mario cifuentes johan uribe

Alta Tensión Recierres Automáticos Medellín 14/05/12

Facultad de ingeniería Eléctrica y electrónica [UPB] Página 1

RECIERRES AUTOMÁTICOS

Por:

MARIO FERNANDO CIFUENTES PARDO

JOHAN AGUDELO URIBE

Asignatura

ALTA TENSIÓN

Docente

IDI AMIN ISAAC MILLÁN

UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA

ESCUELA DE INGENIERÍAS

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

MEDELLÍN

2012



Índice General:

1. OBJETIVO GENERAL .................................................................................................................. 4

1.1. OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................................................... 4

2. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 4

3. MARCO CONCEPTUAL ................................................................................................................ 7

3.1. TIPOS DE FALLAS ............................................................................................................................... 7 3.1.1. Falla Transitoria o Temporal .................................................................................................. 7 3.1.2. Fallas Semipermanentes .......................................................................................................... 7 3.1.3. Fallas Permanentes .................................................................................................................. 7 3.1.4. Tiempo muerto ......................................................................................................................... 7 3.1.5. Duración de falla ..................................................................................................................... 9 3.1.6. Tiempo de Bloqueo ................................................................................................................... 9 3.1.7. Consideración en los Interruptores ......................................................................................... 9

4.0. MARCO TEÓRICO .......................................................................................................................... 9

4.1. RECONEXIÓN DE LÍNEA ............................................................................................................................ 9 4.2. FACTORES QUE AFECTAN LA MAGNITUD DE LAS SOBRETENSIONES POR ENERGIZACIÓN [5]: ....................................... 17

5.0. MÉTODOS DE RECIERRES AUTOMÁTICOS ......................................................................................... 17

5.1. RECIERRE DE ALTA VELOCIDAD ....................................................................................................................... 18 5.1.1. Ventajas [6]: .................................................................................................................................. 18 5.1.2. Restricciones [6] ............................................................................................................................ 18 5.1.3. Factores de afectación [6] ............................................................................................................. 19

5.2. RECIERRE CON TIEMPO DE RETARDO ...................................................................................................... 19 5.2.1. Factores a considerar [6]: ............................................................................................................ 20

5.3. RECIERRE DE UNO O MÚLTIPLES INTENTOS ............................................................................................ 20 5.3.1. Esquemas de Recierre de 2 intentos de KEPCO .............................................................................. 20

5.3.1.1. Procedimiento ......................................................................................................................................... 22 5.3.1.3. Conclusiones: ........................................................................................................................................... 25

5.4 RECIERRE MONOPOLAR [2] ............................................................................................................ 25 5.4.1. VENTAJAS DE APLICACIÓN DEL DISPARO Y RECIERRE MONOPOLAR [9]. ............................................ 26 5.4.2. DESVENTAJAS DE LA APLICACIÓN DEL DISPARO Y RECIERRE MONOPOLAR. [2] ................................. 27 5.5. RECIERRE TRIPOLAR: ............................................................................................................................. 28

6.0. FACTORES QUE INTERVIENEN EN LOS RECIERRES [2] ......................................................................... 29

6.1. DESIONIZACIÓN DEL ARCO [9] ............................................................................................................... 29 6.2. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA EXTINCIÓN DEL ARCO SECUNDARIO .................................................. 30

8.0. RESOLUCIÓN 025 DE LA CREG DE 1995 [11] ....................................................................................... 34

9.0. CONSULTA CORTA: ........................................................................................................................... 34

10.0. SIMULACIÓN: ................................................................................................................................. 34

CONCLUSIONES ....................................................................................................................................... 38

BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................................................... 39



Índice de tablas:

TABLA 1. VALORES RMS Y THD PARA CORRIENTE FALLA TEMPORAL [7]. ....................................................................... 24 TABLA 2. . VALORES RMS Y THD PARA CORRIENTE FALLA TEMPORAL [7]....................................................................... 24 TABLA 3. TIEMPOS TÍPICOS DE DESIONIZACIÓN DEL ARCO PRIMARIO SEGÚN EL NIVEL DE TENSIÓN DEL SISTEMA

[9]. ........................................................................................................................................................... 29 TABLA 4. TIEMPOS DE EXTINCIÓN DEL ARCO SECUNDARIO [8] .......................................................................... 31 TABLA 5. TIEMPOS DE EXTINCIÓN EN FUNCIÓN DE LA CORRIENTE DE ARCO SECUNDARIO [8].............................. 31 TABLA 6. . COMPARACIÓN DEL TIEMPO DE DESIONIZACIÓN DEL ARCO ELÉCTRICO ........................................... 33 TABLA 7. SOBRETENSIONES CON RECIERRE DE 300MS .................................................................................................. 36 TABLA 8. SOBRETENSIONES CON RECIERRE DE 0.221 MS ............................................................................................... 37

Índice de Figuras:

FIGURA 1. DEFINICIONES EN EL CAMPO DEL RECIERRE AUTOMÁTICO [1] ............................................................ 6 FIGURA 2. TIEMPOS PARA EL RECIERRE [3] ....................................................................................................... 8 FIGURA 3. DIAGRAMA Y FORMA DE ONDAS BÁSICAS DE TENSIÓN ANTE UNA MANIOBRA DE RECIERRE

[4] ............................................................................................................................................................ 10 FIGURA 4. OSCILACIÓN DE CARGA RESIDUAL PARA LÍNEAS TOTALMENTE TRANSPUESTAS CON COMPENSACIÓN PARALELA [4] ..... 15 FIGURA 5. OSCILACIÓN DE CARGA RESIDUAL PARA LÍNEAS NO TRANSPUESTAS CON COMPENSACIÓN PARALELA [4] ................... 16 FIGURA 6. ESQUEMA DE RECIERRE DE DOS DISPAROS NO EXITOSO Y FORMA DE ONDA EN LA SUBESTACIÓN DE KEPCO [7]. ....... 21 FIGURA 7. PROCEDIMIENTO PARA EXTRAER LAS CARACTERÍSTICAS DE CORRIENTE DE FALLA PARA UN ESQUEMA DE RECIERRE DE

MÚLTIPLE DISPARO [7]. .................................................................................................................................. 22 FIGURA 8. (A) FORMA DE ONDA DE CORRIENTE DE FALLA Y (B) ESPECTRO EN LA FRECUENCIA DE LA CORRIENTE DE FALLA [7]. ..... 23 FIGURA 9. RECIERRE TRIPOLAR [1] ........................................................................................................................... 28 FIGURA 10. GRÁFICO DEL VOLTAJE DE LÍNEA EN FUNCIÓN DEL TIEMPO MÍNIMO DE DESIONIZACIÓN. [9] ............ 30 FIGURA 11.MODELO A UTILIZAR............................................................................................................................... 35 FIGURA 12. RESTABLECIMIENTO DEL SERVICIO CON UN TIEMPO DE RECIERRE DE 300MS ................................. 36 FIGURA 13. RESTABLECIMIENTO DEL SERVICIO CON UN TIEMPO DE RECIERRE DE 0.221MS ................................ 37



1. Objetivo General El presente trabajo tiene como objetivo realizar un análisis de los distintos esquemas de recierre para una línea de transmisión. Y se efectuara un análisis de las diferentes sobretensiones generadas en el lado del receptor ante una situación de contingencia considerando distintos tiempos recierre.

