REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA D E ES R S O H C E ER S O D RVA Diseño de protocolos de pruebas de aceptación para releés numéricos de líneas de transmisión para la unidad de activos de transmisión de la empresa ENELDIS C.A. Trabajo Especial de grado para optar al Titulo de Ingeniero Electricista Br. Ricardo José Ocando Rincón C.I 13.781.505 Maracaibo, Marzo de 2003 REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA D E ES R S O H C E ER S O D RVA Diseño de protocolos de pruebas de aceptación para releés numéricos de líneas de transmisión para la unidad de activos de transmisión de la empresa ENELDIS C.A. Trabajo Especial de grado para optar al Titulo de Ingeniero Electricista ____________________________ Ricardo José Ocando Rincón C.I 13.781.505 Maracaibo, Marzo de 2003 Este jurado aprueba el Trabajo Especial de Grado titulado: “Diseño de Protocolos de Prueba de Aceptación para Releés Numérico de Líneas de Transmisión para la Unidad de Activos de Transmisión de la Empresa ENELDIS, C.A.”, presentado por el S O D RVA Br. Ocando Rincón, Ricardo José, portador de la Cédula de Identidad No. V-13.781.505, para optar al Título de Ingeniero Electricista. O H C E ER D E ES R S JURADO EXAMINADOR ___________________ Ing. Arnaldo Largo C.I. 9.785.008 Tutor Académico ___________________ Ing. Luis A. Pirela C. C.I. 8.502.007 Jurado _____________________________ Ing. Arnaldo Largo C.I. 9.785.008 Director de la Escuela de Ing. Eléctrica ____________________ Ing. Jorge Torres C.I. 4.195.985 Jurado ______________________________ Ing. José Bohórquez C.I.3.379.454 Decano de la Facultad de Ingeniería D E ES R S O H C E ER S O D RVA Dedicatoria A mis padres Antonio José y Leiden Beatriz, por darme esos consejos cuando más los necesite; por ayudarme y brindarme el amor y cariño que necesite cuando desfallecía en mí meta. A mis hermanos, Alejandro y Lorena; por apoyarme en todo momento; gracias por estar a mi lado. A ti Cristina, tu que eres la niña de mis ojos, gracias por estar siempre presente en mi vida. Agradecimiento Primero que todo, a Dios y al Divino Niño Jesús por iluminarme y protegerme en el cumplimiento de esta meta. S O D RVA E ES R S A la Universidad Rafael Urdaneta por permitirme formarme en esa Magna Casa de Estudios. O H C E ER A mis tutores, Ing. Luis Pirela y Ing. Arnaldo Largo por guiarme y apoyarme para lograr la culminación de esta investigación. D A mis padres y hermanos, gracias por apoyarme. A mis abuelos Manuel, Isaac, Alicia y Carmen, por ser ejemplo de rectitud, constancia y por todos esos buenos consejos. A todos mis tíos por brindarme su cariño, en especial a mi madrina Omaira A los Ingenieros David Busot, Pablo Beltrán, Jessica Núñez, Jhon Ponnetz, Edgar Lugo y a todo el departamento de protecciones. A los Sr. Miguel Pérez, Héctor Espinoza, William Bracamonte, Roque Urdaneta, por brindarme todos sus conocimientos y su experiencia técnica en todo momento. A mis amigos Benito, Jonaris, Miguel, Jorge, Alejandro, Carina, Raúl, Eduardo, Aibet, Ramón, José Antonio muy especialmente a mi gran amigo Edwin Nava, por estar siempre en las buenas y las malas y por todas las carreras y trasnochos que dimos juntos. A todos aquellos que me ayudaron en algún momento de mi carrera y durante la realización de este trabajo. Ocando Rincón, Ricardo José; “Diseño de protocolos de pruebas de aceptación para releés numéricos de líneas de transmisión para la unidad de activos de transmisión de la empresa ENELDIS C.A. Universidad Rafael Urdaneta. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería Eléctrica. Trabajo Especial de Grado para optar al título de Ingeniero Electricista. Maracaibo, Marzo 2003. Resumen S O D RVA E ES R S HO C E El propósito Rfundamental de esta investigación, es el de diseñar los E D protocolos de prueba de aceptación para los diferentes releés de protección numéricos de líneas de transmisión instalados en las sub-estaciónes eléctricas de la empresa Eneldis, C.A., como son el REL 356 y el REL 551. Con la implementación de los protocolos de pruebas se tendrá un mejor control y manejo de los diferentes releés instalados en las subestaciones eléctricas de la empresa ENELDIS, proporcionándole al sistema de protección una mayor confiabilidad al momento de sus operaciones. Tales protocolos incluyen las pruebas precisas que deben realizársele a estos equipos para saber que se encuentran en perfecto estado de operatividad. Estas pruebas están descritas paso a paso y con instrucciones de conexión de los equipos necesarios para minimizar los errores y fallas que pudieran presentarse al momento de realizar dichas pruebas. De manera general se pudo concluir que los protocolos de pruebas de aceptación para líneas de transmisión son necesarios para ahorrar tiempo, en pruebas no imprescindibles, para tener mayor seguridad al momento de realizar estas pruebas y para que esta información se presente de una manera mejor organizada. INDICE GENERAL Págs. HOJA DE VEREDICTO……...……………………………………….... III DEDICATORIA……………………………………………………….... IV AGRADECIMIENTO...………………………………………………... V RESUMEN...…………………….……………………………………... VI S O D A V INDICE GENERAL………...………………………………………….. R ESE INDICE DE TABLAS.……………………………………………….... R S O H INTRODUCCION…………………………………………………….... C E R EPROBLEMA CAPITULO I.D EL VII IX 1 Planteamiento del problema………………………………………….. 5 Formulación del problema………………………………………….... 9 Justificación de la investigación……………………………………... 9 Objetivos de la investigación……………………………………….... 10 Objetivo general…………………………………………………... 10 Objetivos específicos……………………………………………... 10 Delimitación de la investigación…………………………………….. 11 CAPITULO II. MARCO TEORICO Reseña histórica de la empresa………………………………………. 13 Antecedentes de la investigación……………………………………. 19 Marco teórico………………………………………………………... 23 Líneas de transmisión………………………………………………... 24 Características de los releés de protección ………………………….. 33 Clasificación de los releés de protección ……………………………. 37 Protección diferencial longitudinal…………………………………... 44 Protección de distancia ……………………………………………… 47 REL 356……………………………………………………………… 48 REL 551……………………………………………………………… 52 Nomenclatura de las tensiones en las sub estaciones de ENELDIS…. 76 Definición de Términos Básicos……………………………………... 78 CAPITULO III. MARCO METODOLÓGICO Tipo de Investigación………………………………………………… S O D Proceso de la Investigación………………………………………….. A V R CAPITULO IV. ANALISIS DE LOS RESULTADOS ESE R Sde los Equipos de Protección del O Fase I. Realización del Inventario H C E R Sistema Eléctrico DE de la Empresa ENELDIS…………………………. Diseño de la Investigación…………………………………………… 82 83 84 88 Fase II. Documentación de base teórica …………………………….. 90 Fase III. Documentación técnica…………………………………….. 91 Fase IV. Realización de los protocolos………………………………. 92 CONCLUSION…………………………………………………………. 151 RECOMENDACIONES………………………………………………... 152 BIBLIOGRAFIA………………………………………………………... 153 ANEXOS………………………………………………………………... 155 INDICE DE TABLAS Págs. Tabla 1. Nomenclatura ANSI para la identificación de funciones en S O D RVA 76 las protecciones……………………………………………. Tabla 2. Fases de la investigación…………………………………... Tabla 3. REL 356…………………………………………………… 86 Tabla 4. REL 551…………………………………………………… 86 O D H C E ER E ES R S 82 Introducción La evolución experimental ocurrida en los sistemas eléctricos y en los S O D Ade las más complejas y V los sistemas de protección para las líneas de transmisión, una R SE E R cambiantes disciplinas en el inicio del Ssiglo XXI. Entre estos se puede citar como O H Clos releés diferenciales. E R uno de los más importantes: DE adelantos tecnológicos introducidos en los equipos de esta naturaleza, han hecho de En la mayoría de las ciudades del mundo, en que la electricidad es significativa para el desarrollo, existen empresas que día tras día tratan de mejorar estos sistemas de protección. Actualmente el sistema eléctrico de Venezuela presenta muchos retos, los cuales deben ser enfrentados por cada una de las organizaciones que lo integran y superar así los distintos inconvenientes. Como se sabe, las líneas de transmisión siguen siendo uno de los elementos más importantes dentro de los sistemas de potencia, debido a que a través de ellas, se guía el transporte de la energía eléctrica que utilizamos en nuestra vida cotidiana. Los equipos de protección que se estudiarán en esta tesis son los releés diferenciales. Estos se encargan de monitorear constantemente la línea, para detectar, localizar y despejar cualquier falla que se pueda presentar en este elemento protegido, dando la orden de apertura al o los interruptores asociados con la misma. De tal manera, que los releés de protección constituyen un vital soporte en la búsqueda de un sistema estable y que proporcione una buena calidad en lo que respecta al suministro continuo de energía eléctrica. Por tal motivo es indispensable mantener estos equipos de protección calibrados y ajustados a las condiciones exigidas por la línea de transmisión. S O D RVA Pero este mantenimiento se hace necesario realizarlo de la forma mas segura, E ES R S recordando que se trabaja con altos niveles de tensión y corriente, de forma tal que O H C E ER es imprescindible el tener un formato con el cual el personal encargado de realizar D dicho mantenimiento se pueda guiar sin correr el riesgo de cometer algún error al momento de realizar estas pruebas. En el caso de la ciudad de Maracaibo, lugar en el que se ha realizado este trabajo, la empresa que tiene la responsabilidad de distribuir el fluido eléctrico es la compañía ENELDIS C.A. (ENELVEN distribuidora). Los ensayos correspondientes y el análisis de los resultados fueron efectuados en las subestaciones de la empresa. El trabajo está estructurado por medio de cuatro capítulos donde se formula, no solo el problema, si no también el planteamiento, la justificación, los objetivos, el alcance, las delimitaciones, antecedentes y metodología empleadas en la investigación. Se contempla la visión teórica utilizada, condiciones, definiciones y características que sirvieron de base para el trabajo elaborado más el estudio y compresión de la filosofía de operación utilizada por la empresa en las protecciones instaladas en las subestaciones. Se muestra un inventario de los releés de protección numérica de líneas de transmisión, instalados y que se encuentran operando en el sistema de Eneldis C.A. Con la implantación de estos protocolos de pruebas de aceptación, se espera brindar una herramienta que facilite la realización de estas pruebas de ajustes y S O D RVA calibración de estos equipos, de una manera efectiva y eficaz redundando en ahorro E ES R S de tiempo y trabajo, y mejorando el manejo de estos equipos. O D H C E ER Capítulo I El Problema D H C E ER O ES R S E S O D RVA CAPÍTULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA S O D RVA La apertura en lo que respecta al área petrolera en Venezuela desde hace E ES R S relativamente poco tiempo, presentó muchos retos de diversa índole. Obviamente, la O H C E ER calidad y confiabilidad de los servicios son indispensables para poder competir. La D empresa ENELVEN C.A. presentó una serie de cambios en su sistema de coordinación y administración, según las exigencias de la nueva Ley del Servicio Eléctrico (aprobada por el decreto “Ley del servicio eléctrico” el 21 de Septiembre de 1999 por el Congreso Nacional de la Republica de Venezuela), la cual origina la división de los procesos en las áreas de generación y distribución, creándose ENELGEN C.A. (ENELVEN Generadora C.A.) ENELVEN distribuidora C.A.). Basados en estas premisas, las empresas de suministro de energía eléctrica en la región zuliana, iniciaron un ambicioso plan de sustitución de equipos de protección en el sistema eléctrico bajo el cual trabajan. Recordemos que un sistema eléctrico para el suministro de energía, se encuentra constituido por sistemas de potencia que poseen asociados a los mismos, sistemas de protecciones que se encargan de vigilar el buen funcionamiento de las diferentes partes del sistema eléctrico con la finalidad de proteger y resguardar el mismo de posibles fallas que pudieran ocurrir a través de la detección y despeje de estas de forma rápida, selectiva y confiable, manteniendo aislados aquellos equipos involucrados directa o indirectamente para que el sistema pueda seguir operando satisfactoriamente con el mínimo disturbio posible para el consumidor. La calidad en el servicio del suministro de energía eléctrica implica un S O D RVA suministro continuo al cliente, realizado de manera segura y confiable. E ES R S Se puede decir que la calidad puede ser controlada en aquellos puntos donde O H C E ER se genera energía eléctrica, pero al momento de transportarla y distribuirla, la D calidad queda a expensas de factores que en muchos casos se escapan de un posible control, siendo este uno de los motivos por los cuales el sistema eléctrico debe de ser cuidadosamente protegido de manera tal, que la ocurrencia de una falla en un determinado sector del sistema, aísle al mismo con la finalidad de proteger en definitiva a todo el sistema, garantizando suministro al resto no involucrado. Los equipos de protección involucrados en el plan de sustitución lo conforman los relés, los cuales se encargan dentro del sistema eléctrico de detectar, localizar y dar la orden para que los interruptores asociados a la falla, la despejen. En el pasado, los relés involucrados dentro del sistema eléctrico eran del tipo electromecánicos los cuales han ido reemplazándose por relés de tecnología basada en control numérico, siendo estos gobernados por la presencia de un cerebro electrónico el cual dirige las decisiones y acciones del dispositivo de protección. Si bien es cierto que los relés de protección con tecnología basada en control numérico poseen inclusive la habilidad de autodiagnosticarse con la finalidad de indicar alguna posible falla en los mismos, no menos es cierto, lo prudente que puede ser que el hombre les realice, bajo servicio preventivo de mantenimiento, un diagnóstico certificado que indique la buena y confiable operatividad de estos equipos. S O D RVA ENELDIS C.A. C.A. (ENELVEN distribuidora), es la empresa encargada en E ES R S la región occidental del Estado Zulia de distribuir energía eléctrica. Esta empresa O H C E ER tiene asignadas varias subestaciones eléctricas protegidas por relés. D De manera básica, los relés presentes en estas subestaciones se encargan de proteger a los transformadores y a las líneas de transmisión que llegan y salen de la subestación. Las líneas de transmisión que surten de energía eléctricas a las subestaciones son protegidas, por lo general, por tres tipos de relés a saber: los de diferencial, los de distancia y los de sobrecorriente. A estos relés, ENELDIS C.A. les realiza periódicamente mantenimiento preventivo y una serie de pruebas con la finalidad de determinar si el dispositivo cumple con su función. Para ello, se le realizan, de manera general, pruebas monofásicas, trifásicas y de comunicación por medio de la aplicación de unos formatos que preveen una prueba a la vez. Además estos formatos no instruyen a la persona sobre las pruebas mínimas requeridas por el equipo, que determinan el buen estado y operación del mismo. No existe un patrón guía que le indique al electricista encargado las instrucciones de conexión de las pruebas, ni los pasos a seguir, que debe realizar la persona que se disponga a operar el relé. En sí, no existe una metodología para la realización de pruebas a los relés encargados de proteger las líneas de transmisión que llegan a las subestaciones S O D RVA adscritas a ENELDIS C.A. Esto ha motivado a la empresa a diseñar protocolos de E ES R S pruebas de aceptación para los relés numéricos de las líneas de transmisión. O H C E ER D FORMULACION DEL PROBLEMA En vista de lo anteriormente mencionado, el investigador se plantea la interrogante de si, ¿será posible el diseño de protocolos de pruebas de aceptación para relés numéricos de líneas de transmisión adscriptos a la unidad de activos de transmisión de la empresa ENELDIS C.A. C.A.? JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN En la actualidad, la empresa ENELDIS C.A. C.A., no cuenta con un protocolo por el cual pueda regirse su personal para realizarle las pruebas necesarias a estos equipos (relés numéricos). Por esta razón, con la nueva implantación de los protocolos de prueba se tendrá un mejor control de la operación y manejo de los diferentes relés de protección numérica de las líneas de transmisión existentes en sub-estaciones eléctricas y esto nos permitirá contribuir con la confiabilidad del sistema de protección. Existen muchas causas que pueden alterar la continuidad del suministro de energía y es por ello que al realizar un estudio de protección en un determinado S O D RVA sistema de potencia, se deberán considerar una serie de factores que influencien la E ES R S determinación de los criterios a ser adoptados, de tal forma que se asegure, a un O H C E ER costo razonable, los requerimientos de la operación normal y el suministro de D energía en condiciones anormales de operación y en caso de contingencia. Para tales requerimientos se desarrollará un medio de acceso más rápido y eficaz para el ahorro de tiempo y trabajo, logrando la exactitud de este tipo de cálculos de ajuste de los parámetros que controlan y calibran los relés numéricos. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN OBJETIVO GENERAL Diseñar los protocolos de prueba de aceptación para los diferentes relés de protección numéricos de líneas de transmisión existentes en sub-estación eléctrica de la empresa ENELDIS C.A., C.A. OBJETIVOS ESPECÍFICOS - Inventariar los relés de protecciones numéricas de líneas de transmisión existentes en las sub-estaciones eléctricas de ENELDIS C.A., C.A. - numéricas. - S O D RVA Revisión documental de los manuales de los fabricantes de protecciones E ES R S O Estudiar la filosofía de operación de las sub-estaciones eléctricas de 138 H C E ER Kv. y 230 Kv. de la empresa ENELDIS C.A., C.A. - D Recabar información de los equipos instalados en las subestaciones a través de pruebas a realizar. - Diseñar los protocolos de pruebas de aceptación de protecciones numéricas de líneas de transmisión para los modelos de relés instalados en las subestaciones eléctricas de ENELDIS C.A., C.A. DELIMITACIÓN DEL PROBLEMA El desarrollo de este proyecto estará enmarcado dentro de las especificaciones: Espacio: la presente investigación estará orientada al diseño de protocolo de aceptación de relés numéricos para líneas de transmisión de llegada a las subestaciones adscritas a ENELDIS C.A. C.A. Tiempo: a partir de la planificación y organización de las actividades a realizar, se estima llevar a cabo este en aproximadamente en siete (7 meses). D H C E ER O ES R S E S O D RVA S O D A V R ESE Marco Teórico Capítulo II C E R DE R S HO CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO S O D RVA E ES R S En este capítulo se ha de elaborar el marco teórico o de referencia que ha de O H C E ER permitir ubicar el tema objeto de estudio dentro del conjunto de teorías existentes, D para ello se ha de realizar la revisión bibliográfica, tesis de grado y otras investigaciones relacionadas con el estudio; a continuación se hará una breve reseña del marco histórico sobre el presente tema en investigación. Reseña Histórica de la Empresa ENELVEN Cuando se acercaba el primer centenario del nacimiento del General en Jefe Rafael Urdaneta, ilustre prócer de la independencia y héroe máximo del Zulia, el gobierno regional se preparó de la mejor manera a fin de organizar un homenaje verdaderamente solemne, digno de las glorias de “El Brillante”. Entre las mejores y más fecundas iniciativas que se realizaron figura la de Jaime Felipe Carrillo, el valenciano, pero con carta de zulianidad, quien fue el promotor de la industria eléctrica en Venezuela y convirtió a Maracaibo en la abanderada de esta actividad. Así, la ciudad del ardiente astro rey y de clima hospitalario, vio encender como un nuevo milagro los primeros focos eléctricos que se inauguraron al conmemorarse el centenario de Urdaneta. S O D La prueba del Alumbrado Público, antes de su puesta Aen servicio social, se V R E S E R efectuó el 23 de Octubre de 1988, cerca de las 10 de la noche, con una luz S O H C E amarillenta y débil. DER Los maracaiberos respondieron con una bulliciosa alegría al gran acontecimiento. La primera planta de generación se instala provisionalmente en un terreno de 2235 metros cuadrados, ubicado en la calle La Marina, hoy avenida Libertador, cedido por la Administración Seccional del Zulia, siempre y cuando no se dedicara a otra actividad que no fuera la de generar energía eléctrica. Para 1888, Carrillo es el único propietario de la Empresa de Alumbrado Eléctrico de Maracaibo, contando con el respaldo de entusiastas ciudadanos emprendedores, entre ellos José Antonio Parra Chacín, segundo director principal del Banco de Maracaibo y quien se convierte en su socio en 1889, conjuntamente con otros empresarios