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INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS

AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

ESNEIDER ANDRES VARGAS RUIZ. COD. 20161372061

MAIKOLL HERNAN OSPINA USAQUEN. COD. 20161372066

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

INGENIERIA EN ELECTRICIDAD

BOGOTÁ D.C.

2018

INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL

HIDROELÉCTRICA 2

INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS

AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

ESNEIDER ANDRES VARGAS RUIZ. COD. 20161372061

MAIKOLL HERNAN OSPINA USAQUEN. COD. 20161372066

Trabajo de grado para optar al título Ingeniero en electricidad

Directora del proyecto

Ing. Diego Gil.

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

TECNOLOGÍA EN ELECTRICIDAD

BOGOTÁ D.C.

2018


HIDROELÉCTRICA 3

Nota de aceptación

Ing. Diego Giral.

Director del proyecto

Jurado 1


HIDROELÉCTRICA 4

Agradecimientos

Los autores de este documento expresan sus agradecimientos a:

El ingeniero Diego Giral, tutor del proyecto, por su confianza, su gran ayuda y orientación a la hora de

desarrollar este trabajo, a la universidad Distrital francisco José de caldas Facultad Tecnológica por servirnos

de infraestructura de desarrollo para los conocimientos que de ahora en adelante serán de aporte para la

construcción de nuestro perfil laboral, a los docentes del proyecto curricular de tecnología en sistemas de

media y baja tensión e ingeniería Eléctrica por ciclos propedéuticos quienes son los escultores de los

conocimientos que desarrollamos en este trabajo, a las familias Vargas Ruiz y Ospina Usaquén quienes con

su gran apoyo y su ánimo diario inculcaron en nosotros la idea de un desarrollo académico y profesional para

hoy poder decir que estamos dando nuestro último paso para ser ingenieros pero nuestro segundo paso para

ser grandes ingenieros al servicio de la sociedad.


HIDROELÉCTRICA 5

Tabla de contenido 1. RESUMEN _____________________________________________________________________ 14

2. INTRODUCCIÓN ________________________________________________________________ 15

3. OBJETIVOS ___________________________________________________________________ 16

3.1. OBJETIVOS GENERALES ______________________________________________________ 16

3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS _____________________________________________________ 16

4. MARCO TEORICO ______________________________________________________________ 16

4.1. COORDINACION DE PROTECCIONES. ____________________________________________ 16

4.1.1. SENSIBILIDAD _____________________________________________________________ 16

4.1.2. SELECTIVIDAD ____________________________________________________________ 16

4.1.3. RAPIDEZ _________________________________________________________________ 17

4.2. TIPOS DE COORDINACIONES ___________________________________________________ 17

4.2.1. COORDINACIÓN POR CORRIENTE_____________________________________________ 17

4.2.2. COORDINACIÓN POR TIEMPO ________________________________________________ 18

4.2.3. COORDINACIÓN POR TIEMPO Y CORRIENTE. ___________________________________ 19

5. INDAGACIÓN INFORMACIÓN TÉCNICA, SERVICIOS AUXILIARES AC. _____________________ 19

5.1. UNIDADES DE ALIMENTACIÓN __________________________________________________ 19

5.1.1. ALIMENTACIÓN UNO (UNIDADES GENERADORAS). ______________________________ 19

5.1.2. ALIMENTACIÓN DOS (SUBESTACION, RED DE MEDIA TENSION). ___________________ 20

5.1.3. ALIMENTACIÓN TRES (GRUPOS ELECTROGENOS). ______________________________ 20

5.2. CARGAS QUE HACEN PARTE DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA. ____________________ 21

5.3. DISTRIBUCIÓN E INFORMACIÓN TÉCNICA DE CADA TIPO DE CARGA. _________________ 22

5.3.1. TDP1-BT __________________________________________________________________ 22

5.3.2. TDP2-BT __________________________________________________________________ 23

5.3.3. TSAAV ___________________________________________________________________ 23

5.3.4. TSAAVAT _________________________________________________________________ 25

5.3.4.1. TRANSFORMADOR _______________________________________________________ 25

5.3.4.2. CARGAS__________________________________________________________________ 25

5.3.5. TSDAF ___________________________________________________________________ 27

5.3.6. TSDAFAT _________________________________________________________________ 28

5.3.6.1. TRANSFORMADOR _________________________________________________________ 28


HIDROELÉCTRICA 6

5.3.6.2. CARGAS__________________________________________________________________ 29

5.3.7. TSAG ____________________________________________________________________ 29

5.3.8. TSAU-01 __________________________________________________________________ 31

5.3.9. TSAU-02 __________________________________________________________________ 35

5.3.10. TSM _____________________________________________________________________ 39

5.3.10.1. TRANSFORMADOR _______________________________________________________ 39

5.3.10.2. CARGAS________________________________________________________________ 39

5.4. CONDUCTORES ______________________________________________________________ 41

5.5. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE CT´S _______________________________________ 42

5.6. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN PT´S _________________________________________ 42

6. SIMULACION ETAP. _____________________________________________________________ 43

6.1. FLUJOGRAMA METODOLOGIA PARA UTILIZACION DE ETAP PARA LA COORDINACION DE

PROTECCIONES ____________________________________________________________________ 43

6.2. METODOLOGIA PARA UTILIZACION DE ETAP PARA LA COORDINACION DE PROTECCIONES

45

6.3. AJUSTES DE LOS EQUIPOS DEL SISTEMA DE LOS SERICIOS AUXILIARES. _____________ 67

6.3.1. GENERADOR. _____________________________________________________________ 67

6.3.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIA. __________________________________________ 71

6.3.3. TRRANSFORMADORES DE CORRIENTE. _______________________________________ 76

6.3.4. CONDUCTOR ______________________________________________________________ 78

6.3.5. INTERRUPTOR_____________________________________________________________ 80

6.3.6. CARGAS__________________________________________________________________ 84

6.3.7. RELE ____________________________________________________________________ 86

7. INFORME ESTUDIO COORDINACIÓN DE PROTECCIONES SERVICIOS AUXILIARES DE UNA

CENTRAL HIDRÁULICA.______________________________________________________________ 90

7.1. OBJETIVO __________________________________________________________________ 90

7.2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO _________________________________________________ 90

7.3. ALCANCE ___________________________________________________________________ 92

7.3.1. RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN_____________________________________________ 92

7.3.2. ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN_______________________________________________ 92

7.3.3. ANÁLISIS DE RESULTADOS __________________________________________________ 92

7.3.4. PARAMETRIZACIÓN ________________________________________________________ 92


HIDROELÉCTRICA 7

7.3.5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES _______________________________________ 92

7.4. CRITERIO DE AJUSTE DE PROTECCIÓN __________________________________________ 93

7.4.1. PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR (ANSI 87T) _____________________ 93

7.4.1.1. CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN _____________________________________________ 93

7.4.1.3. FILTRO DE CORRIENTE DE SECUENCIA CERO __________________________________ 95

7.4.1.4. FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE ALTO AJUSTE (ls-HS1) ________________ 96

7.4.2. PROTECCIÓN DE SOBRE-CORRIENTE TEMPORIZADA DE FASES (ANSI 51). ___________ 96

7.4.3. PROTECCIÓN DE SOBRE-CORRIENTE INSTANTÁNEA DE FASES (ANSI 50). ___________ 97

7.4.4. PROTECCIÓN SOBRE CORRIENTE TEMPORIZADA DE NEUTRO (ANSI 51N) ___________ 97

7.4.5. PROTECCIÓN SOBRE CORRIENTE INSTANTÁNEA DE NEUTRO (ANSI 50N)____________ 97

7.4.6. PROTECCIÓN SOBRECARGA TÉRMICA (ANSI 49T) _______________________________ 97

7.4.6.1. A TRAVÉS DE MEDICIÓN ____________________________________________________ 97

7.4.6.2. A TRAVÉS DE CÁLCULOS ___________________________________________________ 98

7.4.7. PROTECCIÓN SOBRETENSIÓN (ANSI 59) _______________________________________ 98

7.4.8. PROTECCIÓN SOBRETENSIÓN EN NEUTRO (59N) ________________________________ 98

7.4.9. PROTECCIÓN SUBTENSIÓN (ANSI 27) __________________________________________ 99

7.4.10. PROTECCIÓN FALLA INTERRUPTOR (ANSI 50BF) ________________________________ 99

7.4.11. PROTECCIÓN DISPARO DE BLOQUEO (ANSI 86) _________________________________ 99

7.5. ESTUDIOS DE FLUJO DE CARGA Y CORTOCIRCUITO ______________________________ 100

7.5.1. ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA ______________________________________________ 100

7.5.1.1. ALIMENTACION DESDE LOS GENERADORES 1 Y 2.______________________________ 100

7.5.1.2. ALIMENTACION DESDE EL GRUPO ELECTROGENO _____________________________ 101

7.5.1.3. ALIMENTACION DESDE LA SUBESTACION (RED DE MEDIA TENSION 1 Y 2) __________ 101

7.5.2. ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO. ______________________________________________ 101

7.5.2.1. FALLA TRIFASICA _________________________________________________________ 102

7.5.2.2. FALLA LINEA-TIERRA ______________________________________________________ 103

7.5.2.3. FALLA LINEA-LINEA _______________________________________________________ 103

7.5.2.4. FALLA LINEA-LINEA-TIERRA ________________________________________________ 104

7.6. AJUSTE DE PROTECCIONES __________________________________________________ 104

7.6.1. TABLEROS TDP1-BT Y TDP2-BT (RELÉ PTA-1,2 – MICOM P643) ____________________ 104

7.6.2. TABLEROS TDP1-BT Y TDP2- BT (RELÉ PTA-2 – MICOM P643) _____________________ 106


HIDROELÉCTRICA 8

7.6.3. TABLEROS TDP1-BT Y TDP2- BT (RELE PTA-3 – MICOM P142) _____________________ 108

7.6.4. TABLEROS TDP1-BT Y TDP2-BT (SENSORES DE BAJO VOLTAJE – INTERRUPTOR E3N

ABB POR121/P-LSIG) _______________________________________________________________ 109

7.6.5. TABLERO TSM (RELÉ PTA-1 – MICOM P142)____________________________________ 109

7.6.6. TABLERO TSM (SENSOR DE BAJO VOLTAJE – INTERRUPTOR ABB X1B P331/PLSIG) __ 110

7.7. VERIFICACIÓN DE AJUSTES DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ________________ 110

7.7.1. TRANSFORMADORES ALIMENTACION UNIDADES CENTRAL ______________________ 111

7.7.1.1. TA-U1 ___________________________________________________________________ 111

7.7.1.1.1. PROTECCIÓN ENTRE FASES (ANSI 50/51)____________________________________ 111

7.7.1.1.2. PROTECCIONES DE TIERRA (ANSI 50N/51N)__________________________________ 112

7.7.1.2. TA-U2 ___________________________________________________________________ 113

7.7.1.2.1. PROTECCIONES ENTRE FASES (ANSI 50/51) _________________________________ 113

7.7.1.2.2. PROTECCIONES DE TIERRA (ANSI 50N/51N)__________________________________ 114

7.7.2. TRANSFORMADORES ALIMENTACION SUBESTACION ___________________________ 115

7.7.2.1. TA1-MT __________________________________________________________________ 115

7.7.2.1.1. PROTECCIONES DE FASES _______________________________________________ 115

7.7.2.1.2. PROTECCIONES DE TIERRA_______________________________________________ 116

7.7.2.2. TA2-MT __________________________________________________________________ 117

7.7.2.2.1. PROTECCIONES ENTRE FASES ____________________________________________ 117


7.7.3. ALIMENTACION GRUPOS ELECTROGENOS ____________________________________ 119

7.7.3.1. UNIDAD 1 ________________________________________________________________ 119



7.7.3.2. UNIDAD 2 ________________________________________________________________ 121

7.7.3.2.1. PROTECCIONES DE FASES _______________________________________________ 121


7.7.4. TRANSFORMADOR SERVICIOS MISCELANIOS (TSM) ____________________________ 123



7.7.5. COORDINACIÓN TSAAV1-TDP1 ______________________________________________ 125


HIDROELÉCTRICA 9

7.7.6. COORDINACIÓN TSAAV2-TDP2 ______________________________________________ 126

7.7.7. COORDINACIÓN TSAAVAT-TSAAV2 __________________________________________ 127

7.7.8. COORDINACIÓN TSDAF1-TDP1 ______________________________________________ 128

7.7.9. COORDINACIÓN TSDAFAT-TSDAF1___________________________________________ 129

7.7.10. COORDINACIÓN TSDAF2-TDP2 ______________________________________________ 130

7.7.11. COORDINACIÓN TSAG1-TDP1 _______________________________________________ 131

7.7.12. COORDINACIÓN TCDD1-TSAG1 ______________________________________________ 132

7.7.13. COORDINACIÓN TFCPL-TSAG1 ______________________________________________ 133

7.7.14. COORDINACIÓN TSCA1-TSAG1 ______________________________________________ 134

7.7.15. COORDINACIÓN TSAG2-TDP2 _______________________________________________ 135

7.7.16. COORDINACIÓN TCDD1-TSAG2 ______________________________________________ 136

7.7.17. COORDINACIÓN TSCA1-TSGA2 ______________________________________________ 137

7.7.18. COORDINACIÓN TSM-TSAG2 ________________________________________________ 138

7.7.19. COORDINACIÓN TFCPL-TSAG2 ______________________________________________ 139

7.7.20. COORDINACIÓN TSCA2-TSCA1 ______________________________________________ 140

7.7.21. COORDINACIÓN TSAU1-TDP1 _______________________________________________ 141

7.7.22. COORDINACIÓN TCSRU11-TSAU1 ____________________________________________ 142

7.7.23. COORDINACIÓN TSAU12-TDP2 ______________________________________________ 143

7.7.24. COORDINACIÓN TCSR1-TSAU12 _____________________________________________ 144

7.7.25. COORDINACIÓN TSAU2-TDP1 _______________________________________________ 145

7.7.26. COORDINACIÓN TCSRU2-TSAU2 _____________________________________________ 146

7.7.27. COORDINACIÓN TSAU22-TDP2 ______________________________________________ 147

7.7.28. COORDINACIÓN TCSR2-TSAU22 _____________________________________________ 148

7.8. RECOMENDACIONES ________________________________________________________ 149

7.9. ANEXOS ___________________________________________________________________ 150

7.9.1. UNIFILAR GENERAL _______________________________________________________ 150

7.9.2. FLUJO DE CARGA _________________________________________________________ 150

7.9.3. CORTOCIRCUITO _________________________________________________________ 150

7.9.4. PROTECCIONES DE LOS SERVICIOS AUXILIARES ________________________________ 151

7.9.4.1. AJUSTE EQUIPOS _______________________________________________________ 151

7.9.4.2. CURVAS TIEMO-CORRIENTE SE LA COORDINACION DE PROTECCIONES__________ 151


HIDROELÉCTRICA 10

8. CONCLUSIONES ______________________________________________________________ 151

9. BIBLIOGRAFÍA ________________________________________________________________ 152

Figura 1. Coordinación por Corriente. ............................................................................................................................. 18

Figura 2. Coordinación por tiempo .................................................................................................................................. 18 Figura 3. Placa característica transformador TA-U1 y TA-U2 .................................................................................... 19

Figura 4. Placa caracteristica transformador TA1-MT y TA2-MT .............................................................................. 20

Figura 5. Distribución alimentación para el TDP1 ........................................................................................................ 21

Figura 6. Unifilar Aducción ............................................................................................................................................... 24 Figura 7. Placa caracteristica transformador TSAAVAT .............................................................................................. 25

Figura 8. Placa característica transformador TSDAFAT .............................................................................................. 28

Figura 9. Placa característica transformador TSM....................................................................................................... 39 Figura 10. Unifilar Servicios misceláneos ....................................................................................................................... 40

Figura 11. Construcción de diagrama unifilar del sistema .......................................................................................... 45

Figura 12. simulación flujo de carga LOAD FLOW ANALYSIS ...................................................................................... 46

Figura 13. Configuración simulación flujo de carga ..................................................................................................... 46 Figura 14. Configuración alertas del flujo de carga ..................................................................................................... 47

Figura 15. icono para correr el flujo de carga ............................................................................................................... 47

Figura 16. Generar reporte de flujo de carga ................................................................................................................ 47 Figura 17. Short-Circuit Analysis icono de cortocircuito .............................................................................................. 48

Figura 18. Configuración de cortocircuito ...................................................................................................................... 48

Figura 19. Ajustes para cortocircuito .............................................................................................................................. 49

Figura 20. Selección norma para la simulación Run LG, LL, LLG ................................................................................ 49 Figura 21. Generar reporte de cortocircuito .................................................................................................................. 49

Figura 22. Simulación de protecciones ........................................................................................................................... 50

Figura 23. Ajustes para la coordinación de protecciones ............................................................................................ 50 Figura 24. Iconos para la simulación de coordinaciones ............................................................................................. 50

Figura 25. Ventana Se qof op de la configuración de la coordinación de protecciones ........................................ 51

Figura 26. Selección barra Superior ................................................................................................................................ 52

Figura 27. Selección barraje inferior ............................................................................................................................... 52 Figura 28. Zona que se coordinará .................................................................................................................................. 53

Figura 29. Selección de equipos a intervenir en la coordinación ............................................................................... 54

Figura 30. Organización curvas TCC ................................................................................................................................ 55 Figura 31. Organización unifilar zona de coordinación ............................................................................................... 56

Figura 32. Configuración Curva TCC ................................................................................................................................ 57

Figura 33. Parámetros a organizar de las gráficas TCC ............................................................................................... 57

Figura 34. Características del interruptor a mostrar en las curvas TCC.................................................................... 58 Figura 35. Características del cable ................................................................................................................................ 58

Figura 36. Unifilar con las características de fabricante y corriente de los equipos .............................................. 59

Figura 37. Ajustes de cada elemento .............................................................................................................................. 60

Figura 38. Ajustes de la curva de cada elemento ....................................................................................................... 61 Figura 39. Ajuste de disparo L......................................................................................................................................... 62

Figura 40. Ajuste de disparo S ........................................................................................................................................ 63


HIDROELÉCTRICA 11

Figura 41. Ajuste de disparo I ......................................................................................................................................... 63 Figura 42. Curva TCC con ajustes incorrectos y correctos ........................................................................................... 64

Figura 43. Verificación secuencia de operación ............................................................................................................ 65

Figura 44. Reporte de coordinación ................................................................................................................................ 65 Figura 45. Resultado del orden de la apertura de los interruptores ......................................................................... 66

Figura 46. ventana de información para las características del generado .............................................................. 67

Figura 47. Ventana Rating configuración Generador .................................................................................................. 68

Figura 48. Ventana Imp/Model configuración generador .......................................................................................... 69 Figura 49. Ventana de Grounding configuración Generador ..................................................................................... 70

Figura 50. Ventana Rating configuración transformador de potencia ..................................................................... 71

Figura 51. Ventana Tap de configuración transformador de potencia .................................................................... 72 Figura 52. Ventana Grounding configuración transformador de potencia.............................................................. 73

Figura 53. Ventana de Impedance para la configuración de transformador de potencia .................................... 74

Figura 54. Configuración corriente de arranque........................................................................................................... 75