1.1. Objetivos específicos

• Describir las definiciones, tiempos de recierre, características y los factores que intervienen en un recierre automático.

• Analizar los tiempos de recierre adecuados para mantener la estabilidad del sistema.

• Analizar los diferentes artículos relacionados con los recierres automáticos en las líneas de transmisión y concretar la información de los libros.

• Se utilizara el software ATP con el fin de analizar los efectos negativos que produce la carga atrapada en un sistema de potencia.

2. Introducción La aplicación de los recierres en las LT (líneas de transmisión), es de gran utilidad ya que ante una situación de falla la prestación del servicio se ve seriamente comprometido, tanto así que puede haber suspensión total del servicio y daños en equipos.

Para mitigar los efectos de estas situaciones sobre el SEP (sistema eléctrico de potencia), se procede a aclarar las fallas lo más rápido posible con la apertura de los interruptores, los cuales son accionados por sus respectivos relés de protecciones.

Después de un tiempo, el cual depende del diseño del SEP se aplica funciones de recierre, ya sea tripolar o monopolar, con el fin de restablecer el servicio y con el fin de continuar con el suministro de energía eléctrica.

Entonces para garantizar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica, sin generar problemas en equipos e inestabilidad en el sistema. Se tiene en cuenta los siguientes ítems:

• El recierre debe garantizar las condiciones normales de operación.

• Mitigación de los efectos que causa las fallas que son permanentes en el SEP.



• El recierre debe suministrar al sistema un alto índice de confiabilidad, con el fin de cumplir con el objetivo de un SEP ‘‘transportar la energía eléctrica, hacia los usuarios finales teniendo en cuenta la seguridad y confiabilidad con que se va entregar dicha energía ’’

• Restablecimiento del flujo de energía eléctrica en las interconexiones de los circuitos anteriormente aislados.

• Reducción de la duración de fallas, que puede precautelar la vida útil de los equipos.

• Restauración del sistema ante cargas criticas.

Los recierres automáticos en la actualidad se han convertido en una práctica aceptada. Ya que estos proveen al SEP ventajas de gran importancia, como un tiempo de corte de corta duración, en comparación con el tiempo de corte que se demora una(s) persona(s) en una estación, en re energizar una línea o un circuito. Ya que por lo general, esta(s) persona(s) se basa en diferentes variables, para la toma de esta decisión.

Hoy en día los SEP se diseñan bajo un factor que es de gran importancia en los proyectos de ingeniería, y es que un recierre automático implica menos costos en operación además brinda seguridad y confiabilidad al SEP.

Actualmente la utilidad de un recierre automático, se da principalmente sobre las fallas de tipo transitorio o temporales, ya que estas poseen un 80 % de probabilidad de ocurrencia sobre el SEP. La mayoría de este tipo de fallas son causadas por descargas atmosféricas, las cuales impactan sobre el sistema de forma directa o indirecta, provocando sobretensiones transitorias. Este evento normalmente rompe el aislamiento a través de un arco en la cadena de aisladores de la torre. Entonces ante un evento de este tipo, si las protecciones principales de la zona donde el rayo impacto funcionan correctamente, la falla seria interrumpía provocando que el punto de la falla se desioniza y por ende la línea tendrá su aislamiento por completo cuando se de la orden de reenergizar (recierre automático).

El tiempo necesario para que un recierre sea exitoso depende del nivel de tensión que se tenga. Normalmente, el tiempo muerto en líneas de transmisión no debe ser menor a 0.3s. En la Figura 1, se ilustran las definiciones de los términos utilizados en el campo de recierres automáticos. [1]



Figura 1. Definiciones en el campo del recierre automático [1]

Entonces en los recierres automáticos no es aconsejable que sean de alta velocidad, ya que el tiempo puede ser insuficiente hasta que el arco se desionice por completo, por esta razón es efectivo los recierres con tiempos de retraso. Los recierres automáticos no son aplicables cuando se tiene un flujo de potencia pequeño entre generadores ya que no producen inestabilidad. El recierre automático se convierte en prioritario en subestaciones que conectan centrales de generación, debido a que si se sale un generador o más puede convertir al sistema en inestable [2]

En última instancia el objeto en cualquier caso consiste en eliminar las interrupciones del sistema debidas a cortocircuitos o alternativamente mantenerlas el menor tiempo posible. Teniendo en cuenta que lo reportes indican que solamente el 15% de las fallas son permanentes, el recierre automático presenta ventajas significativas. El tiempo de salida de las líneas es menor comparado con sistemas donde el personal de subestación debe re energizar manualmente la línea después de una falla, personal que puede ahorrarse si se construye varias subestaciones no atendidas, reduciendo las visitas a estas y adecuándolas con transmisores de alarma si se equipan con sistemas automáticos de recierre. En otras palabras, el recierre automático reduce los costos de operación e incrementa la confiabilidad del servicio en el sistema. [2]



3. Marco Conceptual

3.1. Tipos de Fallas

3.1.1. Falla Transitoria o Temporal Su característica es la de desaparecer después de un corto periodo de tiempo muerto o a veces rápidamente sin que se ejecute ninguna operación. Los rayos son la causa mas usual de este tipo de fallas ya que las sobretensiones causan flameo a través de las cadenas de aisladores donde raramente el arco se extingue por si solo, lo que significa que la línea debe desconectarse para que ocurra la desionización de la trayectoria de la falla y pueda reenergizarse sin que esta ocurra de nuevo. Otras posibles causas son el balanceo de los conductores por le viento, aves, contactos con objetos extraños tales como arboles, etc. [3]

3.1.2. Fallas Semipermanentes Estas requieren de un intervalo más grande de desenergización (tiempo muerto) antes de desaparecer. Puede causarse por ejemplo por una rama de árbol que cae sobre la línea, la cual es quemada por el arco cuando la línea se reenergiza. Un poco mas del 10% de recierres es exitoso en el segundo intento. Si se hace un tercer intento solo el 1 ó 2% es exitoso, pero esto se acostumbra poco para no ocasionar mayores desgastes al interruptor. [3]

3.1.3. Fallas Permanentes Son aquellas fallas como ruptura de conductores, caída de torres, árboles recostados a la línea, falla en cables incluidos en la transmisión, las cuales ocasionan la salida definitiva de la línea. [3]

3.1.4. Tiempo muerto Es el tiempo entre la extinción del arco ante la apertura del interruptor y el restablecimiento de la corriente en los contactos del interruptor durante la operación del recierre. En el recierre automático requiere un tiempo muerto (ver Figura 2), que exceda el tiempo de desionización [3]



Las líneas de transmisión largas con disparo y recierre automático monofásico requiere un tiempo muerto ligeramente mayor que para un disparo trifásico, ya que el enlace capacitivo de las fases resulta en un tiempo de desionización más largo. [3]

