamente el

valor de la corriente circulante en el circuito primario, se debe mantener si es posible,

el valor de la carga, por lo cual se trata de reducir al mínimo la corriente

magnetizante. Para esto, el diseño debe considerar un núcleo magnético muy

compacto, con entrehierros casi nulos y pérdidas en el fierro muy pequeñas.

El número de espiras en el TC se calculan a partir del hecho que los amperes-vueltas

del primario y del secundario deben ser iguales.

En la práctica, esta relación no es exactamente igual, ya que los flujos de ambos

bobinados, no son exactamente iguales, entonces se tiene un flujo magnético

resultante, cuyo valor se calcula como :

Φr = Φp - Φs

Este flujo resultante Φr da origen a una inducción magnética Β en el núcleo del

transformador de valor bajo, pero que es suficiente para producir en el devanado

secundario un voltaje inducido.

Si por alguna razón se abre el devanado secundario, la variación del flujo con el

tiempo (dΦ/dt), induce un valor de voltaje alto que puede ser peligroso. Por esta

razón el secundario debe estar conectado a tierra y nunca debe estar en circuito

abierto. Se recomienda cortocircuitar el secundario ANTES de retirar el instrumento.

En el diagrama siguiente tenemos el circuito equivalente de un transformador de

corriente.

73

Figura N.-3.3 Circuito Equivalente de un TC

Factor de sobrecarga.

El factor de sobrecarga, es el número N que indica un múltiplo de la corriente

primaria, que, debido a la saturación del núcleo produce un error de la corriente de -

10 %, cuando la carga secundaria es de su valor nominal. Con un valor de corriente

primaria ( Ip ) de 20 veces su valor nominal, la corriente secundaria Is es 10 % que

su valor nominal, o sea, que el factor de sobrecarga es 20. Es decir, el factor es 1.2.

La norma ANSI, C57.13-1968 establece los siguientes parámetros en relación con

los errores de fase y de relación de transformación para los transformadores de

medida.

En la figura siguiente se muestran las gráficas de voltaje inducido de transformadores

de corriente en los cuales se observan los valores máximos de no saturación.

74

Figura N.- 3.4 Valores máximos de no Saturación de un TC

El tipo de aislamiento de un TC esta relacionado principalmente con su voltaje

nominal de operación y pueden ser de tres tipos:

• En aire (para bajo voltaje)

• En resina epóxica. ( para medio voltaje en tableros y aplicaciones

industriales).

• En aceite ( para aplicaciones en alto voltaje).

Niveles de aislamiento típicos de los TC según el voltaje de operación del sistema:

Nominal system voltaje

(kV) Maximum line toground

voltaje (kV) BIL and full wave crest

(kV) 0,6 0,38 10 2,4 1,53 45 5,0 3,06 60 8,7 5,29 75 15,0 8,9 110-95 25,0 16,0 150-125 34,5 22,0 200

75

Las consideraciones generales para la aplicación de los TC son las siguientes:

• Capacidad de corriente sostenida: este parámetro debe ser igual o mayor

que la corriente máxima sostenida del circuito en el cual es conectado el

TC.

• Factor de capacidad térmica sostenida: es un factor específico por el cual se

debe multiplicar la corriente nominal sostenida del TC para conocer la

máxima corriente primaria que puede circular, en forma sostenida , sin que se

exceda la temperatura nominal de dicho TC, sobre la base de 30 C° de

temperatura ambiente.

• Capacidad térmica de corta duración: es el valor de la corriente primaria rms

que el TC puede soportar durante un segundo sin exceder el límite de

temperatura en ningún devanado.

• Voltaje Nominal: Los TC deben ser capaces de trabajar continuamente

hasta un 10% por encima del voltaje nominal del sistema donde están

instalados.

• Nivel básico de aislamiento.

Cargas conectadas a un TC (BURDEN) La palabra BURDEN en lo que se refiere a TC es la carga conectada en el

secundario y la misma es expresada en:

• Voltamperio y factor de potencia para un valor dado de corriente.

• Impedancia total en ohmios, especificando resistencia y reactancia.

76

El término BURDEN es usado para diferenciar la carga del TC de la carga del

circuito primario.

Cargas del TC (Burden):

Designación Resistencia (ohm)

Inductancia (ohm)

Impedancia (ohm)

Volt.Amps Factor de

Potencia B-1 0,5 2,3 1,0 25 0,5 B-2 1,0 4,6 2,0 50 0,5 B-4 2,0 9,2 4,0 100 0,5 B-8 4,0 18,4 8,0 200 0,5

TC en la barra 69kV:

El transformador de corriente utilizado es de protección tipo 5P20. Para su diseño

utilizamos las corrientes de fallas monofásicas y trifásicas calculadas anteriormente y

la potencia de llegada a la subestación.

TC tipo 5P20:

AkV

MVAI

Iveces

kAI

nSubestaciólaaLLegadaMVAS

kVVn

kAI

kAI

N

Nf

Trans

f

f

77,108693

13

5,29020

81,5

13

69

81,5

28,3

max

3

1

==

=−→

=

−−−→==

=

=

φ

φ

A este valor de la corriente nominal le multiplicamos por un factor de crecimiento de

1,5 AI N 165=

77

Entonces el TC es 300/5. Colocamos un TC por cada fase.

Características del TC a 69kV:

Corriente nominal primaria 165 A Relación de Transformación

300/5

Número de núcleos Protección sobre corriente de 1 a 2

Clase de exactitud 5P20 Corrientes térmicas 120In Tipo de aislante Porcelana Tipo de montaje Tipo soporte Nivel de aislamiento 650kV Carga o Burden B1 25VA Factor de saturación 10f

Cálculo de cargas burden a nivel de 69kV:

3 Voltímetros 12VA 3 Medidores 7VA 3 Watimetros 6VA Total 25VA

Según las normas ANSI C57.13 tenemos: Designación Resistencia

(ohm) Inductancia

(ohm) Impedancia

(ohm) Volt. Amps Factor de

Potencia B-1 0,5 2,3 1,0 25 0,5

78

TC en la barra 13,8 kV: Los transformadores de corriente utilizados son de relación 5P20. Para su diseño

utilizamos las corrientes de falla calculadas anteriormente y la potencia en la barra de

13,8kV.

TC tipo 5P20:

AkV

MVAI

AkA

I

MVAS

kVVn

kAI

kAI

N

f

Trans

f

f

6,5288,133

62,12

63120

62,12

62,12

8,13

94,10

62,12

max

3

1

==

==

==

=

=

φ

φ

A este valor de corriente nominal le multiplicamos por un factor de crecimiento de 1,5 y obtenemos AI N 90,792= .

Entonces el TC es 1000/5. Colocamos un TC por cada fase. La conexión del transformador es en triangulo estrella por lo tanto encontramos las corrientes que van a circular y el TAP del transformador.

Barra de 69kV TC: 300/5

Barra de 13,8kV TC: 1000/5

[ ]

[ ] 76,475,2.3

75,2300

5165

==

=

=

AI

AI

RH

s

79

01,620,15

20,196,3

76,4

96,31000

590,792

=→=

==

=

=

XX

I

I

I

RX

RH

RX

Características del TC a 13,8kV:

Corriente nominal primaria 792,90 A Relación de Transformación

1000/5


Clase de exactitud 5P20 Corrientes térmicas 120In Tipo de aislante Porcelana Tipo de montaje Tipo soporte Nivel de aislamiento 95kV-110kV Carga o Burden B-8 144VA Factor de saturación 10f

Cálculo de cargas Burden a nivel de 13,8kV:

12 Voltímetros 48VA 12 Medidores 48VA 12 Watimetros 48VA

Total 144VA

Según las normas ANSI C57.13 tenemos:

Designación Resistencia (ohm)

Inductancia (ohm)

Impedancia (ohm)

Volt.Amps Factor de

Potencia B-8 4,0 18,4 8,0 200 0,5

80

TC en Alimentador 52R8-L1 “Brigada Patria- La caler a” El transformador de corriente utilizado es de protección tipo 5P20. Para su diseño


la potencia en el alimentador.

TC tipo 5P20:

AIkV

MVAI

AkA

I

MVAS

kVVn

kAI

kAI

NN

f

Trans

f

f

19,2755.146,1838,133

38,4

17920

58,3

38,4

8,13

36,3

58,3

max

3

1

=→==

==

==

=

=

φ

φ

TC = 300/5 Se coloca uno por cada fase. Características del TC de L1:


300/5


Clase de exactitud 5P20 Corrientes térmicas 120In Tipo de aislante Resina sintética Tipo de montaje Tipo pasamuros Nivel de aislamiento 95kV-110kV Carga o Burden B1 25VA Factor de saturación 10f



81


(ohm) Inductancia

(ohm) Impedancia


Potencia B-1 0,5 2,3 1,0 25 0,5

TC en Alimentador 52R8-L2 “Pujilí Central – El Esta do” El transformador de corriente utilizado es de protección tipo 5P20. Para su diseño



TC tipo 5P20:

AIAkV

MVAI

AkA

I

MVAS

kVVn

kAI

kAI

NN

f

Trans

f

f

03,1255,135,838,133

99,1

50,16320

27,3

99,1

8,13

18,3

27,3

max

3

1

=→==

==

==

=

=

φ

φ



300/5



El cálculo de las cargas burden del transformador de corriente es el mismo realizado

para el alimentador Brigada Patria La Calera calculado anteriormente.

82

TC en Alimentador 52R8-L3 “Niagara” El transformador de corriente utilizado es de protección tipo 5P20. Para su diseño



TC tipo 5P20:

AIkV

MVAI

AkA

I

MVAS

kVVn

kAI

kAI

NN

f

Trans

f

f

26,2635,150,1758,133

19,4

50,19820

97,3

19,4

8,13

54,3

97,3

max

3

1

=→==

==

==

=

=

φ

φ



300/5



Las cargas Burden es la misma que en los alimentadores anteriores. Transformadores de medición en los Alimentadores: Estos transformadores de corriente son colocados en cada fase de los

83

alimentadores, son específicamente utilizados para medición, se emplea una clase

de error de 0,6 según a las normas ANSI anteriormente mencionadas y a la figura 3.4

de los valores máximos de no saturación de un TC. Es necesario manifestar que la

corriente y la potencia en cada uno de los alimentadores es indispensable para elegir

el tipo de transformador de corriente.

Relación de Transformación

300/5


Clase de exactitud 0,6 Corrientes térmicas 120In Tipo de aislante Resina sintética Tipo de montaje Tipo pasamuros Nivel de aislamiento 95kV-110kV Carga o Burden B1 25VA Factor de saturación 5f




(ohm) Inductancia

(ohm) Impedancia


Potencia B-1 0,5 2,3 1,0 25 0,5

Este Burden calculado se utiliza por cada alimentador. Transformadores de Potencial: Los TP son básicamente un transformador convencional con un devanado primario

y un devanado secundario con un núcleo común.