Figura 55. Ventana Info para la configuración de los transformadores de corriente CT`s ................................... 76 Figura 56. Ventana Rating configuración CT`s .............................................................................................................. 77

Figura 57. ventana Info de configuración de los conductores .................................................................................... 78

Figura 58. Ventana Configuración de conductores ...................................................................................................... 79 Figura 59. Ventana Info de la configuración Interruptores ........................................................................................ 80

Figura 60. Ventana Rating de la configuración de los interruptores ........................................................................ 81

Figura 61. Ventana pestaña Library de la configuración de los interruptores ........................................................ 82

Figura 62. Ventana Trip Device de la configuración de disparo del interruptor ..................................................... 83 Figura 63 Ventana de Info de la configuración de las cargas..................................................................................... 84

Figura 64. Ventana de Nameplate de la configuración de las cargas ...................................................................... 85

Figura 65. Ventana Info configuración de los relés ...................................................................................................... 86 Figura 66. Ventana Info de la configuración de los relés de protección ................................................................... 87

Figura 67. Ventana Output configuración relés de protección .................................................................................. 88

Figura 68. Ventana OCR sobre corriente de la configuración de los relés de protección ...................................... 89

Figura 69. Unifilar General servicios Auxiliares central Hidroeléctrica ..................................................................... 91 Figura 70. Conexión de los transformadores de corriente CT`s .................................................................................. 95

Figura 71. Lógica para la función ANSI 50BF ................................................................................................................. 99

Figura 72. Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla trifásica en cada barraje ..............................102 Figura 73 Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla línea-tierra en cada barraje ..........................103

Figura 74. Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla línea-línea en cada barraje ..........................103

Figura 75. Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla línea-línea-tierra en cada barraje...............104

Figura 76. Protecciones entre fases transformador TA-U1.......................................................................................111 Figura 77. Protecciones de tierra transformador TA-U1 ...........................................................................................112

Figura 78. Protecciones entre fases transformador TA-U2.......................................................................................113

Figura 79. Protecciones de tierra transformador TA-U2 ...........................................................................................114

Figura 80. Protecciones entre fases transformador TA1-MT....................................................................................115 Figura 81. Protecciones de tierra transformador TA1-MT ........................................................................................116

Figura 82. Protecciones entre fases transformador TA2-MT....................................................................................117

Figura 83. Protecciones de tierra transformador TA2-MT ........................................................................................118 Figura 84. Protecciones entre fases grupo electrógeno 1 .........................................................................................119

Figura 85. Protecciones de tierra grupo electrógeno 1 .............................................................................................120


HIDROELÉCTRICA 12

Figura 86. Protecciones entre fases grupo electrógeno 2 .........................................................................................121 Figura 87. Protecciones de tierra grupo electrógeno 2 .............................................................................................122

Figura 88. Protecciones entre fases transformador TSM ..........................................................................................123

Figura 89. Protecciones de tierra transformador TSM ..............................................................................................124 Figura 90. Coordinación entre los nodos TSAAV1-TDP1............................................................................................125

Figura 91. Coordinación entre los nodos TSAAV2 y TDP2 .........................................................................................126

Figura 92. Coordinación entre los nodos TSAAVAT y TSAAV2 ..................................................................................127

Figura 93. Coordinación entre los nodos TSDAF1 y TDP1 .........................................................................................128 Figura 94. Coordinación entre los nodos TSDAF1 y TSDAFAT...................................................................................129

Figura 95. Coordinación entre los nodos TSDAF2 y TDP2 .........................................................................................130

Figura 96. Coordinación entre los nodos TSAG1 y TDP1 ...........................................................................................131 Figura 97. Coordinación entre los nodos TCDD1 y TSAG1 .........................................................................................132

Figura 98. Coordinación entre los nodos TFCPL y TSAG1 ..........................................................................................133

Figura 99. Coordinación entre los nodos TSCA1 y TSAG1 ..........................................................................................134

Figura 100. Coordinación entre los nodos TSAG2 y TDP2 .........................................................................................135 Figura 101. Coordinación entre los nodos TCDD1 y TSAG2 ......................................................................................136

Figura 102. Coordinación entre los nodos TSCA1 y TSGA2 .......................................................................................137

Figura 103. Coordinación entre los nodos TSM y TSAG2 ...........................................................................................138 Figura 104. Coordinación entre los nodos TFCPL y TSAG2 ........................................................................................139

Figura 105. Coordinación entre los nodos TSCA2 y TSCA1 ........................................................................................140

Figura 106. Coordinación entre los nodos TSAU1 y TDP1 .........................................................................................141

Figura 107. Coordinación entre los nodos TCSRU11 y TSAU1 ..................................................................................142 Figura 108. Coordinación entre los nodos TSAU12 y TDP2 .......................................................................................143

Figura 109. Coordinación entre los nodos TCSR1 y TSAU12 .....................................................................................144

Figura 110. Coordinación entre los nodos TSAU2 y TDP1 .........................................................................................145 Figura 111. Coordinación entre los nodos TCSRU2 y TSAU2 .....................................................................................146

Figura 112. Coordinación entre los nodos TSAU22 y TDP2 .......................................................................................147

Figura 113. Coordinación entre los nodos TCSR2 y TSAU22 .....................................................................................148

Ecuación 1. Calculo factor de corrección de amplitud de los enrollamientos .......................................................... 94

Ecuación 2. Condición del factor de amplitud ............................................................................................................... 94

Ecuación 3. Calculo corriente para la función de sobre corriente temporizada (ANSI 51) .................................... 96 Ecuación 4. Calculo tiempo inverso para la función de sobre corriente temporizada (ANSI 51).......................... 96

Ecuación 5. Condición de alarma ..................................................................................................................................... 98

Ecuación 6. Condición de Disparo .................................................................................................................................... 98

Ecuación 7. Calculo del relé para detectar tensión sobre neutro............................................................................... 98

Tabla 1. Características técnicas de las unidades Generadoras ................................................................................ 20

Tabla 2. Características técnicas grupos electrógenos ................................................................................................ 21 Tabla 3. Discriminación de cargas ................................................................................................................................... 21

Tabla 4. distribución tablero TDP1-BT ............................................................................................................................ 22

Tabla 5. Distribución tablero TDP2-BT............................................................................................................................ 23 Tabla 6. Distribución tablero TSAAV ............................................................................................................................... 23


HIDROELÉCTRICA 13

Tabla 7. Distribución transformador TSAAVAT ............................................................................................................. 25 Tabla 8. Distribución descarga de fondo ........................................................................................................................ 27

Tabla 9. Distribución descarga de fondo ........................................................................................................................ 29

Tabla 10. distribución servicios auxiliares generales ................................................................................................... 29 Tabla 11. distribución servicios auxiliares unidad 1 ..................................................................................................... 31

Tabla 12. Distribución servicios auxiliares unidad 2..................................................................................................... 35

Tabla 13. Distribución servicios misceláneos................................................................................................................. 39

Tabla 14. Conductores para interconexión entre los servicios auxiliares ................................................................. 41 Tabla 15. Transformadores de corriente CT´S ............................................................................................................... 42

Tabla 16. Transformadores de tensión PT´S .................................................................................................................. 42

Tabla 17. Relés utilizados en los servicios auxiliares AC de una central hidroeléctrica ......................................... 90 Tabla 18. Características Técnicas transformador TA-U1 y TA-U2............................................................................ 93

Tabla 19. Convención de Polaridades de los transformadores de corriente CT`s ................................................... 95

Tabla 20. Estudio de flujo de carga con la alimentación de los generadores 1 y 2 ..............................................100

Tabla 21. Estudio de flujo de carga con la alimentación del grupo electrógeno ..................................................101 Tabla 22. Estudio de flujo de carga con la alimentación de la subestación ...........................................................101

Tabla 23. Resultados de cortocircuito. .........................................................................................................................102

Tabla 24. Ajustes Relé PTA-1 para función diferencial de transformador ANSI 87T ............................................104 Tabla 25. Ajustes Relé PTA-1 para sobrecarga térmica ANSI 49T ...........................................................................105

Tabla 26. Ajustes Relé PTA-1 ara sobrecorrientes ANSI 50/51.................................................................................105

Tabla 27. Ajuste Relé PTA-1 para sobrecorriente de neutro ANSI 50N/51N..........................................................105

Tabla 28. Ajustes Relé PTA-1 sobrevoltaje ANSI 59 ....................................................................................................105 Tabla 29. Ajustes Relé PTA-1 Bajo Voltaje ANSI 27 ....................................................................................................105

Tabla 30. Ajustes Relé PTA-1 Falla Interruptor ANSI 50BF ........................................................................................106

Tabla 31. Ajustes relé PTA-2 diferencial de trasformador ANSI 87T .......................................................................106 Tabla 32. Ajustes relé PTA-2 sobrecarga Térmica ANSI 49T .....................................................................................106

Tabla 33. Ajustes relé PTA-2 sobre voltaje de secuencia cero ANSI 59N ................................................................107

Tabla 34. Ajustes relé PTA-2 sobrecorriente de neutro ANSI 50N/51N ..................................................................107

Tabla 35. Ajustes relé PTA-2 sobre voltaje ANSI 59....................................................................................................107 Tabla 36. Ajustes relé PTA-1 bajo voltaje ANSI 27......................................................................................................107

Tabla 37. Ajustes relé PTA-2 falla interruptor ANSI 50BF .........................................................................................108

Tabla 38. Ajustes relé PTA-3 sobrecorrienbte neutro ANSI 50N/51N .....................................................................108 Tabla 39. Ajustes relé PTA-3 sobre carga térmica ANSI 49T.....................................................................................108

Tabla 40. Ajustes relé PTA-3 sobre voltaje ANSI 59....................................................................................................108

Tabla 41. Ajustes relé PTA-3 bajo voltaje ANSI 27......................................................................................................109

Tabla 42. Ajustes sensores de bajo voltaje ..................................................................................................................109 Tabla 43. Ajustes relé PTA-1 sobre carga térmica ANSI 49T.....................................................................................109

Tabla 44. Ajustes relé PTA-1 sobre voltaje 59 .............................................................................................................110

Tabla 45. Ajustes relé PTA-1 bajo voltaje ANSI 27......................................................................................................110

Tabla 46. Ajustes interruptor X1B P331/PLSIG ............................................................................................................110

Flujograma 1. Metodología para la coordinación de protecciones ........................................................................... 44


HIDROELÉCTRICA 14

1. RESUMEN

Este proyecto tiene como fin mostrar a los estudiantes de Ingeniería Eléctrica por ciclos

propedéuticos de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas, Facultad Tecnológica, cómo se

debe presentar el Informe de coordinación de protecciones de los servicios auxiliares AC de una

central hidroeléctrica basados en el software ETAP.

En él se desarrollan temas como: qué tipo de protecciones utilizar en dicho sistema, documentos

necesarios previos a la realización de la coordinación, tipos de curvas y equipos a utilizar en los

servicios auxiliares de una central hidroeléctrica entre otros.

Con la intención de lograr el objetivo del proyecto es necesario tomar como punto de partida la

recolección de información en temas como datos técnicos y unifilares de la central hidroeléctrica,

seguido de esto realizar los planos eléctricos tanto en AutoCAD como en ETAP y como elemento

final se deben realizar y analizar los resultados que estos softwares brindarán. Esta investigación y

análisis permite lograr el cumplimiento de los objetivos específicos, los cuales se basan en

determinar datos técnicos, analizar y determinar qué tan productiva es la solución que arroja el

Software ETAP.

La metodología que comprende este proyecto, al igual que cualquier proyecto de investigación de

desarrollo tecnológico, se estructura en cinco tareas principales, las cuales son: investigación, que

permite tener conceptos claros, modelamiento, el cual nos acercará a la configuración real de una

central hidroeléctrica, estudios previos como análisis de flujo de carga y estudio de corto-circuito,

análisis de los resultados presentados por ETAP frente a los estudios previos, resumen técnico y

estudio final. Sin olvidar que dichas tareas se descomponen en sub-tareas las cuales permitirán que

los objetivos se cumplan y se tenga un mejor entendimiento del seguimiento del proyecto.

Como resultado se espera que, al término de los 4 meses, según cronograma, y realizadas las

actividades de la metodología, se cuente con un informe que sea guía o base tanto para docentes,

estudiantes y egresados de cómo se debe analizar y que tipo de criterios son importantes al

momento de tener una discusión sobre el tema de protecciones eléctricas.

Por último y como se mencionó anteriormente, la duración del proyecto se estima para cuatro (4)

meses, cumpliendo su totalidad, es válido aclarar que este tiempo será un trabajo autónomo

paralelo al tiempo invertido en las instalaciones de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas

- Facultad Tecnológica. Se pronostica que el costo del informe de coordinación de protecciones

eléctricas sea de $ 5.000.000 y abarca el tiempo invertido por el tutor del proyecto y por los

proponentes del proyecto y los materiales e insumos para el proyecto.


HIDROELÉCTRICA 15

2. INTRODUCCIÓN

El mundo de la coordinación de protecciones, definido como un arte para los profesionales con

gran experiencia en el sector eléctrico; para los futuros profesionales definido como un reto, estas

dos son las primicias con las que este proyecto INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA,

tiene su origen.

La coordinación de protecciones uno de los pilares importantes de todo sistema e léctrico busca

como objetivos principales la conservación e integridad de todos los seres vivos, la integridad de los

equipos que están inmersos dentro de cualquier sistema eléctrico y no menos importante el

despegue adecuado de cualquier alteración en el funcionamiento normal o adecuado del sistema

eléctrico, por ende para los entes que pertenecen al sector eléctrico es relevante que se presenten

informes en los cuales se puedan establecer normas de uso y criterios de aceptación de los equipos

que se instalaran dentro de un sistema eléctrico, de esta misma forma se considera necesario que

los futuros egresados del sector eléctrico conozcan e identifiquen qué criterios se deben seguir al

momento de ser evaluados en un reto o en un arte como lo es la coordinación de protecciones.

Se espera que los ajustes de una coordinación de protecciones sean modelables a posibles cambios

de la carga, esto es un factor que se debe tener presente que no siempre se cumple, estos posibles

cambios de carga de presentan debida a ampliaciones de los sistemas eléctricos.


HIDROELÉCTRICA 16

3. OBJETIVOS

3.1. OBJETIVOS GENERALES

3.1.1. Realizar un documento académico técnico que muestre cómo se debe

presentar el Informe de coordinación de protecciones de los servicios auxiliares

AC de una central hidroeléctrica basados en el software ETAP.

3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS

3.2.1. Determinar y dejar claro cuáles son los datos técnicos requeridos para realizar

un estudio de coordinación de protecciones de los servicios auxiliares AC de

una central hidroeléctrica.

3.2.2. Realizar las simulaciones correspondientes de los datos recolectados con ayuda

del software ETAP, para realizar la coordinación de protecciones de los

servicios auxiliares AC.

3.2.3. Analizar los informes necesarios para realizar un estudio de coordinación de

protecciones eléctricas de los servicios auxiliares AC de una central

Hidroeléctrica y con ello realizar un documento académico técnico que sea guía

para realizar un estudio de coordinación de protecciones.

4. MARCO TEORICO

4.1. COORDINACION DE PROTECCIONES.

El estudio de coordinación de protecciones busca establecer las características técnicas de los dispositivos que se verán involucrados en el sistema eléctrico a proteger, cumpliendo satisfactoriamente los criterios mínimos de coordinación como lo son: Sensibilidad, Selectividad y

Velocidad o Rapidez

4.1.1. SENSIBILIDAD

La protección debe saber distinguir inequívocamente la situación de falla de a aquellas que no lo

son. Para cumplir esta característica es necesario que un sistema de protección eléctrico

establezca para cada tipo de protección las magnitudes mínimas necesarias que permitan

distinguir las condiciones anormales de las condiciones normales del sistema. (Grifaldo, 2017)

4.1.2. SELECTIVIDAD

Es la capacidad que debe tener la protección para, una vez detectada la existencia de falla,

discernir si la mismos se ha producido dentro o fuera de su área de vigilancia y, en consecuencia,


HIDROELÉCTRICA 17

dar orden de disparar los equipos automáticos que controla, cuando así sea necesario para

despejar la falla. (Grifaldo, 2017)

Partiendo del este concepto se puede determinar que la selectividad se clasifica de dos forma, las

cuales se presentan cuando se logra selectividad total es decir del 100% y una selectividad parcial;

Cuando se habla selectividad total se dice que hay selectividad hasta con el menor de los valores

Icu de los dos interruptores, ya que, en cualquier caso, la intensidad de cortocircuito supuesta de

la instalación será menor o igual al valor de Icu más pequeño de los dos interruptores, por otra

parte cuando se habla de selectividad local se dice que existe valor de intensidad Is (límite de

selectividad). Si la intensidad supera este valor ya no se garantiza la selectividad entre los dos

interruptores automáticos.

4.1.3. RAPIDEZ

Tras haber sido detectada, una falla debe ser despejada lo más rápidamente posible. Cuando

menos tiempo se tarde en aislar la falla, menos se extenderán sus efectos, menores daños y

alteraciones se producirán al reducirse el tiempo de permanencia bajo condiciones anormales en

diferentes elementos. Todo ello redunda en una disminución de los costos y tiempos de

restablecimiento de las condiciones normales de operación, así como de reparación o reposición

de equipos dañados. (Grifaldo, 2017)

Los objetivos de una coordinación de protecciones son:

Garantizar la protección al personal.

Limitar la duración y extensión de la interrupción del servicio

Minimizar los daños a los equipos del sistema que se vean involucrados en la falla

4.2. TIPOS DE COORDINACIONES

4.2.1. COORDINACIÓN POR CORRIENTE

Este tipo de protección tiene como objetivo monitorear zonas específicas sin que se tengan que

ver afectadas otras zonas para obtener una explicación más clara observar la Figura 1 en donde se

puede observar que el equipamiento (Amperímetros) que se encuentra sobre la bahía B no

permiten que se generen aperturas del sistema en otras zonas; solo se está realizando la

operación de apertura de la bahía donde se registró la falla o alteración de funcionamiento.

(Caleño, 2009, pág. 115)


HIDROELÉCTRICA 18

Esto nos indica que el equipamiento de la bahía B está en funcionamiento de sobre-corrientes

porque no está permitiendo una alteración más aguda del sistema; este tipo de coordinación da

un vivo ejemplo de cómo se cumple el criterio de selectividad de las coordinaciones de

protecciones.

Figura 1. Coordinación por Corriente.

4.2.2. COORDINACIÓN POR TIEMPO

El objetivo de este tipo de coordinación es crear un ΔT entre los accionamientos de las

protecciones.

Figura 2. Coordinación por tiempo


HIDROELÉCTRICA 19

Figura 3. Placa característica transformador TA-U1 y TA-U2

Con ayuda de la Figura 2, se puede obtener una explicación del cómo debe funcionar un sistema

de coordinación de protección por tiempo, en donde se propone un falla en una bahía en la cual se

ven alteradas las propiedades de correcto funcionamiento de las zonas A, B, C, D; y para un

despeje adecuado de la falla se debe tener presente que los tiempo de despeje deben ser

inferiores en la zona A que en la zona B y así sucesivamente deben ir aumentando a medida que

las zonas de alteración de alejan de la zona de alteración, es decir que el tiempo de la zona D debe

ser superior al tiempo de despeje de las zonas C, B y A. (Caleño, 2009, pág. 116)

4.2.3. COORDINACIÓN POR TIEMPO Y CORRIENTE.

El objetivo de esta coordinación consiste en la combinación del tipo de coordinación por corriente

y de tiempo, este tipo de coordinación permite cumplir los cuatro criterios de las coordinaciones

mencionados en los ítems 4.1.1., 4.1.2. y 4.1.3. (Caleño, 2009, pág. 117)

5. INDAGACIÓN INFORMACIÓN TÉCNICA, SERVICIOS AUXILIARES AC.

Para la recolección de información se debe tener presente las alimentaciones y las cargas que

tiene una central hidroeléctrica.