Figura 2. Tiempos Para El Recierre [3]



3.1.5. Duración de falla Los relés de protección con tiempos de disparo corto y los interruptores de alta velocidad influencian positivamente la probabilidad de un recierre exitoso ya que disminuyen la ionización de la trayectoria de falla y se reducen los esfuerzos del sistema. [3]

3.1.6. Tiempo de Bloqueo El tiempo de bloqueo es aquel durante el cual se bloquea un nuevo arranque del equipo de recierre automático. Si todos los interruptores de recierre se han ejecutado, la línea esta energizada y ocurre una nueva falla antes de que el tiempo de bloqueo se complete, el equipo de recierre se bloquea, obteniéndose el disparo definitivo del interruptor. Si el interruptor se cierra manualmente, el equipo de recierre se bloquea hasta que el tiempo de bloqueo termine. El recierre se bloquea también si el interruptor no esta preparado para recerrar o si el canal de comunicación esta fuera de servicio. [3]

3.1.7. Consideración en los Interruptores Si un interruptor ha de ser usado para recerrar es necesario que tenga un mecanismo de operación y una capacidad de interrupción adecuadas al ciclo de recierre. Deberá ser capaz después de un tiempo muerto de 0,3s, en caso de recierre rápido; si se realizan varios intentos de recierre, debe asegurarse la suficiente energía del mecanismo de operación. El interruptor deberá ser capaz de cerrar sobre la falla y tendrá un tiempo de operación corto para asegurar tan poca ionización como sea posible en la trayectoria de falla con el fin de aumentar la probabilidad de recierre exitoso. Si se realiza más de un intento de recierre debe tenerse en cuenta el ciclo de operación del interruptor (por ejemplo de 0-0.3s – CO-3min). [3]

4.0. Marco Teórico

4.1. Reconexión de línea Cuando un interruptor opera para des-energizar, una línea en vacío La corriente capacitiva de la línea, es interrumpida cuando esta pasa por cero, Cuando esto ocurre, la tensión se encuentra en su máximo valor. Ante esta situación se genera una carga residual o carga atrapada, la cual no tiene el mismo valor en las tres fases debido a que existe un acoplamiento entre estas [4].

Cuando se procede hacer una re-energización de la línea, sin que la carga residual halla sido drenada y los polos del interruptor ejecutan la orden de recierre, hay que tener en cuenta que si la tensión del sistema se encuentra con polaridad opuesta a la línea, provocara que la diferencia entre los valores de tensión con y sin carga residual sea grande. Lo cual generaría una sobretensión transitoria mayor para el caso de que se tenga carga residual [4].



En líneas trifásicas, esta sobretensión puede alcanzar valores de hasta 5.0 p.u., estos valores en la práctica generalmente son menores. En la Figura 3 se muestra las sobretensiones resultantes ante una operación de maniobra [4].

Cuando no se tiene equipos de características especiales, el decaimiento o desvanecimiento de la carga atrapada es muy lento, esta entra a ser gobernada por las condiciones climáticas y por el flujo que ocurre en la cadena de aisladores. De esta forma la línea se mantiene cargada, con su máxima tensión, durante un largo periodo de tiempo después de la interrupción de la corriente. Este tiempo para la descarga total de la línea puede estar en el orden de 2 a 5 minutos y puede llegar a un tiempo de hasta 15 minutos para una condición ambiental seca. Se puede abstraer que este tiempo resulta bastante superior al tiempo muerto utilizado en los esquemas de recierre, el cual se encuentra alrededor de 30 ciclos (0.5 segundos) [4].

Figura 3. Diagrama y forma de ondas básicas de tensión ante una maniobra de recierre [4]



El tiempo para la descarga de la línea puede ser modificado en gran medida. En el caso del interruptor se acoplan resistencias de apertura ó reactores en derivación, PT inductivos en la línea.

El efecto de los resistores de apertura que es reducir el tiempo de descarga de la línea y su carga atrapada, depende de su resistencia, la longitud de la línea y el tiempo que el resistor este en el circuito. El resistor y el tiempo de inserción son funciones del diseño de la línea [5].

Cuando la línea es compensada por un reactor en derivación, el comportamiento de la carga residual retenida por las capacitancias de la línea se asume de forma oscilatoria, la composición de frecuencias, depende del grado de la compensación en paralelo. La forma de onda posee un amortiguamiento en su magnitud durante el transcurso del tiempo, este amortiguamiento depende del factor de calidad del reactor, esta descarga transitoria es quien determina las condiciones de cierre de los polos del interruptor [4].

Para un mejor entendimiento de la naturaleza de la composición de frecuencias de la descarga transitoria, considere una línea totalmente transpuesta compensada con reactores en derivación, así utilizando un análisis modal se puede determinar las frecuencias de modos naturales f1, f2 y f0 [4].

Donde:

f1 y f2 son conocidos como modos aéreos.

f0 frecuencia de secuencia cero.

Partiendo de la siguiente relación:

f1 = f2 tenemos la siguiente ecuación.

𝒇𝟏 = 𝒇𝟐 = 𝟏𝟐𝝅𝑳𝟏𝑪𝟏

(1)

𝐿1,𝐶1 Parámetros de secuencia positiva.

𝒇𝟎 = 𝟏𝟐𝝅𝑳𝟎𝑪𝟎

(2)

𝐿0,𝐶0 Parámetros de secuencia cero.



Estas frecuencias de oscilación pueden ser obtenidas más fácilmente si la reactancia de la línea es despreciada, este error introducido es muy pequeño, ya que esta reactancia a comparación con la reactancia del reactor es muy pequeña [4].

Las potencias reactivas del reactor y de la línea están dadas por las ecuaciones (3) y (4)

𝑸𝒍 = 𝑽𝟐

𝒘𝑳𝟏 𝑹𝒆𝒂𝒄𝒕𝒂𝒏𝒄𝒊𝒂 𝒓𝒆𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 (3)

𝑄𝑐 = 𝑉2𝑤𝐶1 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐿í𝑛𝑒𝑎 (4)

En la ecuación (5) se da en términos de porcentaje la compensación paralela.

𝑸𝒍 = 𝑲𝟏𝑸𝒄 (5)

Dónde L1 y C1

𝑳𝟏 = 𝑽𝟐

𝒘𝒌𝟏𝑸𝒄 (6)

𝑪𝟏 = 𝑸𝑪𝑽𝟐𝒘

(7)

Remplazando las ecuaciones (6) y (7) en (1)

𝒇𝟏 = 𝒇𝟐 = 𝒌𝟏𝒘𝟐𝝅

= 𝒌𝟏𝒇 (8)



f: frecuencia a 60 Hz

Análogamente para la frecuencia de oscilación de secuencia cero

𝒇𝟎 = 𝒌𝟏𝒇 (9)

Siendo k0 igual a

𝒌𝟎 = 𝒌𝟏𝑪𝟏𝑪𝟎

(10)

(100% de compensación es cuando k1=1.0)

Así de la línea transpuesta y totalmente compensada, la descarga transitoria de la carga residual se procesa de forma puramente exponencial con una frecuencia de oscilación de 60 Hz, sin excitación de modo de secuencia cero. Esto puede ser visto en la Figura 4 a [4].