capitalistas holandeses y norteamericanos. Una vez inaugurado el sistema de alumbrado, Carrillo se ocupó de la formación de una compañía: el 4 de Junio de 1889, en Nueva York, quedó constituida bajo la razón social de The Maracaibo Electric Light Co, o Empresa de Alumbrado Eléctrico de Maracaibo, nombre sugerido por Edison. S O D RVA E S E R Al quedar conformada la empresa, Carrillo es nombrado superintendente, S O H C E con un capitalE R de 336000 dólares (1747200 bolívares), en acciones de D social 100 dólares cada una. Para sus primeros años, tan sólo en mantenimiento, conservación y reparación se gastaban 900 dólares en forma ordinaria, siendo sus gastos de 4450 dólares al mes. Al llegar de Nueva York, se inicia la construcción del edificio concluido en un período de tiempo relativamente corto. Este edificio le dio a la compañía solidez y confianza. La inauguración del de la edificación y el alumbrado incandescente tuvo lugar el 24 de Octubre de 1889, por resolución del presidente del Zulia, doctor Alejandro Andrade. Fue la única obra inaugurada con motivo de la celebración del aniversario del centenario del General Rafael Urdaneta, convirtiéndose en uno de los actos públicos que más gratas impresiones dejaron en el pueblo marabino. Existían en la primera planta de la Maracaibo Electric Light una planta de arco y cinco calderas: la 1,2 y 5 de marca Badcock & Wilcox; la 3 y 4 Abendroth & Root Co. En 1912, después que Carrillo deja la superintendencia, ésta es entregada a S O D José Antonio Parra Chacin, y gracias a su talento,V disciplina A e iniciativas R E S E R comerciales, pudo lograr que laS compañía continuara marchando como en O H C E sus mejores días. DERLa confianza volvió a ser propicia para asegurar el éxito de una empresa que había surgido al calor de los mayores sentimientos del regionalismo zuliano. La Maracaibo Electric Light, que hasta 1916 sólo funcionaba de noche, fue puesta en condiciones de actuar también en horas del día, debido a la instalación de modernas turbinas para la fecha, lo que determinó el empleo de electricidad en la industria y su aplicación en muchos utensilios domésticos. En 1924, la Maracaibo Electric Light fue comprada por la Venezuela Power Company LTD, corporación canadiense creada por Mr Killan e Ira McNab, un prominente ingeniero nacido en Nueva Escocia, la cual venia garantizada por el apoyo financiero de la Royal Segurities Corporation. Asimismo, estaba respaldada por la técnica y experiencia de personal idóneo que tenia en actividad otras plantas en América. En 1926, la Venezuela Power fue transferida A LA International Power Company. Previamente, ya había comenzado la construcción de una central S O D eléctrica de vapor en el sector La Arreaga, en las costas A del Lago de V R E S E R Maracaibo, para cubrir la creciente demanda. Las dos primeras unidades de S O H C E generación de E planta tenían una chimenea común para ambas: la unidad 1 D la R se instala con una turbina a vapor marca Westinghouse, con capacidad de 1500 KW, se inicia sus actividades en Diciembre de 1926. La unidad 2 comienza a operar en Enero de 1927, llevando la capacidad instalada de la planta a 3000 KW. En 1927 se inaugura también la unidad 3, con capacidad de 3000KW y un turbo generador marca Westinghouse. La capacidad instalada de la planta a 3000 KW. En el año 28 llegan los primeros medidores eléctricos y al año siguiente, un grupo de empresarios zulianos fundan la CA de Alumbrado y Fuerza Eléctrica, con la construcción de una estación eléctrica en el Zulia, a fin de tomar el mercado: la iniciativa no prospera y el 21 de Noviembre de 1930 ésta empresa es adquirida por la Venezuela Power Co. Esta empresa pionera, venciendo grandes dificultades, logra mejorar de manera muy significativa la eficacia del servicio, y el 16 de Mayo de 1940 cambia de razón social a C.A. Energía Eléctrica de Venezuela (ENELVEN). S O D RVA Al iniciar ésta sus actividades, aumenta en 10 veces su capital social y lleva a E O ES R S cabo una reorganización que la permite la expansión de los servicios, no sólo en H C E ER Maracaibo sino que opera una transformación asombrosa en el medio agropecuario; D con la llegada del fluido eléctrico se han podido tecnificar los trabajos de las fincas y hoy se reconoce que las regiones ganaderas mejor electrificadas del país son las servidas por ENELVEN. En 1973, se inaugura la Central Termoeléctrica Rafael Urdaneta, la segunda en importancia. Para 1976, el Fondo de Inversiones de Venezuela adquiere las acciones mayoritarias de ENELVEN, convirtiendo en empresa del Estado venezolano. En 1981, se produce la primera interconexión de ENELVEN con el Sistema Interconectado Nacional (SIN), a través del cable que pasa por debajo de la plataforma del puente sobre el lago General Rafael Urdaneta. En 1985 se ponen en funcionamiento dos nuevas interconexiones de ENELVEN con el SIN a través de dos líneas de 230KV, que unen las subestaciones Tablazo-Peonias-El Rincón, Tablazo-Peonias-Trinidad. En el año 1990 por medio del tendido sublacustre se transporta electricidad desde la subestación Punta Palma en la Costa Oriental del Lago hasta la subestación Peonias en la Costa Occidental del Lago de Maracaibo. En el año 1992, la empresa Electrificación del Caroní (Edelca) construye la S O D RVA subestación Cuatricentenario y un tendido de 230KV desde esta hasta Cuestecitas O H C E ER E ES R S (República de Colombia) Correspondiéndole a ENELVEN extender el servicio de electricidad hasta los D diferentes Municipios que conforman la Costa Oriental y el Sur del Estado Zulia, para ello cuenta con un parque de generación que se eleva a los 1336 Megavatios, reforzada con 4 interconexiones con el SIN y una interconexión con Colombia. La reestructuración del sector del servicio eléctrico venezolano, de acuerdo a la “Ley Orgánica del Servicio Eléctrico” aprobada en 1999 por el Congreso Nacional de la Republica de Venezuela, implicó la separación de actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica. De dicha reestructuración surge la Corporación ENELVEN conformada por cuatro empresas que desempeñan actividades propias en el sector eléctrico, las cuales ENELVEN Generadora (Enelgen), ENELVEN Distribuidora (ENELDIS C.A.), ENELVEN Costa Oriental (Enelco) y en el área de comunicaciones Procedatos. Antecedentes de la Investigación Valbuena, J. (1993), realizó estudio en la Universidad Rafael Urdaneta, cuyo título fue “Desarrollo de programas de computación para el mantenimiento de relés de protección de sobre corriente, direccionales, diferenciales de transformadores y relés de falla interruptor (BF)”, para la empresa ENELVEN, S O D RVA específicamente para el personal que labora en la sección de protección y sistemas E ES R S auxiliares (P.Y.S.A.). Resulta de suma importancia la implementación de un sistema O H C E ER computarizado de pruebas que permita el mantenimiento de relés de protección D electromecánicos y del tipo sobre corriente, direccionales de fase y tierra, diferenciales de transformados y de falla interruptor (BF). Por esta razón, se realizó un estudio de las características físicas y funcionales de los relés para así obtener la información necesaria para la implementación de dicho sistema, el cual consta de un computador, el paquete de pruebas MASTER-TEST y equipos desfasadores de corriente y tensión (EPOCH). Asimismo, Añez, M. y Taborda, M. (1994), en su tesis de grado realizada en la Universidad Rafael Urdaneta, titulado “Programa para el cálculo de ajustes y coordinación de los equipos de protección del sistema ENELVEN”, donde expresan que cuando se trabaja con circuitos eléctricos es imprescindible considerar todos los equipos que se usarán en proteger las altas inversiones que dichos dispositivos representan contra excesos de corriente y voltajes transitorios, más la suspensión del suministro eléctrico que sucedería por lo anterior expuesto. Establecer la capacidad de ajuste en los mecanismos de protección, requerida al momento de coordinar, implica una laboriosa tarea e inversión de tiempo. Igualmente, Matos, E. y Mavárez, M. (1998), de la Universidad del Zulia, en su trabajo especial de grado titulado “Evaluación de los ajustes de las protecciones S O D RVA de líneas con relés de distancia y direccionales de tierra del sistema ENELVEN, E ES R S considerando el efecto de fuentes intermedias”, desarrollaran un diseño de software O H C E ER basado en el cálculo de las protecciones de distancia y direccionales de tierra D (CPD&D), el cual permite realizar los ajustes de los relés de distancia considerando el efecto de fuentes intermedias (Infeed) y evaluar los criterios por desbalance para los relés direccionales de tierra; tanto en áreas urbanas como rurales de ENELVEN, a partir de una base de datos relativa a información del sistema de transmisión y subtransmisión, niveles de cortocircuitos y mediciones realizadas en las diferentes subestaciones. Los ajustes actuales de las protecciones de distancia no consideran el efecto de infeed para el estudio de los relés, a pesar de la configuración del sistema (ANILLO); esta investigación comparó los casos de estudio considerando dicho efecto y sin él en la línea RIN-CUA 23OKV, RIN-CUA 138KV y CUA-TRI, demostrando los acentuado de la variación, lo que conlleva a valores de ajustes no exactos de impedancias de zonas vistas por el relé al no considerar el infeed. Los resultados obtenidos por el software CPD&M fueron verificados principalmente con estas líneas, con protecciones conectadas en ambos extremos de la línea, permitiendo corroborar que el uso del mismo ahorra tiempo y trabajo entregando ajustes exactos y efectivos, con disponibilidad de modificar las zonas de protección mediante los diversos porcentajes de ajustes, hasta obtener el alcance deseado. El estudio del desbalance en los relés direccionales de tierra parten de las mediciones realizadas en las subestaciones de transmisión y subtransmisión, obteniendo un S O D RVA porcentaje de desbalance bajo con el que permite realizar ajustes en los mismo. E ES R S Adicionalmente se investigó sobre el tiempo muerto de recierre adecuado para el O H C E ER sistema bajo estudio. D Según, Inciarte, J. y Puertas, A. (2001) en su trabajo titulado “Programa de computación SEPP, versión 1.0 para la simulación de esquemas piloto en la protección de líneas de transmisión”, realizado en la Universidad del Zulia, expresan que el programa SEPP versión 1.0 permite visualizar tres casos interactivos, donde se varía la impedancia de la línea, el ajuste del relé y el ajuste que se le deben hacer a estos valores para el funcionamiento correcto del sistema; es un programa que exige pocos recursos de hardware. Este programa es una herramienta útil e importante, debido a que es un medio ilustrativo e interactivo para presentar los esquemas de protección piloto, información adicional sobre líneas de potencia, normas, conceptos, etc.; todo su contenido se presenta de manera sencilla, rápida y con visualización directa de las ventanas, proporcionando un medio práctico de enseñanza-aprendizaje. En el mismo orden, Ponnefz J. y Rodríguez J. (2001), en su investigación “Elaboración de las plantillas de pruebas para los Relés de Protección de sobrecorriente, distancia y diferencial del transformador del Sistema de Distribución y Transmisión de la empresa ENELCO”, realizado en la Universidad Rafael Urdaneta, elaboraron en un formato digital las plantillas de pruebas de mantenimiento a los relés de protección de sobrecorriente, distancia y diferencial del S O D RVA transformador del Sistema de Distribución y Transmisión de la empresa ENELCO E ES R S utilizando el software “OMICRON 1.3” y la interfase CMC 156/256 como O H C E ER herramienta de trabajo. D marco teórico GENERADORES Un generador eléctrico es el elemento capaz de ceder a las cargas la energía necesaria para circular por el circuito exterior. El generador debe absorber dicha energía de una fuente exterior o instalada en el propio generador. Pueden existir, por lo tanto, generadores que transformen la energía mecánica en eléctrica (dinamo para las corrientes continuas, alternador para fuentes alternas); generadores que transformen directamente la energía luminosa en eléctrica (células fotoeléctricas); termopares o pares termoeléctricos, que transformen la energía térmica en eléctrica. Un generador está caracterizado por su fuerza electromotriz (f.e.m.), que expresa la energía que es capaz de suministrar a la unidad eléctrica que lo recorre. Los circuitos interiores de los generadores tienen su resistencia propia, por lo cual una parte de 1a energía que recibe 1a carga del generador se disipa en el propio generador. Teniendo en cuenta que la diferencia de potencial eléctrico entre dos puntos representa el trabajo necesario para el desp1azamiento de la carga unidad entre dichos puntos y según la ley de Ohm, se define la caída de tensión interna en S O D RVA un generador como el producto V=ro*i, que, representa la energía pérdida por la E ES R S unidad de carga a través del generador (“ro”es la resistencia de los circuitos O H C E ER interiores del generador e “i” es la corriente que, circula por el mismo). Un D generador de corriente puede identificarse también con un circuito abierto generalizado. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN La línea de transmisión es el elemento del sistema de potencia que se encarga de transportar energía desde el sitio en donde se genera hasta el sitio donde se consume o se distribuye. Normalmente tiene cuatro parámetros; resistencia e inductancia que constituyen la impedancia en serie de la línea, la capacitancia y la conductancia que determinan la admitancia en paralelo entre conductores entre fase y neutro. La clasificación de las líneas según su longitud se hace en base a las aproximaciones admitidas al operar con sus parámetros. Esta clasificación es: líneas cortas hasta 80 Km. de longitud, líneas medias entre 80 y 240 Km. de longitud y líneas largas de más de 240 Km. de longitud. LÍNEAS CORTAS S O D RVA En las líneas cortas se desprecia la capacitancia en paralelo y se toma en E ES R S cuenta solamente la resistencia y la inductancia en serie en forma concentrada. O H C E ER D Líneas Medias En las líneas de longitud media, además de los parámetros de resistencia e inductancia en serie, se toma en cuenta la capacitancia en paralelo. Muy a menudo se utiliza el circuito normal “π” en donde se representa la admitancia total y debida a la capacitancia total C de la línea dividida en dos partes iguales y colocados en ambos extremos de la línea se busca la relación entre voltajes y corrientes en ambos extremos de la línea. LÍNEAS LARGAS Las líneas de longitud larga necesitan una mejor representación que las líneas anteriores. Se consideran los efectos exactos de resistencia, inductancia y capacitancia en forma de funciones hiperbólicas. SUB-ESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN Sub-estación eléctrica Es un conjunto de dispositivos eléctricos que forman parte de un sistema de S O D RVA potencia; sus funciones principales son: transformar tensiones y derivar circuitos de E ES R S potencia. Las sub-estaciones se pueden clasificar de acuerdo con el tipo de función O H C E ER que desarrollan en tres grupos: D - Sub-estaciones variadoras o transformadoras de tensión. - Sub-estaciones de maniobra o seccionadoras de circuito. - Sub-estaciones mixtas (mezcla de las dos anteriores). De acuerdo con la potencia y tensión que manejan las sub-estaciones, éstas se pueden agrupar en: - Sub-estaciones de transmisión. Arriba de 230 kv. - Sub-estaciones de subtransmisión. Entre 230 y 115 kv. - Sub-estaciones de estación primaria. Entre 115y 23.9 kv. - Sub-estaciones de distribución secundaria. Bajo de 23.9 kv. LOCALIZACIÓN El punto de partida para la localización de una sub-estación se deriva de un estudio de planeación a partir del cual se localiza, con la mayor aproximación el centro de la carga de la región que se necesita alimentar. Un método que se puede utilizar para localizar una sub-estación, es el siguiente: ser de .5 x .5 Km. En cada cuadro de medio kilómetro de lado, se obtiene estadísticamente la capacidad instalada, contando con el número de transformadores de distribución repartidos en el área y sumando la potencia en KVA de todos ellos. S O D RVA RELÉS CONVENCIONALES DE PROTECCIÓN E ES R S O H C E ER Existen muchas causas que pueden alterar la continuidad del suministro de D energía y es por ello que al realizar un estudio de protección en un determinado sistema de potencia se deberán considerar una serie de factores que influencian la determinación de los criterios a ser adoptados, de tal forma que se asegure, a un costo razonable, los requerimientos de la operación normal y el suministro de energía en condiciones anormales de operación y en casos de contingencias. Estos factores son propios de cada sistema, tales como e1 tipo de conexión de los transformadores (estrella aterrado o delta acoplado con transformador de aterramiento), la demanda que se tenga del sistema, la longitud y diámetro del circuito, características de cada uno de los equipos de protección que forman parte del circuito, así como los de la protección de retaguardia del sistema de transmisión y la importancia relativa de las cargas. Algunas de las fallas que pueden presentarse, provocando perturbaciones durante el servicio normal de los generadores, transformadores, barras y redes eléctricas en general, son las citadas a continuación: - Perforación en los aislantes de máquinas y conductores, como consecuencia del envejecimiento, corrosión o calentamiento. - Descargas atmosféricas y sobretensiones interiores. - Destrucciones mecánicas por embalamiento de máquinas, por caídas de S O D RVA árboles en líneas aéreas, etc. E ES R S - Factores humanos, como apertura de un seccionador bajo carga, falsas O H C E ER maniobras en las máquinas, etc. D - Puestas a tierra intempestivas, accionadas por la humedad del terreno. Todas estas perturbaciones y otras más que no se han nombrado, se reducen a cinco grupos principales, que son: 1. Cortocircuito. 2. Sobrecarga. 3. Retorno de corriente. 4. Subtensión. 