5.1. UNIDADES DE ALIMENTACIÓN

5.1.1. ALIMENTACIÓN UNO (UNIDADES GENERADORAS).

La alimentación 1 se realizará a través de las propias unidades generadoras llegando a los

transformadores TA-U1 y TA-U2 los cuales tiene como placa técnica la mostrada en la Figura 3

Las


HIDROELÉCTRICA 20

características técnicas el generador se presentan en la tabla 1, características técnicas que

servirán de alimentación al transformador TA-U1 y TA-U2 mostrados en la Figura 3, la conexión de

las unidades generadoras de la central hidroeléctrico es Y.

Tabla 1. Características técnicas de las unidades Generadoras

Potencia [MW]

Tensión [kV]

FP

225 13,8 0,9

5.1.2. ALIMENTACIÓN DOS (SUBESTACION, RED DE MEDIA TENSION).

La alimentación numero dos tiene origen en una subestación cercana a la central y tiene como

llegada los transformadores TA1-MT y TA2-MT, los cuales tiene como placa característica la

mostrada en la Figura 4.

5.1.3. ALIMENTACIÓN TRES (GRUPOS ELECTROGENOS).

La alimentación tres de los servicios auxiliares de la central hidroeléctrica tiene origen en los

grupos electrógenos de emergencia, con la siguiente información técnica mostrada en la tabla 2.

Figura 4. Placa caracteristica transformador TA1-MT y TA2-MT


HIDROELÉCTRICA 21

Tabla 2. Características técnicas grupos electrógenos

Grupo electrógeno

Potencia nominal (Sn) [kVA] 875 Factor de potencia (Cos Ɵ) 0.80

Frecuencia [Hz] 60 Tensión nominal (Vn) [V] 480

Figura 5. Distribución alimentación para el TDP1

5.2. CARGAS QUE HACEN PARTE DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA.

Para empezar con una investigación de las cargas se considera necesario conocer qué tipo de

cargas se van a utilizar para el funcionamiento de la central hidroeléctrica, ver tabla 3, en esta se

logra evidenciar los tipos de cargas que se tomaran como ejemplo para el desarrollo del informe

de coordinación de protecciones, este tipo de cargas se toma de una central hidroeléctrica.

Tabla 3. Discriminación de cargas

Tipo de Carga Descripción

TSAAV Tablero Servicios auxiliares Aducción y Vertedero TSAAVAT Tablero Aducción y vertedero Alumbrado y Tomas

TSADF Tablero de Descarga de Fondo TSADFAT Tablero descarga de fondo Alumbrado y Tomas

TSAG Tablero de servicios auxiliares generales TSM Tablero servicios misceláneos

TCDD Tablero desagüe y drenaje

TCSR-U1 Tablero sistema de enfriamiento agua unidad 1 TCSR-U2 Tablero sistema de enfriamiento agua unidad 2


HIDROELÉCTRICA 22

TFCPL Tablero de combustible de la planta de emergencia

TSCA Tablero sistema de ventilación

La tabla 3, presenta un resumen de las cargas que serán de estudio en la coordinación de

protección de los servicios auxiliares AC de una central hidráulica; es válido y necesario tener

presente que cada tipo de carga presentada cuenta con subtipos de cargas que se presentaran

más a detalle en el proceso de investigación de información.

5.3. DISTRIBUCIÓN E INFORMACIÓN TÉCNICA DE CADA TIPO DE CARGA.

Cada tipo de carga tiene como complemento una distribución de cargas, de las cuales se

presentará información técnica obtenida como resultado de la central hidroeléctrica, y tiene como

alimentación dos fuentes, que se observaran en el unifilar general de la central hidroeléctrica.

5.3.1. TDP1-BT

Los tableros TDP1-BT y TDP2-BT tal como se muestran en las tablas 4 y 5 respectivamente

presentan la primera división de cargas que conforman los servicios auxiliares AC e n una central

hidroeléctrica, es válido e importante destacar que estos dos tableros son los que alimentan todos

los servicios auxiliares tal como se muestra en la Figura 69, unifilar de las tres alimentaciones y de

los primeros tableros de distribución.

Tabla 4. Distribución tablero TDP1-BT

DESCRIPCION TENSION

[V] CORRIENTE

[I] POTENCIA

[KW] % F.P.

Alimentación Nº1 tablero de servicios auxiliares Aducción y vertedero

480 369,2 306 99,69

Alimentación Nº1 tablero de descarga de fondo 480 57,1 47 99,69

Cargador de batería Nº1 480 36,89 53,34 87,28

Tablero de servicios generales 480 762,6 624 99,69

Reserva 480 1138 753 85

Reserva 480 86,45 45,187 67,18

Reserva 480 1141 755 85

Reserva 480 662,5 487 94,45

Reserva 480 117,7 77,868 85,02

Alimentación Nº1 tablero de servicios auxiliares unidad 1

480 1413,4 116 99,69


480 734 608 99,69


HIDROELÉCTRICA 23

5.3.2. TDP2-BT

Tabla 5. Distribución tablero TDP2-BT

DESCRIPCION TENSION

[V] CORRIENTE

[I] POTENCIA

[kW] %

F.P.

Alimentación Nº2 tablero de servicios aducción y vertedero

480 369,2 306 99,6

9

Alimentación Nº2 tablero de descarga de fondo 480 57,1 47 99,0

1

Cargador de baterías Nº2 480 68,02 46,024 87,2

8

Alimentación Nº2 tablero de servicios generales 480 762,6 624 99,0

1

Reserva 480 1145 799 90

Reserva 480 87,82 45,732 67,1

8

Reserva 480 1143 753 85

Reserva 480 671,2 491 94,4

5

Reserva 480 365,4 241 85,0

2


480 1413,4 1165 99,0

1 Alimentación Nº2 tablero de servicios auxiliares

unidad 2 480 734 608

99,01

5.3.3. TSAAV

La distribución que se muestra en la Figura 6 y las características técnicas que se presentan en la

tabla 6, hacen referencia a las cargas necesarias para un correcto funcionamiento de aducción, es

decir, transporte de un líquido desde la cuenca hasta la planta de tratamiento, tanque de

regulación, o directamente a la red, ya sea por tubería, canal o túnel y vertedero que es el lugar

donde se garantiza no elevar el nivel del agua y las corrientes no afecten la estructura, el

vertedero permite evacuar o reposar liquido evitando un aumento o disminución en el nivel.

Tabla 6. Distribución tablero TSAAV

DESCRIPCIÓN TENSION

[V] CORRIENTE

[I] POTENCIA

[kW] % F.P.

Alimentación Nº1 compuerta 1 de aducción 480 47,79 39,35 100,0

0

Alimentación Nº1 compuerta 2 de aducción 480 47,82 39,38 100,0

0

TLCV-1 Fuerza y control tablero vertedero 480 38,21 37,47 100,0

0


HIDROELÉCTRICA 24


0


0


0

Reserva 480 38,24 31,49 100,0

0

Reserva 480 38,24 31,49 100,0

0

Alimentación Nº2 compuerta 1 aducción 480 47,99 39,35 100,0

0

Alimentación Nº2 compuerta 2 aducción 480 47,78 39,35 100,0

0

TLCV-1 Fuerza y control tablero vertedero respaldo

480 38,22 31,48 100,0

0 TLCV-2 Fuerza y control tablero vertedero

respaldo 480 38,24 31,50

100,00

TLCV-3 Fuerza y control tablero vertedero respaldo

480 38,24 31,49 100,0

0 TLCV-4 Fuerza y control tablero vertedero

respaldo 480 387,19 31,45

100,00

TSAAVT 480 94,60 78,00 99,17

Reserva 480 38,21 31,47 100,0

0

Telefonía 480 38,22 31,48 100,0

0

Figura 6. Unifilar Aducción


HIDROELÉCTRICA 25

5.3.4. TSAAVAT

Este nodo de los servicios auxiliares AC de una central hidroeléctrica hace referencia al

transformador para cargas de aducción y vertedero para cargas con niveles de tensión no

permisibles en el tablero TSAAV; las características del transformador y de las cargas necesarias se

presentan en la Figura 7 y en la tabla 7, en donde se presenta un resumen de características

técnicas estás.

5.3.4.1. TRANSFORMADOR

5.3.4.2. CARGAS

Tabla 7. Distribución transformador TSAAVAT


[V] CORRIENTE

[I] POTENCIA

[kW] %

F.P.

TIT-4 Alimentación caseta control aducción 208 17,78 5,32 85,00

TIT-15 Alimentación caseta de aducción 208 27,8 8,32 85,00

TIT-16 Caseta de control vertedero pila 1 208 15,39 4,60 85,00





TT-10 Caseta instrumentación Nº1 208 1,67 0,50 85,00


Figura 7. Placa caracteristica transformador TSAAVAT


HIDROELÉCTRICA 26




Alimentación calefacción de tableros 208 43,37 15,27 100,0

0

Reserva 208 7,09 2,12 85,00

Reserva 208 7,26 2,17 85,00

TCCV Iluminación calefacción y tomacorriente 120 4,918 0,577 100,0

0

Reserva 120 5,251 0,616 100,0

0

TFP03 Fuerza planta vertedero 120 4,253 0,499 100,0

0

TDCC-Ps iluminación calefacción y tomacorriente 120 4,257 0,5 100,0

0

TADV-A Iluminación calefacción y tomacorriente 120 4,257 0,5 100,0

0

TADV-B Iluminación calefacción y tomacorriente 120 8,528 1 100,0

0

TB-1 Iluminación calefacción y tomacorriente 120 0,491 0,058 100,0

0


0

TLCV-1 Iluminación calefacción y tomacorriente 120 3,605 0,423 100,0

0


0

UH-1 Iluminación calefacción y tomacorriente 120 4,265 0,5 100,0

0


0

TSAAVAT Iluminación calefacción y tomacorriente

120 4,267 0,501 100,0

0

TSAAV Iluminación calefacción y tomacorriente 120 6,57 0,771 100,0

0

TCBV-1 Iluminación calefacción y tomacorriente 120 4,269 0,501 100,0

0


0

TSMNE Iluminación calefacción y tomacorriente 120 0,493 0,058 100,0

0

P03 Iluminación calefacción y tomacorriente 120 4,271 0,501 100,0

0


0


HIDROELÉCTRICA 27


0


0


0

VyD3 Iluminación calefacción y tomacorriente 120 4,257 0,5 100,0

0

Reserva 120 0,492 0,058 100,0

0


0 TCBV-4 Iluminación y calefacción y

tomacorriente 120 4,265 0,5

100,00


0


0

TCCDA-1 Alimentación control compuerta de aducción 1

120 3,279 0,385 100,0

0 TCCDA-1 Alimentación control compuerta de

aducción 2 120 3,264 0,383

100,00

Ventilador celda transformador Auxiliar alumbrado

120 4,238 0,497 100,0

0

5.3.5. TSDAF

La distribución que se realiza en este punto se utiliza para un correcto funcionamiento de la

descarga de fondo en donde se busca:

Garantizar el caudal ecológico inmediatamente aguas debajo de la presa.

Permitir el vaciado del embalse para operaciones de mantenimiento.

Reducir el volumen de material solido depositado en proximidad a la presa.

En busca de cumplir estas funciones se presentan las siguientes cargas en la tabla 8, distribución

de los servicios auxiliares para una descarga de fondo idónea y óptima para la central

hidroeléctrica.

Tabla 8. Distribución descarga de fondo


[V] CORRIENTE

[I] POTENCIA

[kW] % F.P.

Alimentación tomas trifásicas 480vac 480 9,681 8,01 100,00

TSADFAT Tablero alumbrado y tomas descarga de fondo

480 5 4,00 96,23


HIDROELÉCTRICA 28

Figura 8. Placa característica transformador TSDAFAT

Reserva 480 17,06 14,11 100,00

Reserva 480 9,68 8,01 100,00

TCDF Unidad hidráulica compuerta de operación y guarda

480 17,06 14,10 100,00

Reserva 480 9,68 8,00 100,00

Reserva 480 9,69 8,01 100,00

TCDF Unidad hidráulica compuerta de operación y guarda

480 17,06 14,10 100,00

Reserva 480 9,68 8,00 100,00

Reserva 480 9,68 8,01 100,00

5.3.6. TSDAFAT

Al igual que en la distribución de aducción y vertedero la descarga de fondo cuenta con unas

cargas especiales, las cuales cuentan con un nivel de tensión inferior por ende se considera

necesario la utilización de un transformador con las características técnicas mostradas en la Figura

8.



HIDROELÉCTRICA 29

5.3.6.2. CARGAS

La tabla 9, es el resumen de las cargas especiales a un nivel de tensión inferior de la descarga de

fondo junto a sus especificaciones técnicas.

Tabla 9. Distribución descarga de fondo


[V] CORRIENTE

[I] POTENCIA

[kW] %

F.P.

TIT-DF Alimentación alumbrado de la cámara de competas

208 0,191 0,068 100,0

0

Alimentación alumbrado de la cámara de compuertas

208 3,751 1,335 100,0

0

Alimentación calefacción de los tableros 208 1,97 0,70 100,0

0

Reserva 208 3,81 1,36 100,0

0

Reserva 208 1,88 1,36 100,0

0

5.3.7. TSAG

Para obtener una descripción más detallada de la central hidroeléctrica es necesario crear un nodo

al que se denominará TSAG, este permitirá la conexión de cargas generales que se presentan en la

tabla 10, teniendo como más relevantes los sistemas contra incendio, sistemas de la planta de

emergencia, sistemas de desagüe y drenaje.

Tabla 10. distribución servicios auxiliares generales


[V] CORRIEN

TE [I] POTENCIA

[kW] %

F.P.

TCDD Alimentación Nº1 sistema de desagüe y drenaje 480 56,53 101,00 100,00

Alimentación Nº1 puente grúa 480 286,6 236,00 100,00

Reserva 480 28,66 23,58 100,00

CSAS Alimentación Nº1 comprensor de aire comprimido de servicios generales

480 394,60 325,00 100,00

TCB-3 Cargador de baterías Nº3 480 3,34 2,75 100,00

PTAC Bomba Nº2 planta de tratamiento de agua de la central

480 3,35 2,75 100,00

Alimentación Nº1 grúa pórtico-compuertas tubo de aspiración

480 28,68 23,60 100,00

PTAC Bomba Nº1 planta de tratamiento de agua de la 480 10,70 8,81 100,


HIDROELÉCTRICA 30

central 00

Alimentación Nº1 sistema contraincendios 480 18,64 15,34 100,00

Alimentación Nº1 tomas trifásicas 480VCA 480 10,71 8,82 100,00

TFCPL Alimentación Nº1 planta Diesel 480 1,31 1,00 92,0

9

TSCA Alimentación sistema de ventilación 480 56,53 47,00 100,00

Reserva 480 76,43 62,90 100,00

Reserva 480 3,34 2,75 100,00

TCDD Alimentación Nº2 sistema de desagüe y drenaje 480 56,53 101,00 100,00

CSAS Alimentación Nº2 comprensor de aire comprimido de servicios generales

480 28,67 23,59 100,00

TSCA Sistema de ventilación 480 56,53 47,00 100,00

Reserva 480 3,347 2,75 100,00

Alimentación Nº2 grúa pórtico - compuertas tubo de aspiración

480 18,6 15,31 100,00

Reserva 480 10,7 8,81 100,00

Alimentación Nº2 sistema contraincendios 480 0,716 0,59 100,00

TSM servicios auxiliares misceláneos 480 56,53 100,00 100,00

Alimentación Nº2 tomas trifásica 480VCA 480 3,63 2,99 100,00

TFCPL Alimentación Nº2 planta Diesel 480 56,53 1,00 92,0

9

Reserva 480 91,76 75,51 100,00

Reserva 480 3,56 2,93 100,00

Reserva 480 1,91 1,57 100,00

Reserva 480 1,911 1,57 100,00


HIDROELÉCTRICA 31

5.3.8. TSAU-01

La central contara con dos unidades de distribución las cargas relacionadas en las tablas 11 y 12 se

consideran como las mínimas para un correcto funcionamiento. A estos puntos de distribución se

les conoce como TSAU-01 para la unidad 1 y TSAU-02 para la unidad 2

Tabla 11. distribución servicios auxiliares unidad 1

DESCRIPCIÓN TENSIO

N [V] CORRIEN

TE [I] POTENCIA

[kW] %

F.P.