Sin embargo cuando menor sea el grado de compensación paralela, la diferencia será mayor entre la fuente de alimentación y la frecuencia natural del conjunto línea, reactor. Por consiguiente el modo de secuencia cero, será excitado debido a este desequilibrio, lo cual conduce una forma de onda oscilatoria del doble de la frecuencia [4].

𝑽(𝒕) = 𝑨𝐜𝐨𝐬(𝒘𝟏𝒕) + 𝑩𝐜𝐨𝐬(𝒘𝟎𝒕) = 𝑲𝐜𝐨𝐬 𝒘𝟎+𝒘𝟏𝟐

𝒕 . 𝐜𝐨𝐬 𝒘𝟎−𝒘𝟏𝟐

𝒕 + (𝑩 − 𝑨) 𝐜𝐨𝐬(𝒘𝟎𝒕) (11)

Dónde: (B-A) << K

De la ecuación (11) se puede concluir que la oscilación final del sistema esta compuesta por la mitad de la diferencia, de la frecuencia de secuencia positiva y cero.

𝒇𝑨 =𝒇𝟏−𝒇𝟎𝟐

𝒚 𝒇𝑩 =𝒇𝟎−𝒇𝟏𝟐

(12)



En la Figura 4.b se puede observar cualitativamente los aspectos mencionados, ya que se verifica la oscilación de la carga residual, en presencia de las frecuencias de oscilación las cuales están ilustradas en la ecuación (12). La amplitud de la componente de frecuencia f1 de la forma de onda de la carga residual, es aproximadamente igual a la tensión fase neutro pico de la fuente, en cuanto la componente de frecuencia cero, es despreciable en la mayoría de los casos [4].

Con esto se concluye que al inicio de la descarga transitoria la componente de secuencia cero, implica la aparición de oscilaciones de baja frecuencia. Como el amortiguamiento de secuencia cero es mayor que el de secuencia positiva, entonces se tiene que después del periodo inicial, el amortiguamiento de la descarga transitoria, es asociado solamente a f1 [4].

En la Figura 4.c y d, se puede observar el efecto de secuencia cero, debido a la ocurrencia de un corto monofásico. Lo cual implica que el modo de secuencia cero es excitado y por lo tanto una frecuencia de secuencia cero aparecerá en la carga residual, debido a la circulación de corriente por la tierra.

Si la línea de transmisión no es transpuesta y posee compensación paralela las frecuencias f1, f2 y f0 son diferentes entre si, entonces el comportamiento de la descarga transitoria de la descarga residual en las dos fases es fuertemente mas oscilatoria.

Dónde:

𝒇𝑪 = 𝒇𝟐+𝒇𝟏𝟐

(13)

𝒇𝑫 = 𝒇𝟐−𝒇𝟏𝟐

(14)

En la Figura 5. a y b se puede observar la representación del desbalance que hay en el acoplamiento entre las líneas de transmisión no transpuestas, de este resulta una carga residual oscilatoria con las frecuencias naturales representadas en las ecuaciones (13) y (14). Esto implica mayores complicaciones a la hora del recierre, ya que la carga residual en la línea es mucho más alta que la que se observa con una línea transpuesta continuamente [4].

Vemos que el comportamiento para la línea no transpuesta es muy similar al caso transpuesto pero con frecuencias de secuencia positiva y negativa mayores (ver Figura 5 .c y d).

Los hechos expuestos indican que para una misma configuración de línea, para un mismo sistema alimentador, las sobretensiones originadas por operaciones de maniobra como son la energización y el recierre de una línea, no son constantes, ya que la onda de tensión, no se coge siempre en el mismo punto, esto se debe a que el interruptor posee dispersión en sus polos.



Figura 4. Oscilación de carga residual para líneas totalmente transpuestas con compensación paralela [4]



Figura 5. Oscilación de carga residual para líneas no transpuestas con compensación paralela [4]



4.2. Factores que afectan la magnitud de las sobretensiones por energización [5]:

A. Impedancia de la fuente emisora

B. Impedancia del extremo receptor.

C. Longitud y características de la

línea

D. Compensación reactiva de la

línea.

E. Tiempo relativo de cierre de los polos del interruptor (dispersidad de

polos).

F. Resistencia de pre-inserción.

G. Instante de cierre del interruptor.

H. Magnitud y cierre de carga atrapada Dónde:

B Y D afectan los coeficientes de reflexión y refracción.

E, F y H afecta la magnitud de la onda que se inyecta.

C afecta sobre la frecuencia de la sobretensión pues determina el tiempo de viaje de la onda

5.0. Métodos de recierres automáticos Actualmente se utiliza varios sistemas de recierre automático, los cuales se clasifican de la siguiente manera:

• Recierre de alta velocidad • Recierre con retardo de tiempo • Recierre de uno o de múltiples intentos • Recierre monopolar o tripolar



5.1. Recierre de alta velocidad

Consiste en cerrar el interruptor sin retardo intencional, de manera que no sea necesario el tiempo de desenergización, para desionizar el punto donde se presente la falla por arco.

En el recierre de alta velocidad, el límite inferior del tiempo muerto le impone un periodo de desionización, y el superior la estabilidad transitoria del sistema. En caso de una interrupción trifásica, la estabilidad transitoria, seria complicada de mantener. Pero la ventaja es que la experiencia adquirida en los SEP indica que la mayoría de fallas son de tipo monofásicas temporales, lo cual indica el uso de los recierres monofásicos son preferibles, para mantener la estabilidad del sistema. Pero a medida que la tensión y la longitud de la línea aumentan es más difícil ya que la extensión del arco se dificulta debido a la capacitancia y el flujo ligado entre los conductores.

El relé de recierre rápido siempre se considera como integrado a la protección de distancia incluyendo en ella supervisión y selección del tipo de recierre, con lo cual el equipo de recierre se reduce al control del ciclo de recierre y a la supervisión de las condiciones de recierre del interruptor [3].

La orden para comenzar el tiempo muerto se da por la orden de disparo de la protección de la línea o con la reposición de la medida de la distancia, es decir, en el mismo instante en que se interrumpe el corto circuito; de esta manera el tiempo total de recierre comprende solamente el tiempo de respuesta del dispositivo y el tiempo de recierre del interruptor [3].

5.1.1. Ventajas [6]: - Mejora la integridad y seguridad del sistema - Preserva la estabilidad del generador - Minimiza el tiempo de corte de los clientes - Alta probabilidad de recuperación a partir de múltiples contingencias.

5.1.2. Restricciones [6] Las siguientes restricciones deben ser consideradas, para los recierre automáticos de alta velocidad junto con los efectos sobre la configuración del sistema, operaciones prácticas y equipos:



• Los relés de alta velocidad deben proporcionar inicialmente un disparo a todas las terminales de la línea de transmisión simultáneamente para todas las condiciones de falla interna, para asegurar un tiempo de deionización adecuado para falla por arco.