84

Los TP son unidades monofásicas diseñadas y construidas para mantener una

relación fija del voltaje primario y secundario. Por lo general, estos equipos son

diseñados para obtener 120 V en el lado secundario.

Figura N.- 3.5 Esquema de un TP Clases de los Transformadores de potencial:

Class Voltaje ratio error

(%) Phase

displacement 0,1 +/- 0,1 +/- 5 0,2 +/- 0,2 +/- 10 0,5 +/- 0,5 +/- 20 1,0 +/- 1,0 +/- 40 3,0 +/- 3,0 - 3P +/- 3,0 +/- 120 6P +/- 6,0 +/- 240

Carga TP Burden:

Diseño Volt. Amper Factor de Potencia

Resistencia (ohm)

Inductancia (ohm)

Impedancia (ohm)

W 12,5 0,10 115,2 3.040 1152 X 25 0,70 403,2 1.090 575 Y 75 0,85 163,2 0,268 192 Z 200 0,85 61,2 0,101 72

ZZ 400 0,85 31,2 0,0403 36 M 35 0,20 82,3 1,070 411

85

La exactitud de los TP típicamente varía en el rango de 0,2 a 1,2. En vista de que

es un valor suficientemente alto, son usados en los sistemas de protecciones.

El límite térmico de la carga, dada por el fabricante no debería excederse en la

práctica debido a que afecta la exactitud de la medición y la vida útil del equipo. La

carga térmica viene dada en voltamperes (VA) y la misma puede ser determinada

mediante la suma aritmética de los VA conectados en el secundario del TP.

La polaridad de los TP normalmente está identificada por la letra H para el lado

primario y la letra X para el lado secundario. En algunos casos esta polaridad puede

estar identificada con marcas de colores.

Para conectar el TP el primario es conectado en paralelo con la fase del circuito que

desea ser medido o protegido. Cuando se trabaja en un circuito con cargas y voltajes

balanceados se acostumbra a utilizar la conexión en delta abierta. Si existen cargas

conectadas entre línea y neutro se utiliza la conexión estrella-estrella y

especialmente si se trata de la conexión para un circuito de medición.

En base a los cálculos realizados anteriormente y a las tablas dadas por las normas se obtiene los siguientes valores Standard de transformadores de potencial: Transformador de Potencial en la barra de 69kV: Utilizamos la clase 0,2 ya que las normas ANSI manifiestan que es un transformador óptimo para protección.

Voltaje primario 3/69kV Voltaje Secundario 115V Carga o Burden 30VA Clase 0,2 Fijar el número de devanados

2

Límite térmico CaC °−−°− 4025 Tipo ejecución Tipo intemperie Voltaje de aislamiento 72,5kV Tipo aislante Porcelana

86

Cálculo del Burden del Transformador de potencial a 69kV:

3 Voltímetros 12VA 3 Medidores 9VA 3 Watimetros 9VA

Total 30VA Según las normas ANSI obtenemos burden del TP:


Resistencia (ohm)

Inductancia (ohm)

Impedancia (ohm)

Y 75 0,85 163,2 0,268 192 Transformador de Potencial en la barra de 13,8kV: La clase fijada es 0,2 debido a que es un transformador de potencial de protección según normas especificadas. Cálculo del Burden del Transformador de potencial a 13,8kV:

12 Voltímetros

48VA

12 Medidores

48VA

12 Watimetros

48VA

Total 144VA

Voltaje primario 3/8,13 kV Voltaje Secundario 115V Carga o Burden 144VA Clase 0,2 Fijar el número de devanados

2

Límite térmico CaC °−−°− 4025 Tipo ejecución Tipo interior Voltaje de aislamiento

72,5kV

Tipo aislante Resina sintética

87

Según las normas ANSI, obtenemos burden del TP:


Resistencia (ohm)

Inductancia (ohm)

Impedancia (ohm)

Z 200 0,85 61,2 0,101 72

3.9 Dimensionamiento de Interruptores. (52R8-T1, 52R8-L1, 52R8L2, 52R8L3). Desde el punto de vista de la corriente se deben considerar dos factores en la

selección de los interruptores:

La corriente máxima instantánea que el interruptor debe soportar.

Esta corriente contiene además de la componente simétrica, una Componente

asimétrica (CD). A esta corriente se le conoce como corriente momentánea y por

mucho tiempo los interruptores se especificaban en base a esta corriente.

La corriente total cuando los contactos del interruptor inician la apertura para

interrumpir el circuito. Esta corriente define la capacidad interruptiva y depende de la

“velocidad” del interruptor.

Esta “velocidad” puede definirse como el tiempo transcurrido entre la ocurrencia de la

falla y la extinción total del arco eléctrico. En interruptores de medio voltaje, Este

tiempo toma valores entre 2 y 8 ciclos.

El tiempo de interrupción nominal de un interruptor es el período entre el instante de

energización del circuito de disparo y la extinción del arco en una maniobra de

apertura.

88

Figura N.- 3.6 Tiempo de Interrupción de un Interr uptor

La corriente que un interruptor debe interrumpir es asimétrica, ya que todavía

contiene una Componente de directa decayente.

En la actualidad, por lo general se especifica la capacidad interruptiva en términos de

la Componente simétrica de la corriente. El fabricante de los interruptores toma en

cuenta la Componente de CD en el diseño de estos.

Los interruptores son identificados por su voltaje nominal (nominal-voltage class), tal

como 69 kV.

Entre otros factores se especifican: Corriente continua nominal, voltaje máximo

nominal, rango de voltaje de operación (K), y corriente de corto circuito nominal a

máximo voltaje.

El voltaje máximo nominal de un interruptor es el máximo valor rms de voltaje para el

cual el interruptor fue diseñado.

El factor de rango de voltaje, K es el cociente entre el máximo valor de voltaje y el

límite inferior del rango de voltaje de operación. K determina el rango de voltajes en

el cual, el producto corriente de corto circuito nominal x voltaje de operación es

constante.

89

Interruptor 52R8-T1:

kAI sc 94,10= Donde la corriente de corto circuito es el valor de una falla trifásica en el punto de conexión.

( )MVAS

xxIaleskVnoxS

sc

scsc

26,0

10min3 3

== −

Corriente Nominal:

[ ] [ ]AAx

alNoPotenciaMVA

xV

SI N 60061,528

138003

min62,12

3≈=−→==

Voltaje máximo nominal:

kVkVkVxV 244,237,18,13max ≈== Rango de voltaje de operación (k):

66,15,14

24

min

max ===kV

kV

V

Vk

• 14,5 es el voltaje mínimo de operación del interruptor de media tensión

colocado a 13,8kV.

• 12,62MVA es la potencia existente en la barra de 13,8kV

Corriente de corto circuito nominal a máximo voltaje:

Según la simulación que realizamos anteriormente obtenemos los siguientes valores:

A 13,8(kV) es 10,94(kA)

A 24(kV) es 20(kA).

Estos valores fueron encontrados por medio de una regla de tres simple ya que el

voltaje cambia de 13,8 a 24kV que es la capacidad del interruptor.

90

Voltaje de operación:

kVV

kVkV

k

VV

op

op

15

46,1466,1

24max

=

==≥

Capacidad de Interruptiva:

( ) [ ]kAkAkV

kVIsc

Vop

VI 3220

15

24maxint =

=

=

• 15kV es el voltaje de operación del interruptor encontrado en la parte de

arriba, este valor está redondeado para poder tener valores Standard.

Tiempo de cierre: 3 segundos

Tabla Resumen:

Voltaje nominal 13,8(kV) Corriente nominal 600(A)

Voltaje máximo nominal 24(kV) K 1,66

Isc a 13,8(kV) 10,94(kA) Isc a 24(kV) 20(kA)

Voltaje de operación 15(kV) Capacidad Interruptiva 32(kA)

Tiempo de cierre 3s Tensión de cierre 125Vcd

Frecuencia 60Hz Interruptor 52R8-L1:

kAI sc 35,3=

Donde la corriente de corto circuito es el valor de una falla trifásica en el punto de

conexión.

( )MVAS

xxIaleskVnoxS

sc

scsc

08,0

10min3 3

== −

91

Corriente Nominal:

[ ] [ ]AAx

MVA

xV

SI N 20046,183

138003

38,4

3≈===

Voltaje máximo nominal:

kVkVkVxV 244,237,18,13max ≈== Rango de voltaje de operación (k):

66,15,14

24

min

max ===kV

kV

V

Vk

Corriente de corto circuito nominal a máximo voltaje:

Según la simulación que realizamos anteriormente obtenemos los siguientes valores:

A 13,8(kV) es 3,35(kA)

A 24(kV) es 20(kA).

Estos valores son encontrados de la misma manera como se manifestó

anteriormente.

Voltaje de operación:

kVV

kVkV

k

VV

op

op

15

46,1466,1

24max

=

==≥

Capacidad de Interruptiva:

( ) [ ]kAkAkV

kVIsc

Vop

VI 3220

15

24maxint =

=

=

Tiempo de cierre: 3 segundos Tabla Resumen: Interruptores 52R8-L1, 52R8L2,52R8-L 3:

Voltaje nominal 13,8(kV) Corriente nominal 200(A)

Voltaje máximo nominal 24(kV) K 1,66

Isc a 13,8(kV) 3,35(kA)

92

Isc a 24(kV) 20(kA) Voltaje de operación 15(kV)

Capacidad Interruptiva 32(kA) Tiempo de cierre 3s Tensión de cierre 125Vcd

Frecuencia 60Hz Debemos mencionar que los interruptores para las otras dos líneas son exactamente

de las mismas características en base a los datos así como también por situación de

mantenimiento es necesario que los 3 interruptores sean similares.

Interruptores de maniobra y seccionamiento aislado s en gas Tipo SHS2

Datos generales

Los aparatos de maniobra y seccionamiento SHS2 son interruptores de maniobra-

seccionadores y seccionadores aislados en gas, ideales para su utilización en

cuadros protegidos de media tensión. Se utilizan en cabinas de distribución

secundarias para la alimentación de líneas y de transformadores de potencia y, en

redes de anillo.

Características técnicas

Los interruptores de maniobra- seccionadores y seccionadores SHS2 están formados

por una envolvente cilíndrica de acero inoxidable, una terna de aisladores superiores

y una terna de aisladores inferiores fabricados con resina epoxy y un mando parte

frontal.