Reserva 480 25,21 20,64 100,00

TCCC-U1 Alimentación Nº1 lubricación de cojinetes combinado del generador 1

480 25,21 20,64 100,00

TCCS-U1 Alimentación Nº1 lubricación de cojinete guía del generador 1

480 2,85 2,34 100,00

TAC BOOSTER 1 480 35,18 28,83 100,00

TAC BOOSTER 2 480 35,22 28,88 100,00

Reserva 480 142,50 117,00 100,00

TUH-U1 Control unidad hidráulica RV/VC 480 142,80 117,00 100,00

TAC-COMPRESOR 1 480 142,70 117,00 100,00

TAC-COMPRESOR 2 480 142,80 117,00 100,00

TAC COMPRESOR 3 480 71,44 58,48 100,00

Reserva 480 34,03 27,86 100,00

TCSR-U1 Alimentación Nº1 sistema de agua de enfriamiento-unidad 1

480 3,70 3,00 97,5

3 TCF-U1 Alimentación Nº1 control frenos y gatos unidad

1 480 17,14 14,03

100,00

TAST-U1 Fuerza y control sello de la turbina 1 480 9,504 7,78 100,00

Reserva 480 17,13 14,026 100,00

Reserva 480 10,46 8,564 100,00

Reserva 480 4,76 3,896 100,00

TCIG-U1 control e instrumentación del generador 1 480 4,758 3,895 100,00


HIDROELÉCTRICA 32

Reserva 480 5,236 4,286 100,00

TPP-U1-A Transformador de potencia unidad 1 fase A 480 5,239 4,289 100,00

TPP-U1-B Transformador de potencia unidad 1 fase B 480 5,232 4,283 100,00

TPP-U1-C Transformador de potencia unidad 1 fase C 480 5,236 4,286 100,00

Reserva 480 5,234 4,284 100,00

Reserva 480 5,236 4,286 100,00

Reserva 480 5,244 4,293 100,00

Reserva 480 28,56 23,377 100,00

Reserva 480 26,67 21,832 100,00

Alimentación Nº1 tamo de equipos portátiles 480 23,82 19,499 100,00


PCG-U1 Alimentación Nº1 calefacción y tomas del generador 1

480 28,54 23,363 100,00

TRE-U1 480 10,47 8,569 100,00

TCST-U1 Alimentación Nº1 control de la turbina 1 480 36,18 29,62 100,00

Reserva 480 38,08 31,17 100,00

Reserva 480 36,17 29,611 100,00

TCSR-U1 sistema retro lavado 480 38,07 31,16 100,00

Reserva 480 28,56 23,377 100,00

Reserva 480 28,56 23,377 100,00

Reserva 480 26,67 21,832 100,00

Reserva 480 10,48 8,58 100,00

Reserva 480 8,906 7,29 100,00

Reserva 480 5,71 4,674 100,00


HIDROELÉCTRICA 33

Reserva 480 161,8 132 100,00

Reserva 480 25,23 20,65 100,00

TCCC-U1 alimentación Nº2 lubricación del cojinete combinado del generador 1

480 25,23 20,65 100,00

TCCS-U1 lubricación del cojinete guía del generador 1 480 2,856 2,338 100,00

Reserva 480 2,858 2,339 100,00

Reserva 480 2,858 2,339 100,00

Reserva 480 142,9 117 100,00

TUH-U1 Alimentación Nº2 unidad hidráulica RV/VC 480 142,9 117 100,00

Reserva 480 2,857 2,338 100,00

Reserva 480 2,856 2,338 100,00

Reserva 480 2,86 2,341 100,00

Reserva 480 34,03 27,856 100,00

TCSR-U1 Alimentación Nº2 sistema de agua y de enfriamiento unidad 1

480 3,3 2,74 99,8

7

TCF-U1 Alimentación Nº2 control frenos y gatos unidad 1

480 17,13 14,03 100,00

TAST-U1 Fuerza y control sello de la turbina 1 480 9,52 7,80 100,00

Reserva 480 17,14 14,031 100,00

Reserva 480 2,855 2,337 100,00

Reserva 480 4,76 3,896 100,00

TCIG-U1 Alimentación Nº2 control e instrumentación del generador 1

480 4,76 3,90 100,00

Reserva 480 5,23 4,28 100,00

TPP-U1-A Transformador de potencia unidad 1 fase A 480 5,24 4,29 100,00

TPP-U1-B Transformador de potencia unidad 1 fase B 480 5,23 4,28 100,00

TPP-U1-C Transformador de potencia unidad 1 fase C 480 5,23 4,28 100,00


HIDROELÉCTRICA 34

Reserva 480 5,234 4,284 100,00

Reserva 480 5,236 4,286 100,00

Reserva 480 5,236 4,286 100,00

Reserva 480 28,58 23,392 100,00

Alimentación Nº2 toma de equipos portátiles 480 26,65 21,81 100,00


Reserva 480 26,65 21,82 100,00

PCG-U1 Alimentación Nº2 calefacción, alumbrado y tomas del generador 1

480 28,60 23,41 100,00

Reserva 480 10,47 8,57 100,00

TCST-U1 Alimentación Nº2 control de la turbina 1 480 36,14 29,58 100,00

Reserva 480 38,08 31,17 100,00

Reserva 480 36,2 29,63 100,00

Reserva 480 38,1 31,189 100,00

Reserva 480 10,46 8,566 100,00

Reserva 480 8,903 7,288 100,00

Reserva 480 28,55 23,37 100,00

Reserva 480 28,55 23,37 100,00

Reserva 480 28,57 23,385 100,00

Reserva 480 17,14 14,031 100,00

Reserva 480 161,7 132 100,00

Reserva 480 2,852 2,335 100,00

Reserva 480 2,856 2,338 100,00

Alimentación Nº1 control unidad hidráulica RV/VC unidad 1

480 142,50 117,00 100,00


HIDROELÉCTRICA 35

Reserva 480 2,854 2,336 100,00

Reserva 480 2,855 2,337 100,00

Reserva 480 2,858 2,339 100,00

Reserva 480 142,7 117 100,00

5.3.9. TSAU-02

Tabla 12. Distribución servicios auxiliares unidad 2

DESCRPCIÓN TENSION

[V] CORRIEN

TE [I] POTENCIA

[kW] %

F.P.

Reserva 480 25,34 20,88 100,00

TCCC-U2 Alimentación Nº1 lubricación del cojinete combinado del generador 2

480 25,32 20,87 100,00

TCCS-U2 Alimentación Nº1 lubricación del cojinete guía del generador 2

480 2,87 2,36 100,00

TAC-BOOSTER 1 480 35,38 29,15 100,00

TAC-BOOSTER 2 480 35,38 29,16 100,00

TUH-U2 Alimentación Nº1 unidad hidráulica RV/VC unidad 2

480 143,40 118,00 100,00

TAC-COMPRESOR 1 480 46,81 38,57 100,00

TAC-COMPRESOR 2 480 45,90 37,83 100,00

TAC-COMPRESOR 3 480 43,99 36,25 100,00

Reserva 480 4,79 3,94 100,00

TCSR-U2 Alimentación Nº1 sistema de agua de enfriamiento unidad 2

480 3,06 2,00 78,5

3

TCF-U2 Alimentación Nº1 frenos y gatos unidad 2 480 5,73 4,72 100,00

TSAT-U2 Alimentación Nº1 control sello de la turbina 2 480 5,26 4,334 100,00

Reserva 480 17,21 14,18 100,00

TRE-U2 Tablero regulación excitación 480 9,556 7,875 100,00


HIDROELÉCTRICA 36

Reserva 480 5,063 4,172 100,00


480 10,51 8,664 100,00

Reserva 480 4,776 3,936 100,00

TPP-U2-A transformador de potencia unidad 2 fase A 480 4,78 3,939 100,00

TPP-U2-B transformador de potencia unidad 2 fase B 480 5,257 4,332 100,00

TPP-U2-C transformador de potencia unidad 2 fase C 480 5,258 4,333 100,00

Reserva 480 5,262 4,336 100,00

Reserva 480 5,258 4,333 100,00

Reserva 480 5,26 4,334 100,00

Reserva 480 5,256 4,331 100,00

Reserva 480 5,26 4,334 100,00



PCG-U2 Alimentación Nº1 calefacción alumbrado y tomas del generador 2

480 13,39 11,035 100,00

Reserva 480 9,085 7,487 100

Reserva 480 9,083 7,485 100

Reserva 480 9,082 7,484 100

Reserva 480 12,42 10,236 100

TCSR-U2 sistema retro lavado 480 38,27 31,533 100,00

Reserva 480 36,33 29,935 100

Reserva 480 38,25 31,517 100

Reserva 480 28,67 23,625 100

Reserva 480 28,66 23,621 100

Reserva 480 26,77 22,058 100

Reserva 480 10,52 8,672 100

CAR 480 8,942 7,368 100

Reserva 480 33,46 27,572 100

TCCC-U2 Alimentación Nº2 lubricación del cojinete combinado del generador 2

480 35,38 29,158 100,00


HIDROELÉCTRICA 37

TCCS-U2 Alimentación Nº2 lubricación del cojinete guía del generador 2

480 34,4 28,38 100,00

Reserva 480 14,33 11,81 100,00

Reserva 480 8,596 7,084 100,00

Reserva 480 7,645 6,3 100,00

TUH-U2 Alimentación Nª2 control unidad RV/VC unidad 2

480 2,867 2,363 100,00

Reserva 480 2,868 2,363 100,00

Reserva 480 2,862 2,358 100,00

Reserva 480 3,819 3,147 100,00

Reserva 480 3,338 2,751 100,00

TCS-U2 Alimentación Nº2 sistema de agua de enfriamiento unidad 2

480 2,861 2,358 100,00

TCSR-U2 Alimentación Nº2 sistema de agua de enfriamiento unidad 2

480 3,063321

179 2,00

78,53

TCF-U2 Alimentación Nº2 frenos y gatos unidad 2 480 2,86 2,54 100,00

TAST-U2 Alimentación Nº2 control sello de la turbina 2 480 1,91 1,57 100,00

Reserva 480 4,769 3,93 100,00

Reserva 480 10,97 9,038 100,00

Reserva 480 17,17 14,147 100,00


480 9,54 7,86 100,00

Reserva 480 4,20 3,46 100,00

TPP-U2-A transformador de potencia unidad 2 fase A 480 2,86 2,36 100,00

TPP-U2-B transformador de potencia unidad 2 fase B 480 4,78 3,94 100,00

TPP-U2-C transformador de potencia unidad 2 fase C 480 4,78 3,94 100,00

Reserva 480 5,255 4,33 100

Reserva 480 5,252 4,328 100

Reserva 480 5,253 4,329 100


HIDROELÉCTRICA 38

Reserva 480 5,257 4,332 100

Reserva 480 5,259 4,334 100



PCG-U2 Alimentación Nº2 calefacción, alumbrado y tomas del generador 2

480 7,17 5,91 100,00

Reserva 480 7,645 6,3 100

Reserva 480 23,88 19,68 100

Reserva 480 26,75 22,046 100

Reserva 480 28,67 23,629 100

Reserva 480 10,51 8,662 100

Reserva 480 36,33 29,935 100

Reserva 480 38,24 31,511 100

Reserva 480 36,31 29,919 100

Reserva 480 38,22 31,494 100

Reserva 480 10,52 8,669 100

Reserva 480 8,935 7,363 100

Reserva 480 28,67 23,629 100

Reserva 480 14,38 11,846 100

Reserva 480 28,66 23,621 100

Reserva 480 7,644 6,299 100

Reserva 480 45,89 37,813 100

Reserva 480 2,866 2,362 100

Reserva 480 2,867 2,363 100


HIDROELÉCTRICA 39

5.3.10. TSM

Por último, los servicios auxiliares AC cuentan con un punto de transformación de tensión el cual

cuenta con la información técnica mostrada en la Figura 9, este punto será el encargado de

distribuir cargas misceláneas en donde encontramos alumbrado, calefacción y tomas de los

diferentes pisos de la central.


Figura 9. Placa característica transformador TSM

5.3.10.2. CARGAS

Las cargas mostradas en la tabla 13 son las que hacen parte de los servicios misceláneos de la

central hidroeléctrica y se distribuyen según la Figura 10.

Tabla 13. Distribución servicios misceláneos

DESCRPCIÓN TENSION

[V] CORRIENT

E [I] POTENCIA

[kW] %

F.P.

Reserva 208 11,94 4,191 100

TAT-PO Alumbrado y tomas piso operaciones 208 5,97 2,096 100

TAT-PG Alumbrado y tomas piso generador 208 11,94 4,191 100

TAT-PT Alumbrado y tomas piso turbina 208 11,94 4,191 100

TAT-PM Alumbrado y tomas piso galería mecánica 208 11,94 4,191 100

TAT-EX Alumbrado y tomas externo 208 11,94 4,191 100

VyD Tablero de voz y datos 208 0,736 0,258 100


HIDROELÉCTRICA 40

TCFP-01 Calefacción y cargador grupo electrógeno Nº1 208 4,993 1,753 100

TDC-EC Tablero de calefacción edificio de control 208 11,94 4,191 100

TDC-PO Calefacción piso operaciones 208 11,94 4,191 100

TDC-PG Calefacción piso generador 208 11,94 4,191 100

TDC-PT Calefacción piso turbina 208 11,94 4,191 100

TDC-PM Calefacción piso galería mecánica 208 11,94 4,191 100

INV-A Equipo inversor 125VDC/120VCA Barraje A 208 19,05 6,687 100

INV-B Equipo inversor 125VDC/120VCA Barraje B 208 20,68 7,258 100

B-E Bomba Eyectora 208 1,205 0,423 100

Reserva 208 1,303 0,457 100

Reserva 208 1,281 0,45 100

TIT-1 Tablero de alumbrado y tomas edificio de control SOTANO 208

7,813 2,331 85

TIT-2 Tablero de alumbrado y tomas edificio de control Piso 1 208

12,02 3,585 85

TIT-3 Tablero de alumbrado y tomas edificio de control Piso 2 208

6,675 2,343 100

TIT-4 Tablero de alumbrado y tomas Edificio de control Piso 3 (PLENIUM) 208

6,458 2,267 100

TIT-5 Portería casa de maquinas 208 2,781 0,976 100

TCFP-02 Calefacción y cargador grupo electrógeno Nº2 208 4,993 1,49 85

TTM Tablero taller de maquinas 208 71,64 21,375 85

PTAP planta de tratamiento de agua potable 208 3,556 1,248 100

P-6 Puerta acceso área de montaje casa de maquinas 208 5,427 1,905 100

Figura 10. Unifilar Servicios misceláneos


HIDROELÉCTRICA 41

5.4. CONDUCTORES

Para la interconexión de los servicios auxiliares se necesita el tendido y el conexionado de los

conductores de la tabla 14, la cual presenta el calibre, la distancia que este debe cubrir entre los

puntos de origen y destino y el número de fases para que se cumpla con criterios de regulación de

tensión.

Tabla 14. Conductores para interconexión entre los servicios auxiliares

Origen Destino Distancia [m] Calibre # por fase

Grupo electrógeno 1 TDP1 18 750 Kmil 4

Grupo electrógeno 2 TDP2 18 750 Kmil 4

Línea media Tensión 1 TDP1 18 750 Kmil 4

Línea media Tensión 2 TDP2 18 750 Kmil 4

TDP1 TSAAV1 500 500 KMIL 3


TDP1 TSAG1 79 350 KMIL 3

TDP1 TSAU11 73 350 KMIL 2



TDP2 TSDAF2 400 4/0 1

TDP2 TSAG2 79 350 KMIL 3



TSAAV2 T1 105 250 KMIL 2

TSDAF1 T2 8 8 AWG 1

TSAG1 TCDD 71 350 KMIL 1

TSAG1 TFCPL 18 2/0 1

TSAG1 TSCA 129 300 KMIL 1



TSAG2 T3 19 4/0 2

TSAG2 TFCPL 159 2/0 1

TSAU11 TCSRU1 115 2/0 1

TSAU12 TCSRU1 130 2/0 1

TSAU21 TCSRU2 115 2/0 1

TSAU22 TCSRU2 130 2/0 1


HIDROELÉCTRICA 42

5.5. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE CT´S

Estos equipos permitirán que los relés de protección y de medida tengan niveles de corrientes que

no afecten o averíen el relé, por ende, la utilización de estos es tan importante en la coordinación

de protecciones de los servicios auxiliares AC de una central hidroeléctrica en la tabla 15 se

muestra las características técnicas que se deben utilizar para la conversión de las señales de

corriente para una lectura idónea en los relés de protección.

Tabla 15. Transformadores de corriente CT´S

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE UTILIZADOS EN LOS SERVICIOS AUXILIARES AC

TAG UBICACIÓN RELACION CLASE POTENCIA CTA1,2 TA-U1 800/5 A 5P20 50VA

CTA-1.1, 2.1 TA-U2 800/5 A 5P20 50VA CTA-1-1, 1-2 TA-U1 2500/5 A 5P20 50VA

CTA-1.1, 2.1 TA-U2 2500/5 A 5P20 50VA

CTAN1 TA-U1 250/5 A 5P20 50VA CTAN2 TA-U2 250/5 A 5P20 50VA

TC1-4 TA1-MT 2500/5 A 5P20 50VA TH-1-2 TA1-MT 800/5 A 5P20 50VA

TC1-4.1 TA2-MT 2500/5 A 5P20 50VA TH-1-2.1 TA2-MT 800/5 A 5P20 50VA

Los transformadores mostrados en la tabla 15, corresponden tanto para la unidad 1 y unidad 2 de

distribución de los servicios auxiliares una central hidroeléctrica.

5.6. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN PT´S

Estos equipos permitirán que los relés de protección tengan niveles de tensión que no afecten o

averíen el relé, para esto se considera necesario utilizar los transformadores de tensión utilizados

en los servicios auxiliares de AC de una central hidroeléctrica mostrados en la tabla 16, en donde

se muestran las características técnicas de estos.

Tabla 16. Transformadores de tensión PT´S

TRANSFORMADORES DE TENSIÓN UTILIZADOS EN LOS SERVICIOS AUXILIARES AC

TAG UBICACIÓN RELACION CLASE POTENCIA

T01/T02/T03/ T04/T05/T06/ T07/T08/T09/ T10/T11/T12

TDP1-BT 480-120 V 0.5 75VA


HIDROELÉCTRICA 43

6. SIMULACION ETAP.

6.1. FLUJOGRAMA METODOLOGIA PARA UTILIZACION DE ETAP PARA LA COORDINACION

DE PROTECCIONES

El flujograma 1, presenta una propuesta de metodología para realizar una coordinación de

protecciones en cualquier sistema eléctrico, esté describe la información de entrada con la que se

debe contar para empezar a realizar el modelamiento; acompañado de estos datos debe estar en

la posibilidad de extraer o realizar el análisis de flujo de carga y estudio de corto circuito, que

aunque no es requisito se propone realizar en este orden; Analizados y verificados estos

resultados los realizadores de la coordinación de protecciones presentan el modelamiento de las

protecciones tal como se presenta en el capítulo 6.2, esto en busca de las curvas tiempo-corriente

en óptimas condiciones.


HIDROELÉCTRICA 44

Flujograma 1. Metodología para la coordinación de protecciones


HIDROELÉCTRICA 45

6.2. METODOLOGIA PARA UTILIZACION DE ETAP PARA LA COORDINACION DE PROTECCIONES

La Figura 11, presenta la ventana inicial del

programa ETAP, en ella se debe desarrollar

el diagrama unifilar que se acomode a la

red del sistema que se planea simular o

analizar, es importante mencionar que se

deben seleccionar el tipo de norma con la

que se quiere trabajar (IEC o ANSI)

dependiendo de la comodidad del usuario o

de las exigencias del país en donde se encuentre.

A medida que se va modelando el sistema

se debe tener claro la información de

entrada que para nuestro caso se presenta

en el capítulo 5; esto con la intención de ir

configurando las propiedades de cada

elemento como se presenta en el capítulo 6.2.

Figura 11. Construcción de diagrama unifilar del sistema


HIDROELÉCTRICA 46

Al momento que se realizó la configuración total de los componentes del sistema se procede a utilizar la

herramienta Load Flow Analysis Figura 12, con la cual se logrará simular el flujo de carga del sistema el cual nos

determinará las condiciones operativas del sistema eléctrico, los perfiles de tensión en los barrajes o nodos del sistema y los flujos de potencia a través de los diferentes

dispositivos.

Para lograr obtener resultados coherentes y satisfactorios es necesario configurar los criterios de simulación un

ejemplo se muestra en la Figura 13, en donde se configura el método matemático para resolver el sistema, un número

máximo de iteraciones y un error permisible en los resultados

Figura 12. Simulación flujo de carga LOAD FLOW ANALYSIS

Figura 13. Configuración simulación flujo de carga


HIDROELÉCTRICA 47

Se configurará las alertas que se desean ver que para nuestro caso serán basadas en IEEE 1159 Std 1995 Tabla 2 ver Figura 14. Donde se determinará que se considera una sobre tensión y que

una sub tensión.

Con el icono Run Load Flow mostrado en la Figura 15, se ejecuta la simulación del flujo de carga del sistema que se ejecutó en la

ventana de inicio.

Terminado la ejecución del flujo de carga se procede a evaluar

las alarmas y errores que se evidencien después de haber corrido el sistema, y solucionado las alarmas y errores se utiliza la herramienta Report Manager mostrado en la Figura 16, el cual genera el reporte de flujo de carga mostrado en el anexo 7.9.2.