• La estabilidad del sistema se debe mantener después de un recierre de alta velocidad, en una línea con falla permanente.

• La falla no debe ser sostenida, por inducción de voltaje desde un circuito paralelo adyacente a la falla.

• Los posibles daños en equipos eléctricos rotativos conectados al sistema deben ser evaluados.

• La configuración del sistema debe ser capaz de sostener, el ángulo de fase, a través de la línea abierta dentro unos limites aceptables.

Para que un recierre de alta velocidad sea exitoso, el camino recorrido por el arco, debe ser desionizado lo suficientemente, hasta que se restablezca las propiedades aislantes. Esto debe ocurrir antes de que se haga la re-energización de la línea de transmisión.

5.1.3. Factores de afectación [6] Los siguientes factores afectan que un recierre de alta velocidad sea exitoso:

- Diseño y construcción de la línea de transmisión. - Tiempo de aclaración de la falla - Magnitud de la falla - Ubicación de la línea de transmisión en relación a fuentes de contaminación. - Condiciones climáticas - Acople capacitivo e inductivo de los circuitos en paralelo

5.2. Recierre con tiempo de retardo

Este tipo de recierre automático, se caracteriza por la forma de actuación del interruptor, ya que este actúa después de un tiempo de retardo, el cual es intencionalmente largo. Este tiempo de desionización, se especifica para un nivel de voltaje de operación. El rango de este tiempo varía desde 1 a 16 segundos.

Este tipo de recierre es aconsejable para los sistemas enmallados donde el sincronismo no se pierde al interrumpir la línea. El recierre lento puede utilizarse a continuación de un recierre rápido no exitoso, o individualmente; al mismo tiempo se incrementa la posibilidad de recierre exitoso. La desventaja que se presenta es la de que si ocurre un cortocircuito en otra línea durante el tiempo muerto, el sistema puede perder sincronismo [3].



5.2.1. Factores a considerar [6]:

• Respecto al tiempo mínimo preferido para estabilizar el circuito de transmisión, se deben considerar: el número de líneas terminales, los requerimientos del sistema, las consideraciones de estabilidad, factores de amortiguamiento del sistema y el tipo de cargas de los clientes.

• Minimizar la probabilidad del restablecimiento de la falla, por el incremento del tiempo de retardo.

• Este tipo de recierre es deseable, si la protección del relé de alta velocidad, no es viable para todas las terminales de la línea de transmisión.

5.3. Recierre de uno o múltiples intentos

Un recierre automático, de un solo intento, se caracteriza por la actuación del interruptor ya que este solo actúa una vez ante una orden de recierre, además este puede ser de alta velocidad ó de tiempo de retardo.

El recierre de múltiples intentos, la actuación del interruptor actúa más de una vez, ante una determinada secuencia de recierre o ciclos de trabajo.

Este tipo de recierre generalmente no es usado, donde la estabilidad del sistema puede estar en peligro, como puede ser el impacto que generaría al sistema ante una falla permanente, también puede existir otro tipo de restricciones.

5.3.1. Esquemas de Recierre de 2 intentos de KEPCO En esta aplicación se presenta un esquema de recierre adaptativo de dos intentos de disparo el cual es típicamente empleado en KEPCO (Korea Electric Power Corporation). Este método tiene como objetivo extraer las características de corriente de falla. Todo esto con el fin de que dicho esquema de recierre pueda discriminar entre una falla temporal y una falla permanente.

Los valores objetivos a medir son:

- THD de la corriente de falla - El valor RMS de la corriente de falla



Figura 6. Esquema de recierre de dos disparos no exitoso y forma de onda en la subestación de KEPCO [7].

En la Figura 6 se puede observar la forma de onda de la corriente de falla de un esquema de recierre no exitoso de dos intentos, donde el primer y segundo tiempo muerto es de 0.5 s y 15 s respectivamente.

Cuando ocurre una falla y el primer intento de recierre es exitoso, el sistema recupera su configuración normal de funcionamiento. Esto es el caso de una falla temporal, pero cuando hay una falla permanente, lo ideal seria que el interruptor quede bloqueado ante un segundo intento de recierre, con el fin de que no halla caída de tensión para los clientes que no se encuentran conectados al punto de falla y que los equipos no se vea sometidos a condiciones criticas, para evitar el desgaste y daño de estos. Entonces se propone un esquema de recierre adaptativo de dos intentos.

Este método consiste en medir el valor de THD y el valor RMS en el comienzo de la falla hasta el primer disparo del interruptor, si el primer recierre no resulta exitoso se procede a medir la segunda corriente de falla entre el primer recierre y el segundo disparo del interruptor. Cuando esto se logra se procede a comparar dichos valores y según la diferencia entre estos valores. Se determina si la falla es temporal o permanente.



5.3.1.1. Procedimiento

Figura 7. Procedimiento para extraer las características de corriente de falla para un esquema de recierre de múltiple disparo [7].

Se analiza la variación del valor RMS de las dos corrientes de falla y se procede a comparar con el THD de cada corriente de falla.

Dónde el valor RMS de la corriente de falla se calcula con la ecuación (15).

𝑰𝑹𝑴𝑺 = 𝟏𝑵∑ 𝒊𝟐(𝒏)𝑵−𝟏𝒏=𝟎

𝟏/𝟐 (15)

N: es el número de muestras por ciclo.

I(n): número de muestras de la corriente en el tiempo.

Para calcular el valor de THD se procede a descomponer en serie de Fourier la corriente de falla con la ecuación (16)

(16)

k: Representa las componentes de armónicos

ᵟ: Variable que describe el comportamiento de la muestra

ᵞ: número de ventanas.



Figura 8. (a) Forma de onda de corriente de falla y (b) espectro en la frecuencia de la corriente de falla [7].

Para calcular el THD de la corriente de falla se utiliza la ecuación

(17)

Dónde:

I1 valor promedio de la componente fundamental y Ik valor promedio de la componentes de armónicos.

Falla temporal Falla permanente



El análisis por frecuencia resulta útil adoptarlo ya que me describe el comportamiento En el alimentador. Ya que si la condición de falla con el tiempo, el análisis por Frecuencia arroja una variedad de resultados.

En el presente trabajo resulta difícil establecer diferencias en el análisis en frecuencia. Por lo tanto se procede a comparar la segunda corriente de falla respecto a la primera desde el punto de THD.

Donde first y second corresponden a la primera y segunda corriente de falla respectivamente. La ecuación (18) representa la variación relativa del THD con respecto a la media aritmética (termino del denominador).

(18)

5.3.1.2. Resultados:

Tabla 1. Valores RMS y THD para corriente falla temporal [7].

Tabla 2. . Valores RMS y THD para corriente falla temporal [7].



5.3.1.3. Conclusiones:

De la Tabla 1 y Tabla 2 se puede concluir que la variación entre la primera corriente de falla y la segunda corriente, para una falla temporal es grande. Entonces lo que pretende en este análisis es prevenir el segundo recierre ante una falla permanente por medio de los valores RMS y THD de la primera y segunda corriente de falla.