Dentro del cilindro, en atmósfera de gas SF6 a una presión de 125 kPa. absolutos,

están colocados los contactos de cuchilla para el seccionamiento, el corte, el cierre y

la puesta a tierra.

El grupo es de tipo sellado conforme con las indicaciones de la Norma CEI EN

60694. Con lo que está exente de cualquier problema de pérdidas de gas. En la parte

93

posterior del cilindro hay una válvula de escape del gas para casos de posible sobre

presión.

Los contactos pueden asumir tres posiciones: CERRADO – ABIERTO - TIERRA. La

posición de los contactos puede ser reconocida en modo seguro desde el frente del

mando mediante la respectiva señalización, de conformidad con las normas IEC

62265-1 y CEI 17-4 y las Normas IEC 62271-102 y CEI EN

60129.

Figura N.- 3.7 Esquema del Interruptor

Los tres aisladores superiores actúan como soporte de los contactos fijos y permiten

la fijación de las barras principales. Los tres aisladores inferiores actúan como

soporte de los contactos móviles y permiten la conexión de los cables o de las barras

principales.

La envolvente de acero inoxidable realiza una separación metálica puesta a tierra

entre el compartimiento barras y el compartimiento línea de la unidad en la que se

instala el aparato.

Esta peculiaridad garantiza la máxima seguridad para el personal en caso de

intervención en el compartimiento línea incluso con las barras principales en voltaje,

94

por ejemplo cuando se deben sustituir uno o varios fusibles o en caso de

operaciones de mantenimiento de los cables.

Figura N.- 3.8 Esquema de Aisladores del Interrupto r

Mandos de control: Generalidades

Los interruptores de maniobra-seccionadores utilizan mandos tipo T1-T1M y T2 con

sedes de maniobra separadas para las operaciones de seccionamiento y puesta a

tierra.

Los seccionadores utilizan mandos tipo T3 y T4 con sede de maniobra única.

Con los mandos T1-T2-T3-T4 las operaciones de apertura y cierre se efectúan

localmente a mano mediante una palanca de maniobra suministrada de serie.

Para el mando T2 es también posible efectuar la maniobra de apertura a distancia

mediante un específico relé de apertura.

Con el mando motorizado T1M las operaciones de cierre y de apertura se efectúan a

distancia. De todos modos, en caso de emergencia, pueden ser efectuadas

localmente a mano mediante la palanca de maniobra suministrada de serie o

eléctricamente mediante los respectivos botones.

Las tensiones de alimentación normales para el mando motorizado T1M son:

95

– 24-48-110-220 VCC;

– 48-110-220 VCA 50-60Hz.

Figura N.- 3.9 Mandos de Control del Interruptor

3.10 Dimensionamiento de los Elementos de Protección del Sistema.

RELE DIFERENCIAL DE PORCENTAJE 87T (7NT613)

La protección debe ser independiente de las condiciones de operación del sistema,

por lo que no debe ser afectada por posibles cambios de taps, ni por un

funcionamiento en vacío, ni por la energización del transformador.

Para la protección del transformador de la Subestación, se utiliza relés diferenciales

de corriente (87T/87N) el cual dispara los interruptores adyacentes al transformador

cuando la suma diferencial de las intensidades de corriente que pasan por el equipo

es distinta de cero, lo que da lugar a la desconexión del transformador. El equipo de

protección consta de tres bobinas de protección para alta tensión y tres bobinas para

baja tensión que cesan las corrientes de cada una de las fases conectadas a los TC

de 69kV y 13,8kV.Entre las características principales del relé se encuentra que el

tiempo máximo de operación es 20ms para una corriente diferencial que es dos

veces la corriente nominal.

96

Una característica diferencial de tipo porcentual de restricción con las corrientes de

entrada, sensibilidad del relé que le permita operar con corrientes diferenciales

mayores al 20% de su corriente nominal, el dispone de un sistema de filtrado de la

componente de secuencia cero que evite disparos erráticos para fallas a tierra fuera

de la zona y la función diferencial se mantiene totalmente estable para fallas

pasantes hasta 20 veces la corriente nominal con una corriente diferencial derivada

de los errores de transformadores de corriente que podría superar el 20% de la

corriente de falla.

La función diferencial de este equipo se basa en la ley de Kirchoff “la sumatoria de

las corrientes que llegan a un nodo es igual a la sumatoria de las corrientes que

salen”

Debido a que esta protección se utiliza para proteger transformadores, además de

comparar los valores de corriente de cada lado del transformador también compara

ángulos de desfasaje entre el primario y el secundario.

Figura N.- 3.10 Protección Diferencial Para El Tran sformador

Protección de Voltaje (27,59)

Los parámetros de ajuste para esta función se consideraron, tomando en cuenta el

crecimiento que tiene el voltaje en las barras de 69kV y 13,8kV cuando se dispara

alguno de los alimentadores, además es necesario estar dentro de la banda de

%3± del voltaje nominal según disposiciones del CONELEC en la Regulación N.-

004/02.

97

Por lo tanto los valores a ser seteados en los Relés son:

Voltajes Valor Máximo Valor Mínimo 69kV 71,07(kV) 66,9(kV) 13,8kV 14,21(kV) 13,40(kV)

Parámetros relé 27:

Parámetros relé 59:

Protección de Barras (87B): Esta ecuación nos permite determinar el valor del voltaje al cual debe ser conectado

el relé de protección de barras.

[ ]VxmkAV

LejanomásciaTCDismL

xR

kAI

LRIV

sc

sc

2102)1008,2)(400)(62,12(

)tan(400

1008,2

62,12

2))()((

5

5

==

−−−==

==

−

−

• 12,62KA es la corriente de cortocircuito calculada anteriormente.

La protección diferencial de barras consta de un relé al que se conectan los

secundarios de los TC de todas las posiciones conectadas a las barras. Estos TC

deben tener la misma relación de transformación para que las corrientes que llegan

al relé sean iguales, en condiciones normales de servicio.

98

Al comportarse las barras como un nodo, la suma de intensidades que entran es

igual a la suma de intensidades que salen de ellas. Según esta condición el rele no

detecta ninguna corriente diferencial caso contrario el relé opera.

Calibración de los relés de Sobre corriente (50-51) de Fases

Usamos la curva Standard Inverse (SI):

1

14,002,0 −

×=Ir

TMSt

La ubicación de los relés de fase y de tierra los observamos en los anexos. Calculamos las corrientes de arranque para los cinco relés utilizados: Relé 1:

[ ]AkV

MVA

V

SI arranque 91,108

693

13

3===

Relé 2:

[ ]AkV

MVA

V

SI arranque 72,1055/61,528

8,133

62,12

3====

Relé 3:

[ ]AkV

MVA

V

SI arranque 69,365/46,183

8,133

38,4

3====

Relé 4:

99

[ ]AkV

MVA

V


8,133

99,1

3====

Relé 5:

[ ]AkV

MVA

V


8,133

99,6

3====

Los valores de potencia aparente son: Llegada a la subestación, en la barra de

13,8kV, y en los alimentadores respectivamente que nos permite calcular las

corrientes de arranque de dichos relés.

Datos de las curvas de falla del transformador y del fusible a 69kV:

Transformador de 10/13MVA:

corriente tiempo 311 4,99 414 2,09 622 0,8

1036 0,29 1658 0,13 2073 0,09 3110 0,05 4147 0,04

Fusible referido a 69kV:

corriente tiempo 108 0,28 144 0,08 216 0,02 360 0,01 576 0,01 720 0,01

1080 0,01 1440 0,01

100

Ajustes de los Taps y Dial:

Relé Tramo RTC Itap Dial 1 69kV-Trafo(51) 300/5 2,5 0,06 2 Trafo- 13,8kV(51) 1000/5 0,7 0,03 3 Línea 1 300/5 1,5 0,02 4 Linea2 300/5 0,7 0,01 5 Linea3 300/5 2 0,01

Calibración de los relés de Sobre corriente (50-51) de Tierra

Usamos la curva Standard Inverse (SI):

1

14,002,0 −

×=Ir

TMSt

Calculamos las corrientes de arranque para los tres relés utilizados: Relé 3:

[ ]AkV

MVA

V


8,133

38,4

3====

Relé 4:

[ ]AkV

MVA

V


8,133

99,1

3====

Relé 5:

[ ]AkV

MVA

V


8,133

99,6

3====

101

Ajustes de los Taps y Dial:

Relé Tramo RTC Itap Dial 3 L1 300/5 1,5 0,03 4 L2 300/5 0,7 0,01 5 L3 300/5 0,7 0,02

RELE3 RELE 4 RELE 5 Veces Itap t (s) Ifp t (s) Ifp t (s) Ifp 1,5 0,52 270 0,17 126 0,34 126 2 0,30 360 0,10 168 0,20 168 3 0,19 540 0,06 252 0,13 252 5 0,13 900 0,04 420 0,09 420 8 0,10 1440 0,03 672 0,07 672 10 0,09 2030 0,03 840 0,06 840 15 0,08 2030 0,03 1260 0,05 1260 20 0,07 2030 0,02 1680 0,05 1680

La variación de los taps y Dial fueron realizados en Exel, el mismo que nos permite

variar las curvas y poder determinar si es necesario colocar un relé instantáneo así

como también la operación de los relés de una manera coordinada. Esto lo podemos

observar en las curvas encontradas que se encuentran en la parte del los anexos.

Criterios para la determinación de los Ajustes de l os Relés

Se ha considerado los siguientes criterios básicos que debe cumplir la protección de

transformadores:

1.- Para las unidades de fallas entre fases, el relé se ajustará para la corriente

nominal más una sobrecarga momentánea del 50%.

2.- El TAP de corriente de las unidades de fase tierra debe elegirse de tal modo que

permita un desequilibrio de corriente máximo entre las fases de un 30%.

3.- Se debe escoger una curva tal que el relé no opere por efecto de la corriente de

inrush cuando se energiza el transformador.

102

En los alimentadores:

1.- El ajuste del TAP de los relés de sobre corriente de los alimentadores se

determinará en base a la carga máxima registrada más un porcentaje para futuros

incrementos de la misma que, dependiendo del alimentador puede variar entre el 20

y 50%, según el crecimiento de la demanda máxima.

2.- Los valores de los ajustes de los relés del alimentador debe coordinar con el

primer fusible o reconectador partiendo desde la subestación.

3.- Dependiendo de las características de la carga del alimentador es necesario

determinar la conveniencia de poner en servicio el recierrre del interruptor.

Con los criterios de coordinación indicados, para cada tramo se han determinado las

curvas de operación de los relés, o sea los tiempos los que deberán operar para

las diferentes corrientes de falla que se presenten en el sistema.