5. Sobretensión Debido a las condiciones que se presentan durante los cortocircuitos, aumento extraordinario de la intensidad de corriente, ellos pueden causar hasta efectos destructivos sobre las máquinas y 1íneas eléctricas y debido a esto, deben ser eliminados rápidamente. Cuando un circuito se encuentra sobrecargado significa que está operando con una intensidad de (corriente) mayor que aquella para la que está diseñado. Los efectos de las sobrecargas pueden resultar también nocivos para el sistema, ya que las máquinas y los conductores pueden sufrir calentamiento indeseables y consecuentemente posibles perforaciones en los aislantes así como también cortocircuitos; recordando siempre que las máquinas sobrecargadas trabajan siempre S O D RVA a un bajo rendimiento. E ES R S El retorno de corriente, ocurre generalmente en los circuitos de corriente O H C E ER continua, cuando la intensidad corriente del circuito disminuye hasta valores D inferiores a cero; en este caso, como la intensidad es de valor negativo, el sentido de la corriente se invierte. Cuando se carga una batería de acumuladores con un generador de corriente continua existe el peligro de que cuando finalice el período de carga la fuerza electromotriz de la batería sea superior a la del generador, descargándose la batería sobre la máquina que funcionaría como motor. La subtensión ocurre cuando por una u otra causa, la tensión en la red es inferior a la nominal. Al ser la tensión de la carga conectada a la red menor que la tensión requerida, ella (la carga) como no puede disminuir su potencia, compensa este efecto con una mayor intensidad absorbida, es decir, con una sobreintensidad. La sobretensión es cuando una tensión mayor a la nominal está presente en el circuito con el consiguiente riesgo de perforación de los aislantes, peligro para el personal, etc. DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN CONTRA PERTURBACIONES La función primordial de la protección de un sistema de potencia por medio de relés es, en general, la de permitir, con rapidez, el retiro del servicio de cualquier S O D resto del sistema, así como también la de indicar el sitioVdeAocurrencia y el tipo de R E S RE de funcionamiento. falla que se presenta durante el servicio normal S HO C E Todos los relés funcionan en virtud de la corriente y/o tensión suministrada DER elemento que opera en forma anormal interfiriendo con el funcionamiento eficaz del por los transformadores de corriente y tensión, que se conectan en diversas combinaciones al elemento del sistema que se desee proteger. Mediante cambios relativos o individuales en estas dos magnitudes, los relés pueden detectar la presencia de una falla, su tipo y su localización. Tal como se muestra en la Figura 1, cualquier dispositivo de protección consta de varios componentes: RELE DE PROTECCION ORGANO DE ENTRADA ORGANO CONVERTIDOR ORGANO DE MEDIDA ORGANO DE SALIDA FUENTE AUXILIAR DE TENSION ORGANO ACCIONADO Figura 1. Diagrama de bloque de la disposición general de un relé de protección. Fuente: Ocando, R. (2003) a. Órgano de entrada: encargado de detectar las señales procedentes de una S O D RVA perturbación (corriente, tensión) y las convierte en señales aptas (baja tensión) para E ES R S ser tomadas por el relé de protección. Por lo general, los órganos de entrada son O H C E ER transformadores de corriente y de tensión, cumpliendo de esta manera dos funciones D simultaneas: órgano de entrada para el relé de protección y de aislamiento eléctrico entre partes de las partes de alta y baja tensión de la instalación. b. Órgano de Conversión: en donde se convierten las señales que provienen del órgano de entrada de manera que, el órgano siguiente pueda medirles. La presencia de este órgano de conversión en el dispositivo de protección no es indispensable, pasando directamente las señales hasta el órgano de medida. c. Órgano de Medida: es la parte más importante del dispositivo de protección, y es en ella donde se miden las señales, previamente adaptadas, proporcionadas por órganos anteriores, y de acuerdo con el valor de esta medida se decide si el correspondiente dispositivo entrará en funcionamiento. d. Órgano de Salida: es el encargado de amplificar las señales que provienen del órgano de medida, abarcando todos los elementos necesarios para aumentar el número de señales de salida. El órgano de salida es un intermediario ubicado entre el dispositivo de protección y los órganos accionados por este dispositivo. Los órganos de salida son generalmente contactores de mando. e. Órgano Accionado: generalmente es la bobina de mando de los disyuntores, que producen la desconexión de éstos en casos de perturbación. S O D RVA f. Fuente auxiliar de tensión: que actúa como fuente de órgano de alimentación del dispositivo de E ES R S protección. Esta fuente auxiliar puede ser una O H C E ER batería de acumuladores a baja tensión, un dispositivo de tensión nula, o la propia D red mediante los correspondientes transformadores de corriente y tensión. El órgano convertidor, el órgano de medida y el órgano de salida están agrupados en un solo aparato, integrando el relé de protección. Características de los Relés de Protección En un sistema de protección, el relé cumple un papel determinante y para cumplir con las condiciones. Cuando se presentan condiciones anormales de operación durante el funcionamiento normal del sistema, él ha de cubrir un grupo de exigencias; indispensables además, para su construcción, selección, ajuste y coordinación. Ellas son: a. Confiabilidad: Es la seguridad de funcionamiento que debe presentar el relé para la protección de los equipos del sistema aún para las más desfavorables condiciones de operación, tales como 1os valores extremos de la corriente de cortocircuito en el 1ugar donde se ha instalado el relé, el funcionamiento del relé después de estar inactivo durante largos períodos de tiempo, etc. Es decir, se requiera su accionamiento tan pronto se presente(n) la(s) falla(s). b. Sensibilidad: Es la capacidad que un relé o cualquier equipo de protección tiene al funcionar correctamente en forma segura para el mínimo valor de falla. S O D RVA c. Rapidez: El relé deberá actuar con la mayor velocidad posible. En el caso E ES R S de estar ajustado previamente con un, tiempo de retraso, éste deberá ser predecible y O H C E ER preciso. Una rápida desconexión de la falla reduciría notablemente los daños en D general en el sistema, convirtiéndose de esta manera en una protección eficiente, al mismo tiempo que asegura 1a continuidad del servicio en las zonas no afectadas por 1a falla. Existen esquemas de protección de acción veloz para aumentar la confiabilidad del sistema, resultando en algunos casos ineficientes. Contrariamente, también se usa el sistema de protección con retardo de tiempo para la protección de respaldo. d. Selectividad: Es la capacidad que tiene el sistema de protección de desconectar la menor parte de la red que se vea afectada por una falla, reduciendo de esta manera, al mínimo el sector sin suministro de energía eléctrica mientras se realizan reparaciones en la zona averiada. Es, por esto, que las características y valores de operación del relé debe ser tal que, cumplan con la función para el cual ha sido diseñado, aún para las condiciones más desfavorables. e. Automaticidad: Se requiere que los relés de protección funcionen sin intervención humana, facilitando la localización de la falla y reaccionando con la rapidez suficiente para evitar su extensión a otros puntos de la red eléctrica, ya que una perturbación en un punto de la red repercute sobre todos los demás. S O D RVA Además de las condiciones expuestas, el relé debe cumplir también con otras O H C E ER E ES R S como las nombradas a continuación: a. Su funcionamiento no debe alterarse para las modificaciónes de la D configuración de la red, tales como puertos en paralelo, variaciones en la alimentación, etc. b. El relé deberá operar cuando ocurra un cortocircuito independientemente de la intensidad de corriente en ese momento, o para fallas de cualquier naturaleza y situación. c. El relé no deberá operar cuando ocurran sobrecargas y sobretensiones momentáneas, es decir, deberá ser insensible ante fallas transitorias. d. El relé deberá ser igualmente insensible ante oscilaciones de tensión, corriente, etc. e. El relé ha de presentar un consumo propio muy pequeño. Cuando en la red se presenta un elemento caracterizado por una intensidad de corriente mayor que la normal, es decir, que se encuentra sobrecargado, o cuando presenta una caída de tensión también mayor que la normal o en cortocircuito, estos factores pueden considerarse para prever los correspondientes dispositivos de protección. Sin embargo, estos factores no son siempre motivos seguros para detectar una falla. En ocasiones cuando se produce una falla entre dos fases, el hecho de S O D RVA que la impedancia aparente se reduce considerablemente, se utiliza como recurso. E ES R S También se puede detectar una falla cuando es notable la diferencia O H C E ER geométrica entre las intensidades de 1as corrientes de entrada y salida de la zona protegida. D Además, también se puede utilizar la comparación entre las fases de 1as corrientes de entrada y salida, los sentidos de los flujos de potencia que son iguales en operación normal y opuestos en caso de falla, etc. Estos criterios de detección de fallas se pueden resumir en los siguientes: - Aumento de la intensidad de corriente. - Disminución de la tensión. - Disminución de la impedancia aparente. - Comparación de la fase o de la amplitud de las corrientes de entrada y salida. - Inversión del sentido del flujo de potencia la entre la entrada y la salida. CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN Con la finalidad de obtener una mejor utilización de los relés de protección, se pretende una clasificación sistemática de estos dispositivos dada la gran variedad de los tipos existentes, haciendo usos de diferentes criterios de clasificación. CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN POR LAS CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS S O D RVA SE E R Considerando las característicasS constructivas, los relés de protección O H C E pueden ser: ER D a. Relés electromagnéticos: Su funcionamiento está basado en la fuerza de atracción entre piezas de material magnético. Esta fuerza causa que la pieza móvil se mueva en el sentido de disminución de la reluctancia del circuito magnético alimentado por tensiones aplicadas a su arrollamiento. Dada su simplicidad, robustez y economía, ellos son universalmente usados como relés de tensión,: relés de intensidad entre otros. b. Relés de Inducción: También llamados relés ferraris y cuyo principio de funcionamiento está basado en el mismo que de los contadores de inducción y sus diversas aplicaciones se deben a las combinaciones que ellos admiten. Los relés en inducción presentan dos arrollamientos que se disponen uno en un núcleo central, dividido en su extremo opuesto en dos piezas polares en las cuales se ubican las bobinas del segundo arrollamiento en serie, dispuestas de tal forma que produzcan en estas dos piezas dos polos de nombres opuestos. La inductancia del núcleo central es mucho mayor que la de los otros dos arrollamientos, y es precisamente esta característica la que se utiliza, ya que esta inductancia puede modificarse a voluntad, ya sea eligiendo convenientemente la separación de los dos polos o bien, variando la longitud polar de la pieza en la que se dispone el segundo arrollamiento. S O D RVA c. Relés Electrónicos: Su funcionamiento se basa en la acción de una bobina E ES R S fija sobre una bobina móvil. Frecuentemente estos relés incluyen además un circuito O H C E ER magnético de hierro o de cualquier otro material magnético, y en este caso se D denomina relés ferrodinámicos. En los relés ferrodinámicos se elige de forma conveniente la sección de hierro del circuito magnético y el valor del entrehierro de manera tal que se evite cualquier saturación dentro del campo de medida del relé. Son altamente sensibles a pesar de que no funcionan ante una larga temporarización debido a su débil desplazamiento angular de la bobina móvil. d. Relés Electrónicos: Los cuales hacen uso de las técnicas y dispositivos electrónicos para su funcionamiento. e. Relés Térmicos: Generalmente se utiliza contra las sobrecargas, desconectando la máquina cuando sus devanados alcanzan una temperatura como resultado de la sobrecarga, ocasionando posibles daños en los aislantes. CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN POR LA MAGNITUD ELÉCTRICA QUE CONTROLAN O MIDEN Según la magnitud eléctrica que controlan o miden, los relés de protección pueden ser: a. Relés de Intensidad: Actúan por la intensidad de corriente que circula por el relé. Si la intensidad de corriente del elemento protegido es mayor que el S O D RVA valor de intensidad previamente protegido, entonces estos dispositivos actúan como E ES R S relés de máxima intensidad y no en contrario, el funcionamiento tiene lugar cuando O H C E ER la intensidad disminuye por debajo de un valor previamente fijadora se les conoce D en este caso, como relés de mínima intensidad. b. Relés de Tensión: Actúan según las variaciones de tensión a las que está sometido el relé. Se llaman relés de máxima tensión o de sobretensión a los que funcionan cuando la tensión sobrepasa un valor prefijado. Actúan cuando la tensión disminuye a un valor inferior al establecido previamente. Generalmente los relés de tensión son electromagnéticos. c. Relés de Producto: Actúan por la acción del producto de dos magnitudes eléctricas. Los más conocidos son los relés de potencia. Generalmente los relés de producto son ferrodinámicos. d. Relés de Cociente: Operan cuando el cociente de dos magnitudes eléctricas sobrepasa el valor fijado. Los más conocidos son los relés de mínima importancia. Generalmente los relés de cociente son electromagnéticos o ferrodinámicos. e. Relés Diferenciales: Actúan cuando la diferencia entre dos o más magnitudes eléctricas de la misma naturaleza es mayor que el valor prefijado. Generalmente son electromecánicos o de inducción. f. Relés de Frecuencia: Entra en funcionamiento cuando la frecuencia se S O D RVA aleja del valor preestablecido, por lo general son del tipo de inducción. E ES R S O H C E FUNCIONAMIENTO DER CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN POR EL TIEMPO DE Considerando el tiempo de funcionamiento, los relés de protección pueden ser de dos tipos. a. Relés de Acción Instantánea: No presenta dispositivos de retardo y por lo tanto operan en el mismo instante en que la magnitud eléctrica controlada, ya sea intensidad de corriente, tensión, frecuencia o cualquiera de las mencionadas anteriormente, supere la cantidad a la cual se le haya fijado previamente al dispositivo. También se les conoce, simplemente como relés instantáneos b. Relés de Acción Diferida: Como estos relés presentan un dispositivo de temporización, ellos operan un cierto tiempo después de haber alcanzado la magnitud eléctrica controlada. Se denominan también como relés temporizados. A su vez pueden ser: b.1. Relés de Retardo Independiente: Para una sobreintensidad de corriente sobre el valor de la corriente nominal del relé, el dispositivo opera después de haber transcurrido un tiempo de temporización. Esta temporización es constante y ajustada. b.2. S O D RVA Relés de Retardo Dependiente: No presenta una temporización fija, E ES R S como los anteriores. La temporización varía de acuerdo a la magnitud controlada y O H C E ER generalmente estos tipos de relés son de tiempo inverso, es decir, que la D temporización es inversamente proporcional al valor de la magnitud controlada. Cuando una sobreintensidad es considerada como cortocircuito, el relé opera como un relé instantáneo, reduciéndose el tiempo total de funcionamiento (tiempo propio de funcionamiento del relé). CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN POR LA FORMA DE FUNCIONALIDAD Según la forma con que actúan sobre el diagnóstico de disparo del disyuntor, los relés de protección pueden ser: a. Relés Directos: Llamados también relés primarios y actúan directamente sobre el dispositivo de disparo del disyuntor principal. b. Relés Indirectos: Llamados también relés secundarios ya que actúan mediante contactos de apertura o cierre según sea el caso y estos últimos son, entonces, los encargados de hacer funcionar el dispositivo de desenganche del disyuntor. CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN POR LA FORMA DE DESCONEXIÓN S O D RVA E ES R S Por la forma que realiza la desconexión del disyuntor cuando en el sistema O H C E ER se presenta una falla, los relés de protección pueden ser: D a. Relés de Desconexión Mecánica: Son re1eés que actúan directamente sobre el mecanismo de disparo del dispositivo, realizando la desconexión mediante medios mecánicos tales como resortes, levas, etc. b. Relés de Desconexión Eléctrica: Generalmente son relés indirectos, que al funcionar operan sobre un circuito auxiliar, haciéndole abrir o cerrar según convenga, en el cual se encuentra la bobina de desenganche del desenganche del disyuntor. Los relés de desconexión también se pueden clasificar según procedimientos empleados para accionar la bobina de desenganche del disyuntor en: - Relés de desconexión por corriente auxiliar. - Relés de desconexión por corriente secundaria de transformador de intensidad. - Relés de desconexión por mínima tensión. CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN POR LA FORMA DE CONEXIÓN Luego de haber funcionado y cuando la falla o la perturbación haya S O D RVA cesado, los relés de protección deben permitir que los elementos protegidos, E ES R S nuevamente operen con normalidad y que por lo general esto se logra cuando se O H C E ER reengancha el disyuntor. Por lo tanto, por la forma de conectar nuevamente este D disyuntor al circuito, los relés de protección pueden ser: a. Relés de Reenganche Automático: Este tipo de relé permite que el circuito protegido vuelva automáticamente protegido a las condiciones iniciales de funcionamiento cuando la falla que hizo accionar el relé haya sido finalmente eliminada, y de esta manera el relé se rearma por sí solo y queda en condiciones adecuadas de funcionamiento. b. Relés de Bloqueo: Este tipo de relé se rearma manualmente, luego de haber cesado la falla, disponiendo los contactos de forma tal que el relé pueda funcionar cuando se necesite. Principios de los diferentes esquemas de la protección diferencial convencional La protección diferencial se fundamenta en la comparación de la diferencia vectorial de dos ó más magnitudes eléctricas similares con una cantidad previamente determinada y fijada y, cuando se le excede, entonces hace funcionar al relé de protección diferencial. No es la construcción del relé lo que lo hace un relé diferencial, si no la forma en que está conectado en el circuito. S O D RVA PROTECCIÓN DIFERENCIAL LONGITUDINAL ESE R S de las intensidades en los extremos del Está basada en la comparación O H C E R conductor que involucra DE el elemento que se debe proteger. De no existir efecto y/o anomalías en la zona protegida, las intensidades han de ser iguales. Si no existe defecto en el conductor, existirá una diferencia de intensidades. En la Figura 2 se representa el esquema elemental de la protección diferencial de un elemento. Mientras las corrientes de los secundarios de los dos transformadores de corriente (CT) sean iguales, no circulará corriente por el relé. Pero si existe alguna anomalía, la intensidad de corriente de los transformadores serán diferentes y se derivará, circulando esta diferencia por el relé, haciéndolo funcionar. Esta protección se denomina también PROTECCION MERZ-PRICE. 2 =0 1 3 S O D RVA E ES R S Figura 2. Esquema de principio de la protección diferencial longitudinal 1. Transformadores de potencia, 2. transformadores de corriente y 3. relé diferencial. Fuente Ocando, R. 2003 O H C E ER D Si por el conductor protegido circula una sobreintensidad por causas ajenas al sector protegido, en ambos transformadores se mantendrán corrientes de igual intensidad y no existirá la corriente diferencial que haga funcionar el relé. Esto quiere decir que la protección diferencial solamente actúa cuando existen anomalías en la zona protegida y que se trata de una protección altamente selectiva, lo que constituye su principal ventaja sobre las demás protecciones. El principio básico consiste en la medida de la magnitud y ángulo de las corrientes que entran en el área de protección. Durante condiciones normales (sin falla) la suma es cero. Este sistema de protección requiere telecomunicación entre los terminales de la línea. El medio de transmisión mas común para esta protección es el hilo piloto, lo que significa que esta protección es utilizada para líneas cortas. Hoy en día la protección diferencial longitudinal se ha utilizado para líneas largas usando un sistema de telecomunicaciones por onda portadora, microondas o fibra óptica S O D RVA E ES R S Problemas de la Protección Diferencial O H C E ER D 1. Errores en los transformadores de corriente. 2. Diferencia en los tipos de T.C entre AT y BT. 3. Diferencia de Fase en las corrientes. 