Figura 14. Configuración alertas del flujo de carga

Figura 15. Icono para correr el flujo de carga

Figura 16. Generar reporte de flujo de carga


HIDROELÉCTRICA 48

Para continuar con la descripción del entorno del

programa ETAP se procede a realizar el informe corto

circuito utilizando la norma IEC 90909, la cual se configura con el icono de la Figura 17.

Para el estudio de cortocircuito se debe escoger el nodo o los nodos donde se quiere simular las fallas se deben configurar el tipo de corto que se quiere simular y que

este estipulado bajo la norma IEC 60909.

Figura 17. Short-Circuit Analysis icono de cortocircuito

Figura 18. Configuración de cortocircuito


HIDROELÉCTRICA 49

Figura 19. Ajustes para cortocircuito

Para el caso de la red de los servicios auxiliares de corriente alterna se utilizó la norma IEC 60909 y se

determinan los ajustes predeterminados, los cuales se presentan en la Figura 19.

Figura 20. Selección norma para la simulación Run LG, LL, LLG

Con el icono Run LG, LL, LLG mostrado en la Figura 20, se ejecuta la simulación del cortocircuito del sistema que se

ejecutó en la ventana de inicio del programa.

Figura 21. Generar reporte de cortocircuito

Se procede a realizar el reporte de cortocircuito, este se debe generar después de que se solucionen las alarmas y errores que el informe presente con la ayuda del icono de

la Figura 21.


HIDROELÉCTRICA 50

Figura 22. Simulación de protecciones

Utilizando la opción Star-Protective Device Coordination mostrado en la Figura 22, se entra a la ventana de

configuración para la coordinación de protecciones. La coordinación de protecciones de los servicios auxiliares de

la central se realizó bajo la norma IEEE 242 – 2001 o IEEE 3004 de la nueva serie 3000 de IEEE, en la configuración de la coordinación de debe seleccionar el barraje o nodo donde se quiere que se presenta la falla la Figura 23, presenta la ventana en donde se escoge el barraje o nodo que existen dentro del

sistema que se simulo

Figura 23. Ajustes

para la coordinación de proteccio

nes

Con los iconos presentados en la Figura 24, se realiza la coordinación de protecciones de lo configurado en la Figura 23, estos iconos permitirán observar las curvas

TCC de los dispositivos involucrados, dentro de las curvas TCC y basados en la norma IEEE 242 se harán los ajustes de las protecciones con el fin de darle selectividad a las protecciones eléctricas ajustando las diferentes variables

con las que cuentan los dispositivos asociados. Figura 24. Iconos para la simulación de coordinaciones


HIDROELÉCTRICA 51

La ventana Seq of Op. Figura 25 se debe seleccionar el tipo de falla ya sea

simétrica o asimétrica (1) y seleccionar si la falla es trifásica, línea tierra, línea-línea

o línea-línea tierra (2).

1

2

Figura 25. Ventana Se qof op de la configuración de la coordinación de protecciones

2

1


HIDROELÉCTRICA 52

Para realizar la coordinación de las protecciones es necesario delimitar la

zona en la cual se quiere que se ajusten sus protecciones por ende debemos

escoger el barraje superior Figura 26 y el barraje inferior Figura 27.

Figura 27. Selección barraje inferior

Figura 26. Selección barra Superior


HIDROELÉCTRICA 53

Figura 28. Zona que se coordinará

Seleccionados los barrajes superiores EAP procede a resaltar la zona que se planea simular para la coordinación tal como se

presenta en la Figura 28 en donde se observa que la zona es desde el interruptor

–Q5 hasta los barrajes principales TSAG2 interruptor CB52


HIDROELÉCTRICA 54

Figura 29. Selección de equipos a intervenir en la coordinación

Como se mencionó anterior mente se deben seleccionar los elementos que se quieren coordinar esta selección se realiza con ayuda de las ventanas mostradas en la Figura 29, donde se encuentran los barrajes que intervienen en la zona que se escogió previ amente y los interruptores que pertenecen a estos barraje.


HIDROELÉCTRICA 55

Para generar la curvas TCC se escogerá la opción “Craete single star view” y se oprimira “Create” Tal como se presenta en la Figura 30, se podrá organizar la curva sacando el unifilar de la curva TCC ubicándolo a un costado o dejándolo allí, se podrán arreglar tamaños de letra, estilos de letra, organizar los label de cada elemento y el color de cada curva.

Figura 30. Organización curvas TCC


HIDROELÉCTRICA 56

Figura 31. Organización unifilar zona de coordinación

Con ayuda de las herramientas Zoom IN One-Line Diagram y Zoom Out One-Line Diagram mostradas en la Figura 31, se lograra realizar

un aumento o reducción en e4l tamaño mostrado en las gráficas TCC.


HIDROELÉCTRICA 57

Figura 32. Configuración Curva TCC

Figura 33. Parámetros a organizar de las gráficas TCC

Cada vez que se seleccione un elemento se resaltara, en “Setting” Figura 32, en donde se encuentra toda la información que se pueda obtener del interruptor que se le planea configurar u organizar; esta información es de carácter selectivo Figura 33, en donde el usuario decide qué información le parece conveniente observar de la curva TCC.


HIDROELÉCTRICA 58

Figura 34. Características del interruptor a mostrar en las curvas TCC

Figura 35. Características del cable

Para el ejemplo que se está trabajando se decide mostrar de los interruptores Fabricante, Modelo y Corriente Figura 34, para no saturar tanto la curva TCC; en la Figura 35 se presenta el multiconductor que esta relacionando los nodos superiores con el inferior, Los demás datos se podrán exportar en el informe final de ajuste de dispositivos.


HIDROELÉCTRICA 59

La Figura 36, presenta el resultado de la configuración de los Setting de todos los elementos que interviene en la zona que se planeó intervenir mostrando fabricante y descripción de la familia

a la que ese elemento pertenece.

Figura 36. Unifilar con las características de fabricante y corriente de los equipos


HIDROELÉCTRICA 60

Para realizar el ajuste de cada elemento hay tener en cuenta lo siguiente en la

coordinación de protecciones se tendrá Figura 37:

Interruptores TMD (rele termo magnético con umbral térmico ajustable y magnético fijo), lo

cual nos indica que el único ajuste que podemos conseguir es en el térmico del

interruptor desde el (70 hasta el 100) de la corriente nominal.

Figura 37. Ajustes de cada elemento


HIDROELÉCTRICA 61

Figura 38. Ajustes de la curva de cada elemento

La Figura 38 presenta los diferentes posibles ajustes que los Interruptores con unidad de disparo electrónica tienen (con ajuste L (protección contra sobre carga a tiempo largo dependiente) ajuste S (protección contra cortocircuito con retardo regulable) ajuste I (protección contra cortocircuito instantáneo)


HIDROELÉCTRICA 62

Las ilustraciones 39, 40 y 41 presentan los ajustes L, los ajustes S y los ajustes I; en estas mismas se logra evidenciar que sucede con la curva TCC cuando se selecciona alguno de estos tipos de ajustes, el personal que esté a cargo de la coordinación debe detectar el comportamiento

de cada una de los ajustes estos le permitirán tener un gran espacio de trabajo.

Figura 39. Ajuste de disparo L


HIDROELÉCTRICA 63

Figura 41. Ajuste de disparo I La función de tiempo prolongado LTPU Long Time Pick Up, mostrada en la Figura 41, se configura según los resultados obtenidos del flujo de cara mostrado en el capítulo 7.5.1. O según los datos la corriente nominal de la sección del sistema que esté involucrado.

Figura 40. Ajuste de disparo S


HIDROELÉCTRICA 64

Al momento de seleccionar los ajustes es muy posible que la coordinación en un

principio no este adecuada Figura 42, parte izquierda, para ella se selección un ajuste L en el interruptor –Q17, lo cual implica que por zonas el interruptor -52-15 quede por debajo del interruptor –Q17 y en caso de

una sobrecarga el interruptor –Q17 se dispara primero que el -52-15, dando por fallido el criterio de selectividad de las coordinaciones, por ende es necesario

cambiar el tipo de ajuste en busca de una coordinación mostrada en la Figura 41

parte derecha.

Figura 42. Curva TCC con ajustes incorrectos y correctos


HIDROELÉCTRICA 65

Figura 43. Verificación secuencia de operación

Figura 44. Reporte de coordinación

Es válido recordar que los ajustes son basados en las norma IEEE 242-2001 con el fin de darle selectividad a las protecciones eléctricas ajustando las diferentes variables con las que cuentan los dispositivos asociados. Al momento de tener las curvas en un óptimo comportamiento se procede a realizar una verificación de la coordinación amperimetrica o secuencia de operación la cual se realiza con la opción Fault Insertion (PD Sequence of Operation) mostrada en la Figura 43. Finalizada cada curva TCC se podrá exportar los ajustes de las protecciones como anexo a la coordinación de protecciones. Con el fin de obtener el informe necesario se utiliza la opción Devise setyting reports Figura 44.


HIDROELÉCTRICA 66

Figura 45. Resultado del orden de la apertura de los interruptores

La Figura 45, presenta la simulación con el orden en el que se deben abrir los interruptores en caso de producirse una falla en el circuito señalado.


HIDROELÉCTRICA 67

6.3. AJUSTES DE LOS EQUIPOS DEL SISTEMA DE LOS SERICIOS AUXILIARES.

6.3.1. GENERADOR.

Figura 46. ventana de información para las características del generado

La Figura 46, presenta la ventana de inicio (información) al momento de insertar un generador en ETAP, en donde para el caso de la red que se está trabajando se modifican los siguientes criterios.

1. Info (ID): en donde se tiene la posibilidad de identificar el elemento a trabajar (Gen 1).

2. Configuration-Operation Mode Se escoge la opción de Swing (Oscilación) con la intensión que al momento de realizar los estudios de flujo de carga y cortocircuito se tenga una magnitud y un ángulo definido en el generador.

1

2


HIDROELÉCTRICA 68

Figura 47. Ventana Rating configuración Generador

La Figura 47, presenta la ventana de configuración de características del generador en donde se debe tener presente los siguientes datos:

1. Potencia. 2. Tensión 3. %PF

Estos datos serán tomas de la tabla 1, en donde se describes los valores de entrada del generador que se utilizarán para los servicios auxiliares de la central.

2

1 3


HIDROELÉCTRICA 69

En la Figura 48, se presenta la ventana de Imp/Model, la cual es la que nos permite tener un modelamiento de las impedancias del transformador, para obtener los datos de la impedancia del transformador se da clic en Typical Data (1), opción con la cual se calcula el modelo dinámico del generador.

1

Figura 48. Ventana Imp/Model configuración generador


HIDROELÉCTRICA 70

Figura 49. Ventana de Grounding configuración Generador

La ventana Grounding mostrada en la Figura 49, hace referencia a la forma en la cual se encuentra conectada el generado a tierra que para el caso de la red de los servicios auxiliares se tiene una conexión solida; tal como se muestra en el ítem 1 de la Figura 49. Es importante tener presente que ETAP 12.6 presenta diferentes opciones de conexión a tierra tales como Abierta, conexión a través de resistencia y conexión a través de reactancia.

1


HIDROELÉCTRICA 71

Figura 50. Ventana Rating configuración transformador de potencia

6.3.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIA.

La ventana de configuración de características del transformador permite definir valores técnicos definidos por los datos de entrada de las ilustraciones 3, 4, 7, 8 y 9; estos valores se representan en la Figura 50, de siguiente manera:

1. Voltage Rating Prim. (Tensión en primario). 2. Voltage Rating sec. (Tensión en secundario). 3. Power Rating Rated (Potencia del

transformador). 4. Type /Class Type. En donde se describe si está

inmerso en algún liquido o seco 5. Sub Type. En donde se describe características

del tipo del transformador como lo es tipo de ventilación

6. Altitude. Factor de altitud en la cual se instalará el transformador

7. Ambient Temp. Temperatura del ambiente en donde se instala el transformador.

1

2

3

4 5

6

7


HIDROELÉCTRICA 72

Figura 51. Ventana Tap de configuración transformador de potencia

La Figura 51, presenta la ventana de configuración de los Tap del transformador de potencia; se pueden indicar los valores porcentuales o los valores de tensión dependiendo de cuál se utilice el otro se calcula con el software, en el caso de los transformadores de potencia se utilizó la función en porcentaje. Las cuales se describen de la siguiente manera:

1. %TAP Prim. 2. %TAP Sec.

1

2


HIDROELÉCTRICA 73

Figura 52. Ventana Grounding configuración transformador de potencia

La ventana Grounding representa los datos de la configuración de la tierra para los transformadores de potencia Figura 52, en donde se muestra lo siguiente.

1. Primary: en donde se utiliza la opción de no conexión a tierra esto debido a que la conexión en el primario es Delta.

2. Secondary: conexión sólidamente a tierra.

3. Vector: en donde se selección la conexión de los devanados del transformador acompañado de la conexión a tierra y el grupo vectorial.

4. Angle: Grados de desfase entre las tensiones del primario y las tensiones del secundario.

1

2

3 4


HIDROELÉCTRICA 74

Figura 53. Ventana de Impedance para la configuración de transformador de potencia

La Figura 53, hace referencia a la ventana de Impedance (Modelamiento de impedancia) en donde se tiene dos opciones para calcular todos los valores, la primera es Typical Z& X/R y la segunda Typical X/R para la simulación de la red de lo servicios auxiliares se utilizó Typical X/R (1) en donde se incluyeron los valores de (2) %Z Positive y (3) %Z Zero.

1

2

3


HIDROELÉCTRICA 75

Figura 54. Configuración corriente de arranque

La Figura 54, presenta la venta de Protection en donde se pude determinar el múltiplo de la corriente de magnetización, el cual según la norma IEEE 141-193 Capitulo 5 PAG 242; debe ser aproximadamente de 8 a 12 veces la corriente de plena de carga del transformador y debe ser un periodo máximo de 0.1s, para nuestro caso se tomó el multiplicador 8 (1) y una duración de dos 2 aproximadamente 32.66ms (2).

1

2


HIDROELÉCTRICA 76

6.3.3. TRRANSFORMADORES DE CORRIENTE.

Figura 55. Ventana Info para la configuración de los transformadores de corriente CT`s

Para la configuración de los transformadores de corriente se tiene la ventana de info (información) Figura 55, en donde se debe configura el ID (1) o nombre con el cual se identificará el TC en el diagrama de ETAP.

1


HIDROELÉCTRICA 77

Figura 56. Ventana Rating configuración CT`s

La ventada de configuración de características (Rating) de los transformadores de corriente presenta los ítems descritos en la Figura 56, estos datos resultan de la tabla 15:

1. Ratio Primary: Corriente por el lado de alto o por el primario.

2. Ratio Sec: Corriente por el lado de baja o secundario, valor que estipula los relés de protección o de medición.

3. Class Designation: se selecciona la clase del CT en donde se debe tener presente si la función es de protección o de medida y según el margen de erros que se esté permitido para el relé o medidor.

4. Burden: Valor de carga máxima para el CT, con este valor se dimensiona el transformador de corriente.

1 2

3

4


HIDROELÉCTRICA 78

Figura 57. ventana Info de configuración de los conductores

6.3.4. CONDUCTOR

Al momento de realizar la configuración del conductor se presenta la Figura 57, la cual nos desprende la ventana Info (Información) en donde se configura los siguientes ítems:

1. ID: nombre con el cual se identifica en el diagrama en ETAP.

2. No. of Conductors/Phase: cantidad de hilos que se conectan por fase.

3. LENGTH: longitud del conductor 4. AWG/KCMIL: calibre del conductor, este

ítem se configuro cargando una librería la cual después de seleccionada aparece en la parte superior de la ventana Info.

La tabla 14, presenta los multiconductores que deben ser tendidos para la interconexión de los nodos de la central hidroeléctrica.

1

2

3

4


HIDROELÉCTRICA 79

Figura 58. Ventana Configuración de conductores

En la Figura 58, se muestra la ventana de configuración del conductor en ella se deben seleccionar los circuitos que llevan neutro y se verifica que la configuración sea la correcta (1).

1


HIDROELÉCTRICA 80

6.3.5. INTERRUPTOR

Figura 59. Ventana Info de la configuración Interruptores

Para la configuración de los interruptores de la red de los servicios auxiliares de la central hidroeléctrica, se presenta la Figura 59, en donde se observa la ventana de Info (información) donde se debe configurar las siguientes características:

1. ID: Identificación del elemento en este caso interruptor en el sistema de los servicios auxiliares.

2. Size (AMP): En donde se selecciona la corriente del circuito que se protege.

Para completar la información técnica para la configuración de los interruptores se utiliza la información de las tablas 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13; las cuales presentas la información de los circuitos que se utilizan para el funcionamiento de los servicios auxiliares de la central hidroeléctrica.

1

2


HIDROELÉCTRICA 81

Figura 60. Ventana Rating de la configuración de los interruptores

En la ventana de configuración de características se debe tener presenta la selección del interruptor la cual se hace desde la opción de Library (1) Figura 60, en donde se debe escoger el interruptor (INT MIN DELAY).

1


HIDROELÉCTRICA 82

Figura 61. Ventana pestaña Library de la configuración de los interruptores

La Figura 61, presenta los criterios a modificar al momento de utilizar la opción de Library mostrada en la Figura 60, los ítems modificados se describen a continuación:

1. Type: De la lista desplegable se tienen tres opciones en las cuales se seleccione según sea el caso entre interruptores de caja moldeada, interruptores de potencia e interruptores en caso aislados.

2. Manufacturer: En la lista se presenta una serie de fabricantes de interruptores en donde se debe escoger el fabricante de preferencia o en el caso de la red el que se utilizó para la implementación.

3. Model: En esta lista se debe seleccionar la familia de fabricación, la tensión máxima y números de polos.

4. Short-Circuit Data: Estos datos se pueden configurar bajo norma IEC o ANSI para este caso y como se muestra la Figura 40, se realiza la configuración según IEC, en donde en donde se explica niveles de tensión niveles y niveles de corto.

5. Size: Se debe verificar que el nivel de corriente sea igual al que se selección en la Figura 39, de no ser igual se debe configurar nuevamente.

6. Trip Device: Se debe confirmar la información del interruptor y de ser necesario anexar nuevos posibles opciones de disparo de ser necesario.

1

3 4

5

6

2


HIDROELÉCTRICA 83

Figura 62. Ventana Trip Device de la configuración de disparo del interruptor

Para una configuración optima y adecuada del interruptor se presenta la ventana Trip Device Figura 62, la cual presenta tres ítems necesarios para la selección y configuración del interruptor que debe proteger una carga, estos 3 ítem se presentan en la Figura 62, se debe tener seleccionada la ventana de Phase donde se debe realizar la configuración:

1. LT Pickup: Se debe selección un factor con el cual se relaciona la corriente para un disparo a Largo tiempo, este factor me indica la corriente de protección contra sobre carga.

2. ST Pickup: Se debe selección un factor con el cual se relaciona la corriente para un disparo a Corto tiempo, este factor me indica la selección de la corriente en condiciones de cortocircuito con retardo.

3. Inst. Pickup: Se debe selección un factor con el cual se relaciona la corriente para un disparo Instantáneo, este factor me indica la selección de la corriente en condiciones de cortocircuito instantaneo.