Para determinar estas curvas fue necesario analizar las corrientes de falla que se

presentan, los requerimientos de selectividad y la coordinación con las protecciones

adyacentes. En base a estas condiciones se han determinado los valores de:

TAP: Valor de corriente en que arranca la operación del relé.

DIAL: valor del nivel de la curva de tiempo de operación.

El equipo de protección primaria y secundaria de los transformadores de la

subestación, es un equipo de protección de sobrecorriente instantánea y

temporizada, mejor conocida como sobrecarga.

La protección de sobrecorriente funciona censando la corriente del tramo a proteger,

configurando el equipo con curvas de tiempo inverso, según las definidas de acuerdo

a las normas IEC y ANSI y contar además con un tiempo de disparo instantáneo. Los

valores de tiempo de operación de la protección son ajustables de 0 a 60 segundos

en pasos discretos de 10ms.

Este se encuentra conectado, como su nombre lo dice, de respaldo en caso que el

breaker principal presente alguna falla o se encuentre fuera de servicio.

103

Los relés de sobrecorriente instantáneo, temporizado en la actualidad son

remplazados por un dispositivo que cumple estas funciones e incluidas otras que

son indispensables pero es necesario calibrar los relés como se ha demostrado

anteriormente.

En la subestación San Rafael se utilizará el dispositivo digital 7SJ61.(Elemento

Multifuncional).

Figura N.- 3.11 Equipo de Protección Multifuncional

104

CAPITULO 4 IV. Criterios para Automatizar la Subestación San Rafael A continuación presentamos algunos criterios para la automatización de la

Subestación San Rafael que se realizará según establezca su Administración

Ejecutiva.

4.1 Introducción. El control remoto de los sistemas eléctricos comenzó en la década de los años 60,

y durante la de los 70 el reemplazo de los dispositivos electromecánicos por

equipos de estado sólido estaba bien avanzado. Aún hoy, quedan subestaciones

que no se han integrado totalmente a la tecnología de los dispositivos electrónicos,

en parte a que la adecuación de estos instrumentos estaba obstaculizada por el

exceso de protocolos e interfaces incompatibles.

Ahora bien, “Obstaculizada” no significa “imposibilitada” gracias a las virtudes, y a

pesar de las limitaciones, de la variada tecnología de automatización. La lista de

equipos relacionados con dichas tecnologías incluye a los Dispositivos Electrónicos

Inteligentes (IED), a las plataformas computacionales, a los sistemas operacionales

de redes de comunicación y a las interfaces gráficas de usuario. Lo que sigue es un

análisis de cómo integrar en un único sistema de control para redes eléctricas,

mientras se superan las dificultades para la implementación.

La automatización nos presenta las siguientes ventajas:

• Obtención de facilidades para disponer de señales de medición, alarmas y

control remoto.

• Disminución de los costos de operación y mantenimiento.

• Mayor confiabilidad en los sistemas y equipos.

105

4.2 Objetivos del control y la automatización.

El presente texto conceptualiza las cuatro principales funciones a desarrollar dentro

de un proyecto de automatización de sistemas de energía eléctrica:

a) Control y supervisión del sistema eléctrico.

b) Automatización del sistema de distribución.

c) Sistema de comunicaciones asociado.

d) Gestión y protección del sistema eléctrico.

Entre los aspectos principales de la automatización del sistema eléctrico, se persigue

entre otras:

• Sincronización de todos los componentes del sistema eléctrico.

• Operación, medición y monitoreo a distancia de los dispositivos eléctricos

(mando, control y señalización).

• Secuenciación de eventos en el sistema eléctrico.

• Racionamiento de cargas.

• Reconexión y reaceleración de cargas rotativas.

4.3 Control a distancia.

Típicamente, un proyecto de automatización incluía tres áreas funcionales

principales: control medición, monitoreo y protección.

El equipo de automatización utilizado en cada una de las áreas consiste

básicamente en un sistema de control de dispositivos electromecánicos, tales como

medidores, relés de protección, temporizados, contadores y dispositivos analógicos

106

y digitales para el muestreo en pantalla. La información podía obtenerse localmente

a partir de medidores analógicos, paneles de medición digital, y paneles mímicos de

control. También se instalaban en los paneles electromecánicos, los cuales eran

usados por los operadores para controlar a los equipos principales ubicados en la

subestación.

Con los avances de los microprocesadores durante los años 70, el panorama

comenzó a cambiar. Los fabricantes remplazaron los dispositivos electromecánicos

por los de estado sólido. Estos diseños basados en microprocesadores los cuales

luego se los denominaron Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED) mostraron un

impresionante número de cambios sobre sus predecesores. Ellos contienen

funciones y características adicionales, las cuales incluyen auto-chequeo de

diagnostico, interfaces de comunicaciones, la habilidad de almacenar datos históricos

y unidades terminales para las entradas y salidas de datos.

Los IED también han permitido eliminar la redundancia en los equipos de integración

múltiples funciones en un solo dispositivo. Por ejemplo, al integrar los

transformadores de corriente y de potencial en un circuito individual, el IED puede

medir proteger y controlar a distancia simultáneamente.

En la medida en que las funciones tradicionales de automatización y control se

integraron en un equipo único la IED comenzó a expandirse. El término se aplica

hoy en día en cualquier dispositivo basado en microprocesadores de comunicación y

por lo tanto comprende a los relés de protección, medidores, unidades terminales

remotas.

4.4 Sistema de Control y Adquisición de Datos.

4.4.1 Requerimientos del Sistema Scada

SCADA viene de las siglas de "Supervisory Control And Data Adquisition", es decir:

adquisición de datos y control de supervisión. Se trata de una aplicación software

107

especialmente diseñada para funcionar sobre ordenadores en el control de

producción, proporcionando comunicación con los dispositivos de campo

(controladores autónomos, autómatas programables, etc.) y controlando el proceso

de forma automática desde la pantalla del ordenador. Además, provee de toda la

información que se genera en el proceso productivo a diversos usuarios, tanto del

mismo nivel como de otros supervisores dentro de la empresa: control de calidad,

supervisión, mantenimiento, etc. En el caso del sistema de ELEPCO S.A. el sistema

se empleará para monitorear, supervisar y controlar a la subestación San Rafael.

Los sistemas SCADA contemporáneos exhiben predominantemente características

de control a lazo abierto y utilizan comunicaciones generalmente interurbanas,

aunque algunos elementos de control a lazo cerrado y/o de comunicaciones a corta

distancia pueden estar presentes.

Por lo tanto un SCADA se utiliza par vigilar, controlar plantas industriales, procesos,

mediante el control que puede ser automático, o indicado por comandos de operador.

4.4.2 Requisitos para el sistema Scada

El SCADA debe cumplir varios objetivos para que su instalación sea perfectamente

aprovechada:

• Debe ser un sistema de arquitectura abierta, capaz de crecer o adaptarse

según las necesidades cambiantes de la empresa.

• Deben comunicarse con total facilidad y de forma transparente al usuario con

el equipo de planta y con el resto de la empresa (redes locales y de gestión).

• Deben ser programas sencillos de instalar, sin excesivas exigencias de

hardware, y fáciles de utilizar, con interfaces amigables con el usuario.

4.4.3 Módulos del sistema Scada

Los módulos o bloques software que permiten las actividades de adquisición,

supervisión y control son los siguientes:

108

• Configuración: permite al usuario definir el entorno de trabajo de su SCADA,

adaptándolo a la aplicación particular que se desea desarrollar.

• Interfaz gráfico del operador: proporciona al operador las funciones de control

y supervisión de la planta. El proceso se representa mediante sinópticos

gráficos almacenados en el ordenador de proceso y generados desde el editor

incorporado en el SCADA o importados desde otra aplicación durante la

configuración del paquete.

• Módulo de proceso: ejecuta las acciones de mando preprogramadas a partir

de los valores actuales de variables leídas.

• Gestión y archivo de datos: se encarga del almacenamiento y procesado

ordenado de los datos, de forma que otra aplicación o dispositivo pueda tener

acceso a ellos.

• Comunicaciones: se encarga de la transferencia de información entre la planta

y la arquitectura hardware que soporta el SCADA, y entre ésta y el resto de

elementos informáticos de gestión.

4.4.4 Señales de Adquisición de datos

Mediante el sistema SCADA del centro de control, se debe adquirir los datos de

campo de la Subestación y enviarlos al centro de control para que esta información

sea procesada y permitir que el operador pueda visualizar el estado de cada uno de

las señales que se están monitoreando.

Entre los componentes eléctricos que hay que considerar principalmente se tiene a

los transformadores, equipo de corte y seccionamiento, relés de protección,

servicios auxiliares; Estos componentes deben mostrarse al operador mediante

despliegues de pantallas gráficas donde se indiquen de forma clara los valores

adquiridos de campo de cada uno de ellos.

Dentro del sistema se presentarán algunas señales de cada uno de estos

componentes y que de acuerdo a su origen deben ser procesadas y almacenadas de

109

forma diferente; las señales que se van a presentar se van clasificar principalmente

en las siguientes:

• Señales Analógicas: este tipo de señales son de tipo numérico y

principalmente se las van a considerar como los valores de algo que se está

midiendo en el sistema (por ejemplo el voltaje, la frecuencia, potencia activa,

etc).

• Señales Digitales: son señales de tipo on/off (1 o 0), entre este tipo de señales

se va a tener la posición de los seccionadores, disparo de protecciones, etc.

Además para cada una de estas señales se debe tener alarmas asociadas al

un estado o al otro. Entre estas señales digitales se deben considerar las

siguientes:

- Puntos de dos estados. Ejemplos incluyen:

(1) Open/Closed

(2) Alarm/Normal

(3) On/Off

(4) Auto/Manual

(5) Remote/Local

(6) Locked/Unlocked

• Para puntos de tres estados: puntos con tres estados de posición, típico

“open, closed, o en transit” (caso de las señales obtenidas de los disyuntores).

• Señales de Pulsos (contadoras): (por ejemplo conteo de revoluciones de un

medidor de energía) son provenientes principalmente de los medidores de

energía y son pulsos que deberán ser contabilizados y acumulados.

110

Cada uno de estas señales al ser enviadas al centro de control deben constar con

“Estampa de tiempo”, y cuyo valor debe ser fijado por las unidades de control y

protección y no por la estación maestra. La precisión de esta estampa de tiempo

debe ser menor o igual a 1 milisegundo.

Es importante conocer el número de señales con que va a contar el sistema debido a

que cuando se realice el diseño del sistema SCADA estas señales son las que van a

permitir dimensionar a la RTU.