Las fallas temporales son las que se consideran como aquellas en las cuales el segundo recierre es exitoso y las fallas permanentes aquellas en las que no es exitoso.

5.4 RECIERRE MONOPOLAR [2]

Estadísticamente, la mayoría de la fallas que ocurren son monofásicas; cuando la situación se presenta abre únicamente la fase fallada, así puede mantenerse transferencia de potencia reducida aproximadamente al 67%, lo que aumenta considerablemente los límites de estabilidad; por esta razón el recierre monopolar se considera como una alternativa viable de implementar en líneas de enlace simple sobre todas las líneas cargadas; por ejemplo, para cortocircuitos de una línea a tierra, que son los mas frecuentes, la protección dispara solo la fase involucrada que es posteriormente recerrada, y si la falla persiste, el disparo subsiguiente es trifásico y sin recierre. A partir de allí el personal de operación decide si operara o no el sistema con esa fase provisionalmente abierta.

Los recierres monofásicos son preferiblemente usados en sistemas cercanos a grandes estaciones de generación, pues las fallas cercanas a generadores grandes se convierten en un gran esfuerzo para el eje de los turbo generadores y si durante la falla sostenida se realiza un recierre, dichos esfuerzos empeoran; en el caso de ser una falla trifásica, el hecho de realizar un recierre trifásico puede provocar averías graves al generador.

Para energizar una línea durante una operación de recierre se debe realizar de manera sincronizada y bajo condiciones optimas, cuando la tensión en el lado de la fuente fuera igual en magnitud y en polaridad a la tensión en el lado de la línea (cuando la tensión a través de cada polo del interruptor fuera cero), la cual esta determinada por la carga atrapada en esta. [2]



¿Que tiempo muerto es mayor un recierre monopolar o un recierre trifásico?

El más corto debe ser el recierre tripolar y el tiempo mas largo el monopolar, debido a que se demora mas la extinción del arco en el monopolar ya que las fases sanas comienzan a inducir más fuerte el arco; la ventaja de este sobre el recierre tripolar, es que en el caso de un sistema en paralelo débil, las fases sanas mantienen el sincronismo durante el tiempo muerto.

Normalmente, en sistemas de extra alta tensión, el tiempo muerto debe ser mayor para el recierre monofásico que para el recierre trifásico debido al acople capacitivo con las fases sanas. [8]

5.4.1. VENTAJAS DE APLICACIÓN DEL DISPARO Y RECIERRE MONOPOLAR [9].

1. - ESTABILIDAD DE SISTEMA.

Al mantener la impedancia de transferencia entre dos sistemas de generación con valores bajos, la estabilidad síncrona de los mismos se mejora; esto se logra manteniendo en dos fases la transmisión de potencia durante el tiempo muerto del recierre, cuando ocurren fallas de una sola fase a tierra; también se ve incrementada la capacidad de transmisión a un mismo costo, a raíz de esto se inició la aplicación de recierre monopolar en líneas de transmisión.

2. - ESTABILIDAD DE CARGA.

El recierre monopolar contribuye a mantener la estabilidad del flujo de carga que alimenta el sistema durante fallas en las líneas. Las cargas alimentadas por motores y generadores síncronos se conservan al mantenerse la impedancia de transferencia con valores bajos; sin embargo, los primeros presentan problemas de estabilidades mayores respecto a los otros.

La aplicación correcta del recierre monopolar, pueden asegurar que un voltaje de secuencia positiva será mantenido al máximo durante el tiempo muerto del recierre, y así mantener el torque del motor; ya que permite mejorar el comportamiento de los motores de inducción con respecto a la estabilidad de carga, manteniendo el voltaje de secuencia positiva en las terminales del motor con valores bastante aceptables, dicho torque es proporcional al cuadrado del voltaje de secuencia positiva aplicado en sus terminales.

Comparado con el disparo y recierre tripolar se observa una gran ventaja, puesto que en éste cada operación significa una interrupción total.



5.4.2. DESVENTAJAS DE LA APLICACIÓN DEL DISPARO Y RECIERRE MONOPOLAR. [2] Este tipo de recierre necesita interruptores de acción monopolar, que son más complejos y caros que los tripolares, al mismo tiempo como una desventaja paralela, requiere protecciones mas complejas, capaces de detectar las fases involucradas en las fallas y su esquema es mas complejo; por esto el uso del recierre monopolar esta restringido a los casos extremos en los que no pueden usarse otras variantes; sin embargo no requieren previa identificación de sincronismo.

COSTOS Y ESQUEMAS MÁS COMPLEJOS.

Se necesitan esquemas que seleccionen la fase fallada y que contengan salidas de disparo por fase, los recierres necesitan de algunas compuertas que lo bloqueen en el evento de fallas evolutivas.

El costo de los relevadores utilizados se incrementa en algunas ocasiones en un 20% comparada con los esquemas de recierre convencional.

INTERRUPTORES DE POTENCIA.

Es esencial tener un interruptor en cada extremo de la línea protegida. Este tiene que tener posibilidades de disparar monopolarmente, teniendo para ello bobinas de disparo independientes para cada polo.

CORRIENTES DE SECUENCIA NEGATIVA.

La apertura de una fase en un circuito trifásico trae como resultado un incremento en las corrientes de secuencia cero y de secuencia negativa durante el tiempo muerto, esta puede causar calentamiento adicional en las maquinas rotativas. Normalmente los tiempos de ajuste de tiempo muerto no rebasan los dos segundos. Así que el calentamiento adicional que se presenta en el sistema no es de significancia.

CORRIENTE DE SECUENCIA CERO.

La componente de secuencia cero puede causar interferencia de líneas telefónicas, este componente es mucho mayor cuando se alimenta la falla y disminuyen considerablemente durante el tiempo muerto del recierre. El recierre seguido de la detección y el aclaramiento de la falla es un método usado algunas veces para mejorar la estabilidad. [8]



5.5. Recierre Tripolar: Este tipo de recierre se caracteriza por la operación del interruptor a la hora de cerrar. Dicho interruptor ante una condición de falla, abre los tres polos de forma instantánea.

Entonces cuando se ejecuta la orden de recierre después de que dicho interruptor, pase o transite por un intervalo de tiempo muerto los tres polos de este deben cerrar al mismo tiempo, este tipo de operación es la que caracteriza un recierre de tipo tripolar.

Teóricamente cuando los tres polos del interruptor, cierra cada una de las distintas fases, el tiempo en que ejecutan dicho cierre es el mismo. Pero en la realidad no existe ningún interruptor con dicha característica, ya que los tres polos de un interruptor con característica de apertura y cierre de tres fases. Cierra con una diferencia de un delta de tiempo entre ellos, esta diferencia de tiempo la suministra el fabricante del interruptor en la hoja de datos de este dispositivo.

La Figura 9 representa un recierre tripolar, los tres polos del interruptor cierran al mismo tiempo sin verificación de tensión de sincronismo, ya que la línea que se encuentra en paralelo, es lo suficientemente fuerte como para mantener el sincronismo del SEP durante el periodo de tiempo muerto.