1

3

2


HIDROELÉCTRICA 84

6.3.6. CARGAS

La configuración de cargas se debe realizar en la ventana lumped load editor pestaña Info, mostrada en la Figura 63, en donde se debe modificar y configurar los siguientes ítems que se relacionan en las tablas 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13.:

1. ID: Identificación de la carga dentro del sistema de la red

2. Status: 3. Connection: se debe dejar clara si la

conexión de la carga es trifásica o monofásica.

1

3

Figura 63 Ventana de Info de la configuración de las cargas


HIDROELÉCTRICA 85

Completando la configuración de las cargas de debe configurar los siguientes valores de potencia (1), porcentaje de factor de potencia (2) y tensión nominal de la carga (3), los cuales se presentan en la Figura 64.

1 2

3

Figura 64. Ventana de Nameplate de la configuración de las cargas


HIDROELÉCTRICA 86

6.3.7. RELE

La configuración de los relés se presenta en la Figura 65, en donde se debe configurar la ID identificación de la red dentro del sistema de la red de los servicios auxiliares. La información de entrada de los relés se determina partiendo de las tablas de los transformadores de corriente mostrados en la tabla 15.

1

Figura 65. Ventana Info configuración de los relés


HIDROELÉCTRICA 87

La Figura 66, presenta la ventana de entrada de la configuración de los relés de protección en este caso relé con diferencial:

1. ID PHASE: Identificación del equipo o elemento del cual viene la señal de corriente.

2. ID GROUND identificación del equipo o elemento del cual se está conectado a tierra.

3. ID DIF 1: identificación del nombre de los CT`s de donde proviene la corriente

4. ID DIF 2 identificación del nombre de los CT`s de donde proviene la corriente

Se debe tener presente que las relaciones mostradas en estos cuatro ítem correspondan con lo implementado en el sistema. Las funciones con las cuales se caracterice el relé que se presentan en la tabla 17.

1

2

3

4

Figura 66. Ventana Info de la configuración de los relés de protección


HIDROELÉCTRICA 88

La Figura 67, presenta la configuración final del relé en donde se describe la función, la identificación del interruptor sobre el que está actuando. Para esto se debe aplica la opción de Add si se tiene previamente configuro o la Edit para realizar la configuración.

1

Figura 67. Ventana Output configuración relés de protección


HIDROELÉCTRICA 89

En la ventana de OCR (Overcurrent) (1) se configura la sobrecorriente, en donde se configura el tipo de curva y bajo qué norma se rige; se especifican los datos entradas de la señal con la cual se detectará la sobrecorriente, incluyendo el tiempo de activación; lo mismo sucede en las opciones de instantánea (Instantaneous) (2) estas dos configuraciones se presentan en la Figura 68.

1

2

Figura 68. Ventana OCR sobre corriente de la configuración de los relés de protección


HIDROELÉCTRICA 90

7. INFORME ESTUDIO COORDINACIÓN DE PROTECCIONES SERVICIOS AUXILIARES DE UNA

CENTRAL HIDRÁULICA.

7.1. OBJETIVO

Elaborar el estudio de coordinación de protección determinando los ajustes detallados de los

interruptores que están asociados al funcionamiento de la central hidráulica, logrando que se

efectué selectivamente aislando adecuadamente la menor zona posible, en un orden especifico y

con el mínimo tiempo de ejecución (velocidad/rapidez) todo esto con la intensión de minimizar las

interrupciones en el funcionamiento de la central hidroeléctrica.

7.2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

Se realizará una central hidráulica ubicada en el territorio Nacional, esta central contara con la

alimentación tres posibles alimentaciones para los servicios auxiliares descritos de la si guiente

manera grupo electrógeno 480V, Transformador TA-U1 cuya alimentación proviene de la unidad 1

13.8𝑘𝑉/480𝑉 y por último la tercera alimentación proviene de una subestación 13.8kV junto con

un transformador 13.8𝑘𝑉/480𝑉 ; es válido mencionar que cada una de estas alimentaciones

cuenta con una alimentación de redundancia que tiene los orígenes en el mismo lugar de donde

provienen las tres principales.

Para las protecciones de los servicios auxiliares de la central se utilizarán relés y protecciones

marcas ABB, para las señales de corriente se utilizarán transformadores para la medida clase 0.5 y

para las protecciones clase 5P20 con relación de transformación 2500/5A, los transformadores de

tensión serán de relación 480/120 V con clase 0.5; a continuación se presenta un listado con la

referencias de algunos relés y protecciones marca ABB que se utilizaran como protección para los

servicios auxiliares.

Cada sistema de protección previsto en el proyecto consiste en relés micro procesados de la línea

MiCOM de fabricación Alstom y Schneider; también cuentan con interruptores de fabricación ABB,

los cuales se relacionan en la tabla 17, en donde se muestra en resumen su referencia y la función

dentro del sistema de protecciones de los servicios auxiliares AC de la central hidroeléctrica.

Tabla 17. Relés utilizados en los servicios auxiliares AC de una central hidroeléctrica

Referencia Descripción

PTA-1, PTA-2 (MiCOM P643) Transformador de potencia TA-U1 (87T, 50N/51N, 59, 27, 49T, 59N,

50BF)

PTA-3 (MiCOM P142) Transformador de potencia TA1-MT (50N/51N, 59, 27, 49T)

E3N 2500 PR112 Principal para el tablero Distribución

T5H 320 PR111 DS/P-LSIG 400 Alimentación Nº1 tablero de servicios auxiliares Aducción y vertedero

E1B 1250 PR111 Tablero de servicios generales

Familia XT2N Distribución Corriente continua


HIDROELÉCTRICA 91

Familia XT1N Distribución Corriente continua

MCB´s S20XC Distribución Corriente continua

86 Relé de disparo y bloqueo biestable

La Figura 69, muestra el unifilar general que se realizó en el software ETAP según la información

que se recolecto se los servicios auxiliares AC con los que debe contar y disponer un central

hidroeléctrica.

Figura 69. Unifilar General servicios Auxiliares central Hidroeléctrica


HIDROELÉCTRICA 92

7.3. ALCANCE

Este estudio tiene como alcance la coordinación de protecciones de los servicios auxiliares de

corriente alterna de una central hidroeléctrica con niveles de tensión de 480V, 220V y 120V.

Para obtener una coordinación idónea en las protecciones de los servicios auxiliares AC de una

central hidroeléctrica se presentan los posibles ajustes que se tengan que realizar sobre los relés

de sobre-corriente asociados a cada carga o servicio auxiliar.

El estudio de realizo bajo los siguientes criterios:

7.3.1. RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN

Se requiere toda la información asociada a los parámetros de los elementos de la red que se

modelara, dentro de los cuales se deben conocer referencias de los relés, relaciones de los

transformadores, este estudio tendrá como apoyo diagramas unifilares, manuales y normas

técnicas sobre las cuales se validan las funciones que se van a ajustar en cada elemento.

7.3.2. ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN

Para el modelamiento de los servicios auxiliares de la central se realizará un filtro de la

información teniendo en cuenta los datos requeridos por el Software ETAP para una ejecución

adecuada de los servicios auxiliares.

7.3.3. ANÁLISIS DE RESULTADOS

Luego de modelado la red de los servicios auxiliares AC de la central, se procede a verificar la

correcta operación para cada una de las zonas, teniendo en cuenta los criterios de selectividad y

rapidez, para esta etapa se tuvo que realizar posibles ajustes de los relés e interruptores para

optimizar la coordinación de las protecciones de los servicios auxiliares de corriente alterna de una

central hidroeléctrica.

7.3.4. PARAMETRIZACIÓN

Para lograr un correcto funcionamiento de las protecciones de los servicios auxiliares AC se

procede a la con la parametrización de los relés e interruptores según los análisis de la

coordinación elegida y aprobada

7.3.5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Del análisis de resultados, se proponen ajustes para las protecciones nuevas involucradas en el

proyecto. Determinando su comportamiento y recomendaciones producto de las simulaciones.


HIDROELÉCTRICA 93

7.4. CRITERIO DE AJUSTE DE PROTECCIÓN

7.4.1. PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR (ANSI 87T)

Este relé diferencial usualmente utilizada para detectar fallas o anomalía entre fases y entre fases

y tierra, en el transformador que se está protegiendo hasta los transformadores de corriente

asociados a la protección. Para obtener una correcta protección los ajustes deben cumplir con los

criterios de sensibilidad, rapidez y selectividad. (MiCOM, 2011, pág. 278)

Con la intención de que se detecte la más mínima anomalía o falla en el transformador es

necesario que el relé o protección cuente con un alto nivel de sensibilidad, para que logre detectar

las fallas entre espiras que son las fallas más difíciles de detectar, para lograr detectar se necesita

que la falla de espiras se convierta en una falla a tierra.

Para el proyecto de los servicios auxiliares de la central hidroeléctrica se utilizará la protección

P643 que será utilizada exclusivamente en los transformadores TA-U1 y TA-U2 con características

técnicas mostradas en la tabla 18.

Tabla 18. Características Técnicas transformador TA-U1 y TA-U2

Transformador Tensión Corriente Nominal

Primario [kV] Secundario [kV] Primario [A] Secundario [A]

TA-U1 13,8 0,48 83,67 2405,63

Para el acople de la protección P643 se incluye en el sistema los datos de potencia, niveles de

tensión y se deben tener presentes las relaciones de los transformadores de corrientes que se

utilizan en la entrada y en la salida del transformador de potencia. A la entrada del transformador

de potencia lado 13.8kV se utilizaron transformadores de corriente cuya relación es 100-5A y a la

0salida del transformador lado 480V se utilizaron transformadores de corriente con relación de

transformación 2500-5A.

Al momento que se presente una falla o anomalía dentro del transformador se clasifica falla

interna y se debe realizar la desconexión inmediata del transformador.

7.4.1.1. CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN

Esta corriente puede ser interpretada como una corriente de falla interna y causar la desconexión

del transformador, dado que esta corriente es del orden de ocho (8) a doce (12) veces la corriente

con un tiempo de duración de alrededor de 100ms. (MiCOM, 2011, pág. 193)

Los factores que controlan la duración y la magnitud de esta corriente son:

Nivel de cortocircuito


HIDROELÉCTRICA 94

Tamaño del transformador y localización

Lado de devanado de energización

Punto de la onda de cierre

Propiedades magnéticas del núcleo

El nivel del flujo residual

Impedancia del sistema desde la fuente del transformador.

Para evitar este inconveniente, la protección diferencial se ajusta con sensibilidad reducida al

transitorio, usando los armónicos de la corriente. Esto desensibiliza momentáneamente la

operación durante el tiempo de energización, lo cual se puede hacer debido a que la corriente

inicial de magnetización tiene un alto contenido de armónicos, particularmente de segundo y

cuarto orden, las cuales se pueden utilizar, filtrándolas y haciéndolas pasar por la función de

restricción. (MiCOM, 2011, pág. 179)

La protección efectúa el cálculo de los factores de amplitud, conforme sigue:

𝐼𝑟𝑒𝑓 = 𝑆𝑟𝑒𝑓

√3 ∗ 𝑉𝑟𝑒𝑓

𝐾𝑎𝑚 = 𝐼𝑛𝑜𝑚𝑇𝐶

𝐼𝑟𝑒𝑓

Ecuación 1. Calculo factor de corrección de amplitud de los enrollamientos

Donde:

Iref: Corriente nominal de referencia de los enrollamientos a y b.

Vref: Tensión nominal de los enrollamientos a y b.

Sref: Referencia de potencia igual a la potencia nominal.

InomTC: Corrientes nominales primarias de los TC´s

Kam: Factor de corrección de amplitud de los enrollamientos a y b.

Este factor calculado de be cumplir la siguiente condición.

Ecuación 2. Condición del factor de amplitud

𝐾𝑎𝑚 = 𝐾𝑎𝑚, 𝑎

𝐾𝑎𝑚, 𝑏≥ 0.5


HIDROELÉCTRICA 95

7.4.1.2. COINCIDENCIA GRUPO VECTORIAL

Las variaciones de fases son también incluidas dentro de la comparación de corrientes, las

amplitudes de las corrientes también deben ser corregidas de acuerdo al grupo vectorial, este

grupo vectorial debe ser parametrizado en el relé P643 y se debe tener presenta la conexión de los

transformadores de corriente la cual se muestra en la Figura 54.

Cuando la conexión estrella de los TC`s en cada lado de tensión del transformador de poder se

hace de lado del equipo protegido (Conexión interna), debe ser utilizada en la parametrización de

opción “Standard” y en el caso que solamente uno de los lados de los CT`s este con conexión

distinta a lo indicado, deberá ser utilizada en la parametrización opción “Oppsi te”, estas

características se resumen la tabla 19. (Esta recomendación parte de la hipótesis que los CT`s

están siendo conectados a tierra en el lado de no polaridad, ver Figura 70) (MiCOM, 2011, pág.

181)

Tabla 19. Convención de Polaridades de los transformadores de corriente CT`s

Prim Sec Defas Valor

P1 S1 0º Standard

P1 S2 180º Opposite

P2 S1 180º Opposite

P2 S2 0º Standard

7.4.1.3. FILTRO DE CORRIENTE DE SECUENCIA CERO

El filtro debe ser activado en los casos donde los enrollamientos en el punto neutro se conecten a

tierra y exista la circulación de corriente por los transformadores de corriente en el momento de

una falla externa. (MiCOM, 2011, pág. 192)

Figura 70. Conexión de los transformadores de corriente CT`s


HIDROELÉCTRICA 96

7.4.1.4. FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE ALTO AJUSTE (ls-HS1)

Esta característica debe ser ajusta por valores superiores a la corriente de magnetización, para

evitar activación de la protección en el proceso de energización del transformador. (MiCOM, 2011,

pág. 192)

7.4.2. PROTECCIÓN DE SOBRE-CORRIENTE TEMPORIZADA DE FASES (ANSI 51).

Esta función debe ser parametrizada en los relés a un 120% de la In (corriente nominal) con una

característica de tiempo inversa permitiendo selectividad con otras protecciones.

El tiempo que se ajuste debe permitir la energización de los transformadores para lo cual se debe

tener presente que el valor de corriente debe ser superior a la corriente de magnetización bajo el

siguiente criterio de aceptación.

𝐼𝐹51 = 12 ∗ 𝐼𝑛

Ecuación 3. Calculo corriente para la función de sobre corriente temporizada (ANSI 51)

Donde:

IF51: corriente de la función 51 sobre-corriente temporizada.

In: corriente nominal.

EL valor de 12 se adopta debido a que la corriente de magnetización es aproximadamente

de 8 a 12 veces la corriente nominal In.

La característica de tiempo inverso retardado indicada anteriormente, cumple con la

siguiente fórmula:

𝑡 = 𝑇 𝑋 (𝛽

(𝑀𝛼 − 1)+ 𝐿) ó 𝑡 = 𝑇𝐷 𝑋 (

𝛽

(𝑀𝛼 − 1)+ 𝐿)

Ecuación 4. Calculo tiempo inverso para la función de sobre corriente temporizada (ANSI 51)

Donde:

T: Tiempo de operación

β: Constante

M: I/Is

I: Ajuste lumbral

α: Constante

L: ANSI/IEEE constante (Cero para las curvas IEC)

T: Ajuste del multiplicador de tiempo para curvas IEC

TD: Configuración de marcación de tiempo para curvas IEEE.


HIDROELÉCTRICA 97

7.4.3. PROTECCIÓN DE SOBRE-CORRIENTE INSTANTÁNEA DE FASES (ANSI 50).

Los relés utilizados para esta función cuentan con 15 umbrales posibles de actuación para un

correcto funcionamiento se debe tener presente las corrientes de magnetización por ende se

realiza un ajuste al 130% que es máximo que permite, es válido mencionar que este ajuste se

realiza sobre la corriente que se observa en el secundario que es el lugar donde se instalará la

protección que estará a cargo de los relés E3N marca ABB. (Asea Brown Boveri, S.A.)

7.4.4. PROTECCIÓN SOBRE CORRIENTE TEMPORIZADA DE NEUTRO (ANSI 51N)

En caso de una falla a tierra el devanado en conexión Y-con neutro activara la función de sobrecorriente temporizada cumpliendo con todos los criterios de activación de una corriente temporizada (ANSI 51) (Asea Brown Boveri, S.A.)

7.4.5. PROTECCIÓN SOBRE CORRIENTE INSTANTÁNEA DE NEUTRO (ANSI 50N)

En caso de una falla a tierra el devanado en conexión Y-con neutro activara la función de sobrecorriente instantánea cumpliendo con todos los criterios de activación de una corriente instantánea (ANSI 50)

7.4.6. PROTECCIÓN SOBRECARGA TÉRMICA (ANSI 49T)

Sobre cargas en los transformadores puede generar un aumento de temperatura, este

calentamiento acorta la vida del aislamiento en las bobinas del transformador, junto a esto se

puede presentar que el sistema de enfriamiento de los transformadores no actué y por esto se

genere la evaporación del refrigerante para evitar esto el relé MiCOM P643 se estandariza bajo la

IEEE C57.91-1995. (MiCOM, 2011, pág. 353)

Para la función 49T el relé se activará bajo dos premisas:

A través de medición.

A través de cálculos.

7.4.6.1. A TRAVÉS DE MEDICIÓN

Se medirá cuando los RTD estén disponibles, estos sensores se encontrarán distribuidos en lugares

específicos y serán susceptibles a los aumentos de temperatura, los ajustes en las temperaturas

para las señales de alarma o disparo son generalmente definidos por porcentajes de temperatura

del aislamiento del transformador; para esta central se utilizaron transformadores clase F, para los

cual se ajustaron las alarmas de la siguiente manera:

Señal de alarma, 85% de la temperatura máxima que para transformadores clase F es de

150ºC.


HIDROELÉCTRICA 98

Ecuación 5. Condición de alarma

𝑆𝑒ñ𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑎𝑙𝑎𝑟𝑚𝑎 = 85% (150º𝐶) = 127.5º𝐶

Señal de disparo, 100% de la temperatura máxima que para transformadores clase F es de

150ºC.

Ecuación 6. Condición de Disparo

𝑆𝑒ñ𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑎𝑟𝑜 = 100%(150º𝐶) = 150º𝐶

7.4.6.2. A TRAVÉS DE CÁLCULOS

Se logra identificar a partir de las características nominales de los equipos que se van a proteger,

utilizando la característica 𝐼2𝑡. Este modelo de protección utiliza constante de tiempos de

calentamiento y enfriamiento para generar una réplica térmica de la temperatura del

enrollamiento.

7.4.7. PROTECCIÓN SOBRETENSIÓN (ANSI 59)

La protección MiCOM P643 protege el sistema en el nivel de tensión de 13.8kV con la ayuda de los

PT´s de barra PT1T que se encuentran en el CTTA, para obtener una protección adecuada se

propone trabajar los siguientes ajustes. (MiCOM, 2011, pág. 347)

Para (V>1), El umbral de sobretensión se deberá configurar entre el 100% y el 120% de la

tensión nominal de fase vista por el relé, para este umbral de tensión se propone utilizar

un rango de tiempo de 1s a 3s para evitar disparos no deseados, por sobretensiones

transitorios.

Para (V>2), El umbral de sobretensión se configura entre 130% y 150% de la tensión

nominal de fase vista por el relé, para estas sobretensiones se configura un tiempo de 0s.