En la figura 4.1 se puede apreciar el ingreso de las señales a la RTU en una forma

muy general. Debido a que son diferentes tipos de señales se debe realizar

previamente un acondicionamiento de señales distinto para cada una de ellas y luego

ingresar a la RTU. Las señales de salida de la RTU son solo de tipo digital y estas

son las que se enviarán hacia el centro de control.

Figura N.- 4.1 Señales del RTU

111

4.4.5 Adquisición de Datos y Control de la Subestación San Rafael. El equipo de protección hace a su vez de controlador. Cada una de ellas se

encuentran asociadas a un tramo por ende cada una tiene las corrientes y voltajes de

medición, señales, control y mando de los equipos asociadas a este campo. La

posición alarmas disparos fallas, control local o remoto de los interruptores,

seccionadores y cuchillas de puesta a tierra, las fallas en los circuitos de iluminación

y tomas asociadas al tablero, son las principales entradas digitales que recibe la

unidad de adquisición de datos. Por otra parte, esta unidad también posee control y

mando sobre los equipos, por lo tanto es posible realizar apertura y cierre de

interruptores y seccionadores, si el equipo verifica que los enclavamientos

obligatorios para la orden dada se cumplen. Esto por ello que la operación de la

subestación desde estos equipos es bastante sencilla y confiable.

Figura N.- 4.2 Unidad de Adquisición de Datos

En resumen, las unidades de adquisición de datos asociadas a los tramos de

13,8kV están encargadas principalmente de la señalización y operación del

interruptor y los seccionadores de cada tramo, medición de MW, MVARS, A, V así

como los MWh y MVARh para efectos de comprobación de la energía manejada

112

por la subestación, alarmas y señalización de todos los elementos asociados al

tramo y verificación de sincronismo para las órdenes del cierre manual interruptor.

Se indicará de manera muy general algunas funcionalidades de los instrumentos de

medida y protección para cada uno de los componentes del sistema de la

Subestación San Rafael de ELEPCO. Esto se tiene que considerar al momento de

diseñar el sistema SCADA ya que se debe especificar correctamente los equipos

tanto de medición como de protección de acuerdo a los requerimientos de la

Empresa Eléctrica de Cotopaxi.

La información de la Subestación llega a este dispositivo de adquisición de datos

(6MD66) que se colocará en cada alimentador y se conecta al RTU mediante la

comunicación RS232 o RS 485 con el protocolo de comunicación DNP3, el mismo

que tiene la función de enviar los datos al centro de control.

Se va a emplear dispositivos electrónicos inteligentes denominados IEDs, los cuales

van a estar constituidos con microprocesadores que van a permitir recibir o enviar

datos, realizar control, supervisión de condición de equipo y protección.

Principalmente se deben emplear los medidores digitales multifunción, relés digitales

de protección, controladores. Estos IEDs van a servir como nodos de entrada y

salida del sistema y deben continuar funcionando aún si fallara el sistema.

Algunas características con que deben constar los IEDs se presentan a continuación:

• Los protocolos de comunicación de los IEDs deben corresponder además con

los protocolos de comunicación de la RTU.

• Entre estos dispositivos electrónicos inteligentes se van a tener: medidores

electrónicos multifunción, relés digitales y controladores.

113

• Los IEDs pueden tener varias aplicaciones tales como supervisión de

condición del equipo y protección, así como entradas y salidas discretas

cableadas físicamente.

• El puente de comunicación a los IEDs deben ser por medio de fibra óptica.

• Deben emplear comunicaciones seriales del tipo RS – 232 o RS – 485, para

un establecimiento de redes de IEDs para el centro de control.

• Deben emplear protocolos estandarizados para la comunicación como: DNP3,

Modbus, Modbus plus, IEC 60870 – 5 – 101 y 103.

• Los IEDs además necesitan de un sistema de posicionamiento global para

sincronizar el tiempo (GPS), proporcionado una referencia del tiempo para el

centro de control.

Los IEDs son dispositivos multifuncionales, es decir cuentan con varias funciones,

principalmente en funciones de protección, medición, comunicaciones. Por lo tanto

se va a tener tres tipos de IEDs para el sistema SCADA del centro de control.

IEDs para transformadores

Estos IEDs brindarán las funciones de medición de las variables eléctricas y la función de

protección para el transformador.

IEDs para líneas de Distribución

Estos IEDs brindarán las funciones de medición de las variables eléctricas y la función de

protección de cada uno de las líneas de distribución de los tres alimentadores.

114

4.5 Software Aplicado Para el Criterio de Automatizar

4.5.1 Generalidades

El subsistema de software del centro de control debe estar formado por un conjunto

de programas de aplicación que se deben ejecutar de acuerdo con el sistema

operativo del sistema, en un ordenador multitarea o distribuidos en diferentes

procesadores como ya se ha visto que es posible en el subsistema de ordenadores.

Entre algunos programas de aplicación del software y que son los más utilizados muy

comúnmente se tienen a los siguientes:

4.5.2 Programa de Adquisición de datos

Este programa de aplicación debe estar formado por un conjunto de subprogramas

cada uno de ellos dedicados a una tarea específica. Entre estas tareas debe constar

principalmente con las siguientes tres:

• Función de comunicación con las RTU

• Secuencia de eventos

• Estadísticas de comunicación

Cuando se reciben los datos enviados por la RTU el programa de adquisición de

datos debe ser el encargado de:

• Analizar cada uno de ellos para ver si se encuentra dentro de los límites

establecidos.

• Determinar el estado de cada punto del sistema y lo debe comparar con su

estado anterior para determinar si ha cambiado.

115

Si esto es así se debe notificar al programa de aplicación de alarma por si ese

cambio alterara algún cambio que altere el estado del sistema de la Subestación.

La secuencia de eventos es un programa de aplicación especial que se ejecuta en

coordinación con la función de comunicación de la RTU. En el RTU se debe

almacenar, con una precisión de milisegundos, los cambios de estado producidos así

como el instante en que ocurrió. El conjunto de datos así elaborados deben estar a

disposición del operador del sistema si este los solicita.

Además el programa de adquisición de datos debe llevar a cabo la monitorización de

la calidad de los datos recibidos y para ello realiza estudios estadísticos de los

mismos. A partir de estos estudios, y conectado con otros programas de aplicación,

puede emprender acciones para mejorar los datos obtenidos e incluso colocar fuera

de servicio a la RTU.

4.5.3 Programa de Base de datos

El programa de base de datos es básico en un centro de control. Su principal virtud

debe ser la velocidad. En cada exploración de la RTU la base de datos debe ser

actualizada y por ello el acceso y almacenamiento de cada uno de los datos debe ser

lo mas inmediato posible, con el fin de conseguir prestaciones en tiempo real. En esa

base de datos no se debe almacenar únicamente el valor del dato sino que además,

este programa de aplicación, debe asociar a cada medida una serie de atributos que

permitirán al programa de interfaz hombre máquina una mayor rapidez de

funcionamiento. Algunos de estos atributos son:

• El color con que van a ser representados en la pantalla

• Si el dispositivo en cuestión está activado o desactivado

• Si el valor presente es real o calculado.

• Qué relación existe entre este valor concreto y los límites permitidos.

116

4.5.4 Interfaz Hombre Máquina

Para que el sistema responda en este tipo de situaciones se define una serie de

parámetros temporales, característicos del subsistema, cuyos valores máximos

deben ser muy analizados con el fin de asegurar el comportamiento requerido.

Principalmente los parámetros que se deben considerar al momento de diseñar el

sistema SCADA para controlar a la Subestación.

• Tiempo de respuesta: este es el tiempo transcurrido desde que el operador

solicita una pantalla determinada hasta que esta aparece completamente en el

monitor.

• Tiempo de actualización: este es el intervalo de tiempo que tardan los

dinámicos, que aparecen en la pantalla, en renovarse a partir de la base de

datos.

• Tiempo de refresco: es el tiempo necesario para presentar una pantalla CRT

completa a partir de la memoria CRT.

La representación gráfica de los objetos se debe ajustar a los estándares de X-

Windows con su operativa de múltiples ventanas en la misma pantalla. La capacidad

gráfica del HMI debe soportar los siguientes requerimientos:

• Representación de gráficas en tiempo real (trendding) e históricas; gráficas X

– Y

• Objetos dinámicos con multitud de representaciones posibles (fundidos de

color, escalado en función de valores, secuencia de bitmaps, cambio de color)

• Integración de cualquier objeto gráfico en un sinóptico; ficheros en diversos

formatos: bmp, jpg, dxf, etc.

117

• Representación de lista de señales y lista de alarmas, con código de colores

para identificar su tipo y situación.

• Botones funcionales de usuario, que define la función a realizar al hacer clik

sobre el botón

• Dinámicos asociados a cada una de las entidades definidas en la base de

datos de tiempo real.

• Dinámicos de enlace: objetos que permiten navegar entre las distintas

pantallas de sinópticos de Sistema sin necesidad de acudir a un menú

externo; suelen tener representaciones de tipo botón o similar.

Estos dinámicos de enlace también deben permitir la señalización de ciertas

situaciones como puede ser el estado de alarma de una señal concreta. Mediante

este mecanismo va a ser posible, por ejemplo, tener un mapa general del sistema

bajo supervisión con enlaces a varios mapas de mayor detalle, de modo que al

suceder un determinado evento en alguna de las entidades representadas en un

sinóptico de detalle, el correspondiente sinóptico de enlace del mapa general puede,

por ejemplo cambiar de color, indicando que existe alguna situación anómala en

dicho enlace.

OPERACIONES DEL HMI

Entre las operaciones básicas que se deben realizar a través del HMI son:

• Ejecutar mandos sobre dispositivos.

• Poner/quitar marcas.

• Enviar consignas sobre puntos de salida analógicos.

• Activar/desactivar estaciones remotas.

118

• Carga de configuración de estaciones remotas (pero debe constar con los

protocolos de comunicaciones que así lo permiten).

• Introducir valores manuales para cualquier tipo de señal.

• Introducir/visualizar/borrar notas de operador.

• Definir y solicitar informes y listados.

• Definir y solicitar gráficas de tiempo real (tendencias) e históricas.

En las pantallas del centro de control los HMI cumplen las siguientes funciones:

• Registro de los parámetros eléctricos como: voltaje, corriente, potencia activa

y potencia reactiva para cada uno de los tres alimentadores.

• Apertura de los interruptores desde centro de control.

• Estado de la línea activa o en mantenimiento.

• Factor de potencia y energía.

EJECUCIÓN DE FUNCIONES DEL HMI

Para ejecutar las funciones del HMI mencionadas anteriormente, se debe poder

emplear diversas formas como las que se indican a continuación.

• A través de un menú asociado al objeto, que se debe activar y operar

mediante el ratón.