Nota: Es peligro utilizar- este tipo de recierre, cuando se esta cerca de centrales generadoras, cuando no se tiene verificación de sincronismo, ya que se puede presentar grandes esfuerzos en los ejes de las maquinarias. Cuando se presenta una operación errónea, la maquina puede quedar sin ningún tipo de conexión al sistema durante el periodo de tiempo muerto, esto puede ocasionar un gran problema, ya que cuando se da la orden de reconexión, dicha maquina puede estar fuera de sincronismo con el sistema.

Figura 9. Recierre Tripolar [1]



6.0. FACTORES QUE INTERVIENEN EN LOS RECIERRES [2] En los recierres intervienen ciertos factores importantes que se deben tener en cuenta al momento de su implementación y que podrían afectar a los mismos:

• Tiempo máximo disponible para la apertura y cierre del disyuntor sin que se pierda el sincronismo (depende de la potencia que se transfiere y de la configuración del sistema eléctrico de potencia)

• Tiempo requerido para desionizar el arco eléctrico, en el caso del recierre monofásico se debe considerar el tiempo de extinción del arco secundario.

• Características y coordinación de las protecciones que se implementan en el sistema.

• Las características y limitaciones de los disyuntores o interruptores. • Números de intentos de recierres.

6.1. DESIONIZACIÓN DEL ARCO [9] Depende de una serie de factores como el voltaje del circuito, la separación de los conductores, longitud del entrehierro, la corriente de falla, duración de la falla y velocidad del viento, donde el más importante es el voltaje de línea, ya que influye representativamente en el tiempo de desionización de arco.

A continuación se muestran los valores típicos de los tiempos de desionización para un arco al aire libre (Tabla 3), allí se puede apreciar como varían los tiempos de desionización del arco en función del voltaje del sistema. Mientras el voltaje de la red se incrementa los tiempos de desionización del arco también aumentan.

Tabla 3. Tiempos típicos de desionización del arco primario según el nivel de tensión del sistema [9].

Voltaje de línea (KV) Tiempo mínimo de desionización ( segundos )

66 0,100 110 0,150 132 0,170 220 0,280 275 0,300 500 0,417



Figura 10. Gráfico del voltaje de línea en función del tiempo mínimo de desionización. [9]

El recierre monopolar requiere de un mayor tiempo de desionización del arco eléctrico en los casos donde se presenta una mala operación de los relés de tierra en las líneas que son de doble circuito, debido al paso de corrientes de secuencia cero.

6.2. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA EXTINCIÓN DEL ARCO SECUNDARIO Dichos factores son determinantes para que se presente un recierre monopolar exitoso, pues al aplicar un recierre monopolar se presentan problemas con el tiempo de extinción del arco secundario, ya que en un recierre debe actuar lo más rápido posible para evitar el desfase de los ángulos de los rotores de los generadores. Esto puede traer como consecuencia la presencia del arco secundario o corriente residual que fluye a través de la falla durante el tiempo muerto de recierre.

Cuando se habla de recierres monopolares la exitencia de acoplamientos capacitivos entre la fase fallada y las fases sanas se consideran una desventaja, ya que dichos acoplamientos permiten la transferencia de energía a la fase abierta en el punto de falla (arco secundario).

El tiempo necesario para auto extinguir el arco secundario es determinante para obtener los tiempos muertos que garanticen un recierre monopolar exitoso, este se ha trabajado de forma determinística a través de estimaciones y simulaciones.



En la Tabla 4 se muestra un resumen de resultados obtenidos de referencias internacionales.

Tabla 4. Tiempos de extinción del arco secundario [8]

Nivel de tensión (KV)

Tiempo de extinción (s)

380 0,20 380 0,10 400 0,40 400 0,50 500 0,35 500 0,45 765 1,52

Tiempos de extinción del arco secundario en milisegundos, para diferentes niveles de tensión en función de la corriente de arco secundario en ms

Tabla 5. Tiempos de extinción en función de la corriente de arco secundario [8]

I(Arms) KV≤ 230 (ms)

230≤KV≤400 (ms)

500KV (ms)

500≤KV≤765 (ms)

5 8,024 14,736 17,04 96,24 10 75,87 29,47 18,75 238,6 15 204,35 44,207 209,4 306,36 20 306,9 166,432 298,5 337,52 25 - 287,356 421,9 291,13 30 - 341,177 381,3 265 35 - 420,578 436 801,98



7.0. Análisis y determinación de tiempos de recierre para líneas de 138KV en Ecuador [10].

Para calcular los tiempos de recierre de líneas de transmisión de 138KV, se debe tener en cuenta otros tiempos como son: los tiempos de los relés de protección, tiempos de operación de los interruptores, tiempos de extinción del arco secundario, a si como también las características del sistema de transmisión que se esta analizando.

Lo mas importante de una re-energización es determinar el tiempo muerto, ya que este tiempo asegura la completa des-energización del arco eléctrico, otro punto es asegurar que el sistema va a volver a estar en sincronismo y estable.

Parámetros que hay que tener en cuenta:

• La elección de un tiempo muerto • La elección de un tiempo de reposición • La elección de usar uno o múltiples intentos de recierre.

Tiempo muerto: Este tiempo ya es a criterio del ingeniero, un tiempo bueno es de 150-300ms.

Tiempos de los relés de operación: 10-50ms

Tiempo de operación de los disyuntores: 30-70ms

Tiempo de desionización del arco. Este tiempo depende de unos factores que son:

• Los voltajes del circuito, entre mas alto el voltaje mas tiempo requiere para la desionización del arco

• Espaciamiento del conductor • Corrientes de falla • Duración de la falla • Velocidad del viento, entre mas aumente la velocidad disminuye el tiempo • Acopladores capacitivos de los conductores adyacentes

Los tiempos de desionización de arco para diferentes niveles de voltaje se pueden resumir en la Tabla 6. Y se calculo el tiempo de desionización con la ecuación (19)

(19)



Donde:

KV es el voltaje de la línea

Tabla 6. . Comparación del tiempo de desionización del arco eléctrico

Al tener todos estos tiempos presentes ya bien definidos y analizados se procede a realizar un estudio en software de simulación como es el DIGSILENT, detallando de una manera muy general el procedimiento para determinar los tiempos de recierre en atención a la estabilidad del sistema.

Para estos análisis se determina un escenario con unas demandas máximas y unas demandas mínimas, para los cuales se realizan la apertura sin recierre alguno, se observa en qué condiciones las variables eléctricas, tales como voltaje de barras, frecuencia, ángulo de barra, ángulo de los rotores respecto a la máquina de referencia, tienden a caer mas

Cuando se da un escenario muy crítico se determina el rango de tiempo del cierre del extremo mas afectado de la línea en atención de la estabilidad del sistema para el cual se va a garantizar el cumplimiento de los parámetros de sincronización (voltaje y ángulo de fase) y la presencia de menores oscilaciones en la respuesta de voltaje, frecuencia, ángulo de fase y potencias después de realizado el recierre.