4. Relación de transformación variable. Protección de distancia La primera protección de línea utilizada en las líneas de transmisión trabajaba con el principio de sobrecorriente. Cuando los sistemas se extendieron y se convirtieron en enmallados, esta protección fue insuficiente para ser la protección principal de la línea. Fue casi imposible alcanzar un ajuste selectivo sin retardar notoriamente la protección. Adicionalmente algunas corrientes de falla son inferiores a la corriente máxima de carga, lo cual hacia muy difícil utilizar protecciones de sobrecorriente. Fue necesario entonces encontrar un principio de protección que fuera independiente de la magnitud y las variaciones de las corrientes de cortocircuito con la impedancia de fuente. Esta protección fue la protección de distancia, ya que la impedancia de la línea era independiente de las variaciones de la impedancia de la S O D RVA fuente. Cabe anotar que la protección de sobrecorriente todavía es utilizada como E ES R S protección principal de circuitos de media y baja tensión y como protección de O H C E ER respaldo en algunos circuitos no muy importantes de alta tensión. D Normalmente la protección de distancia mide la impedancia de carga de la línea, la cual puede ser expresada como UL/IL = ZL. Si hay una falla, la medida de la impedancia será menor que la impedancia de carga y la protección operará. La protección de distancia es una protección relativamente selectiva, lo cual significa que la selectividad se alcanza sin una comparación del extremo remoto y así, no requiere ningún sistema de telecomunicación para su función básica. Es por tanto que el ajuste de impedancia y tiempo son muy importantes. Una protección de distancia tiene varias zonas por lo general tres. Es importante que la primera zona no sobrealcance, por lo tanto se ajusta entre el 80 y el 90% de la longitud de la línea. El margen de seguridad es pues entre el 10 y el 20%. Algunas veces es necesario tener un margen mayor para tener en cuenta el efecto de la impedancia mutua en líneas paralelas. La principal función de la segunda zona será la de cubrir el margen de seguridad de la primera zona y normalmente se ajusta como mínimo al 120% de la línea y como máximo que no alcance el 80% de la línea adyacente mas corta. Un ajuste recomendado es el 140% de la línea. Existen diferentes tendencias para el ajuste de la zona 3. Algunas compañías ajustan la zona 3 del 100% al 120% de la línea protegida más la línea adyacente mas larga, lo cual brinda respaldo remoto a las líneas adyacentes. S O D RVA E S E R El Relé REL 356 es un sistema de protección diferencial de corriente S O CHoptimizado para operación con fibra óptica o equipo E numérica totalmente R integrado, DE REL 356 de audio tonos. Ofrece los mismos conceptos de protecciones y principios de operación de las generaciones anteriores de relés diferenciales de corriente tipo HCB/LCB en un nuevo diseño numérico con diversas opciones como protección de distancia de respaldo y otros beneficios. El REL 356 proporciona protección de alta velocidad para líneas largas y cortas efectuando una real comparación diferencial de la corriente que fluye por la línea a través de cada terminal de la línea protegida. Esto es particularmente apropiado en líneas muy cortas que no pueden ser protegidas por relés de distancia, como las que van desde el generador a la subestación. La flexibilidad de comunicaciones permite al REL 356 aplicaciones en líneas hasta de 400 kilómetros a cualquier nivel de voltaje. Una protección de distancia opcional puede ser incluida para proporcionar protección de respaldo en caso de pérdida del canal de comunicaciones. Aplicación El REL 356 está basado en un microprocesador dual, compuesto por filtros de S O D RVA secuencia, y sistemas de protección de corriente diferencial. El REL 356 opera en el principio heredado de anteriores sistemas de corriente exitosas ( LCBII ), pero E ES R S O adaptado y perfeccionado usando técnicas numeradas. El REL 356 es un sistema H C E ER piloto que utiliza un canal con una amplia gama de opciones de comunicaciones D análogas y digitales. El REL 356 es un sistema de relé de alta velocidad y está disponible para aplicaciones de cualquier nivel de voltaje. Este principio de operación lo hace ideal para líneas cortas y líneas derivadas con un transformador de poder, donde la protección a distancia tradicional no es práctica. El REL 356 es un sistema de solo-corriente y provee todos los beneficios asociados a los sistemas de relé sin necesidad de transformadores de potencia tales como: - No afectado por CCTV transitorio. - No afectado por balanceos de poder. - No afectado por líneas mutuas en paralelo. Un sistema opcional de relé de distancia a sido incluido al proveer un respaldo para canales de comunicaciones perdido. Este sistema consiste en dos unidades de zonas distanciadas y sistemas de relés no piloteados. Los sistemas a distancia de fases y tierras están incluidos. La protección de corriente diferencial es inherentemente inmune a sistemas balanceados donde el relé bloqueará la transmisión. Sin embargo, si el balanceo de S O D RVA poder es deseado, sigue siendo provisto para detectar esta condición. OST (fuera de E ES R S paso de transmisión) es incluido en el sistema de distancia de apoyo opcional. O H C E ER Una función de transmisión de sobrecorriente está también incluida en el D sistema de relés. El estado en alto de la función de sobrecorriente activa la transmisión instantáneamente cuando el umbral de la fase (IPH) o tierra (IGH) detecta corrientes por arriba de lo fijado. Estas unidades pueden ser supervisadas por las unidades direccionales. Las unidades de fase son supervisadas por FDOP (Fase delantera direccional de sobrecorriente ) y la unidad de tierra es supervisada por FDOG ( Tierra delantera direccional de sobrecorriente ) Una conexión de transformador externa de voltaje es requerida para activar las unidades direccionales. El REL 356 también requiere la conexión para protección de distancia, localización de falla, pérdida de potencial y pérdida de detección de corriente. A causa del envío de rangos disponibles en el sistema de relé, se hace posible el acomodar diferentes protecciones CT en los dos terminales en la línea de transmisión. El relé REL 356 tiene la capacidad, a través de su canal modem, para medir exactamente el retraso del canal de comunicación. Sistema de operación del REL 356 S O D comparación diferencial de flujo de corriente a través V de A cada terminal de la línea R E ES R protegida. Un canal piloto, ya sea fibra óptica o tono de audio es usado para brindar S O H C E en la terminal remota señales para la comparación de señales locales. El único R DE La operación básica del sistema del REL 356 lleva a cabo una verdadera método usado para representar las tres fases de corrientes y seguramente transmitir la señal remota produce flexibilidad y fidelidad en la aplicación del REL 356. El sistema de solo-corriente, como el REL 356 compara las corrientes medidas en el terminal de línea de transmisión. En un sistema de corrientes diferencial, la relación del fasor determina si la condición de la falla es interna o externa. REL 551 El terminal de protección de línea del REL 551 es una parte del sistema de la pirámide. Es básicamente una línea de protección diferencial para líneas MV y HV. El sistema de pirámides incluye un completo rango de complejos objetivos terminales, una estación funcional monitoreada y una subestación con sistema controlado. Los bloques en la pirámide son aprovechados como unidades de protección de postura-sola o como bloques de edificio en un completo Sistema de Estación Monitoreada ( SMS ) Sistema de Control de Subestación ( SCS ) y/o Sistema de Análisis de Relés ( RTS ). S O D RVA E S E R La función básica en el REL 551 es una protección diferencial de corriente S O H C E del tipo master/master, DER evaluando cada fase de corriente independientemente en ambos terminales, usando ambos la corriente amplia y ángulo de fase (Vector de comparación segregado) A todas las corrientes se les aplica un análisis de Fourier en orden de extracción de componentes de seno y coseno. Luego seis componentes, dos por fase, son incluidas en un mensaje que es transmitido cada 5ms para el control del terminal, sincronizado por encima del canal de datos a 56/64 kbit/s. El mensaje también incluye información para la supervisión, CT detección de saturación, sincronización de terminales y envío de transferencia directa. La diferencia de medida es estabilizada fase por fase por la suma de la corriente escalar. Para minimizar los requerimientos en el trasformador de corriente, todas las corrientes son supervisadas individualmente por detectores de saturación (CT). En caso de saturación ( CT ) el grado de estabilidad es incrementado. La distribución de comunicación es continuamente medida y automáticamente compensada la medida diferencial. Esto le permite al REL 551 usar una comunicación en cadena con rotación automática interrumpida. ( la cadena publica digital usualmente tiene esta función ) El mensaje de comunicación es chequeado para localizar errores y con la S O D RVA detección de información errónea, el mensaje es excluido de la evaluación. Por E ES R S transmitir dos o tres mensajes aceptados de cuatro, que son requeridos. Esto provee O H C E ER una muy alta seguridad contra una falsa transmisión con disturbios. D Un intercambio directo puede ser transmitido entre el terminal y el mensaje común. Esta interrupción es activada a través de una entrada separada, y tiene una salida separada. La protección es solo diseñada para el intercambio tripolar. Una función instantánea de sobrecorriente es incluida. Una construcción en función de supervisión ( CT ) provee a ambos una señal de alarma y una señal de bloqueo. Cuatro grupos independientes son disponibles para parámetros de configuración con el REL 551. El usuario puede cambiar este grupo activo con algún parámetro dentro de su localidad, con la ayuda de la unidad comunicación hombre-máquina o lo que significa una computadora personal, cambiando entre los grupos activos de comunicación y también es posible activando cuatro entradas binarias. Transformadores de tensión Normalmente en sistemas con tensiones nominales superiores a los 600V las mediciones de tensión no son hechas directamente en la red primaria sino a través de equipos denominados Transformadores de Tensión. Estos equipos tienen las siguientes finalidades: - Aislar el circuito de baja tensión (secundario) del circuito de alta tensión (primario). - S O D RVA Que los efectos transitorios y de régimen permanente aplicados al circuito E ES R S de alta tensión sean reproducidos lo más fielmente posible en el circuito de baja O H C E ER tensión. D En cuanto al tipo, los transformadores de tensión pueden ser: - Transformadores inductivos. - Divisores capacitivos. - Divisores resistivos. - Divisores mixtos (capacitivo/resistivo). Los transformadores inductivos pueden ser construidos para conexión fasetierra (un polo aislado) o para conexión fase-fase (doble polo aislado). Estos últimos se utilizan primordialmente en media tensión. Los divisores resistivos y mixtos no se utilizan normalmente en sistemas de potencia, sino más bien en circuitos de prueba o investigación de laboratorio. Para tensiones comprendidas entre 600 V y 69kV, los transformadores inductivos son predominantes. Para tensiones superiores a 69kV y hasta 138kV no existe preferencia en la utilización, pero en sistemas donde se emplea comunicación por onda portadora, PLC, la utilización del divisor capacitivo se hace necesaria. Para tensiones superiores a 138kV los divisores capacitivos son predominantes. Características para la especificación de un transformador de tensión Para la especificación de los principales requisitos eléctricos de un S O D RVA transformador de tensión deberán ser mencionadas, como mínimo, las siguientes O H C E ER E ES R S características: - Tensión máxima del equipo y niveles de aislamiento. - Frecuencia nominal. - Carga nominal. - Clase de exactitud. - Número de devanados secundarios. - Relación de transformación nominal. - Conexión de los devanados secundarios. - Desviaciones en la tensión nominal permitidas en los devanados D secundarios manteniendo la clase de exactitud. - Carga máxima de los devanados secundarios. - Potencia térmica nominal de cada devanado. - Capacitancia mínima (solamente para divisores capacitivos). - Rango de frecuencia para PLC (solamente para divisores capacitivos). - Tipo de instalación (interior o exterior). Transformadores de corriente Los transformadores de corriente son utilizados para las mediciones de corriente en sistemas eléctricos. Ellos tienen su devanado primario conectado en serie con el circuito de alta tensión. La impedancia del transformador de corriente, S O D Ala carga que se conecta sistema en el cual estará instalado, aún si se tiene en cuenta V R SE E R en su secundario. En esta forma laS corriente que circulará en el primario de los O H C E transformadores de corriente está determinada por el circuito de potencia. DER vista desde el lado del devanado primario, es despreciable comparada con la del Clasificación de los transformadores a. Tipos constructivos: los transformadores de corriente se clasifican, de acuerdo con su construcción, en diversos tipos; los más usados en instalaciones de alta y extra alta tensión son: b. Tipo estación o autosoportado: Es el tipo más utilizado en alta y extra alta tensión pueden ser: - Primario en “U”. El conductor primario tiene una forma de “U” que se lleva fuertemente aislado hasta un tanque con aceite aislante en donde se encuentra el núcleo y los devanados secundarios. Se utiliza normalmente hasta corrientes nominales de 1600 A y de cortocircuito hasta de 30 KA - Primario pasante o tipo invertido. El núcleo y los secundarios se localizan en la parte superior, en donde el primario es solo una barra pasante. Se utiliza para altas corrientes nominales y de cortocircuito. c. Tipo devanado: Transformador cuyo devanado primario, se encuentra S O D RVA constituido por una o más espiras envolviendo mecánicamente su núcleo. E ES R S d. Tipo de ventana: Transformador sin primario propio, construido con una O H C E ER abertura a través del núcleo por donde pasa un conductor que forma el circuito primario. D e. Tipo buje: Transformador tipo ventana proyectado para ser instalado sobre un buje de un equipo eléctrico (transformador, reactor o interruptor de tanque muerto). Tipos de construcción desde el punto de vista eléctrico. Los sistemas de transformadores de corriente pueden tener las siguientes variantes eléctricas. - Tipo con varios núcleos. Transformador con varios devanados secundarios aislados separadamente y montados cada uno en su propio núcleo, formando un conjunto con un único devanado primario cuyas espiras (o espira) enlazan todos los secundarios. - Primario de relación serie-paralelo. Tienen en su primario dos secciones idénticas cuya conexión, serie o paralelo, puede cambiarse fácilmente. Se puede duplicar la capacidad de corriente sin que ello implique una variación en los amperios-vuelta para el secundario y en precisión. - Secundario de relación múltiple o multi-relación. La relación de transformación se puede variar por medio de derivaciones (taps) en las vueltas de secundario. Presentan el inconveniente de la disminución de la capacidad en las relaciones más bajas. S O D RVA Características para la especificación de un transformador de corriente E ES R S En la especificación de un transformador de corriente o para consulta a los O H C E ER fabricantes se deben indicar como mínimo las siguientes características: D - Corriente(s) y relación(es) nominal(es). - Tensión máxima del equipo y niveles de aislamiento. - Frecuencia nominal. - Carga(s) nominal(es). - Exactitud. - Número de núcleos para medida y para protección. - Corriente térmica nominal continúa. - Corriente térmica nominal, TS. - Corriente dinámica nominal. - Tipo de instalación (interior o exterior). Seccionadores En la selección y adecuada utilización de los seccionadores en sistemas de alta tensión deben observarse las características del sistema en el cual serán aplicados y la función que deben desempeñar. Entre las características del sistema están las de naturaleza térmica y eléctrica (capacidad de conducción de corrientes nominal y de cortocircuito, resistencia a los esfuerzos dieléctricos, etc.) y las de naturaleza mecánica (esfuerzos debido a corrientes de cortocircuito, vientos, etc.) además del tipo de instalación que tendrá el S O D RVA seccionador (si es para uso interior o exterior). E ES R S Los seccionadores pueden desempeñar en las redes eléctricas diversas O H C E ER funciones siendo la más común la de seccionamiento de circuitos por necesidades de D operación, o por necesidad de aislar componentes del sistema (equipos o líneas) para realizar su mantenimiento. Por este último caso los seccionadores abiertos que aíslan componentes en mantenimiento deben tener una resistencia entre terminales a los esfuerzos dieléctricos en tal forma que el personal de campo pueda ejecutar el servicio de mantenimiento en condiciones adecuadas de seguridad. Funciones desempeñadas por los seccionadores en redes eléctricas Los seccionadores pueden ser clasificados de la siguiente manera, de acuerdo con las funciones que desempeñan en un sistema eléctrico de potencia. Seccionadores de maniobra Hacen “by pass” o paso directo a equipos como interruptores y capacitores en serie para la ejecución de mantenimiento o por necesidades operativas. Aislar equipos como interruptores, capacitores, barajes, transformadores o reactores, generadores o líneas para la ejecución de mantenimiento. Maniobrar equipos: transferencia de circuitos entre los barajes de una subestación. Los seccionadores solamente pueden operar cuando hay una variación de tensión insignificante entre sus terminales o en los casos de restablecimiento (cierre) S O D RVA o interrupción de corrientes insignificantes. O H C E ER E ES R S Seccionadores de tierra Poner a tierra componentes del sistema en mantenimiento: líneas de D transmisión, barajes, bancos de transformadores o bancos de condensadores y reactores en derivación. Seccionadores de operación en carga Abrir y/o cerrar circuitos en carga: reactores, capacitores o generadores. Seccionadores de puesta a tierra rápida Ponen a tierra componentes energizados del sistema, en el caso de fallas en reactores no maniobrables asociados a líneas de transmisión sin esquemas de protección con transferencia de disparo, o en el caso de líneas terminadas en transformador sin interruptor en el terminal de línea y para protección de generadores contra sobretensiones y autoexcitación. Estos dispositivos necesitan tiempos de operación extremadamente rápidos. Configuraciones Es el arreglo de los equipos electromecánicos constitutivos de un patio de conexiones, o pertenecientes a un mismo nivel de tensión de una subestación, de tal forma que su operación permita dar a la subestación diferentes grados de confiabilidad, seguridad o flexibilidad de manejo, transformación y distribución de energía. S O D RVA E S E R Básicamente existen dos tendencias generales con respecto a los tipos de S O CH de alta tensión y extra alta tensión. Estas E configuraciones paraRsubestaciones DE tendencias son la europea o de conexión de barras y la americana o de conexión de interruptores. Dichas configuraciones son aplicables tanto parar subestaciones convencionales como para subestaciones encapsuladas en SF6. Configuraciones de conexión de barras tendencia europea Se entiende que son aquellas en las cuales cada circuito tiene un interruptor, con la posibilidad de conectarse a una o mas barras por medio de seccionadores. Barra sencilla Como su nombre lo indica, es una configuración que cuenta con un solo barraje colector al cual se conectan los circuitos por medio de un interruptor. Es económica, simple y fácil de proteger, ocupa poco espacio y no presenta muchas posibilidades de operación incorrecta. Como desventaja principal puede citarse la falta de confiabilidad, seguridad y flexibilidad teniendo así que suspender el servicio en forma total cuando se requiera hacer una supervisión o reparación en la barra colectora, o del circuito cuando la revisión o reparación es en el interruptor; sin embargo, con un seccionamiento longitudinal se obtiene alguna confiabilidad y flexibilidad pues se hace posible separar en dos partes el barraje, lo cual facilita las S O D RVA reparaciones, trabajos de ampliación y en determinadas circunstancias aún la E ES R S operación de la misma subestación. Si el seccionamiento del barraje se efectúa con O H C E ER el fin de lograr flexibilidad en la subestación, se requiere un planeamiento muy D cuidadoso ya que durante la operación normal no se pueden cambiar los circuitos de una barra a la otra. Un seccionamiento mal planeado puede inclusive atentar contra la seguridad del sistema. Una aplicación práctica del seccionamiento del barraje ocurre cuando se tienen dos circuitos provenientes de una misma subestación y alimentan dos transformadores para conformar las configuraciones denominadas en “H”. Si los dos circuitos provienen de subestaciones distintas, el seccionamiento no debe comprometer la seguridad de dichas subestaciones por la suspensión de la interconexión entre ellas. La barra sencilla se puede utilizar para subestaciones de AT y EAT con muy pocos campos de conexión y exige retirar del servicio todo el campo y su elemento conectado (línea o transformadores) cuando se va a realizar cualquier trabajo sobre el interruptor u otro de los aparatos del campo. En esta configuración entran las subestaciones unitarias, en las cuales la línea de transmisión termina en un transformador sin existir un barraje principal. En EAT por lo general existe interruptor de potencia, mientras que en algunas subestaciones de AT y MT se elimina éste y se implementa un sistema de transferencia remota de S O D RVA disparo. Este tipo de subestación se utiliza cuando hay una sola línea de transmisión E ES R S y un solo transformador o cuando se tiene un transformador conectado en O H C E ER derivación. D BARRA PRINCIPAL Y BARRA DE TRANSFERENCIA Para mejorar la confiabilidad por falla en interruptores de la configuración de barra sencilla, a ésta, se le puede agregar una barra auxiliar o de transferencia; a cada circuito, un seccionador (de transferencia) para la conexión a dicha barra y un interruptor (de transferencia) para unir las dos barras, conformándose así una configuración llamada de barra principal y de transferencia. Con esta configuración cada campo de conexión se puede conmutar por medio del interruptor de transferencia a la barra de igual nombre conservando en esta forma el servicio del campo respectivo durante el mantenimiento del interruptor o fallas del mismo, lo que demuestra la buena confiabilidad que la configuración presenta bajo estas circunstancias. Si la barra principal se divide por medio de un seccionador para cada parte de ella y el acople de barras se coloca entre los dos seccionadores, se tiene la posibilidad de hacer mantenimiento de barras dejando sin servicio únicamente la mitad de la subestación, y aún se puede mantener en servicio por medio del interruptor de transferencia y la barra de transferencia uno de los circuitos correspondientes a la barra que se quiere aislar, lográndose en esta forma alguna flexibilidad (con las limitaciones descritas para la barra sencilla). Además, con el seccionador se logra alguna confiabilidad por fallas en el barraje. S O D RVA Esta configuración es económica en costo inicial y final a pesar de exigir un E ES R S interruptor