• A través del menú general de la ventana correspondiente.

• Mediante cierta combinación de teclas.

• Mediante un botón de acceso rápido si éste existe en la ventana.

119

Figura N.- 4.3 Distribución del HMI

4.6 Hardware del Sistema El subsistema de ordenadores es la herramienta principal con que va a contar el

centro de control para llevar a cabo su tarea de control y supervisión. Es el elemento

básico que va a controlar la transmisión de la energía, la recolección y análisis de

los datos obtenidos, la creación de “operaciones de registro” y la actualización de los

datos presentados en los monitores.

Las operaciones de registro almacenan las ejecuciones realizadas por el ordenador

incluyendo las cintas utilizadas, los ajustes de control, las paradas y otros datos.

El sistema SCADA deberá poder emplear cualquier grupo de procesadores que

utilicen los sistemas operativos que cumplan con la norma IEEE 1003.1-1988

denominada tiempo-real. Actualmente eso incluye los procesadores HP Alpha con

HP UNIX, IBM con AIX, Sun con Solaris, Hewlett Packard con HPUX, además de

otros.

4.6.1 Elemento de los Ordenadores Los elementos básicos de un subsistema de ordenadores incluyen la unidad central

de proceso CPU, los terminales de entrada/salida, la memoria principal y los

periféricos.

120

• La CPU es el controlador principal del ordenador, es el encargado de

llevar a cabo las operaciones aritméticas así como de tomar las

decisiones lógicas.

• La memoria principal es el lugar donde se almacenan los datos que

maneja el ordenador y también los programas que este ejecuta.

• Los terminales de entrada/salida transmiten los datos entre la memoria

principal y los periféricos del sistema, mientras que éstos convierten los

datos que produce el ordenador a un formato fácilmente entendible por

el hombre y viceversa, es decir, convierte información que el

operador del sistema facilita al ordenador en una información utilizable

por el ordenador

La CPU bajo la dirección del sistema operativo ejecutará programas de aplicación los

cuales mantendrán la base de datos del sistema y controlarán el sistema de

potencia.

Figura N.- 4.4 Características de un Ordenador

Los criterios de diseño de un centro de control sobre capacidad, tiempo de respuesta

y mantenimiento sugieren que éstos posean una configuración “dual”, en la que los

ordenadores, deben poseer la estructura que se mencionó anteriormente y deben

121

estar duplicados, ya que situar todas las funciones en tiempo real, la monitorización y

el control sobre un único procesador hace extremadamente difícil obtener altos

niveles de fiabilidad y velocidad.

Existen distintas formas de asignar las funciones a realizar por cada uno de los

ordenadores. Para el centro de control se podrían emplear cualquiera de las

siguientes formas: 1) La primera sería dedicar un ordenador a realizar todas las

tareas, críticas o no, permaneciendo el segundo en estado de alerta o espera,

dispuesto a entrar en servicio en cualquier instante. Este procedimiento evita los

problemas que presentaba el uso de un único ordenador que llevará a cabo todas las

tareas. 2) Otro criterio que también se puede aplicar consiste en repartir las

funciones entre los dos ordenadores de manera que uno de ellos, al que se llama

primario, realiza las funciones críticas en tiempo real mientras el otro, al que se

llama secundario además de siempre estar dispuesto a asumir estas tareas críticas,

va realizando otras tareas de apoyo, las que se llama “fuera de línea”. El centro de

control debe estar basado en un “sistema abierto”, es decir que permita futuras

expansiones del sistema sin afectar al sistema actual. El emplear los sistemas

abiertos implica la utilización de las redes de área local LAN, la cual permite a los

distintos equipos que configuran el centro de control, usando protocolos estándares,

una interconexión directa y lógica entre ellos. Incluso debe permitir añadir nuevas

prestaciones o funciones sin necesidad de grandes cambios en el sistema.

122

Figura N.- 4.5 Estructura LAN

Al realizar el diseño del centro de control se debe considerar que el centro de control

debe estar basado en sistemas abiertos, con canales de entrada y salida

redundantes, en donde cada tarea a llevar a cabo por el centro de control la realiza

un multiprocesador dual independiente. En caso de querer una mayor confiabilidad

se puede emplear dos multiprocesadores, en donde uno de ellos se lo va a emplear

para las tareas encomendadas, quedando el segundo de ellos en espera por si se

presenta algún fallo en el sistema o si es requerido para ello.

4.6.2 Equipos de la Estación Central. El sistema central debe constar básicamente con las siguientes funciones:

a) Obtener los datos periódicamente de la RTU de la Subestación.

b) Controlar dispositivos remotos por el operador del centro de control.

Este equipo central estará ubicado en la subestación el calvario. Y esta estación

central debe constar con las siguientes funciones:

123

• Establecimiento de comunicaciones, lo que implica configuración del

RTU que va estar ubicada en la Subestación San Rafael, con

parámetros de entrada/salida, así como descargar los programas de

control y adquisición de datos hacia las RTU.

• Operación sobre los vínculos de comunicaciones, revisar el proceso de

veracidad de los datos, mediante un envío de datos en forma de

cliente/servidor; así como los enlaces de comunicaciones de entradas y

salidas hacia las RTU automáticamente.

• Diagnósticos, lo que implica un diagnóstico exacto de la información,

así como la predicción de potenciales problemas como sobrecarga de

datos.

4.6.3 Equipos en la Subestación

Estas son las estaciones centrales que estarán ubicadas en la Subestación San

Rafael; y deben cumplir con los siguientes requerimientos:

• Adquisición de datos de la RTU

• Desplegar los datos de la Subestación.

• Pasar los datos hacia la estación central

• Pasar los requerimientos de control desde la estación central hacia la

RTU

Las computadoras suministradas deberán ser de la versión y arquitectura más

reciente disponible en el inicio del proyecto.

124

4.6.4 Redes de área local. Todos los elementos de procesamiento del sistema SCADA deberán estár

interconectados y se comunicarán entre ellos vía la red que cumpla con la norma

IEEE standard 802.3 Ethernet (wire), Fast Ethernet o el FDDI Fiber Distributed Data

Interface empleando el protocolo Transmisión Control Protocol/Internet Protocol

(TCP/IP).

Múltiples computadoras deben poder ser conectadas para compartir datos y carga de

procesamiento para obtener mejor desempeño y funcionalidad del sistema. Las

capacidades de transferencia de datos de las interconexiones dependerán

primeramente del número de computadoras a ser conectadas y sus separaciones.

La red local LAN debe ser redundante y monitoreada. Deben operar

permanentemente para garantizar su disponibilidad. La transmisión de información

debe ser compatible.

El suministro debe incluir un equipo de sincronización de tiempo que sea capaz de

sincronizar con el tiempo estándar, para transmitir la señal a todo el sistema. El reloj

debe tener exactitud propia de 0,02 segundos cada 24 horas.

Los elementos en una red LAN Ethernet son los nodos de red y el medio de

interconexión. Dichos nodos de red se pueden clasificar en dos grandes grupos:

Equipo Terminal de Datos (DTE) y Equipo de Comunicación de Datos (DCE). Los

DTE son los dispositivos que generan o son el destino de los datos, tales como las

computadoras personales, las estaciones de trabajo, los servidores de archivos, los

servidores de impresión, todos son parte del grupo de estaciones finales. Mientras

que los DCE son los dispositivos de red intermediarios que reciben y retransmiten las

tramas dentro de la red, y pueden ser ruteadores, conmutadores (switch),

repetidores, o interfaces de comunicación, como un módem o una tarjeta de

interfase.

125

4.7 Telecomunicaciones en la Subestación San Rafael

4.7.1 Comunicación con el centro de control

En la figura siguiente se presenta el esquema de conexión de la Subestación hacia

el centro de control con una nueva tecnología en cuanto a módems de comunicación;

la alternativa que se presenta aquí es usar estos módems para poder obtener un

interfaz RS-232 en los servidores en tiempo real del sistema SCADA de la

subestación y lo que se pretende hacer es interconectar los servidores en tiempo

real con el servidor en tiempo real del centro de control. Lo que se pretende es

realizar un envío de datos a velocidades de 100 kbps, esto es muy importante ya que

es una velocidad suficiente para un sistema de tiempo real de esta magnitud.

Figura N.- 4.6 Enlace con el Centro de Control

126

Línea de comunicaciones

La comunicación entre la unidad de adquisición de datos (IEDs) con la RTU es por

RS 232 con el protocolo DNP3. El RTU está interconectado con un controlador de

comunicación con el protocolo IEC 60870-5-101, la interconexión de estos equipos

se realiza mediante fibra óptica.

Se implementa una red LAN de dos computadoras en la Subestación San Rafael

mediante la comunicación de Ethernet. Se aplica el mismo criterio para crear una red

en el centro de control de el Calvario.

La transmisión de estos datos desde la Subestación San Rafael hasta el centro de

control se realiza por fibra óptica colocando un repetidor a 4km de la Subestación

mediante el protocolo de comunicación 60870-5-101.

Se debe colocar dos MODEM DB-251RS-232 a la salida de la Subestación San

Rafael y a la entrada del centro de control con el fin de que las comunicaciones sean

compatibles.

Repetidor Debido a que las señales a través del conductor de cobre se van atenuando es

necesario colocar un repetidor a unos 4 km. partiendo de la Subestación, a fin de que

las señales lleguen completamente bien hasta el centro de control.

127

4.7.2 Diagrama Funcional de las Comunicaciones.

Figura N.- 4.7 Diagrama de Comunicaciones

Como observamos en la figura 4.7 el diagrama funcional de todas las

comunicaciones que deben existir desde la adquisición de datos del campo hasta la

estación central del centro de control. En el se indican los protocolos que se deben

emplear para cada nivel de comunicación.

4.7.3 Protocolos de comunicación Los protocolos de comunicación entre equipos, deben ser protocolos abiertos, ya que

estos posibilitan la integración de productos de diferentes fabricantes.

Para el presente estudio recomendamos los protocolos DNP3 y IEC 60870-5-101que

fueron explicados anteriormente y también se puede observar en los anexos.

PROTOCOLO DNP3

Es un protocolo que admite interoperabilidad abierta basada en estándares entre

computadoras de las centrales y subestaciones, RTUs, IEDs y las estaciones

principales (excepto comunicaciones en la estación principal). El DNP se basa en los

128

estándares del IEC TC 57, WG 03; obedece a los estándares existentes y añade la

funcionalidad no identificada en Europa pero necesaria para los usos americanos

actuales y futuros.

DNP3 define tres niveles distintos, el nivel 1 tiene la menor funcionalidad para IEDs

simples y el nivel 3 tiene la mayor funcionalidad, para los procesadores de los front

end de comunicaciones de la estación maestra del SCADA.