Existen varios criterios acerca de la elección de los tiempos de desionización del arco, y el tiempo de máximo recierre, mientras más rápido sea la aplicación de un recierre, mayor potencia puede ser transmitida sin perdidas del sincronismo del sistema, pero la probabilidad de un reencendido del arco eléctrico es mayor.



8.0. Resolución 025 de la CREG de 1995 [11] Requisitos para la reconexión de líneas: Toda conexión al sistema de potencia debe ser controlada por uno o más interruptores. Y ese tiempo de despeje, no debe ser mayor que:

• 80 ms en 500KV • 100 ms en 220 KV • 120 ms en 220 KV

Esta protección de recierre automático debe ser respaldada por protecciones de respaldo que deben operar a un tiempo mayor de 300ms, se debe suministrar una protección de falla a interruptor el cual se debe ajustar entre 200 ms y 500 ms, también debe haber una protección de sobrecorriente direccional a tierra.

El ajuste de los tiempos de recierre se debe coordinar con referencia al punto de conexión, tanto la empresa como el usuario deben tener en cuenta que ninguna protección deben ser intervenidos por el personal del distribuidor en ausencia de un representante del dueño de la red eléctrica.

9.0. Consulta corta: Para corroborar sobre los tiempos de recierre se acudió al profesor Jorge Wilson Gonzalez Sanchez, docente de la UPB (Universidad Pontificia Bolivariana), en la facultad de ingeniería eléctrica.

La pregunta consistía: ¿Cuales son los tiempos requeridos para recierre tripolar y monopolar?

Respuesta

Para recierre tripolar lo típico son 300 ms y para recierre monopolar 800 ms

10.0. Simulación: El objetivo de este capitulo, es mostrar al lector, la importancia de respetar los tiempos de recierre, ya sea para un recierre monopolar o tripolar. Todo esto con el fin de que la carga residual que queda atrapada en las fases sanas ante una condición de falla, sea evacuada de forma segura por medio de la descarga de la misma, ya que la línea actúa como un capacitor, que con el transcurso del tiempo se va descargando.

Este tiempo de descarga puede ser mejorado (reducido), mediante la implementación de resistencias de apertura a los interruptores, reactores en derivación o transformadores de tensión inductivos conectados a la línea.



En la Figura 11. Se muestra el modelo a utilizar, para ilustrar las sobretensiones producidas por el efecto de carga atrapada.

Figura 11.Modelo a utilizar

Este modelo consiste en un sistema de 500kV, que energiza un tramo de línea de transmisión de 300 km, esta termina en una carga de 400 Ω.

En esta simulación, se impone un tiempo de 0.8 s, para analizar todo lo que sucede.

A los 0.1 s el sistema sufre una falla monofásica en la fase A, la falla procede a ser despejada o aclarada a los 0.204 s por medio de la apertura de los tres polos del interruptor que esta al lado de la fuente de alimentación. Después se deja transcurrir un tiempo de 0.35 s, típicamente empleado para recierre tripolares.

En la Figura 12 se muestra las sobretensiones producidas por la re-energización de la línea ante un recierre tripolar de 300ms.



Figura 12. Restablecimiento del servicio con un tiempo de recierre de 300ms

En la Figura 12 se puede observar, la carga atrapada en las fases B y C, esta carga residual podemos ver que con el transcurso del tiempo se va descargando como si fuera un capacitor, esto es debido a la naturaleza física de una LT aérea.

La sobretensión que se presenta en este recierre se presenta en la Tabla 7

Tabla 7. Sobretensiones con recierre de 300ms

Fase Sobretensión[p.u.] A 1,42 B 1,64 C 1,36

En la Figura 13 se puede observar que la sobretensión en las fases aumenta considerablemente, ya que el tiempo de recierre para esta ocasión, es significativamente mas corto, provocando unos picos de tensión de gran relevancia.

(file 2.pl4; x-var t) v:CARA v:CARB v:CARC 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8[s]

-900

-560

-220

120

460

800

[kV]

Carga Residual en las fases sanas



Figura 13. Restablecimiento del servicio con un tiempo de recierre de 0.221ms

Para este caso se puede observar, que la sobretensión en las fases tiene más relevancia, que en el caso de la Figura 12. Este tiempo se escogió en base a que en la simulación se obtuviera la mayor sobretensión, para un recierre que cierra con carga atrapada. La

sobretensión que se presenta en este recierre se presenta en la Tabla 8

Tabla 8. Sobretensiones con recierre de 0.221 ms

Fase Sobretensión[p.u.] A 0.97 B 2.92 C 2.059

De la Tabla 8 podemos concluir que con respecto a las sobretensiones presentadas en la Tabla 7. El aumento en la fase B y C es de 56.16 % y 66.05 % respectivamente.

(file 2.pl4; x-var t) v:CARA v:CARB v:CARC 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8[s]

-1.0

-0.5

0.0

0.5

1.0

1.5

[MV]



CONCLUSIONES

• Para que el recierre monopolar sea exitoso, es importante considerar el ajuste de tiempo muerto con que se configuran los relés encargados de realizarlo.

• Con el tiempo de des-ionización de arco eléctrico, se puede determinar diferentes esquemas de recierre con sus respectivos tiempos de operación, de tal forma que el sistema de potencia no pierda estabilidad y opere en forma confiable.

• Los recierres automáticos no son aplicables cuando se tiene un flujo de potencia pequeño entre generadores ya que no producen problemas inestabilidad en el sistema.

• El tiempo de estabilización cuando se aplica un recierre monopolar es menor que un recierre de esquema tripolar, debido a que con un recierre monopolar, la estabilidad del sistema aumenta considerablemente, las desviaciones de frecuencia son mínimas, el voltaje cae pero se mantiene dentro de los rangos normales de operación.

• No es recomendable realizar un recierre de alta velocidad, debido a que puede darse el caso en donde los disyuntores por alguna circunstancia no hayan podido extinguir el arco y la falla no se despeje por completo. Por esta razón se deben tener muy en cuenta los tiempos de energización del relé, el tiempo de apertura del disyuntor, tiempo de extinción del arco primario y si se trata de recierre monopolar el tiempo de arco secundario.

• El tipo de recierre depende del tipo de interruptor y del tipo de falla que se tenga.

• Los tiempos de recierre, es de gran importancia considerarlos y estudiarlos para cada diseño, ya que si esto no se hace, podría causar sobretensiones del orden hasta de 5 p.u., lo cual seria una seria condición, para el sistema y para los clientes que se alimentan de este.



Bibliografía

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[2] L. B. Gomez y E. Henao, Protectciones De Sistemas Eléctricos De Potencia, 1990 .

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[10] V. H. H. Franklin Chimarro, «ANÁLISIS Y DETERMINACIÓN DE TIEMPOS DE RECIERRE PARA LÍNEAS DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN DEL ECUADOR EN 138 kV».

[11] «Creg 025,» 13 de Julio 1995.

[12] A. H. A. Bakar y S. lmai, «AUTO-RECLOSE PERFORMANCE ON 275kV AND 132kV TRANSMISSION LINE IN MALAYSIA».

mario cifuentes johan uribe

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