de transferencia. Es posible también en casos especiales usar la barra de O H C E ER transferencia como puente de paso de una línea que entra a la subestación y vuelve a D salir de ella. Por otra parte, una falla en el barraje o en un interruptor saca de servicio toda la subestación hasta que pueda aislarse la falla, lo cual implica falta de seguridad de la configuración. Para el diseño se debe tener en cuenta la ubicación de los transformadores de corriente en tal forma que no existan problemas de protección con los circuitos a los cuales se les está efectuando la transferencia (su ubicación debe ser en el lado de la línea). El campo de transferencia no requiere transformador de corriente si éstos en los circuitos son ubicados correctamente. Además, la capacidad de la barra y el campo de transferencia debe ser igual a la de cualquiera de los otros campos o circuitos. DOBLE BARRA Para aumentar la flexibilidad a la barra sencilla se puede adicionar una segunda barra principal y un interruptor para el acoplamiento de las dos barras conformándose así una configuración llamada de doble barra. Esta configuración es flexible pues permite separar circuitos en cada una de las barras, pudiéndose así dividir sistemas; además tiene confiabilidad pero no seguridad por falla en barras y en interruptores; es posible también hacer mantenimiento en barras sin suspender el servicio y por ello se usa en áreas de alta S O D RVA contaminación ambiental. Se adapta muy bien a sistemas muy enmallados en donde E ES R S es necesario disponer de flexibilidad; debido a esta flexibilidad se puede usar el O H C E ER acople como seccionador de barras, permitiendo así conectar a una y otra barra, D circuitos provenientes de una misma fuente sin necesidad de hacer cruce de las líneas a la entrada de la subestación. Tiene la ventaja adicional, sobre el seccionador longitudinal en las configuraciones anteriores, de que la conexión de un circuito a una barra u otra puede ser efectuada en cualquier momento dependiendo de circunstancias o consignas operativas del sistema. En el diseño es necesario considerar que las dos barras deben tener la misma capacidad y a su vez la capacidad total de la subestación; el interruptor de acople hace parte de los barajes y por lo tanto debe tener la misma capacidad que éstos. Además, se debe tener especial cuidado con el tipo de la protección diferencial de barras que se requiere utilizar. Los transformadores de corriente pueden estar localizados adyacentes a los interruptores. El campo de acoplamiento requiere transformadores de corriente para la protección diferencial de barras. Para el mantenimiento de interruptores es necesario suspender el servicio de la respectiva salida. Sin embargo, cuando el sistema es muy enmallado y diseñado para operación continua durante la salida de un circuito, la desconexión de un circuito no tiene mucho efecto en su comportamiento. En algunos sistemas, las líneas son de doble circuito y cada uno puede soportar la capacidad total de la línea. Por lo tanto no es esencial tener forma de dar mantenimiento a interruptores S O D RVA conservando el circuito energizado. Algunas disposiciones físicas de esta E ES R S configuración permiten efectuar un “by-pass” o paso directo temporal o permanente O H C E ER por medio de cambios en las conexiones de los equipos y barrajes, para permitir una D continuidad en el servicio durante prolongados períodos de mantenimiento o reparación del interruptor; esta disposición física es la denominada “puenteable”. La configuración de doble barra es objeto de especial preferencia en Europa para subestaciones a 200kV y aún para niveles más elevados de tensión, lo mismo que para subestaciones encapsuladas con aislamiento de SF6 y tensiones hasta 400 Kv inclusive. Cuando se requiere una gran flexibilidad se coloca una tercera barra, pero esto sería en un caso demasiado especial. DOBLE BARRA MÁS SECCIONADOR DE “BY-PASS” O PASO DIRECTO Reúne, pero no simultáneamente, las características de la barra principal de transferencia y la doble barra. Esto se logra a partir de la doble barra conectando un seccionador de “by-pass” o paso directo al interruptor de cada salida y adicionando además otro seccionador adyacente al interruptor para poder aislarlo. Con estos seccionadores adicionales se pueden operar la subestación, complementariamente a la operación normal de doble barra, con una barra siendo la principal y la otra la de transferencia, utilizando el interruptor de acoplamiento como de transferencia para uso cualquiera de los interruptores de línea que se encuentre en mantenimiento. Cuando se tienen circuitos conectados a una y otra barra no es posible hacer mantenimiento a interruptores sin suspender el servicio, pues para ello se necesitaría S O D RVA que una de las barras estuviera completamente libre para usarla como barra de E ES R S transferencia, no presentándose así conjuntamente las propiedades de flexibilidad y O H C E ER confiabilidad. D Esta configuración es la que requiere un mayor número de equipos por campo, presentándose así mismo una más elevada posibilidad de operación incorrecta durante las maniobras. Por lo general a esta configuración no se le explota su flexibilidad, pues se usa una de las barras como simple barra de reserva y/o transferencia, no compensándose así la alta inversión que ella implica. El material adiciona necesario para la doble barra con seccionador “by-pass” o paso directo equivale aproximadamente al que se requeriría para agregar al doble barraje una barra de transferencia, configuración que desde el punto de vista de servicio tiene mejor utilidad. La configuración de doble barra con seccionador de “by-pass” permite además algunas variantes entre las cuales se pueden mencionar la partición de una de las barras mediante interruptor o seccionador, la utilización de interruptores de acople en una o en ambas mitades de la barra seccionada, etc., pero esto hace la subestación más costosa y más complicada en su operación. En el diseño se debe tener en cuenta lo estipulado anteriormente para la barra principal de transferencia y la doble barra. DOBLE BARRA MÁS SECCIONADOR DE TRANSFERENCIA S O D A práctica, se requiere la seccionador menos. Para lograr esta configuración en forma V R ESEo semipantógrafo (en donde la R utilización de seccionadores del tipo pantógrafo S O H C E conexión o desconexión se efectúa verticalmente) en por lo menos una de las R DE Esta configuración es una variante de la anterior, pero utilizando un conexiones a las barras. Tiene las mismas características de la doble barra con seccionador de “by-pass. DOBLE BARRA MÁS BARRA DE TRANSFERENCIA Es una combinación de la barra principal de transferencia y la doble barra, ya que se tienen dos barras principales más una de transferencia, dando como resultado un arreglo que brinda simultáneamente confiabilidad y flexibilidad. Normalmente se usan dos interruptores para las funciones de acople y transferencia, respectivamente, pudiéndose así efectuar en forma simultánea ambas operaciones. En algunos casos se utiliza un solo interruptor (con el debido arreglo de seccionadores) para las dos operaciones, perdiéndose así la función fundamental de las tres barras, con lo cual se asimila esta configuración a las dos anteriores; sin embargo, cuando se prefiere dejar uno de los barrajes como reserva (por ejemplo en zonas de alta contaminación que exigen limpieza periódica) se puede disponer de un solo interruptor que cumpla ambas funciones con lo cual la solución pasa a ser muy económica. En el diseño se debe tener en cuenta lo estipulado anteriormente para la barra principal de transferencia y la doble barra. S O D RVA En Europa, esta disposición encuentra un campo de aplicación muy amplio E ES R S a niveles de 220kV. Como desventaja puede anotarse que requiere una O H C E ER mayor área en comparación con las configuraciones anteriores. D Configuraciones de conexión de interruptores tendencia americana Son aquellas en las cuales los circuitos se conectan a las barras o entre ellas por medio de interruptores. Anillo En esta, la barra colectora es un anillo conformado por interruptores, con los circuitos conectados entre cada dos de ellos. Para aislar un circuito es necesario la apertura de los dos interruptores correspondientes, abriéndose así el anillo. Cuando se requiere aislar un circuito por un periodo largo, se debe abrir el seccionador de la línea para poder cerrar los interruptores asociados a dicho circuito y así dar continuidad al anillo. Es una configuración económica y segura, además de confiable, pero sin flexibilidad. Es segura y confiable por permitir continuidad de servicio por falla o durante mantenimiento de un interruptor, ya que cada línea o circuito esta asociado a dos interruptores. El principal inconveniente S O D RVA consiste en que en caso de falla en un circuito mientras se hace E ES R S mantenimiento en otro, el anillo puede quedar dividido y presentar falta de O H C E ER servicio para alguna de las partes, o perderse la seguridad y confiabilidad D para los cuales esta subestación fue ideada. Es necesario operarla con todos los interruptores cerrados; por lo tanto bajo el punto de vista de la flexibilidad, la subestación es similar a una barra sencilla. Para efectos de distribución de corrientes, los circuitos conectados al anillo se deben repartir de tal manera que las fuentes de energía se alternen con las cargas. Por consideraciones prácticas conviene limitar el uso de esta configuración a un máximo de 6 circuitos de salida. Interruptor y medio Esta configuración debe su nombre al hecho de exigir tres interruptores por cada dos salidas. El grupo de los tres interruptores, llamado diámetro, se conecta entre dos barrajes principales. Se puede hacer mantenimiento a cualquier interruptor o barraje sin suspender el servicio y sin alterar el sistema de protección; además una falla en un barraje no interrumpe el servicio a ningún circuito, presentando así un alto índice de confiabilidad y S O D RVA de seguridad tanto por falla en dos interruptores como en los circuitos y en E ES R S las barras. Normalmente se opera con ambas barras energizadas y todos los O H C E ER interruptores cerrados, y por tal motivo no es flexible; además el tener dos D barras no significa que los circuitos puedan ser conectados independientemente a cualquiera de ellas, como es el caso de la doble barra. Como en el caso del anillo, la desconexión de un circuito implica la apertura de dos interruptores. La protección y el recierre se complican por el hecho de que el interruptor intermedio debe trabajar con uno u otro de los circuitos asociados. Por otra parte, la falla de un interruptor en el peor de los casos solo saca de servicio un circuito adicional. La definición de la capacidad de los equipos es difícil por cuanto exige prever la distribución de las corrientes, especialmente durante contingencias. En el caso de que la subestación tenga un número impar de circuitos, uno de ellos necesitaría dos interruptores. Usando el interruptor intermedio es posible pasar directamente a través de la subestación un circuito que normalmente entre a ella y que salga por el mismo campo, aunque es muy eventual este caso. Esta configuración admite ciertas modificaciones para ahorrar alguna cantidad de equipos en salidas para transformadores, colocando un solo S O D interruptor por campo y un seccionador a modo de transferencia o A V R E S E R conectando directamente los transformadores a las barras. S O H C E DER Doble barra con doble interruptor En esta configuración se duplican tanto las barras como los interruptores de cada circuito. Presenta la mayor seguridad, tanto por falla en barras como en interruptores, entre todas las configuraciones y gran libertad para operación, para trabajos de revisión y mantenimiento. Para lograr la mayor seguridad, cada circuito se conecta a ambas barras, es decir todos los interruptores cerrados y las dos barras energizadas. En algunos casos los circuitos se pueden separar en dos grupos conectándolos cada uno a una barra; en tal condición la falla en una de las barras saca del servicio todo lo que esta conectado a ella, permitiéndose la seguridad que brinda la operación normal y no justificándose el extra costo con respecto a una doble barra. Es la más costosa de todas las configuraciones a expensas de su seguridad desde el punto de vista del suministro, por lo cual su adopción en S O D un caso particular requiere una justificación cuidadosa. A V R ESE R S O H Anillo cruzado REC DE Las anteriores configuraciones de interruptores han probado proveer una mayor confiabilidad que las configuraciones de conexión de barras, debido básicamente a que cada circuito de salida esta conectado al resto de la instalación por dos interruptores en paralelo. La disponibilidad de cada circuito puede ser obviamente incrementada usando tres interruptores en paralelo en lugar de dos. Esto puede ser ejecutando de muchas formas, siendo la mas factible de lograr desde el punto de vista práctico, la configuración en anillo cruzado. La cantidad de interruptores es (n + n/2), en donde n es el número de nodos, siendo esta cantidad la misma requerida por la configuración de interruptores y medio. Cuando se tiene un número impar de nodos se puede introducir un nodo ficticio tal como se hace para el interruptor y medio. El estado normal de la subestación es con todos los interruptores cerrados. Nomenclatura de las tensiones en las sub estaciones de ENELDIS C.A. Z = 765 K Vol. X = 400 K Vol. D E ES R S O H C E ER S O D RVA ALTA Y EXTRA ALTA TENSION M (Maria) = 230 K Vol. K (Kilo)= 138 K Vol. H (Hielo) = 115 K Vol. B (Bolívar)= 34.5 K Vol. MEDIA TENSION C (Carmen)= 24 K Vol. D (Danilo) = 13.8 K Vol. S (Samuel) = 8 K Vol. BAJA TENSION F (Francisco) = 6.9 K Vol. L (Luis) = 4.16 K Vol. Tabla 1 Nomenclatura ANSI para la identificación de funciones en las protecciones 21 25 27 32 37 40 46 47 49 50 51 50C 52FA 50N 50NS 50S+62 51 51N 51RB 59 59N 64 66 67 67N 81M/m 87 95 E ES R S O H C E ER D S O D RVA Protección de distancia Comprobación de sincronismo Protección contra baja tensión Inversión de potencia Unidad de detección de baja corriente Pérdida de excitación de generadores Protección de desfases de corrientes Protección de desfases de tensiones Protección de imagen térmica Función de sobrecorriente instantánea de fase Protección temporizada de sobrecorriente Protección de cuba de transformador Protección de sobrecorriente con frenado de armónicos Protección de sobrecorriente instantánea de neutro Protección de sobrecorriente instantánea de neutro sensible Protección contra fallo de interruptor Sobrecorriente temporizada de fase Sobrecorriente temporizada de neutro Protección contra rotor bloqueado Protección contra sobretensión Protección contra sobretensión residual Protección contra fallas a tierra Protección contra excesivo número de arranques Sobrecorriente direccional de fase Sobrecorriente direccional de neutro Protección de max/min frecuencia Protección diferencial Función de sobrecorriente de neutro Fuente: Ocando, R. 2003 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS ARROLLAMIENTO DE TENSIÓN RESIDUAL: ES EL QUE ESTÁ DESTINADO A FORMAR UN TRIANGULO ABIERTO (JUNTO CON LOS CORRESPONDIENTES TRANSFORMADORES ARROLLAMIENTOS MONOFÁSICOS), OTROS DOS SUMINISTRAR UNA S O D RVA PARA E ES R S DE TENSIÓN RESIDUAL EN EL CASO DE FALLA A TIERRA. O H C E ER CORRIENTE NOMINAL: CORRIENTE PARA LA CUAL A SIDO D AJUSTADO EL RELÉ. CORRIENTE PICK-UP: ES LA CORRIENTE MÍNIMA QUE NECESITA EL RELÉ PARA ACCIONARSE Y OPERA DESPEJANDO LA FALLA QUE SE HALLA PRESENTADO EN EL EQUIPO O ZONA PROTEGIDA. PROTECCIÓN PRINCIPAL: SON AQUELLAS QUE DEBEN OPERAR EN EL MOMENTO QUE OCURRE LA FALLA, ORDENANDO LA ACCIÓN DEL NÚMERO DE DISYUNTORES; SERÍA IDEAL QUE SE DESPEJARAN LAS FALLAS EN LA PROTECCIÓN PRINCIPAL, YA QUE SE DESCONECTA LA MENOR PORCIÓN DEL SISTEMA EN EL MENOR TIEMPO POSIBLE. PROTECCIÓN DE RESPALDO: ESTA OPERA EN EL CASO DE QUE UNO O UNOS DE LOS RELÉS PRINCIPALES NO OPEREN. ESTA PROTECCIÓN ES POR LO GENERAL MÁS LENTA QUE LA PRINCIPAL Y DESCONECTA UNA PORCIÓN MAYOR DEL SISTEMA. RELÉ: SON DISPOSITIVOS QUE SE USAN PARA DETECTAR, LOCALIZAR Y DAR ORDEN DE APERTURA A LOS INTERRUPTORES PARA DESPEJAR LAS FALLAS. CON ESTOS SE PUEDEN PROTEGER GENERADORES, TRANSFORMADORES, LÍNEAS, ETC. EN LOS SISTEMAS S O D RVA DE POTENCIA. E ES R S RELÉS DIFERENCIALES: ACTÚAN CUANDO LA DIFERENCIA O H C E ER ENTRE DOS O MÁS MAGNITUDES ELÉCTRICAS DE LA MISMA D NATURALEZA ES MAYOR QUE EL VALOR PREFIJADO. GENERALMENTE SON ELECTROMECÁNICOS O DE INDUCCIÓN. RELÉS DE DISTANCIA: SE UTILIZAN PARA LA PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN, OPERANDO SOLO POR FALLAS QUE OCURRAN ENTRE EL PUNTO DONDE ESTÁ CONECTADO EL RELÉ Y OTRO PUNTO DETERMINADO, DISCRIMINANDO CUALQUIER FALLA OCURRIDA FUERA DE DICHA ZONA. SU PRINCIPIO DE OPERACIÓN ESTÁ ESTRECHAMENTE ASOCIADO A LA IMPEDANCIA DE LA LÍNEA. RELÉS DE PROTECCIÓN: DISPOSITIVO DISEÑADO PARA DETECTAR CONDICIONES INTOLERABLES O INDESEADAS DENTRO DE UNA DETERMINADA ÁREA E INICIAR ACCIONES CORRECTORAS COMO, DESCONEXIÓN O ALARMA Sobrealcance: Es una condición propia de los relés de distancia y se determina cuando el relé comienza a funcionar para un valor mayor de impedancia que para el que está ajustado. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE: SON LOS S O D RVA TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD DESTINADOS A ALIMENTAR E ES R S RELÉS DE PROTECCIÓN. DEBEN, POR TANTO, ASEGURAR UNA O H C E ER PRECISIÓN SUFICIENTE PARA INTENSIDADES DE VALOR IGUAL A D VARIAS VECES LA INTENSIDAD NOMINAL. TRANSFORMADORES DE MEDIDA: SON AQUELLOS DESTINADOS A ALIMENTAR INSTRUMENTOS DE MEDIDA, COMO CONTADORES, RELÉS Y OTROS APARATOS ANÁLOGOS. Transformadores de tensión: Son los transformadores de tensión destinados a proveer de información al relé de protección del estado de operación de la línea. Si un transformador de tensión va a ser destinado para medida y para protección, normalmente no es necesario que existan dos arrollamientos separados como en los transformadores de intensidad salvo que se desee una separación galvánica. Para protección a los transformadores de tensión también se les exige que cumplan una clase de precisión para medida. S O D A V R Marco SE Metodológico E Capítulo III C E R DE R S HO CAPÍTULO III S O D RVA MARCO METODOLÓGICO O H C E ER E ES R S En este capitulo se describirán las técnicas, métodos y D pasos que se implementaron para ejecutar este trabajo de investigación. TIPO DE INVESTIGACIÓN La presente investigación se considera descriptiva y de campo, ya que esta orientada a la recolección de información sobre el conjunto de operaciones que se deben llevar a cabo en las subestaciones de la empresa ENELDIS C.A. para las pruebas de los Relés de Protección Numéricos, así como una revisión bibliográfica para establecer las definiciones y fundamentos básicos relativos a las pruebas requeridas por los relés. La investigación a realizar será de tipo “descriptivo”, de acuerdo con el método, ya que fue necesario el conocimiento de las características de la situación dada, plantear objetivos, describir, analizar e interpretar la situación existente para generar soluciones a la problemática existente, según Hernández, Fernández y Batista (1991. p 193). Para Babaresco (1994) “una investigación es descriptiva cuando va mas a la búsqueda de aquellos aspectos que se desean conocer y de los que se pretenden obtener respuesta. Consiste en describir y analizar sistemáticamente características homogéneas de los fenómenos estudiados sobre la realidad”. S O D RVA En este sentido Méndez (1993) afirma que los estudios descriptivos son E ES R S aquellos que “identifican las características del universo investigado, establece O H C E ER comportamientos concretos, descubre y comprueba en asociación entre variables de investigación. D Por otra parte Chávez (1994) plantea que una investigación solo es descriptiva cuando se describe lo que se mide sin realizar inferencias ni verificar hipótesis. Una investigación es de campo cuando “se realiza en el propio sitio donde se encuentra el objeto de estudio, esto permite el conocimiento mas a fondo del problema por parte del investigador y puede manejar los datos con mas seguridad y propiedad” Aura Babaresco (1994). Diseño de la Investigación El diseño de esta investigación se caracteriza por ser No Experimental, ya que en esta, no se realizará la manipulación de variables. Babaresco (1994). Proceso de la Investigación El proceso utilizado para esta investigación fue implantado por el criterio propio del investigador, estableciendo así un procedimiento de investigación más flexible para el total desarrollo de la misma. El proceso seguido para la elaboración de esta investigación quedó discriminado en las siguientes fases: S O D Fases de la investigaciónVA R de protección del E Realización del inventarioSde equipos E R sistema eléctrico de la empresa ENELDIS C.A. C.A. S FASE I HO ∗Realizar el inventario de los equipos de protección C E R