7.4.8. PROTECCIÓN SOBRETENSIÓN EN NEUTRO (59N)

Cuando se genera una falla el balance entre las tensiones de las fases se ve alterado por ende se

genera una tensión residual para el relé MiCOM P643 se calcula sumando los vectores de cada

fase y se activa cuando esta diferencia no se igual a cero, esta característica del relé es opcional.

(MiCOM, 2011, pág. 348)

𝑉𝐹𝐴̅̅ ̅̅ ̅̅ + 𝑉𝐹𝐵̅̅ ̅̅ ̅̅ + 𝑉𝐹𝐶̅̅ ̅̅ ̅̅ ≠ 0

Ecuación 7. Calculo del relé para detectar tensión sobre neutro


HIDROELÉCTRICA 99

7.4.9. PROTECCIÓN SUBTENSIÓN (ANSI 27)

La protección MiCOM P643 protege el sistema en el nivel de tensión de 13.8kV con la ayuda de los

PT´s de barra PT1T que se encuentran en el CTTA, para obtener una protección adecuada se

propone trabajar con el siguiente ajuste. (MiCOM, 2011, pág. 347)

Para (V>1), en donde el umbral es inferior al 90% se puede configurar un tiempo superior

a 3s.

Es importante tener claro que la subtension se puede presentar por alguno de los siguientes

criterios:

Aumento de carga en el sistema. Para ello se propone utilizar cambiador de tomas.

Las fallas pueden generar subtension en las fases en las que se genere la falla.

7.4.10. PROTECCIÓN FALLA INTERRUPTOR (ANSI 50BF)

La protección de falla interruptor proporciona una solución a una falla que el interruptor

encargado en despejarla no logre abrir, esta se activara en el relé MiCOM a través de la función

teleproteccion (ANSI 85); para un correcto funcionamiento de la falla interruptor se debe

programar un tiempo de retardo aproximadamente de 200ms, tal como se muestra en la Figura

71.

Figura 71. Lógica para la función ANSI 50BF

7.4.11. PROTECCIÓN DISPARO DE BLOQUEO (ANSI 86)

Para evitar que las protecciones se vean afectadas por la misma falla sucesivamente, se ajusta un

relé de bloqueo el cual obliga a que se realice inspección de las soluciones de las fallas antes de

colocar en servicio de nuevo los servicios auxiliares, esto permitirá que las fallas no se reactiven


HIDROELÉCTRICA 100

antes de una solución confiables; la activación de este relé se observa como un resumen de todas

las posibles alteraciones que puede presentar la red.

7.5. ESTUDIOS DE FLUJO DE CARGA Y CORTOCIRCUITO

7.5.1. ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA

Para conocer el estado del sistema con la puesta en servicio de los servicios auxiliares es necesario

conocer el comportamiento de los servicios auxiliares en dos escenarios de demanda, los cuales se

denominarán (Mínima y Máxima), y debido a que se presentan tres alimentaciones se realizaron 6

posibles desarrollos de la carga para los servicios auxiliares, de los cuales se puede destacar lo

relacionado en las tablas 20, 21 y 22. Los unifilares de los escenarios se presentaran en los anexos

7.9.1.

Este estudio se realizó bajo la metodología de Newton-Raphson Adaptivo con un número de

iteraciones máximo de 999 y una precisión de solución de 0.001 apoyados en la herramienta

computacional ETAP, este punto de operación está caracterizado principalmente por las tensiones

en cada una de las barras y los flujos de potencia activa y reactiva.

Se define como carga mínima a la condición de alimentar las cargas indispensables al mismo

tiempo mantener las dos unidades generadoras paradas dando como resultado que los TDP`s

590kVA, en vertedero TSAAV 30kVA y el TSAAVAT 15kVA y para la carga máxima se estable que el

transformador de servicios auxiliares se encuentra a un 75 % de su potencia nominal con un F.P de

0.85 inductivo de lo cual se determina que en casa de máquinas los TSAU`s 332kVA y el TSAG

373kVA, vertedero y aducción representa 116kVA con apenas una compuerta.

7.5.1.1. ALIMENTACION DESDE LOS GENERADORES 1 Y 2.

Tabla 20. Estudio de flujo de carga con la alimentación de los generadores 1 y 2

Barra Circuito Demanda mínima Demanda máxima

% Magnitud Angulo kW KVAR % Magnitud Angulo kW KVAR

TDP1 TSAAV1 99,832 -0,2 26,602 4,11 99,564 -1 30,675 6,652

TDP1 BUS2 99,832 -0,2 -78,514 -33,143 99,564 -1 -477,56 -36,049

TDP2 TSAAV2 99,832 -0,2 26,572 4,101 99,564 -1 33,668 6,646

TDP2 BUS7 99,832 -0,2 -79,537 -33,164 99,564 -1 -477,563 -36,057

TSAAV1 TDP1 99,764 -0,2 -26,586 -4,089 99,564 -1 -30,654 -6,623

TSAAV1 TSAAV2 99,764 -0,2 -13,376 4,089 99,564 -1 -9,263 6,623

TSAAV2 TDP2 99,764 -0,2 -26,556 -4,08 99,564 -1 -30,647 -6,617

TSAAV2 TSAAV1 99,764 -0,2 13,376 -4,089 99,564 -1 9,263 -6,623

TSAAV2 BUS5 99,764 -0,2 13,18 8,169 99,564 -1 21,381 13,262

TSAAVAT BUS5 99,739 -0,2 -13,177 -8,169 99,44 -1 -21,412 -13,255


HIDROELÉCTRICA 101

7.5.1.2. ALIMENTACION DESDE EL GRUPO ELECTROGENO

Tabla 21. Estudio de flujo de carga con la alimentación del grupo electrógeno



TDP1 BUS1 99,983 0 -78,593 -33,184 99,927 0 -478,306 36,161

TDP1 TSAAV1 99,983 0 26,601 4,107 99,927 0 30,716 6,666

TDP2 BUS6 99,983 0 -78,597 -33,187 99,927 0 -478,306 -36,161

TDP2 TSAAV2 99,983 0 26,601 4,107 99,927 0 30,716 6,666

TSAAV1 TDP1 99,916 0 -26,586 -4,086 99,844 -0,1 -30,696 -6,638

TSAAV1 TSAAV2 99,916 0 -13,4 4,086 99,844 -0,1 -9,279 6,638

TSAAV2 TDP2 99,916 0 -26,586 -4,086 99,844 -0,1 -30,696 -6,637

TSAAV2 BUS5 99,916 0 12,185 8,172 99,844 -0,1 21,417 13,275

TSAAV2 TSAAV1 99,916 0 13,4 -4,086 99,844 -0,1 9,279 -6,638

TSAAVAT BUS 5 99,891 0 -13,182 -8,17 99,84 -0,1 -21,409 -13,268

7.5.1.3. ALIMENTACION DESDE LA SUBESTACION (RED DE MEDIA TENSION 1 Y 2)

Tabla 22. Estudio de flujo de carga con la alimentación de la subestación



TDP1 BUS4 99,857 -0,1 -78,526 -33,15 99,622 -0,8 -477,685 -36,087

TDP1 TSAAV1 99,857 -0,1 26,601 4,109 99,622 -0,8 30,688 6,664

TDP2 BUS9 99,857 -0,1 -78,547 -33,168 99,621 -0,8 -477,689 -36,096

TDP2 TSAAV2 99,857 -0,1 26,577 4,103 99,621 -0,8 30,681 6,659

TSAAV1 TDP1 99,789 -0,1 -26,585 -4,088 99,538 -0,9 -26,585 -4,088

TSAAV1 TSAAV2 99,789 -0,1 -13,381 4,088 99,538 -0,9 -13,381 4,088

TSAAV2 TDP2 99,789 -0,2 -26,562 -4,082 99,538 -0,9 -30,662 -6,63

TSAAV2 BUS5 99,789 -0,2 13,181 8,17 99,538 -0,9 21,401 13,265

TSAAV2 TSAAV1 99,789 -0,2 13,381 -4,088 99,538 -0,9 9,259 -6,635

TSAAVAT BUS5 99,765 -0,2 -13,178 -8,167 99,497 -0,9 -21,393 -13,258

7.5.2. ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO.

Los criterios técnicos que se toman para el desarrollo de este informe son tomados de la “Guías

para el buen ajuste y la coordinación de protecciones del SIN” (especializada, 2000) y basándose

en los resultados bajo la simulación en el software ETAP que se realizó con las recomendaciones


HIDROELÉCTRICA 102

Figura 72. Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla trifásica en cada barraje

de cada información técnica extraída de los manuales de los fabricantes de relés, el análisis de

cortocircuito de los servicios auxiliares de una central hidroeléctrica se realiza bajo estándares de

la IEC 60909, para este caso se realizaron cinco posibles casos de alimentación de los servicios

auxiliares cada uno con la demanda máxima con el fin de obtener la magnitud máxima de

corriente de falla, la cual permitirá seleccionar los interruptores con sus respectivas configuración,

los resultados de las simulaciones se presentan en el anexos 7.9.2.Para el sistema modelado de los

servicios auxiliares se presentan los siguientes niveles de cortocircuito La tabla 23, presenta el

resumen de los niveles de corto que se presentan en el sistema de la red de los servicios auxiliares

de la central hidroeléctrica.

Tabla 23. Resultados de cortocircuito.

75kVA 50kVA 20kVA 70kVA 36kVA 30kVA 25kVA 15kVA TDP1 - 2 TSAAV,

TCDD TSDAF TSAG,

TSAU1 - 2 TFCPL, TSCA

TCSRU1, TCSRU2

TSAAVAT, TSM

TSDAFAT

En las ilustraciones 72, 73, 74 y 75, se presentan los resultados de las fallas que evalúa el software

ETAP bajo la IEC 60909 descritas de la siguiente manera:

7.5.2.1. FALLA TRIFASICA

0

10

20

30

40

50

60

70

80

TCD

D1

TCSR

U11

TCSR

U21

TDP1

TDP2

TFC

PL1

TSA

AV

1

TSA

AV

2

TSA

AV

AT

TSA

G1

TSA

G2

TSA

U11

TSA

U12

TSA

U21

TSA

U22

TSC

A1

TSC

A2

TSD

AF1

TSD

AF2

TSD

AFA

T

TSM

Co

rrie

nte

de

Co

rto

-Cir

cuit

o [k

A]

NOMBRE BARRAJE

CORTO-CIRCITO TRIFASICO

GEN1

GEN2

GEN1 Y2

GR.ELEC 1 Y 2

RED MT 1 Y 2


HIDROELÉCTRICA 103

Figura 73 Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla línea-tierra en cada barraje

7.5.2.2. FALLA LINEA-TIERRA

7.5.2.3. FALLA LINEA-LINEA

Figura 74. Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla línea-línea en cada barraje

0

10

20

30

40

50

60

70

80

TCD

D1

TCSR

U11

TCSR

U21

TDP1

TDP2

TFC

PL1

TSA

AV

1

TSA

AV

2

TSA

AV

AT

TSA

G1

TSA

G2

TSA

U1

1

TSA

U1

2

TSA

U2

1

TSA

U2

2

TSC

A1

TSC

A2

TSD

AF1

TSD

AF2

TSD

AFA

T

TSM

Co

rrie

nte

Co

rto

-Cir

cuit

o [k

A]

NOMBRE BARRAJE

CORTO-CIRCUITO LINEA-TIERRA

GEN1

GEN2

GEN1 Y2

GR.ELEC 1 Y 2

RED MT 1 Y 2

0

10

20

30

40

50

60

70

TCD

D1

TCSR

U11

TCSR

U21

TDP1

TDP2

TFC

PL1

TSA

AV

1

TSA

AV

2

TSA

AV

AT

TSA

G1

TSA

G2

TSA

U11

TSA

U12

TSA

U21

TSA

U22

TSC

A1

TSC

A2

TSD

AF1

TSD

AF2

TSD

AFA

T

TSM

Co

rrie

nte

de

Co

rto

-Cir

cuit

o [k

A]

NOMBRE BARRAJE

CORTO CIRCUITO LINEA-LINEA

GEN1

GEN2

GEN1 Y2

GR.ELEC 1 Y 2

RED MT 1 Y 2


HIDROELÉCTRICA 104

7.5.2.4. FALLA LINEA-LINEA-TIERRA

Figura 75. Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla línea-línea-tierra en cada barraje

7.6. AJUSTE DE PROTECCIONES

Las tablas mostradas en el capítulo 7.6 hacen referencia a los ajustes que se deben tener

presentes en cada relé y para cada protección que van a cumplir, esta configuración se debe hacer

paulatinamente en la puesta en servicio de cada servicio auxiliar; tener presente realizar las

comprobación de cada ajuste en el proceso de pruebas funcionales, cada tabla cuenta con cierta

información con la cual se puede describir el TAG del relé, su ubicación en cada servicio y la

protección que va a cumplir.

7.6.1. TABLEROS TDP1-BT Y TDP2-BT (RELÉ PTA-1,2 – MICOM P643)

PROTECCIÓN DIFERENCIAL (ANSI 87T)

Tabla 24. Ajustes Relé PTA-1 para función diferencial de transformador ANSI 87T

Identificación (Equipo)

Tensión TC´s Sref Is 1 K1 Is 2 K2 Ih (2) Ih(5)

P643 - PTA-1 TDP1-BT y TDP2-BT (TA-

U1 y TA-U2)

13,8 kV 800-5A (CTA-2)

2 MVA 0,25 30% 10 PU 80% 20% 30%

480 V 2500-5A (TC1-1)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

TCD

D1

TCSR

U11

TCSR

U21

TD

P1

TD

P2

TFC

PL1

TSA

AV

1

TSA

AV

2

TSA

AV

AT

TSA

G1

TSA

G2

TSA

U11

TSA

U12

TSA

U21

TSA

U22

TSC

A1

TSC

A2

TSD

AF1

TSD

AF2

TSD

AFA

T

TSM

Co

rrie

nte

Co

rto

-Cir

cuit

o [k

A]

NOMBRE BARRAJE

CORTO-CIRCUITO LINEA-LINEA-TIERRA

GEN1

GEN2

GEN1 Y2

GR.ELEC 1 Y 2

RED MT 1 Y 2


HIDROELÉCTRICA 105

PROTECCIÓN SOBRECARGA TÉRMICA (ANSI 49T)

Tabla 25. Ajustes Relé PTA-1 para sobrecarga térmica ANSI 49T

Identificación RTD Protección RTD Alarm RTD Alarm Dly RTD Trip RTD Trip Dly

P643 -PTA-1 TDP1-BT y TDP2-BT

RTD1, RTD2 Y RTD3

140 ºC 5,0s 150 ºC 0,5s

PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE (ANSI 50/51)

Tabla 26. Ajustes Relé PTA-1 ara sobrecorrientes ANSI 50/51


TC´s I51 IN>1 Función Time Dial I50 Delay

CTA-1 CTA1-2

800-5A 2500-5A

248 PICKUP

0.31

IEC Standard Inverse

0.25 1920

PICKUP 2.4

0.05 Sec

PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE DE NEUTRO (ANSI 50N/51N)

Tabla 27. Ajuste Relé PTA-1 para sobrecorriente de neutro ANSI 50N/51N


TC´s I51N IN>1 Función Time Dial I50N Delay

P643- PTA-1 TDP1-BT y TDP2-BT (TA-U1 y TA-

U2)

250-5A (TH1-1)

24A PICKUP

0.03

IEC Standard Inverse

1.2 120

PICKUP 0.15

0.15 Sec

PROTECCIÓN SOBRE VOLTAJE (ANSI 59)

Tabla 28. Ajustes Relé PTA-1 sobrevoltaje ANSI 59

Identificación TP`s V>Measru`t V>Oper V>1 Funcion V>1 Voltage V>1 Time V>2 Voltaje V>2 Time

P643 - PTA-1 TDP1-BT y TDP2-BT

480/√3/ 120/√3 V (TP1-1)

Phase-Phase Any Phase DT 138V 3s 150V 50ms

PROTECCIÓN BAJO VOLTAJE (ANSI 27)

Tabla 29. Ajustes Relé PTA-1 Bajo Voltaje ANSI 27

Identificación TP`s V>Measru`t V<Oper. Mode V<1 Función V<1 Voltaje V<1 Time V<1 Poledead


480/√3/ 120/√3 V (TP1-1)

Phase-Phase Any Phase DT 96 V 4,0 s Enabled


HIDROELÉCTRICA 106

PROTECCIÓN FALLA INTERRUPTOR (ANSI 50BF)

Tabla 30. Ajustes Relé PTA-1 Falla Interruptor ANSI 50BF

Identificación (Equipos)

TC`s I< CB Fail 2 Timer CBF Non I Reset CBF Ext Reset

P643 - PTA-1 TDP1-BT y TDP2-BT (TA-U1

y TA-U2) 2500-5A 10% 200 ms CB Open & I< CB Open & I<

7.6.2. TABLEROS TDP1-BT Y TDP2- BT (RELÉ PTA-2 – MICOM P643)

PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR (ANSI 87T)

Tabla 31. Ajustes relé PTA-2 diferencial de trasformador ANSI 87T


Voltaje TC´s Sref Is 1 K1 Is2 K2 Ih(2) Ih(5)


(TA-U1 y TA-U2)

13,8 kV 800-5A (CTA-1)

2 MVA 0,25 30% 10 PU 80% 20% 30%

0,48 V 2500-5A (TC1-2)


Tabla 32. Ajustes relé PTA-2 sobrecarga Térmica ANSI 49T

Identificación TC´s Función Setting

P643 - PTA-2 TDP1-BT y TDP2-BT (TA-U1 y TA-

U3)

13,8 kV 800-5A (CTA-1)

Mon´t Winding Biased Current

Ambient T 40 ºC

Top Oil T Calculated

IB 1 PU

Rated NoLoadLoss 3

Hot Spot Overtop 50 ºC

Top Oil Overamb 30 ºC

480 V 2500-5A (TC1-2)

Cooling Mode Cooling Mode 1

Winding exp m 2

Oil exp n 1

Hot sport rise CO 10 min

Top Oil Rise CO 120 min

TOL Status Disabled

LOL Status Disabled


HIDROELÉCTRICA 107

PROTECCIÓN SOBRE VOLTAJE DE SECUENCIA CERO (ANSI 59N)

Tabla 33. Ajustes relé PTA-2 sobre voltaje de secuencia cero ANSI 59N

Identificación TP`s VN>1 Voltaje Vn >1 Función VN>Time Delay

P643 - PTA-2 TDP1-BT y TDP2-BT (TA-U1

y TA-U2)

17,5/0,24 kV (PT1T)

36 V DT 2,0s

PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE NEUTRO (ANSI 50N/51N)

Tabla 34. Ajustes relé PTA-2 sobrecorriente de neutro ANSI 50N/51N


TC´s IN>Input In>1

Función IN>1 [Aprim] IN >1 TMS IM>3 [Aprim] IN>3 Time

P643 - PTA-2 TDP1-BT y

TDP2-BT (TA-U1 y TA-U2)

800-5A (TH1-1)