Sus características más importantes son:

• Presenta varios niveles

• Para empresas eléctricas

• Comunicaciones maestro esclavo

• Reportes generados por eventos

• Reporta entradas: analógicas, digitales, de contadores

• Recibe controles analógicos y digitales

• Robusto y flexible

• No requiere traductores de protocolos

• Menores tiempos de entrega

• Menor cantidad de pruebas, mantenimiento y entrenamiento

• Hay comités de regulación para asegurar interoperabilidad

• Secuencia de estampa de tiempo de reporte de eventos

• Estampa de tiempo (almacenar hora, fecha y fuente de evento)

• Soporta secuencia de eventos para alarmas, cantidades medidas y

contadores

• Fácil expansión del sistema

129

PROTOCOLO IEC 60870-5-101

Es el protocolo recomendado por la IEEE para la comunicación entre la estación

maestra, RTUs e IEDs. Es un protocolo abierto al igual que el DNP3; utiliza el

formato de trama FT 1.2, definido en el documento IEC 60870-5-1, cumpliendo con

los requerimientos de integridad de datos clase I2, que especifica una distancia

hamming d=4. El formato trama puede ser variable entre 0 y 255 caracteres.

Sus características más importantes son:

• Es un protocolo influenciado por países de la comunidad europea

• Comunicación estación maestra, RTU e IED

• Modo cliente/servidor

• Usa interfaz V24/V28 (RS-232)

• Hay comités de regulación para asegurar interoperabilidad

• Secuencia de estampa de tiempo de reporte de eventos

• Sincronización de tiempo

• Respuestas no solicitadas

• Prioridad de información

• Transporte de mensajes con protocolo TCP/IP

• Colección datos analógicos y digitales

• Emplea modelo OSI de tres capas.

PROTOCOLO TCP/IP

• Protocolo estándar, abierto, amigable, útil para el desarrollo de aplicaciones

distribuidas o que utilizan un entorno de red, en forma independiente del

computador o del sistema operativo.

• Es independiente del hardware de la red, lo que permite integrar varios tipos

de redes.

130

• Posee un esquema de direcciones que permite asignar una dirección única a

cada dispositivo de la red.

• Posee un conjunto de protocolos estandarizados, que permiten la

disponibilidad amplia de servicios de la red para el usuario.

a) TCP (Transmisión Control Protocol)

Permite a un flujo de bytes (stream) que se origina en una máquina, para ser

entregado sin error a cualquier máquina en Internet. Realiza el intercambio de

información de control para establecer una conexión de extremo antes de transmitir

segmentos de datos.

b) IP (Internet Protocol)

El protocolo Internet es la base de Internet. Sus funciones incluyen:

• Definición de datagramas, que son la unidad básica de información de

transmisión de Internet.

• Definición del esquema de direccionamiento de Internet.

• Movimiento de datos entre la capa de acceso a la red y la capa de transporte

host a host.

• Encaminamiento (ruteo) de datagramas a host remotos.

131

CAPITULO 5

V. EVALUACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA 5.1 Introducción El análisis de viabilidad económica y social de los proyectos se lleva a cabo cuando

técnicamente se ha comprobado que éstos pueden realizarse. En este sentido para

evaluar económicamente y socialmente, es necesario que la fase de preparación

técnica esté concluida. Sin embargo la evaluación de los proyectos generalmente

permite tener herramientas de juicio sobre el dimensionamiento de los mismos y por

lo tanto volver a fases anteriores en la elaboración del proyecto.

En todo estudio se debe realizar un análisis técnico económico, debido a que el

aspecto financiero se involucra directamente cuando se trata de modernización.

En la determinación de la rentabilidad de un proyecto se pueden utilizar varios

métodos, como son:

• Método de la Relación Beneficio Costo

• Método de la TIR

• Método del VPN

La comparación entre éstos métodos tiene que realizarse dentro de las mismas

unidades monetarias y considerando un determinado instante de tiempo.

El propósito del análisis técnico económico es justificar o no el cambio de equipos en

la Subestación San Rafael.

132

5.2 Objetivo de la Empresa Eléctrica de Cotopaxi.

El Objetivo fundamental de la Empresa Eléctrica de Cotopaxi es satisfacer las

necesidades de los clientes y llegar con el servicio en una calidad aceptable, con un

margen mínimo de cortes de energía eléctrica.

5.3 Beneficios

Por medio de la elaboración de este estudio la Empresa Eléctrica de Cotopaxi

obtendrá los siguientes beneficios:

• En el sistema de protecciones de la Subestación San Rafael se utilizará los

relés de protección multifunción los mismos que nos dan mayor seguridad,

tienen un sistema de autosupervisión y permiten tener un ahorro de tiempo en

la localización de las fallas.

• Con la utilización del 6MD66 nos permite tener acceso a un sistema SCADA,

puesto que funcionan como IED (Dispositivos Electrónicos Inteligentes), que

es una base para la Automatización de la Subestación.

• Se realizará el cambio de los Transformadores de Potencial y de Corriente por

encontrarse en mal estado de funcionamiento como se indicó en los capítulos

anteriores los mismos que no dan confiabilidad y seguridad en el sistema

eléctrico.

• La modernización de los interruptores para los alimentadores y para el lado de

baja del transformador principal que nos permitirá una operación más

adecuada y en el menor tiempo posible en épocas de mantenimiento.

• Con la Automatización de la Subestación San Rafael se disminuirá gastos de

operación, puesto que reducirá el personal, mediante el control de la

subestación desde la estación maestra o desde el control local, además se

133

facilitará el acceso de la información y la confiabilidad mejora porque el

despeje de fallas se efectuará en forma rápida, ocasionando interrupciones

de servicio muy pequeñas.

5.3.1 Beneficio por reducción de Actividades de Operación de la Subestación

La operación de la Subestación San Rafael, lo realizan 6 personas distribuidas en

tres turnos, es decir dos por cada turno. Con la Automatización de la Subestación

se reducirá un operador por turno, consiguiendo un ahorro en el pago de nomina

por disminución de actividades de operación.

Los resultados podemos observar en la siguiente tabla:

AHORRO POR DISMINUCION DE OPERADORES RUBRO VALOR SALARIO MENSUAL (USD) MÁS BENEFICIOS 800,00 OPERADORES QUE SE DISMINUYE 3 AHORRO ANUAL POR OPERACIÓN (USD ) 28.800,00

5.3.2 Beneficio Anual por Reducción de Fallas

El porcentaje de energía no entregada a los usuarios por fallas ocurridas en la

Subestación es de 4%, con la automatización de la Subestación San Rafael se

establece que se conseguirá del 2% de ocurrencia de fallas por el rápido diagnóstico de

los equipos.

ARF=% AF x KWHf x MR

ARF : Ahorro anual por reducción de fallas (USD)

%AF : Porcentaje de ahorro por reducción de fallas

KWHf : Potencia no entregada por falla

MR : Margen de rentabilidad (USD)

134

Costo de Potencia mesesxkwh

UsdxD 124max≈

Demanda máxima: 10680kW

Ahorro anual por reducción de fallas

AHORRO ANUAL POR REDUCCION DE FALLAS RUBRO VALOR

Costo de Potencia Anual 369.100.800 Energía no entregada por falla 14.764.032 % DE POTENCIA REAL NO PRODUCIDA 4% MARGEN DE RENTABILIDAD (USD/KWH ) 0,08 % DE AHORRO POR REDUCCIÓN DE FALLAS 2,00% AHORRO ANUAL POR REDUCCION DE FALLAS (USD) 23.622,45

Resumen de Beneficios:

RESUMEN DE BENEFICIOS ANUALES BENEFICIO VALOR

BENEFICIO ANUAL POR REDUCCION DE FALLAS 23.622,45 BENEFICIO POR DISMINUCION DE ACTIVIDADES DE OPERACION 28.800,00

TOTAL DE BENEFICIOS 52.422,45

135

5.4 Costos de Inversión

Los costos de inversión son características para cada tipo de proyecto sea que se

trate de proyectos nuevos o de proyectos de remodelación.

Costos aproximados en la inversión del proyecto:

No DESCRIPCIÓN CANT. V. UNIT. V. TOTAL

1 Módulo de entradas digitales (RTU) 3 2.000,00 6.000,00 2 Módulo de entrada analógica (RTU) 3 1.000,00 3.000,00 3 Módulo de entrada energía (RTU) 1 300,00 300,00 4 Armarios para la RTU 1 10.000,00 10.000,00 5 Controlador lógico programable 1 4.500,00 4.500,00

6 Relé multifuncional de protección diferencial del transformador 1 5.500,00 5.500,00

7 Relé multifuncional de línea 7SJ61 5 3.000,00 15.000,00 8 Pc completo 4 8.000,00 32.000,00 9 Red de área local 2 700,00 1.400,00 10 Red de fibra óptica (para IEDs) 4 2.000,00 8.000,00 11 Modem de comunicación 2 590,00 1.180,00 12 Repetidor de modem de comunicación 1 600,00 600,00 13 Conductor para equipos, comunicación, otros 1 2.000,00 2.000,00 14 Licencia de desarrollo 1 4.000,00 4.000,00 15 Red fibra óptica S/E hasta Centro de Control 1 10.000,00 10.000,00 16 Costos de configuración 1 7.000,00 7.000,00 17 Otros costos 1 4.000,00 4.000,00 18 Relés 27 Sobre Voltaje y Bajo Voltaje 15 500,00 7.500,00 19 IED 6MD66 4 1.200,00 4.800,00 20 Protección Diferencial de Barras 1 600,00 600,00 21 Interruptores 4 6.500,00 26.000,00 22 Transformadores de Potencial 6 1200,00 7.200,00 23 Transformadores de Corriente 5P20 15 950,00 14.250,00 24 Transformadores de Corriente (medición) 9 550,00 4.950,00 25 Barra de Cobre de 13,8kV 4 600,00 2.400,00 26 Otros Gastos 1 1.500,00 1.500,00

TOTAL 183.680,00

136

5.5 Análisis del Proyecto

5.5.1 VALOR PRESENTE

Para el análisis del proyecto se ha tomado un tiempo de vida útil de 5 años en el gráfico 5.1

se observa la relación de beneficios y costos.

Figura N.- 5.1 Flujo de Fondos

Para el cálculo del valor presente es necesario que todos los beneficios se los traiga a valor

presente mediante la siguiente ecuación:

( )( )

+−+= n

n

ii

iVAVP

1*

11*

De donde:

VP = valor presente

VA = valor actual

n = vida útil del proyecto, para el análisis de este proyecto se estima 5 años

i = tasa de descuento, se la tomará en base a las tazas activas que establece el banco

central, el mismo que es del 10,45%

Inversion inicial $ 183.680

Beneficio 52.422,45

Beneficio 52.422,45

1 21

3 4 5

137

VP=196.458,75

El valor presente neto es el valor presente de un conjunto de flujos de efectivo futuros

esperados menos su costo de inversión:

VPN=196.458,75 – 183.680 = 12.778,75

5.5.2 TASA INTERNA DE RETORNO TIR

La tasa interna de retorno de una inversión, es la tasa de interés producida por un proyecto

de inversión con pagos e ingresos que ocurren en períodos regulares dentro de un tiempo

determinado, además de interpretar los flujos de caja anualmente.

Una vez determinado los valores de inversión y los beneficios anuales del proyecto se

procede a calcular el TIR por medio de la ecuación de valor presente demostrada en el punto

anterior.

TIR= 13%

5.5.3 RELACION BENEFICIO/COSTO (B/C)

Es la relación entre el valor presente respecto a la inversión inicial ( flujo neto).

B/C= 196.458,75/183.680=1,069

En el cuadro siguiente se determina los valores del beneficio en el tiempo (5 años), inversión

inicial o flujo neto y los cálculos del VPN, TIR Y B/C.

Inversión $183680

Beneficio $52422,45

VP $196.458,75

VPN $12.778,75

B/C 1,069

TIR 13%

138

5.6 ANALISIS DE LOS RESULTADOS

De los cálculos realizados anteriormente se puede observar lo siguiente:

• El valor presente neto (VPN) es positivo

• La tasa interna de retorno (TIR) es mayor que el 10,45%, que es la tasa activa

considerada.

• La relación Beneficio/Costo es mayor que uno.

5.7 PERÍODO DE RECUPERACIÓN DE CAPITAL

Para determinar el período de recuperación de capital, se cuantifica el valor de la inversión

inicial total del proyecto, es decir los costos de Automatización de la Subestación San Rafael

Como también los beneficios totales obtenidos por el proyecto, con lo cual mediante la

siguiente relación de determina el tiempo.

Bi

CoRC =

De donde:

RC: período de recuperación de capital.

Co: Inversión inicial.

Bi: Beneficios totales (valores en valor presente).

Los mismos que ya se determinaron en la relación Beneficio Costo y son:

Co = 183680 USD

Bi = 196458,75 USD

Aplicando la relación se tiene que: RC = 0,935 AÑOS Luego de lo analizado anteriormente se puede observar que el proyecto es factible.

139

CAPITULO 6

VI Conclusiones y Recomendaciones.

• La interconexión de la red de ELEPCO con el Sistema Nacional por la

subestación Mulaló ha subido el nivel de cortocircuito en esa parte del

sistema; esto obviamente , ha ocasionado la descoordinación de las

protecciones, especialmente por las operaciones innecesarias de las unidades

instantáneas de sobrecorriente de los relés tanto de fase como de fase- tierra

(50 y 50N).

• Los registros de fallas realizadas por los operadores no son completos lo que

dificulta realizar un análisis rápido de la operación de las protecciones. Es

conveniente se registre por lo menos la fecha, la hora, los relés y las

unidades operadas, las alarmas que se presentan, el estado del tiempo, la

potencia desconectada, la causa aparente de la falla.

• Para lograr disminuir los índices de salidas de los alimentadores por fallas y

mejorar la continuidad del servicio de las industrias, es conveniente que se

realice la coordinación de las protecciones de los alimentadores que sirven a

las industrias grandes en la se incluya los interruptores de las subestaciones

y las protecciones de las industrias.

• Es necesario realizar un estudio en los alimentadores L1 y L2 de la

subestación San Rafael, porque se encuentran en malas condiciones y esta

garantizado su funcionamiento con la utilización de relés digitales de nueva

tecnología.

140

• El estado actual de los equipos de la Subestación San Rafael es crítico,

puesto que para el caso de los relés de protección y Transformadores de

corriente y potencial, a pesar que se les ha brindado un programa de

mantenimiento, lo que ha ayudado a que se mantengan en operación,

tecnológicamente sus características no permiten tener un sistema confiable y

seguro debido a que los equipos son antiguos, y se recomienda realizar un

cambio inmediato para la confiabilidad de la subestación.

• Es necesario observar que el equipo con el que actualmente cuenta la

Subestación, tiene un alto grado de obsolencia, los relés son equipos

electromecánicos los cuales presentan la desventaja de no poder ser

calibrados a valores reales sino que se les ajusta a valores aproximados.

• Se recomienda realizar programas de mantenimiento a los equipos de la

subestación para prevenir problemas en los equipos instalados.

• Los criterios de automatización realizados en este estudio permite a la

subestación tener una integración que proporcionará beneficios en

mejoramiento de la funcionalidad, mantenimiento y fiabilidad.

• La comunicación con los centros de control se realiza con un protocolo

recomendado en los capítulos anteriores debido a que presenta una

interoperabilidad abierta entre las computadoras de las centrales y la

Subestación.

141

• El ajuste de las protecciones está determinado por la capacidad y el

comportamiento de los equipos e instalaciones del sistema eléctrico, por lo

que se debe considerar todas las condiciones de operación, temporales como

permanentes.

• La protección de corriente mide permanentemente la corriente de cada fase

con la finalidad de detectar las sobrecorrientes que se pueden producir en un

cortocircuito. El tiempo de actuación de esta protección es una función del

valor de la corriente.

• Observamos que el dial desplaza a la curva de disparo hacia debajo de la

curva de daño del transformador y el TAP desplaza horizontalmente.

• Para los ajustes y coordinación de protecciones se debe tomar en cuenta:

Sensibilidad y velocidad, selectividad de la operación, fiabilidad y seguridad de

la protección.

• El sistema de automatización de la Subestación San Rafael permite obtener

los siguientes beneficios:

- Restablecimiento más rápido del servicio

- Disminución de costos en operación y mantenimiento.

- Incremento de la calidad de suministro.

- Control global del sistema.

- Acceso a la información con una red corporativa.

- Disponibilidad inmediata de información.

142

- Aumento de seguridad para el personal.

- Reajuste de las protecciones.

- Reporte integrado de fallas.

- Mejora de la calidad de servicio.

- Mejora de la productividad.

• Es determinante plantear alternativas que permitan solucionar el problema

con la mejor utilización de los recursos. Estas alternativas serán evaluadas

desde el punto de vista técnico, económico y el impacto social con el fin de

seleccionar aquella que reúna los aspectos que vayan en beneficio de la

colectividad.

• En la realización del presente estudio fue necesario un análisis de los

alimentadores, así como también de la barra de 13,8kV para no tener

inconvenientes en la adecuación que se realizará posteriormente.

• Es recomendable que los interruptores dimensionados para el caso de las

salidas de los alimentadores sean de las mismas características con el

propósito de que sean intercambiado entre ellos por motivo de mantenimiento.

• Con la Automatización de la Subestación San Rafael se garantiza el registro

de los parámetros eléctricos en una base de datos así como también se puede

controlar su funcionamiento desde la estación maestra ubicada en el centro de

control el Calvario.

143

• Con la realización de este estudio recomendamos a la Empresa eléctrica de

Cotopaxi que se planifique proyectos de automatización para poder enlazar a

todas las subestaciones existentes.

• La aparición de sobre voltajes y bajos voltajes son estados desfavorables

para el sistema, puesto que causan problemas de estabilidad y aislamiento.

Generalmente se tienen voltajes altos anormales cuando baja la carga o

cuando las líneas de transmisión son largas. Mientras que bajos voltajes

cuando hay subidas de carga o pérdidas de fase.

• Es recomendable observar los puertos de comunicación que tienen los

equipos para que no exista dificultad en el manejo de los mismos. Nosotros

hemos sugerido la comunicación RS-485 y Ethernet.

• Es recomendable y debe ser de práctica común la verificación de ajustes de

relés y las relaciones de transformación de corrientes como de potencial de

acuerdo al estudio correspondiente para garantizar su funcionamiento.

• Se recomienda a la Empresa Eléctrica de Cotopaxi implementar en el menor

tiempo posible los equipos sugeridos en este proyecto, ya que la Subestación

abastece de energía eléctrica a lugares importantes de la provincia de

Cotopaxi y es necesario mejorar la calidad, confiabilidad del suministro de

energía.

• En la realización de la automatización de la Subestación San Rafael se

sugiere seguir específicamente los criterios manifestados en este proyecto por

144

tratarse de un sistema bastante pequeño y al crear otros criterios se puede

presentar inconvenientes.

• Debemos mencionar que los equipos utilizados en el diseño tales como: Los

relés 7SJ61, 7UT613, 6MD66, el RTU y el controlador de comunicación son

dispositivos aptos para conformar un sistema SCADA.

145

CAPITULO 7 VII BIBLIOGRAFIA.

I. Rusell Mason, General Electric, The Art Science of Protective Relaying. 2002.

II. Referente Book, ABB, Electrical Transmisión Distribution.

III. University of Waterloo, Computer Simulation Of Power Systems. 1999.

IV. Villavicencio Luis. Optimización de los Alimentadores primarios de

distribución. Quito 2001. “Tesis Escuela Politécnica Nacional”

V. Msc. Frías Francisco. Protecciones Eléctricas en sistemas Industriales.

VI. John J Grainger. Análisis de Sistema de Potencia. Primera edición en Español. 1996. México SA.

VII. Brand Luis. Protecciones de Sistemas Eléctricos. Quito 1976.

VIII. Burbano P. Protección y Coordinación Contra Cortocircuito. Quito 1968.

IX. SIPROTEC 4, Multifuncional, Protective Relay with Local Control. Manual.

X. Manual de Software DIGSI.

XI. Morales Raúl. Protección Digital de Sobrecorriente Falla a Tierra. “Tesis

Escuela Politécnica Nacional”

XII. Garcia Julio. “Confiabilidad del Sistema De Coordinación de Protecciones. Distribución Subestación Vicentina.

XIII. http://es.wikipedia.org/wiki/IngenierElectric.

XIV. SERCONEL CIA. LTA. Estudio de Coordinación de Protecciones. 2006.

XV. Dr. Corrales Luis. “Redes Industriales Digitales” 2004.

XVI. SIEMENS S:A Productos Eléctricos Industriales. Lista de precios.2007.

XVII. Apuntes cuaderno de Evaluación de Proyectos. Ing. Casco. 2007.

ESCUELA POLITECNICA NACIONAL - …bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/1005/1/CD-1308.pdf4.3...

Documents

Transcript of ESCUELA POLITECNICA NACIONAL - …bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/1005/1/CD-1308.pdf4.3...