Measured IEC

Standard Inverse

1300 0,4 5000 300 ms


Tabla 35. Ajustes relé PTA-2 sobre voltaje ANSI 59

Identificación V>Measru´t V>Operación V>Función V>1

Vortaje V>1

Time V>2

Vultaje V>2

Time

P643 - PTA-2 TDP1-BTy TDP2-BT

480/√3 / 120/√3V (TP1-1)

Phase- Phase

Any Phase DT 138V 3 s 150 V 50 ms


Tabla 36. Ajustes relé PTA-1 bajo voltaje ANSI 27

Identificación TP`s V>

Measru`t

V< Operación

Mode

V<1 Función

V<1 Voltaje

V<1 Time

V<1 Poledead


480/√3 / 120/√3V (TP1-1)

Phase- Phase

Any Phase DT 96 V 4,0 s Enabled


HIDROELÉCTRICA 108

PROTECCIÓN FALLA INTERRUPTOR (ANSI 50BF)

Tabla 37. Ajustes relé PTA-2 falla interruptor ANSI 50BF


TC´s I< CB Fail 1

Timer CB Tail 2

Timer CBF Non I Reset

CBF Ext Reset


TDP2-BT (TA-U1 y TA-U2)

500-5A (TC1-2)

10% -- 200 ms CB Open

& I< CB Open &

I<

7.6.3. TABLEROS TDP1-BT Y TDP2- BT (RELE PTA-3 – MICOM P142)

PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE NEUTRO (ANSI 50N/51N)

Tabla 38. Ajustes relé PTA-3 sobrecorrienbte neutro ANSI 50N/51N


TC`s IN> Input IN>1

Function IN>1

[Aprim] IN>1 TMS

IM>3 [Aprim]

IN>3 Time

P142 - PTA-3 TDP1-BT y TDP2-

BT (TA1-MT y TA2-MT)

800-5A (TH1-2)

Measured IEC

Standard Inverse

1300 0,4 5000 300 ms


Tabla 39. Ajustes relé PTA-3 sobre carga térmica ANSI 49T

Identificación TC`s Character Thermal

Trip Thermal

Alarm Time

Constant 1 Time

Constant 2


2500-5a(TC!-4)

Dual 2500 A 85% 30 min 30 min


Tabla 40. Ajustes relé PTA-3 sobre voltaje ANSI 59


Voltaje V>1

Time V>2

Voltaje V>2 Time


TDP2-BT

480/√3 / 120/√3V (TP1-2)

Phase- Phase



HIDROELÉCTRICA 109



Identificación TP`s V>Measru`t V<

operación Mode

V<1 Función

V<1 Voltaje

V<1 Time

V< 1 Poledead


480/√3 / 120/√3V (TP1-2)

Phase- Phase

Any Phase

DT 96 V 4,0 s Enabled

7.6.4. TABLEROS TDP1-BT Y TDP2-BT (SENSORES DE BAJO VOLTAJE –

INTERRUPTOR E3N ABB POR121/P-LSIG)

Tabla 42. Ajustes sensores de bajo voltaje

Identificación (Local-Tablero)

In del Sensor

LARGA CORTA INSTANTANEO

I1 t1 I2 t2 I3

Q1 (Grp Electrógeno 1 - 480V)

1600 A 1,0x In

(1000 A) CURVA

A 10 x In

(1600 A) CURVA

D Off

Q2 (TA-U1 - 480 V) 2500 A 1 x In

(2500,5A) 3 s

0.9 x In (2250 A)

0,4 s Off

Q3 (TA1-MT - 480V) 2500 A 0,8 x In

(2000 A) CURVA

A 10 x In

(2500 A) CURVA

D Off

Q4 (Grp Electrógeno 2 - 480V)

1600 A 1.0 x In

(1000 A) CURVA

A 10 x In

(3000 A) CURVA

D Off

Q5 (TA-U2 - 480 V) 2500 A 1 x In

(2437,5A) 3 s

0.9 x In (15000

A) 0,4 s Off

Q6 (TA2-MT - 480V) 2500 A 0,8 x In

(2000,5A) CURVA

A 10 x In

(2500 A) CURVA

D Off

7.6.5. TABLERO TSM (RELÉ PTA-1 – MICOM P142)

PROTECCIÓN SOBRE CARGA TÉRMICA (ANSI 49T)

Tabla 43. Ajustes relé PTA-1 sobre carga térmica ANSI 49T

Identificación TC`s Character Thermal

Trip Thermal

Alarm Time

Constant 1 Time

Constant 2

P142-PTA-1 TSM

1000-5A (TC-1)

Dual 660A 85% 30 min 30 min


HIDROELÉCTRICA 110


Tabla 44. Ajustes relé PTA-1 sobre voltaje 59


Voltaje V>1

Time V>2

Voltaje V>2

Time

P142 - PTA-1 TSM

208/√3 / 120/√3kV

(TP1)

Phase- Phase




Identificación TP`s V>Measru`t V<

operación Mode

V<1 Función

V<1 Voltaje

V<1 Time

V< 1 Poledead

P142 - PTA-1TSM

208/√3 / 120/√3V

(TP1)

Phase- Phase

Any Phase DT 96 V 4,0 s Enabled

7.6.6. TABLERO TSM (SENSOR DE BAJO VOLTAJE – INTERRUPTOR ABB X1B

P331/PLSIG)

Tabla 46. Ajustes interruptor X1B P331/PLSIG

Identificación (Local-Tablero)

In del Sensor I1 t1 I2 t2 I3 I4 t4

Q1 (TFSM-208 V) 1250 A 0,6 x In (625 A)

12 s 4 x In

(5000 A) 0,2 s Off

0,3 x In (375 A)

0,2 s

7.7. VERIFICACIÓN DE AJUSTES DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

Las verificaciones se realizaron con la simulación en ETAP de cada carga y sus respectivas

protecciones, incluyendo los criterios de ajustes mostrados en el capítulo 7.6.


HIDROELÉCTRICA 111

7.7.1. TRANSFORMADORES ALIMENTACION UNIDADES CENTRAL

7.7.1.1. TA-U1

7.7.1.1.1. PROTECCIÓN ENTRE FASES (ANSI 50/51)

Figura 76. Protecciones entre fases transformador TA-U1


HIDROELÉCTRICA 112

7.7.1.1.2. PROTECCIONES DE TIERRA (ANSI 50N/51N)

Figura 77. Protecciones de tierra transformador TA-U1


HIDROELÉCTRICA 113

7.7.1.2. TA-U2

7.7.1.2.1. PROTECCIONES ENTRE FASES (ANSI 50/51)

Figura 78. Protecciones entre fases transformador TA-U2


HIDROELÉCTRICA 114

7.7.1.2.2. PROTECCIONES DE TIERRA (ANSI 50N/51N)

Figura 79. Protecciones de tierra transformador TA-U2


HIDROELÉCTRICA 115

7.7.2. TRANSFORMADORES ALIMENTACION SUBESTACION

7.7.2.1. TA1-MT

7.7.2.1.1. PROTECCIONES DE FASES

Figura 80. Protecciones entre fases transformador TA1-MT


HIDROELÉCTRICA 116

7.7.2.1.2. PROTECCIONES DE TIERRA

Figura 81. Protecciones de tierra transformador TA1-MT


HIDROELÉCTRICA 117

7.7.2.2. TA2-MT

7.7.2.2.1. PROTECCIONES ENTRE FASES

Figura 82. Protecciones entre fases transformador TA2-MT


HIDROELÉCTRICA 118


Figura 83. Protecciones de tierra transformador TA2-MT


HIDROELÉCTRICA 119

7.7.3. ALIMENTACION GRUPOS ELECTROGENOS

7.7.3.1. UNIDAD 1


Figura 84. Protecciones entre fases grupo electrógeno 1


HIDROELÉCTRICA 120


Figura 85. Protecciones de tierra grupo electrógeno 1


HIDROELÉCTRICA 121

7.7.3.2. UNIDAD 2

7.7.3.2.1. PROTECCIONES DE FASES

Figura 86. Protecciones entre fases grupo electrógeno 2


HIDROELÉCTRICA 122


Figura 87. Protecciones de tierra grupo electrógeno 2


HIDROELÉCTRICA 123

7.7.4. TRANSFORMADOR SERVICIOS MISCELANIOS (TSM)


Figura 88. Protecciones entre fases transformador TSM


HIDROELÉCTRICA 124


Figura 89. Protecciones de tierra transformador TSM


HIDROELÉCTRICA 125

7.7.5. COORDINACIÓN TSAAV1-TDP1

Figura 90. Coordinación entre los nodos TSAAV1-TDP1


HIDROELÉCTRICA 126

7.7.6. COORDINACIÓN TSAAV2-TDP2

Figura 91. Coordinación entre los nodos TSAAV2 y TDP2


HIDROELÉCTRICA 127

7.7.7. COORDINACIÓN TSAAVAT-TSAAV2

Figura 92. Coordinación entre los nodos TSAAVAT y TSAAV2


HIDROELÉCTRICA 128

7.7.8. COORDINACIÓN TSDAF1-TDP1

Figura 93. Coordinación entre los nodos TSDAF1 y TDP1


HIDROELÉCTRICA 129

7.7.9. COORDINACIÓN TSDAFAT-TSDAF1

Figura 94. Coordinación entre los nodos TSDAF1 y TSDAFAT


HIDROELÉCTRICA 130

7.7.10. COORDINACIÓN TSDAF2-TDP2

Figura 95. Coordinación entre los nodos TSDAF2 y TDP2


HIDROELÉCTRICA 131

7.7.11. COORDINACIÓN TSAG1-TDP1

Figura 96. Coordinación entre los nodos TSAG1 y TDP1


HIDROELÉCTRICA 132

7.7.12. COORDINACIÓN TCDD1-TSAG1

Figura 97. Coordinación entre los nodos TCDD1 y TSAG1


HIDROELÉCTRICA 133

7.7.13. COORDINACIÓN TFCPL-TSAG1

Figura 98. Coordinación entre los nodos TFCPL y TSAG1


HIDROELÉCTRICA 134

7.7.14. COORDINACIÓN TSCA1-TSAG1

Figura 99. Coordinación entre los nodos TSCA1 y TSAG1


HIDROELÉCTRICA 135

7.7.15. COORDINACIÓN TSAG2-TDP2

Figura 100. Coordinación entre los nodos TSAG2 y TDP2


HIDROELÉCTRICA 136

7.7.16. COORDINACIÓN TCDD1-TSAG2

Figura 101. Coordinación entre los nodos TCDD1 y TSAG2


HIDROELÉCTRICA 137

7.7.17. COORDINACIÓN TSCA1-TSGA2

Figura 102. Coordinación entre los nodos TSCA1 y TSGA2


HIDROELÉCTRICA 138

7.7.18. COORDINACIÓN TSM-TSAG2

Figura 103. Coordinación entre los nodos TSM y TSAG2


HIDROELÉCTRICA 139

7.7.19. COORDINACIÓN TFCPL-TSAG2

Figura 104. Coordinación entre los nodos TFCPL y TSAG2


HIDROELÉCTRICA 140

7.7.20. COORDINACIÓN TSCA2-TSCA1

Figura 105. Coordinación entre los nodos TSCA2 y TSCA1


HIDROELÉCTRICA 141

7.7.21. COORDINACIÓN TSAU1-TDP1

Figura 106. Coordinación entre los nodos TSAU1 y TDP1


HIDROELÉCTRICA 142

7.7.22. COORDINACIÓN TCSRU11-TSAU1

Figura 107. Coordinación entre los nodos TCSRU11 y TSAU1


HIDROELÉCTRICA 143




HIDROELÉCTRICA 144

7.7.24. COORDINACIÓN TCSR1-TSAU12

Figura 109. Coordinación entre los nodos TCSR1 y TSAU12


HIDROELÉCTRICA 145




HIDROELÉCTRICA 146

7.7.26. COORDINACIÓN TCSRU2-TSAU2

Figura 111. Coordinación entre los nodos TCSRU2 y TSAU2


HIDROELÉCTRICA 147




HIDROELÉCTRICA 148

7.7.28. COORDINACIÓN TCSR2-TSAU22

Figura 113. Coordinación entre los nodos TCSR2 y TSAU22


HIDROELÉCTRICA 149

7.8. RECOMENDACIONES

La corriente transitoria de magnetización (Inrush) se considera 8 - 12 In, para

transformadores La corriente de magnetización tiene una duración aproximadamente en

100 ms según la IEEE Std 242-2001 Capitulo 11 pág. 424.

Para el estudio se tomó un margen mínimo de coordinación de 0.20 y 0.30 segundos.

Entre unidades instantáneas y /o temporizadas. Este valor evita pérdida de selectividad

por una o varias razones como el tiempo de apertura del interruptor, tiempo de

sobrecarga del relé, después que la falla ha sido despejada, margen de seguridad por

desviaciones en los niveles de falla, variaciones en las curvas características de los relés y

errores en los transformadores de corriente.

El modelo del generador para el estudio de corto circuito se simulo bajo la norma IEEE Std

666-2007 Capitulo 6 Pág 70.

La curva de daño de los transformadores (I^2*t) fue tomado bajo estándares de la IEC

60076-5 2006.

La coordinación de protecciones por sobre corriente para interruptores de baja tensión,

conductores y transformadores se realizó bajo estándar IEEE 242-2001.

Los factores de sobre carga de los transformadores están bajo IEEE Std C57.96 2005

correspondiendo a operación al 70% de su potencia nominal lo que permite sobrecargas

del 10% durante 4 horas y del 52% durante ½ hora.

Para el estudio de cortocircuito se considera bajo normativa IEC debido a que se

consideran las corrientes y la relación X/R del sistema definiendo la corriente de corto

circuito como cercana o lejana.

El factor C de tensión para el estudio de cortocircuito se tomó bajo norma IEC 60609 –

2001.

En los niveles más bajos del sistema se logró una coordinación parcial entre los

interruptores de caja moldeada debido a sus ajustes tan limitados se considera cambiar

por una familia de interruptores más selectivos con el fin de lograr coordinación total.

Si se desea conseguir coordinación por zona con interruptores ABB se recomienda cambiar

a unidades de disparo electrónicas (PR) consiguiendo la reducción de tiempos de disparos

en ms, reduciendo esfuerzos térmicos y dinámicos en los componentes de la instalación.

En las curvas de los relés de protección se recomienda utilizar curvas de protección IEC

Standar Inverse debido los tiempos pequeños de selectividad que se logran entre

interruptores y relés de protección.

Los resultados obtenidos obedecen únicamente a la calidad de la información del sistema

eléctrico suministrado al software ETAP y el adecuado ingreso de parámetros.

En las ilustraciones que no se logra una selectividad del 100% también denominada

selectividad total se toma como criterio de aceptación la selectividad parcial definida como la selectividad hasta un punto determinado de intensidad.


HIDROELÉCTRICA 150

7.9. ANEXOS

7.9.1. UNIFILAR GENERAL

7.9.2. FLUJO DE CARGA

7.9.2.1. DEMANDA MAXIMA

7.9.2.1.1. GENERADORES 1 Y 2

7.9.2.1.1.1. FLUJO DE CARGA COMPLETO

7.9.2.1.1.2. RESUMEN FLUJO DE CARGA

7.9.2.1.1.3. DIAGRAMAS UNIFILARES

7.9.2.1.2. GRUPOS ELECTROGENOS 1 Y 2




7.9.2.1.3. RED DE MEDIA TENSION 1 Y 2




7.9.2.2. DEMANDA MINIMA

7.9.2.2.1. GENERADORES 1 Y 2




7.9.2.2.2. GRUPOS ELECTROGENOS 1 Y 2




7.9.2.2.3. RED DE MEDIA TENSION 1 Y 2




7.9.3. CORTOCIRCUITO

7.9.3.1. GENERADOR 1

7.9.3.1.1. CORTOCIRCUITO COMPLETO

7.9.3.1.2. RESUMEN CORTOCIRCUITO

7.9.3.1.3. DIAGRAMAS UNIFILARES

7.9.3.2. GENERADOR 2



HIDROELÉCTRICA 151



7.9.3.3. GENERADORES 1 Y 2




7.9.3.4. GRUPOS ELECTROGENOS 1 Y 2




7.9.3.5. RED DE MEDIA TENSION 1 Y 2




7.9.4. PROTECCIONES DE LOS SERVICIOS AUXILIARES

7.9.4.1. AJUSTE EQUIPOS

7.9.4.2. CURVAS TIEMO-CORRIENTE SE LA COORDINACION DE PROTECCIONES

8. CONCLUSIONES

Al término del INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP,

PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA, se da por

cumplido el objetivo principal del proyecto el cual se encaminaba en la realización de un

documento académico técnico que muestre cómo se debe presentar el Informe de

coordinación, sin dejar de un lado el hecho de que sirva como guía e Figura para los

compañeros de ingeniería eléctrica de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas

Facultad Tecnológica.

Dentro de cada capítulo desarrollado en el trabajo de grado se presenta las informaciones

que se debe tener clara y que se debe sustraer tanto de manuales como de placas técnicas

de los equipos que se encuentran inmersos en el sistema de la red de los servicios

auxiliares de una central hidroeléctrica y que son de uso para el desarrollo de la

coordinación de protecciones, sirviendo de ejemplo teórico y práctico para los futuros

egresados del proyecto curricular de ingeniería eléctrica.

Bajo el presente documento se determinan los informes de flujo de carga y de corto-

circuito los cuales se deben consignar junto al estudio de coordinación de protecciones y

más importante que esto se identifica la información relevante de estos.

Se deja el precedente que para determinar los ajustes de cada elemento que involucre en

el modelamiento de cualquier sistema eléctrico es necesario conocer los ajustes que por

definición se describen en los manuales de los usuarios de cada fabricante, esto permiten


HIDROELÉCTRICA 152

tener una primera intuición del cómo se pueden configurar y hasta que limite se permite

trabajar.

Las gráficas de tiempo corriente desarrolladas en el capítulo 7, presentan varios ejemplos

que sirven de manera didáctica a los profesionales del sector eléctrico de cómo se deben

cubrir los tres pilares de una coordinación de protecciones (Selectividad, Rapidez y

sensibilidad).

Se espera que este trabajo de grado titulado INFORME DE COORDINACIÓN DE

PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA

CENTRAL HIDROELÉCTRICA, sirva a los estudiantes de la Universidad Distrital Francisco

José de Caldas para desarrollar una coordinación con la presentación que se plantea en el

capítulo 7 del presente documento.

Se espera que INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP,

PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA sirva como

inspiración a los profesionales del sector eléctrico para desempeñar cargas laborales en

esta área tan importante de la ingeniería eléctrica.

9. BIBLIOGRAFÍA

Asea Brown Boveri, S.A. (s.f.). Emax Interruptores automaticos abierto de baja de tensión.

Barcelona: ABB.

Caleño, R. V. (2009). Estudio de metodologias y Criterios para la coordinacion de protecciones en

sistemas electricos de baja tensión. BOGOTA D.C.: UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO

JOSE DE CALDAS.

especializada, I. (2000). Guias para el buen ajuste y la coordinacion de protecciones del STN . Itagui:

IEB Ingenieria especializada .

Grifaldo, J. L. (2017). Protección de sistemas electricos de potencia. Universidad Nacional

Autónoma de Mexico.

MiCOM. (2011). MiCOM P642, P643 & P645 Technical Manual P643. Schneider.

informe de coordinaciÓn de protecciones con el...

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