diferencial de líneas instalados en las subestaciones DE TABLA 2 eléctricas de la empresa ENELDIS C.A.. Documentación de bases teóricas FASE II ∗Recolectar las recomendaciones sugeridas por los fabricantes (en los manuales de los equipos) y el personal experimentado, en cuanto a la realización de protocolos de pruebas para los relés numéricos REL 356 y REL 551. ∗Estudiar la filosofía de operación de las sub-estaciones eléctricas de 138 Kv. y 230 Kv. de la empresa ENELDIS C.A. C.A Documentación técnica ∗Recolectar información de campo durante la ejecución FASE III de las pruebas realizadas a los equipos instalados en las subestaciones eléctricas. ∗Determinar los requerimientos de los equipos, materiales, herramientas y recursos humanos necesarios para ejecutar las pruebas a estos equipos. Elaboración de los protocolos FASE IV ∗Diseñar los protocolos de pruebas para los relés numéricos existentes en el sistema eléctrico de la empresa ENELDIS C.A. Fuente: Ocando, R. (2003) Fase I. Realización del inventario de equipos de protección del sistema eléctrico de la empresa ENELDIS C.A. En esta fase se realizó el inventario de los equipos instalados en las S O D RVA subestaciones eléctricas de ENELDIS C.A. De igual forma se efectuaron visitas a las subestaciones, a fin de verificar la ubicación de los equipos de protección para O H C E ER D E ES R S actualizar la existencia de los inventarios. Fase II. Documentación de bases teóricas Esta fase consistió en el estudio de diversas fuentes documentales sobre los equipos con los que se va a trabajar, cómo funcionan y las funciones que cumplen dentro del sistema de protección. En esta revisión se recolectó información de diversos textos especializados en el área de protecciones y subestaciones, manuales de los fabricantes de los equipos, catálogos de equipos, etc Se investigó y verificaron los esquemas y filosofías de protección utilizados e implementados en las subestaciones de la empresa ENELDIS C.A., principalmente los equipos relacionados con esta investigación. Fase III. Documentación Técnica En esta etapa se realizaron las visitas a las subestaciones del sistema de la empresa ENELDIS C.A. para la observación de los trabajos en campo. De las mismas se recopiló la información concerniente a la realización de estas pruebas, información como requerimiento de los equipos necesarios, interrogación a los S O D RVA relés, herramientas, verificación de impedancias y medición del tiempo del despeje O H C E ER D E ES R S de fallas, por parte de los relés. Fase IV. Elaboración de los protocolos Luego de haber obtenido y recopilado la información teórica y técnica necesaria, se procede con la elaboración del diseño de los protocolos de pruebas para de los equipos de protección numéricas de líneas de transmisión específicamente para los relés REL 356 y REL 551. S O D A V R ESE Análisis de los R S O Resultados H C Capítulo IV E R E D CAPÍTULO IV ANALISIS DE LOS RESULTADOS S O D Aprotocolos de pruebas de V En este capitulo se exponen las fases del diseño de R ESE R aceptación para relés numéricos O de S líneas de transmisión para la unidad de activos H C E R de transmisiónD de E la empresa ENELDIS C.A. Fase I. Realización del Inventario de los Equipos de Protección del Sistema Eléctrico de la Empresa ENELDIS C.A. El inventario de equipo se realizó con la intención de actualizar la base de datos existente en la empresa en el área de la Coordinación Técnica de Procesos de Protecciones. En la siguiente tabla se muestran las subestaciones donde se encuentran instalados los relés REL 356. En la misma se muestra el interruptor asociado a la línea que protege el relé, la tensión bajo la cual opera y si posee activado el sistema opcional de respaldo. TABLA 3 REL 356 S O D RVA SUBESTACIÓN – LÍNEA INTERRUPT OR TRINIDAD – LUZ I TRINIDAD – LUZ II LUZ - TRINIDAD I LUZ - TRINIDAD II TRINIDAD – CANCHANCHA CANCHANCHA – TRINIDAD C-305 C-1205 C –305 C-705 K-505 24KV 24KV 138KV K-105 138KV S O H EC DER SISTEMA OPCIONAL DE RESPALDO ACTIVADO Activado Activado Activado DESACTIVA DO DESACTIVA DO TENSIÓ N E RES 24KV 24KV FUENTE: OCANDO, R. 2003 Al igual que en la tabla anterior, se realizó un inventario para el relé REL 551, en la cual se muestran las subestaciones que para la fecha se poseen instalados estos equipos, mostrándose al mismo tiempo el interruptor asociado y la tensión bajo la cual opera. TABLA 4 REL 551 CÚATRICENTENARIO - K-820/920 138KV LOS CLAROS – PDVSA A CÚATRICENTENARIO LOSCANCHANCHA CLAROS – PDVSA - B K-205 K-405 K-105 138KV 138KV 138KV SUBESTACIÓN RINCÓN - LÍNEA INTERRUP TENSIÓ TOR N RINCÓN K-1320/1420 138KV CÚATRICENTENARIO CANCHANCHA CÚATRICENTENARIO K-720/920 138KV S O D RVA Fuente: Ocando, R. 2003. FASE II. DOCUMENTACIÓN DE BASE TEÓRICA ESE R S CON ESTA ETAPA SE CUBRIERON LAS POSIBLES FALLAS EN LO O H C E R E QUE RESPECTA D AL CONOCIMIENTO DE LOS EQUIPOS CON LA REVISIÓN DE LOS MANUALES ELABORADOS POR LOS FABRICANTES Y SE CONSULTÓ AL PERSONAL TÉCNICO DE LA EMPRESA EN CUANTO A PROTOCOLOS DE PRUEBA PARA LOS RELÉS NUMÉRICOS. IGUALMENTE SE INVESTIGÓ CON RESPECTO A TODOS AQUELLOS EQUIPOS EXISTENTES DENTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO QUE PUDIERAN TENER RELACIÓN CON ESTE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN, COMO SON LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN, INTERRUPTORES, RELÉS, ETC. La filosofía de operación utilizada para las líneas de transmisión en las subestaciones eléctricas de 138Kv. y 230Kv. de la empresa ENELDIS C.A., se basa principalmente en su configuración de operación y en el tipo de comunicación que posean sus equipos de protección, como pueden ser hilo piloto, microondas, onda portadora, tarjetas focus, fibra óptica en otros, dependiendo de estas características se podrá clasificar las líneas de transmisión en urbanas o rurales. La protección de las líneas de transmisión de la empresa ENELDIS C.A. C.A. en general tiene un esquema en el cual encontramos 3 fases: la protección primaria, S O D RVA secundaria y la de respaldo; estas fases poseen protecciones diferentes. Las dos E ES R S primeras protecciones tendrán un ajuste en el tiempo de disparo igual; cada una O H C E ER actuará independientemente, con la diferencia de que una será más sensible que la D otra para diferentes fallas que puedan presentarse en el sistema de potencia. La protección de respaldo tendrá un ajuste en el tiempo de disparo mayor y solo entrará a proteger la línea, cuando halla transcurrido el tiempo en el cual debieron de haber actuado las dos primeras protecciones, despejando la falla que se presentó en la línea. Las líneas que se clasifican como urbanas tienen en su etapa primaria una protección diferencial (87L), en su etapa secundaria una protección de distancia (21) y como respaldo tendrán una protección de sobrecorriente direccional de tierra (67N). Las líneas rurales tendrán como primaria una protección de distancia (21), como secundaria una protección de sobrecorriente direccional de fase (67) y como respaldo una protección de sobrecorriente direccional de tierra (67N). Fase III. Documentación Técnica Para la realización de esta investigación se contó con entrevistas realizadas en las diferentes subestaciones, con las cuales se puedo constatar las diferentes pruebas que se realizan a los relés objetos de este estudio. Esta fase es prioritaria para determinar las fallas y errores que pueden existir S O D RVA durante la aplicación de las pruebas, la falta de equipo, personal, herramientas y del O H C E ER D E ES R S equipo de protección del personal. Fase IV. Elaboración de los Protocolos Luego de haber realizado las anteriores fases se procedió con la elaboración del diseño de los protocolos de prueba de aceptación para los equipos de protección numérica de líneas de transmisión específicamente para relés REL 356 y REL 551. A continuación se detalla el protocolo ejecutado. COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 1 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / D E ES R S O H C E ER S O D RVA PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN REL 356 MARCA ABB ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: Tec. Electricista. APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de la Unidad de Transmisión FIRMA: FIRMA: FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 2 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB S O D RVA ESE R S 1-.Objetivo........................................................................................................3 O H C E R 2-.Alcance.........................................................................................................3 DE INDICE 3-.Definiciones y abreviaturas..........................................................................3 4-.Referencias...................................................................................................4 5-.Herramientas, equipos y materiales necesarios............................................4 6-.Control de registros generados en el procedimiento....................................4 7-.Revisiones del documento...........................................................................5 8-.Responsabilidades relacionadas con el documento.....................................5 9-.Responsable de trabajo................................................................................5 10-.Ejecutor del trabajo...................................................................................5 11-.Descripción del trabajo.............................................................................5 ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de la Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 3 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB D H C E ER O ES R S E S O D RVA 1-.Objetivo. Establecer todos los pasos a seguir para realizar las pruebas necesarias al relé diferencial de líneas de transmisión REL 356 marca ABB. 2-.Alcance. S O D Este procedimiento es solo aplicable para elVrelé A diferencial R E S E R transmisión REL 356 marca ABB. S O H C E R DE de líneas de 3-.Definiciones y abreviaturas. Definiciones: Fallas Internas: Son aquellas fallas que se localizan dentro de la zona que protege el relé. Fallas Externas: Son aquellas fallas que se localizan fuera de la zona que protege el relé.- Corriente Pick – up: Es la corriente mínima que necesita el relé para actuar como protección. Data sheet: Manual en el cual se encuentran todos los ajustes de protección del sistema eléctrico. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 4 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB D H C E ER O ES R S E S O D RVA Abreviaturas: A.C.: Corriente Alterna. D.C.: Corriente continua. S O D RVA C.T.: Transformador de Corriente. 4-.Referencias. O H C E ER D E ES R S P.T.: Transformador de Potencial. MANUAL DEL FABRICANTE. 5.- Herramientas, Equipos y Materiales necesarios. Herramientas: Pelacable. Navaja para electricista Alicate para electricista. Juego de destornilladores punta phillips (Estría) Equipos: Equipo básico de protección personal. Equipo de inyección de corriente monofásico y trifásico con dispositivo de medición de tiempo. Materiales: Cable # 14 para realizar conexiones. Plug de pruebas. 6.-Control de registros generados en el procedimiento. ELABORADO: Ricardo Ocando REVISADO Tec. Miguel Pérez APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Tesista FIRMA: CARGO: FIRMA: CARGO: Jefe de la Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 5 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB D H C E ER O ES R S E S O D RVA Código Descripción Pruebas para el relé diferencial de línea de transmisión REL 356 Marca ABB Origen Destino Programador Historial del de pruebas equipo Duración 5 años S O D RVA ESE R Este documento será revisado cada 2S(dos) años o cuando se prevea un cambio o O H C ajuste necesario para su E ejecución. R DE 7.-Revisiones del documento. 8.-Responsabilidades relacionadas con el documento Jefe de la unidad de transmisión. Coordinador de seguridad industrial. Supervisor del trabajo. 9.-Responsable del trabajo Supervisor. 10.-Ejecutor del trabajo Equipo técnico de electricistas. 11.-Descripción del trabajo. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 6 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB D H C E ER O ES R S E S O D RVA Paso 1 Apertura del permiso de trabajo. S O D RVA Este se realiza llenando un formato que luego es enviado al despacho de potencia. Nota: Este deberá realizarse con varios días de anticipación. O H C E ER Paso 2 D E ES R S Realización de cálculos. Para realizar estos cálculos es necesario que tengamos la Tabla 1 con sus correspondientes datos, estos datos deberán ser suministrados por el departamento de Protecciones. Los resultados de estos cálculos se colocaran en la Tabla 2. Paso 3 Inserción del plug de pruebas Insertar el plug de prueba en la parte frontal del REL 551. Paso 4 Retroalimentación del canal de comunicación. Realice las siguientes conexiones de retroalimentación en la interfase digital en la parte posterior del relé. Para la versión digital directa (RS422/RS530) Conecte el Pin 2 con el Pin 3 (TXA con RXA) Conecte el Pin 14 con el Pin 16 (TXB con RXB) La posición de los pines en el conector DB-25 es la siguiente: ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FIRMA: FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 7 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB D E ES R S O H C E ER S O D RVA Paso 5 Cambios de ajustes. Realice los siguientes cambios en los ajustes del relé. UNID = 0 KBPS = 64 XCLK = INT LPBK = YES Asegúrese de que el terminal de entrada 52-B esté desenergizado. Paso 6 Realizar las conexiones de los equipos. Conectar los equipos necesarios rigiéndose por los esquemas de conexiones ubicados al final del manual. ELABORADO: Ricardo Ocando REVISADO Tec. Miguel Pérez APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Tesista FIRMA: CARGO: FIRMA: CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: D H C E ER O ES R S E S O D RVA COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 8 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB D H C E ER O ES R S E S O D RVA PRUEBA DEL CICLO DE RETORNO INTERNO Paso 7 Introducción de ajustes. Introduzca los siguientes ajustes al relé. Tabla 1 Nomenclatura VERS Freq RP CTYP CTR VTR OSC S O D RVA ESE R S NOMBRE O H C Versión de software E R Selección del rango de frecuencia DE FDAT TRGG TRGP CD DDTT ILTS RBEN SOBT OPBR IE IPL IPH IGL IGH TDES OTH CO C1 Valores de lectura referidos al primario Tipo de transformador de corriente Relación del transformador de corriente Relación del transformador de tensión Activador del almacenamiento de la información oscilografica Activador del almacenamiento de registros de fallas Activador del nivel de Pickup a tierra Activador del nivel de Pickup a fase Cambio del detector Disparo dedicado para la transferencia directa Supervisión de baja corriente Habilitado del bloqueo del recierre Retardo del tiempo de apertura del breaker Breaker abierto Unidad de corriente muy baja en la fase Unidad de fase baja Unidad de sobrecorriente de fase alta Unidad DE tierra baja Unidad de sobrecorriente de tierra alta Disparo insensibilizado Umbral de operación Coeficiente de secuencia cero Coeficiente de secuencia positiva 1 II Ajuste ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de la Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 9 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA III Nomenclatura C2 ALDT LDFL LDT UNID KBPS TTRP XCLK LPBK XMTR RLSD XPUD DTYP OST OSB RT RU OST1 OST2 OST3 OSOT SETR TIME YEAR MNTH DAY HOUR MIN Ajuste S O D RVA E ES R S O H C E ER D ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: NOMBRE Coeficiente de secuencia positiva 2 Medición del retardo en el canal automático Modo Seguidor / Discontinuo Retraso local del tiempo Identificación de la unidad Selección de la velocidad de comunicación Transferencia de disparo Fuente de la transmisión del reloj Retroalimentación Nivel de transmisión del tono de audio Detector del nivel de señal recibida Unidad de distancia por ohms Tipo de unidad de distancia Grado del disparo exterior Bloqueador del grado exterior Bloqueador interno Bloqueador externo Control de detección del grado de disparo exterior Control del paso del disparo exterior Control exterior del paso del disparo exterior Control excesivo del disparo exterior Envíos remotos Tiempo Año Mes Día Hora Minutos REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: IV APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de la Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 10 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA V Paso 8 Aplicación de fallas al relé. Tabla 2 S O D Tipo de I(Amps) Pickup RangoV delA Resultados R falla Calculado SE Pickup ∠Angulo I(Amp) Tiempo(seg) E R Ia= ∠0 S O H AG Ib= 0 ∠-120 C E Ic=E0R ∠-240 D BG CG AB BC CA ABC ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: Ia= Ib= Ic= Ia= Ib= Ic= Ia= Ib= Ic= Ia= Ib= Ic= Ia= Ib= Ic= Ia= Ib= Ic= 0 ∠0 ∠-120 0 ∠-240 0 ∠0 0 ∠-120 ∠-240 ∠0 ∠-180 0 ∠-240 0 ∠0 ∠-120 ∠-300 ∠-60 0 ∠-120 ∠-240 ∠0 ∠-120 ∠-240 - - - - - - REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: VI APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 11 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA VII Paso 9 PRUEBAS FUNCIONALES – SISTEMA OPCIONAL DE RESPALDO S O D A muestra el CTV como señal paso 4 y asegúrese que la pantalla del panel frontal V R SE E R recibida. S O H C E R Un problema DE en el canal de comunicación habilita al sistema de respaldo Desconecte las conexiones del ciclo de retorno interno como es descrito en el opcional, para que opere. Paso 10 Introducción de ajustes. Introduzca los siguientes ajustes al relé. Nomenclatura Nombre PANG Angulo de impedancia de secuencia positiva GANG Angulo de impedancia de secuencia cero ZR Relación entre la impedancia de secuencia positiva y secuencia cero BKUP Habilitador del sistema de respaldo LOPB Zona de la perdida de potencial FDOP Unidad de fase direccional delantera FDOG Unidad de tierra direccional delantera DIRU Unidad de polarización direccional a tierra IOM Unidad de sobrecorriente a media tierra TOG Tiempo de sobrecorriente a tierra Z2P Alcance de la zona 2 a fase T2P Tiempo de la zona 2 a fase Z2GF Alcance de la zona 2 a tierra hacia adelante Z2GR Alcance de la zona 2 a tierra hacia atrás T2G Tiempo de la zona 2 a tierra VIII Ajuste ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: D S O D RVA E ES R S O H C E ER APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: IX COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 12 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA X Nomenclatura Z3P T3P Z3GF Z3GR T3G Nombre Alcance de la zona 3 a fase Tiempo de la zona 3 a fase Alcance de la zona 3 a tierra hacia adelante Alcance de la zona 3 a tierra hacia atrás Tiempo de la zona 3 a tierra O H C E ER S O D RVA E ES R S PASO 11 Ajuste UNIDADES DE FASE A TIERRA. D Para calcular la impedancia de falla vista por el sistema de relé se aplica las siguientes fórmulas. Z falla = Ixg = Vxg ⎛ 2 + ZR∠GANG − PANG ⎞ Ixg ⎜ ⎟ 3 ⎝ ⎠ Vxg Z 2GF * Cos (PANG − θ ) * [1 + (ZR − 1) / 3] La fórmula anterior es rigurosa y general sin embargo una aproximación rápida de la corriente mínima de disparo requerida en diferentes ángulos (θ) es deseada, se aplica la siguiente fórmula donde X es la fase A, B o C. Los resultados de la aplicación de estas fórmulas serán organizados en las Tablas 3-1, 4-1, 5-1, 6-1, 7-1, 8-1, 9-1, 10-1 y 11-1. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: XI APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 13 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA XII PASO 12 ELEMENTOS DE FASE A TIERRA ZONA 2 SIN ALCANCE HACIA ATRÁS. Fallas Internas hacia Adelante. S O D RVA E ES R S Para las Fallas Internas de Fase a Tierra Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 3-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. Compare los datos de los valores de disparo con los valores de falla aplicados. O H C E ER D Nota: Los datos resultantes deberán estar entre un 10% +/- en magnitud y 3° en ángulo de fase. El tiempo de disparo debería estar entre los 100-132ms. Paso 13 Fallas Externas hacia Adelante. Para las Fallas Externas de Fase a Tierra Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 4-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas están más allá del alcance de las unidades de tierra de Zona 2. Paso 14 Fallas Externas hacia Atrás. XIII Para las Fallas Externas de Fase a Tierra Zona 2 hacia Atrás, use la tabla 5-1 de ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 14 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA XIV VOLTAJES Y CORRIENTES. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente S O D RVA Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas son en dirección hacia atrás con respecto al ajuste GANG. O H C E ER D ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: E ES R S REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: XV APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 15 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / ES R S O H C E ER D E S O D RVA XVI Tabla 3-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo AG en MTA Alcance de la Falla 90% Va = 30 ∠ 0 Ia = Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo ∠ ∠ AG en MTA - 45° Alcance de la Falla 90% Va = 30 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) HO C E R DE BG en MTA - 45° Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 30 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) BG en MTA + 45° Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 30 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) CG en MTA Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 30 ∠ -240(120) CG en MTA -45 Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 30 ∠ -240(120) CG en MTA +45 Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 30 ∠ -240(120) ELABORADO: REVISADO Ricardo Ocando Tec. Miguel Pérez CARGO: Tesista CARGO: FIRMA: FIRMA: XVII Operación de la Z2T Tipo de Falla AG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms S O D RVA ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla AG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla AG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla BG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla BG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla BG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla CG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla CG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla CG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms E ES R S AG en MTA + 45° Alcance de la Falla 90% Va = 30 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) BG en MTA Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 30 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) Operación del sistema de relé APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 16 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / Tabla 4-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo AG en MTA Alcance de la Falla 110% Va = 30 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) E ES R S O H C E ER AG en MTA - 45° Alcance de la Falla 110% Va = 30 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) AG en MTA + 45° Alcance de la Falla 90% Va = 30 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) BG en MTA Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 30 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) D S O D A ∠ RV Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo Operación del sistema de relé No opera ∠ No opera ∠ No opera ∠ No opera BG en MTA - 45° Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 30 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) BG en MTA + 45° Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 30 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) CG en MTA Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 30 ∠ -240(120) CG en MTA -45 Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 30 ∠ -240(120) CG en MTA +45 Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 30 ∠ -240(120) ELABORADO: REVISADO Ricardo Ocando Tec. Miguel Pérez XVIII ∠ No opera ∠ No opera ∠ No opera ∠ No opera ∠ No opera APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Tesista FIRMA: CARGO: FIRMA: CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 17 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA XIX Tabla 5-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo AG en MTA -180Alcance de la Falla 50% Va = 30 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) ∠ BG en MTA – 180 Alcance de la Falla 50% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 30 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) CG en MTA -180 Alcance de la Falla 50% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 30 ∠ -240(120) No opera S O No opera D A V R ∠ E ES R S CHO E R E D Operación del sistema de relé ∠ No opera Elementos de Fase a Tierra Zona 2 con alcance hacia Atrás. Paso15 Cambie el ajuste de la distancia Z2GR a 4.5ohm antes de aplicar las siguientes fallas en las tablas 6-1, 7-1 y 8-1 del sistema de relés. Paso 16 Fallas Internas hacia adelante. Para las Fallas Internas de Fase a Tierra Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 6-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. Nota: Compare los datos de los valores de disparo con los valores de falla aplicados. Los datos resultantes deberán estar entre un 10% +/- en magnitud y 3° en ángulo de fase. El tiempo de disparo debería estar entre los 100-132ms. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: XX APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 18 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / ES R S O H C E ER D E S O D RVA XXI Tabla 6-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo AG en MTA Alcance de la Falla 90% Va = 30 ∠ 0 Ia = Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo ∠ ∠ AG en MTA - 45° Alcance de la Falla 90% Va = 30 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) CHO E R E D BG en MTA - 45° Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 30 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) BG en MTA + 45° Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 30 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) CG en MTA Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 30 ∠ -240(120) CG en MTA -45 Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 30 ∠ -240(120) CG en MTA +45 Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 30 ∠ -240(120) ELABORADO: REVISADO Ricardo Ocando Tec. Miguel Pérez CARGO: Tesista CARGO: FIRMA: FIRMA: XXII Operación de la Z2T Tipo de Falla AG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms S O D RVA ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla AG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla AG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla BG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla BG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla BG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla CG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla CG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms ∠ Operación de la Z2T Tipo de Falla CG Unidad Z2G Tiempo de Operación 100-132ms E ES R S AG en MTA + 54° Alcance de la Falla 90% Va = 30 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) BG en MTA Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 30 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) Operación del sistema de relé APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 19 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB E ES R S Paso 17 O H C E ER S O D RVA Fallas Externas hacia Adelante. Para las Fallas Internas de Fase a Tierra Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 7-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. D Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas están más allá del alcance de las unidades a tierra de Zona 2. Paso 18 Fallas Externas hacia Atrás. Para las Fallas Externas de Fase a Tierra Zona 2 hacia Atrás, use la tabla 8-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas son en dirección hacia atrás con respecto al ajuste GANG. XXIII ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 20 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / ES R S O H C E ER D E S O D RVA XXIV Tabla 7-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo AG en MTA Alcance de la Falla 110% Va = 30 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) ∠ AG en MTA - 45° Alcance de la Falla 110% Va = 30 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) AG en MTA + 45° Alcance de la Falla 90% Va = 30 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) BG en MTA Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 30 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) No opera S O D No opera RVA ∠ E ES R S O ECH DER Operación del sistema de relé ∠ No opera ∠ No opera BG en MTA - 45° Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 30 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) BG en MTA + 45° Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 30 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) CG en MTA Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 30 ∠ -240(120) CG en MTA -45 Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 30 ∠ -240(120) CG en MTA +45 Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 30 ∠ -240(120) ELABORADO: REVISADO Ricardo Ocando Tec. Miguel Pérez CARGO: Tesista CARGO: FIRMA: FIRMA: XXV ∠ No opera ∠ No opera ∠ No opera ∠ No opera ∠ No opera APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 21 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA XXVI Tabla 8-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo AG en MTA -180Alcance de la Falla 50% Va = 30 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) ∠ CHO No opera S O D A RV E ES R S BG en MTA – 180 Alcance de la Falla 50% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 30 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) CG en MTA -180 Alcance de la Falla 50% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 30 ∠ -240(120) E R E D Operación del sistema de relé ∠ No opera ∠ No opera Elementos de Fase a Tierra Zona 3 sin alcance hacia Atrás. Paso 19 Cambie el ajuste del tiempo T3G a 1.0seg antes de aplicar las fallas en las tablas 9-1, 10-1 y 11-1. Paso 20 Fallas Internas hacia Adelante. Para las Fallas Internas de Fase a Tierra Zona 3 hacia Adelante, use la tabla 9-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. Compare los datos de los valoresXXVII de disparo con los valores de falla aplicados. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 22 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA XXVIII Nota: Los datos resultantes deberán estar entre un 10% +/- en magnitud y 3° en ángulo de fase. El tiempo de disparo debería estar entre los 1.00 y 1.05seg. Tabla 9-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo AG en MTA Alcance de la Falla 90% Va = 25 ∠ 0 Ia = Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) ∠ S O H C90% BG en MTA Alcance de laE Falla R Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 DE Ib = Vb = 25 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) CG en MTA Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = Vc = 25 ∠ -240(120) Ssistema de relé O D RVA Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo E RES ∠ Operación del ∠ Opera Z3T Opera Falla en AG Unidad Z3G Tiempo de Operación 1.0 – 1.05 s ∠ Opera Z3T Opera Falla en BG Unidad Z3G Tiempo de Operación 1.0 – 1.05 s ∠ Opera Z3T Opera Falla en CG Unidad Z3G Tiempo de Operación 1.0 – 1.05 s ∠ Paso 21 Fallas Externas hacia Adelante Para las Fallas Externas de Fase a Tierra Zona 3 hacia Adelante, use la tabla 10-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas están más allá del alcance de las unidades a tierra de Zona 3. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: XXIX APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 23 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA XXX Tabla 10-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo AG en MTA Alcance de la Falla 110% Va = 25 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) BG en MTA Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 25 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) CG en MTA Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 25 ∠ -240(120) No opera S O D RVA No opera E ES R S O H C E ER D ∠ Operación del sistema de relé ∠ ∠ No opera Paso 22 Fallas Externas hacia Atrás. Para las Fallas Externas de Fase a Tierra Zona 3 hacia Atrás, use la tabla 11-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas son en dirección hacia atrás con respecto al ajuste GANG. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: XXXI APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 24 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA XXXII Tabla 11-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo AG en MTA -180Alcance de la Falla 50% Va = 25 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) ∠ BG en MTA – 180 Alcance de la Falla 50% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 25 ∠ -120(240) Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) CG en MTA -180 Alcance de la Falla 50% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 25 ∠ -240(120) O H C E ER D No opera S O D RVA No opera E ES R S Operación del sistema de relé ∠ ∠ No opera Paso 23 Unidades de Fase a Fase. Para calcular la impedancia de falla vista por el sistema de relé se aplica la siguiente fórmula. Z falla = Ixg = Vxy Ix − Iy Vxg Z 2 P * (Cos (PANG − θ )) La fórmula anterior es rigurosa y general, sin embargo, una aproximación rápida de la corriente mínima de disparo requerida en diferentes ángulos (θ) es deseada, se aplica la siguiente fórmula donde X es la fase A, B o C. Los resultados de la aplicación de estas fórmulas serán organizados en las Tablas 12-1, 13-1, 14-1, 15-1, 16-1 y 17-1. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: XXXIII APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FIRMA: FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 25 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB S O D RVA E ES R S Paso 24 Elemento Fase a Fase Zona 2. HO C E Fallas InternasR E hacia Adelante. D Para las Fallas Internas de Fase a Fase Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 12-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. Compare los datos de los valores de disparo con los valores de falla aplicados. Nota: Los datos resultantes deberán estar entre un 10% +/- en magnitud y 3° en ángulo de fase. El tiempo de disparo debería estar entre los 100-132ms. Tabla 12-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo AB en MTA Alcance de la Falla 90% Va = 17.3 ∠ 0 Ia = Vb = 17.3 ∠ -120(240) Ib = Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) BC en MTA Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = Vb = 17.3 ∠ -120(240) Ic = Vc = 17.3 ∠ -240(120) CA en MTA Alcance de la Falla 90% Va = 17.3 ∠ 0 Ia = Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = Vc = 17.3 ∠ -240(120) Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo ∠ ∠ ∠ ∠ ∠ ∠ XXXIV Operación del sistema de relé ∠ Opera Z2T Opera Falla en AB Unidad Z2G Tiempo de Operación 100 – 132ms ∠ Opera Z2T Opera Falla en BC Unidad Z2G Tiempo de Operación 100 – 132ms ∠ Opera Z2T Opera Falla en CA Unidad Z2G Tiempo de Operación 100 – 132ms ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 26 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA XXXV Paso 25 Fallas Externas hacia Adelante. Para las Fallas Externas de Fase a Fase Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 13-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. S O D RVA E ES R S O Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas H C E ER están más allá del alcance de las unidades de fase de Zona 2. Tabla 13-1 D Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo AB en MTA Alcance de la Falla 110% Va = 17.3 ∠ 0 Ia = ∠ Vb = 17.3 ∠ -120(240) Ib = ∠ Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) BC en MTA Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = Vb = 17.3 ∠ -120(240) Ic = Vc = 17.3 ∠ -240(120) CA en MTA Alcance de la Falla 110% Va = 17.3 ∠ 0 Ia = Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = Vc = 17.3 ∠ -240(120) Operación del sistema de relé ∠ No Opera ∠ ∠ ∠ No Opera ∠ ∠ No Opera ∠ Paso 26 Fallas Externas hacia Atrás. Para las Fallas Externas de Fase a Fase Zona 2 hacia Atrás, use la tabla 14-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: XXXVI APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FIRMA: D S O D RVA E ES R S O H C E ER FIRMA: XXXVII FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 27 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB D ES R S O H C E ER E S O D RVA XXXVIII Luego aplique los listados de corriente. Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas son en dirección hacia atrás con respecto al ajuste PANG. S O D VA Z deE la R del S (Ohm) ∠ Angulo Operación sistema de relé EFalla Tabla 14-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo R S HO C E R DE AB en MTA –180° Alcance de la Falla 50% Va = 17.3 ∠ 0 Ia = ∠ Vb = 17.3 ∠ -120(240) Ib = ∠ Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) BC en MTA -180° Alcance de la Falla 50% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 17.3 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 17.3 ∠ -240(120) CA en MTA -180° Alcance de la Falla 50% Va = 17.3 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 17.3 ∠ -240(120) ∠ No Opera ∠ No Opera ∠ No Opera PASO 27 ELEMENTOS DE FASE A FASE ZONA 3 Nota: Cambie el ajuste del tiempo del T3G a 1.0seg antes de aplicar las fallas en las tablas 15-1, 16-1 y 17-1 Paso 28 Fallas Internas hacia Adelante. Para las Fallas Internas de Fase a Fase Zona 3 hacia Adelante, use la tabla 15-1 de ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: XXXIX APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 28 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA XL voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. Nota: Compare los datos de los valores de disparo con los valores de falla aplicados. Los datos resultantes deberán estar entre un 10% +/- en magnitud y 3° en ángulo de fase. S O D RVA El tiempo de disparo debería estar entre los 1.00 y 1.05ms. E ES R S HO C I (Amp) ∠ Angulo E R E Tabla 15-1 Voltaje ∠ Angulo Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo D AB en MTA Alcance de la Falla 90% Va = 17.3 ∠ 0 Ia = Vb = 17.3 ∠ -120(240) Ib = Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) BC en MTA Alcance de la Falla 90% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = Vb = 17.3 ∠ -120(240) Ic = Vc = 17.3 ∠ -240(120) CA en MTA Alcance de la Falla 90% Va = 17.3 ∠ 0 Ia = Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = Vc = 17.3 ∠ -240(120) ∠ ∠ ∠ ∠ ∠ ∠ Operación del sistema de relé ∠ Opera Z3T Opera Falla en AB Unidad Z3G Tiempo de Operación 1.0 – 1.05 s ∠ Opera Z3T Opera Falla en BC Unidad Z3G Tiempo de Operación 1.0 – 1.05 s ∠ Opera Z3T Opera Falla en CA Unidad Z3G Tiempo de Operación 1.0 – 1.05 s Paso 29 Fallas Externas hacia Adelante. Para las Fallas Externas de Fase a Fase Zona 3 hacia Adelante, use la tabla 16-1 de voltajes y corrientes. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: XLI APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 29 de 45 Fecha de Emisión. / / EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE N° de Revisión: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB S O D RVA Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. ESE R S de relés no debería dispararse debido a que estas Nota: En cada caso el sistema O H C del alcance de las unidades de fase de Zona 3. fallas están mas allá E R DE Tabla 16-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo AB en MTA Alcance de la Falla 110% Va = 17.3 ∠ 0 Ia = ∠ Vb = 17.3 ∠ -120(240) Ib = ∠ Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) BC en MTA Alcance de la Falla 110% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = Vb = 17.3 ∠ -120(240) Ic = Vc = 17.3 ∠ -240(120) CA en MTA Alcance de la Falla 110% Va = 17.3 ∠ 0 Ia = Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = Vc = 17.3 ∠ -240(120) Operación del sistema de relé ∠ No Opera ∠ ∠ ∠ No Opera ∠ ∠ No Opera ∠ Paso 30 Fallas Externas hacia Atrás. Para las Fallas Internas de Fase a Fase Zona 3 hacia Atrás, use la tabla 17-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés, luego aplique los listados de corriente. XLII ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: D S O D RVA E ES R S O H C E ER APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: XLIII COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 30 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA XLIV Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas son en dirección hacia atrás con respecto al ajuste PANG. Tabla 17-1 Voltaje ∠ Angulo Operación del S sistema de relé O D RVA I (Amp) ∠ Angulo AB en MTA –180° Alcance de la Falla 50% Va = 17.3 ∠ 0 Ia = ∠ Vb = 17.3 ∠ -120(240) Ib = ∠ Ic = 0 Vc = 69 ∠ -240(120) HOS C E R DE Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo E RES BC en MTA -180°Alcance de la Falla 50% Ia = 0 Va = 69 ∠ 0 Ib = ∠ Vb = 17.3 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 17.3 ∠ -240(120) CA en MTA -180°Alcance de la Falla 50% Va = 17.3 ∠ 0 Ia = ∠ Ib = 0 Vb = 69 ∠ -120(240) Ic = ∠ Vc = 17.3 ∠ -240(120) ∠ No Opera ∠ No Opera ∠ No Opera Paso 31 Unidad Trifásica. Para calcular la impedancia de falla vista por el sistema de relé se aplican las siguientes fórmulas. Z falla = Ixg = ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: Vxg Ixg Vxg Z 2 P * (Cos (PANG − θ )) REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: XLV APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 31 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA XLVI La fórmula anterior es rigurosa y general sin embargo una aproximación rápida de la corriente mínima de disparo requerida en diferentes ángulos (θ) es deseada, se aplica la siguiente fórmula donde X es la fase A, B o C. Los resultados de la aplicación de estas fórmulas serán organizados en las Tablas 18-1, 19-1, 20-1, 21-1, 22-1 y 23-1. Paso 32 D E ES R S O H C E ER S O D RVA Unidades Trifásicas Zona 2 Nota: Cambie el ajuste del tiempo del T3G a “BLK” antes de aplicar las fallas en las tabla 18-1, 19-1 y 20-1. Paso 33 Fallas Internas hacia Adelante. Para las Fallas Internas Trifásicas Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 18-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. Nota: Compare los datos de los valores de disparo con los valores de falla aplicados. Los datos resultantes deberán estar entre un 10% +/- en magnitud y 3° en ángulo de fase. El tiempo de disparo debería estar entre los 100-132ms. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: XLVII APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FIRMA: FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 32 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA XLVIII Tabla 18-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo ABC en MTA Alcance de la Falla 90% Va = 20 ∠ 0 Ia = ∠ Vb = 20 ∠ -120(240) Ib = ∠ Vc = 20 ∠ -240(120) Ic = ∠ D Opera Z2T Tipo de Falla ABC Unidad Z2P Tiempo de Operación 100- 132ms S O D RVA E ES R S O H C E ER Paso 34 ∠ Operación del sistema de relé Fallas Externas hacia Adelante. Para las Fallas Externas Trifásicas Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 19-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas están más allá del alcance de las unidades trifásicas de Zona 2. Tabla 19-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo ABC en MTA Alcance de la Falla 110% Va = 20 ∠ 0 Ia = ∠ Vb = 20 ∠ -120(240) Ib = ∠ Vc = 20 ∠ -240(120) Ic = ∠ ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: Operación del sistema de relé ∠ No Opera REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 33 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / XLIX TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB Paso 35 Fallas Externas hacia Atrás. S O D RVA Para las Fallas Externas Trifásicas Zona 2 hacia Atrás, use la tabla 20-1 de voltajes y corrientes. SE E R Luego aplique los listados de corriente. S O H C E R caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas Nota: EnE D cada Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. son en dirección hacia atrás con respecto al ajuste PANG. Tabla 20-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo ABC en MTA –180° Alcance de la Falla 50% Va = 20 ∠ 0 Ia = ∠ Vb = 20 ∠ -120(240) Ib = ∠ Vc = 20 ∠ -240(120) Ic = ∠ Operación del sistema de relé ∠ No Opera Paso 36 UNIDADES TRIFÁSICAS ZONA 3 Nota: Cambie el ajuste del tiempo T3G a 1.0seg antes de aplicar las fallas en las tablas 21-1, 22-1 y 23-1. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: L APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FIRMA: FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 34 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA LI Paso 37 Fallas Internas hacia Adelante. Para las Fallas Internas Trifásicas Zona 3 hacia Adelante, use la tabla 21-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. S O D RVA SE E R Los datos resultantes deberán estar entre un 10% +/- en magnitud y 3° en ángulo de S O fase. CH E El tiempo deR disparo debería estar entre los 1.00 y 1.05ms. DE Nota : Compare los datos de los valores de disparo con los valores de falla aplicados. Tabla 21-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo ABC en MTA Alcance de la Falla 90% Va = 20 ∠ 0 Ia = ∠ Vb = 20 ∠ -120(240) Ib = ∠ Vc = 20 ∠ -240(120) Ic = ∠ ∠ Operación del sistema de relé Opera Z3T Tipo de Falla ABC Unidad Z3P Tiempo de Operación 1.0 –1.05 ms Paso 38 Fallas Externas hacia Adelante. Para las Fallas Externas Trifásicas Zona 3 hacia Adelante, use la tabla 22-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas están más allá del alcance de las unidades trifásicas de Zona 3. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: LII APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 35 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA LIII Tabla 22-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo ABC en MTA Alcance de la Falla 110% Va = 20 ∠ 0 Ia = ∠ Vb = 20 ∠ -120(240) Ib = ∠ Vc = 20 ∠ -240(120) Ic = ∠ Paso 39 ∠ No Opera S O D RVA E ES R S O H C E ER Operación del sistema de relé Fallas Externas hacia Atrás. Para las Fallas Externas Trifásicas Zona 3 hacia Atrás, use la tabla 23-1 de voltajes y corrientes. Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés. Luego aplique los listados de corriente. D Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas son en dirección hacia atrás con respecto al ajuste PANG. Tabla 23-1 Voltaje ∠ Angulo I (Amp) ∠ Angulo Z de la Falla (Ohm) ∠ Angulo ABC en MTA –180° Alcance de la Falla 50% Va = 20 ∠ 0 Ia = ∠ Vb = 20 ∠ -120(240) Ib = ∠ Vc = 20 ∠ -240(120) Ic = ∠ Operación del sistema de relé ∠ No Opera Paso 40 Precaución: El usuario debe verificar que el RST es igual a “NO” en la función de modo de prueba, antes de poner el REL 356 en servicio. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: LIV APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 36 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB S O D RVA En la fig. 1 se puede observar el equipo de protección REL 356, marca ABB, por su parte posterior, en esta encontramos diferentes plugs, entre los cuales está el plug de pruebas identificado como TB6 o 1FT-14 situado del lado derecho del releé. O H C E ER D E ES R S Figura 1 Plano de la parte posterior del REL 356. ELABORADO: Ricardo Ocando REVISADO Tec. Miguel Pérez LV APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Tesista FIRMA: CARGO: FIRMA: CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 37 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA LVI Figura 2 #1 S O D RVA E ES R S O H C E ER D #2 ∅ Conexiones para las pruebas de fallas internas del REL 356. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: LVII APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 38 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB O H C E ER D E ES R S Figura 3 S O D RVA #1 #2 ∅ Conexiones para las pruebas de fallas externas del REL 356. ELABORADO: Ricardo Ocando REVISADO Tec. Miguel Pérez LVIII APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Tesista FIRMA: CARGO: FIRMA: CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 39 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA LIX Figura 4 D E ES R S O H C E ER ∅ S O D RVA Conexión para la prueba monofásica de IA ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: LX APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 40 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB Figura 5 D E ES R S O H C E ER S O D RVA ∅ Conexión para la prueba monofásica de IB ELABORADO: Ricardo Ocando REVISADO Tec. Miguel Pérez LXI APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Tesista FIRMA: CARGO: FIRMA: CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 41 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA LXII Figura 6 D E ES R S O H C E ER ∅ S O D RVA Conexión para la prueba monofásica de IC ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: LXIII APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 42 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB Figura 7 D E ES R S O H C E ER S O D RVA ∅ Conexión para la prueba monofásica de IAB ELABORADO: Ricardo Ocando REVISADO Tec. Miguel Pérez LXIV APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Tesista FIRMA: CARGO: FIRMA: CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 43 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA LXV Figura 8 D E ES R S O H C E ER ∅ S O D RVA Conexión para la prueba monofásica de IBC ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: LXVI COD: Página 44 de 45 PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Fecha de Emisión. / / EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE N° de Revisión: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE Fecha de Revisión. / / SUBESTACIONES ELÉCTRICAS TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB Figura 9 D E ES R S O H C E ER S O D RVA ∅ Conexión para la prueba monofásica de ICA ELABORADO: Ricardo Ocando REVISADO Tec. Miguel Pérez APROBADO: Ing. Luis Pirela LXVII CARGO: Tesista FIRMA: CARGO: FIRMA: CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 45 de 45 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA LXVIII Figura 10 D E ES R S O H C E ER ∅ S O D RVA Conexión para la prueba trifásica de IABC ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: LXIX APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 1 de 13 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / D E ES R S O H C E ER S O D RVA PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEA DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: Tec. Electricista. FIRMA: LXX APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de la Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 2 de 13 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB S O D RVA INDICE E ES R S 1-.Objetivo........................................................................................................3 HO C E R 3-.Definiciones DyEabreviaturas..........................................................................3 2-.Alcance.........................................................................................................3 4-.Referencias...................................................................................................4 5-.Herramientas, equipos y materiales necesarios............................................4 6-.Control de registros generados en el procedimiento....................................4 7-.Revisiones del documento...........................................................................5 8-.Responsabilidades relacionadas con el documento.....................................5 9-.Responsable de trabajo................................................................................5 10-.Ejecutor del trabajo...................................................................................5 11-.Descripción del trabajo.............................................................................5 ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: LXXI APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de la Unidad de Transmisión FIRMA: FIRMA: FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 3 de 13 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA LXXII 1-.Objetivo Establecer todos los pasos a seguir para realizar las pruebas necesarias al relé diferencial de líneas de transmisión REL 551 marca ABB. S O D RVA 2-.Alcance E ES R S Este procedimiento es solo aplicable para el relé diferencial de líneas de O H C E ER transmisión REL 551 marca ABB. D 3-.Definiciones y abreviaturas. Definiciones: Fallas Internas: Son aquellas fallas que se localizan dentro de la zona que protege el relé. Fallas Externas: Son aquellas fallas que se localizan fuera de la zona que protege el relé.- Corriente Pick – up: Es la corriente mínima que necesita el relé para actuar como protección. Data sheet: Manual en el cual se encuentran todos los ajustes de protección del sistema eléctrico. LXXIII ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 4 de 13 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA LXXIV Abreviaturas: A.C.: Corriente Alterna. D.C.: Corriente continua. C.T.: Transformador de Corriente. P.T.: Transformador de Potencial. D E ES R S O H C E ER 4-.Referencias. S O D RVA MANUAL DEL FABRICANTE. 5-.Herramientas, Equipos y Materiales necesarios. Herramientas: Pelacable. Navaja para electricista Alicate para electricista. Juego de destornilladores punta phillips (Estría) Equipos: Equipo básico de protección personal. Equipo de inyección de corriente monofásico y trifásico con dispositivo de medición de tiempo. Materiales: Cable # 14 para realizar conexiones. Plug de pruebas. 6.-Control de registros generados en el procedimiento ELABORADO: Ricardo Ocando REVISADO Tec. Miguel Pérez LXXV APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Tesista FIRMA: CARGO: FIRMA: CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 5 de 13 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA LXXVI Código Descripción Origen Pruebas para el relé diferencial de línea de transmisión REL 551 Marca ABB Destino Programador Historial del de pruebas equipo 7.-Revisiones del documento. Duración 5 años S O D RVA E ES R S Este documento será revisado cada 2 (dos) años o cuando se prevea un cambio o ajuste necesario para su ejecución. O H C E ER D 8.-Responsabilidades relacionadas con el documento. Jefe de la unidad de transmisión. Coordinador de seguridad industrial. Supervisor del trabajo. 9.-Responsable del trabajo Supervisor. 10.-Ejecutor del trabajo Equipo técnico de electricistas. 11.-Descripción del trabajo ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: LXXVII APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 6 de 13 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB D ES R S O H C E ER E S O D RVA LXXVIII Paso 1 Apertura del permiso de trabajo. Este se realiza llenando un formato que luego es enviado al despacho de potencia. Nota: Este deberá realizarse con varios días de anticipación. Paso 2 S O D RVA E ES R S HO C E RealizaciónR E de cálculos. D Para realizar estos cálculos es necesario que tengamos la Tabla 1 con sus correspondientes datos, estos datos deberán ser suministrados por el departamento de Protecciones. Los resultados de estos cálculos se colocaran en la Tabla 2. Paso 3 Inserción del plug de pruebas Insertar el plug de prueba en la parte frontal del REL 551. Paso 4 Introducción de ajustes. Introducir los siguientes ajustes al REL 551. Tabla 1 Nomenclatura CT Factor IMinSat IMniOp IDiffLvl1 IDiffLvl2 NOMBRE Relación del transformador Corriente mínima de saturación Corriente mínima de operación Pendiente de la corriente diferencial 1 Pendiente de la corriente diferencial 2 LXXIX Ajuste ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 7 de 13 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB ES R S O H C E ER D E S O D RVA LXXX Nomenclatura Ilvl1/2Cross I>> Evaluate RCT RPT X1 R1 X0 R0 Nombre Intercepción de las pendientes 1 y 2 Protección instantánea de sobrecorriente Evaluación para disparo Relación del transformador de tensión Relación del transformador de corriente Zona 1 Impedancia 1 Zona 0 Impedancia 0 D S O D RVA E ES R S O H C E ER Ajuste Paso 4 Realizar las conexiones de los equipos. Conectar los equipos necesarios rigiéndose por los esquemas de conexiones ubicados al final del manual. Paso 5 Verificación de la Imin de Operación. R_______Amp. S_______ Amp. LXXXI T_______ Amp. ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 8 de 13 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB D ES R S O H C E ER E S O D RVA LXXXII Paso 6 Aplicación de fallas monofásicas y trifásicas. Tabla 2 HOI(Amps) C E ER ∠Angulo D AG BG CG ABC E ES R S Tipo de falla Ia= Ib= Ic= Ia= Ib= Ic= Ia= Ib= Ic= Ia= Ib= Ic= S O D RVA ∠0 0 ∠-120 0 ∠-240 0 ∠0 ∠-120 0 ∠-240 0 ∠0 0 ∠-120 ∠-240 ∠0 ∠-120 ∠-240 Paso 7 LXXXIII Resultados IOp(Amp) TOp.(seg) ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 9 de 13 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB D ES R S O H C E ER E S O D RVA LXXXIV Paso 8 Verificación del disparo transferido. Envió. _______ E ES R S Recepción._______ O H C E ER D S O D RVA En la fig. 1 se puede observar el equipo de protección REL 551, marca ABB, por su parte posterior, en esta encontramos diferentes plugs, entre los cuales está el plug de pruebas identificado como X11: situado del lado derecho superior del releé. Figura 1 LXXXV ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 10 de 13 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / N° de Revisión: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE Fecha de Revisión. / / SUBESTACIONES ELÉCTRICAS TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB D ES R S O H C E ER E S O D RVA LXXXVI Figura 2 : D E ES R S O H C E ER S O D RVA ∅ Conexiones para la prueba monofásica IL1 ELABORADO: Ricardo Ocando REVISADO Tec. Miguel Pérez APROBADO: Ing. Luis Pirela LXXXVII CARGO: Tesista FIRMA: CARGO: FIRMA: CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 11 de 13 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB D E ES R S O H C E ER Figura 3 S O D RVA : ∅ Conexiones para la prueba monofásica IL2 LXXXVIII ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: COD: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 12 de 13 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / / LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB D ES R S O H C E ER E S O D RVA LXXXIX Figura 4 : D E ES R S O H C E ER S O D RVA ∅ Conexiones para la prueba monofásica IL3 ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS XC COD: Pagina 13 de 13 Fecha de Emisión. / / N° de Revisión: Fecha de Revisión. / / TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB Figura 5 O H C E ER D E ES R S : S O D RVA ∅ Conexiones para la prueba Trifásica ELABORADO: Ricardo Ocando CARGO: Tesista FIRMA: REVISADO Tec. Miguel Pérez CARGO: FIRMA: APROBADO: Ing. Luis Pirela CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión FIRMA: FECHA: XCI CONCLUSIONES • La elaboración de los protocolos de prueba constituyen una herramienta para el entrenamiento y la capacitación de nuevo personal técnico S O D RVA destinado para actividades de mantenimiento y calibración de los E ES R S equipos de protección presentes en las subestaciones de ENELDIS C.A. O H C E ER • Los protocolos de prueba ofrecen la ventaja de automatizar las pruebas D a los relés de protección disminuyendo así el tiempo de ejecución, además de minimizar los errores en la ejecución de las mismas. • Con la aplicación de los protocolos de prueba se estandariza la forma de realizar las pruebas que ameritan estos equipos, además de que el personal técnico y el equipo involucrado dejan de estar bajo riesgos, durante la realización de las pruebas. • Así mismo podemos almacenar la información que poseen los relés probados, en un formato ordenado para luego ser procesada y evaluada. XCII RECOMENDACIONES • Es de gran importancia que durante la aplicación del protocolo, se encuentre presente el personal debido que haga cumplir el protocolo, S O D RVA parar así evitar errores y fallas que pudieran presentarse. E ES R S • Se recomienda usar los protocolos de pruebas de aceptación como O H C E ER herramienta básica, para la realización de labores de calibración y D ajustes de los relés REL 356 y REL 551. • Proponer otros trabajos de grado en los que se estudien las diversas aplicaciones que puedan tener los relés REL 356 y REL 551, ya que estos son equipos multifunciónales en el campo de las protecciones numéricas. • Dotar al personal de Mantenimiento y Protecciones de ENELDIS C.A. de esta herramienta útil en el campo de las subestaciones más modernas de la empresa. XCIII BIBLIOGRAFÍA Libros RAMIREZ G., Carlos Felipe (1991). Subestaciones de Alta y Extra Alta Tensión. Editorial Cadenas, S.A. Colombia. S O D RVA ROMERO, Carlos. Protecciones de Sistema de Potencias. Editorial ULA. Mérida, Venezuela. O H C E ER D E ES R S Tesis AÑEZ, Marco y TABORDA, Mario (1994). Programa para el Cálculo de Ajustes y Coordinación de los Equipos de Protección de los Sistema de Enelven. Trabajo Especial de Grado. Universidad Rafael Urdaneta. Maracaibo, Venezuela INCIARTE, Juan Carlos y PUERTAS, Alexander (2001). Programa de Computación SEPP Versión 1.0 para la Simulación de Esquemas Piloto en la Protección de Líneas de Transmisión. Trabajo Especial de Grado. Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela. MATOS B., Enma R. y MAVÁREZ M., Mariana J. (1998). Evaluación de los Ajustes de las Protecciones de Líneas con Relés de Distancia y Direccionales de Tierra del Sistema ENELVEN, Considerando el Efecto de Fuentes Intermedias. Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela PONNETZ M., Jhon A. y RODRIGUEZ, José L. (2001). Elaboración de las Plantillas de Prueba para Relés de Protección de Distancia, Diferencial de Transformador y Sobrecorriente del Sistema Eléctrico de ENELCO. Trabajo Especial de Grado. Universidad Rafael Urdaneta. Maracaibo, Venezuela. SÁNCHEZ, Inés (1991). Simulación de un Relé Diferencial Digital Trifásico de Transformadores de Potencia. Trabajo Especial de Grado. Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela. VALBUENA Q., Jorge R. (1993). Desarrollo de Programas de Computación para el Mantenimiento de Relés de Protección de Sobrecorriente, XCIV Direccionales, Diferenciales de Transformados y Relés de Falla Interruptor (BF). Trabajo Especial de Grado. Universidad Rafael Urdaneta. Maracaibo, Venezuela. Manuales S O D RVA ABB. REL 356. Current Differential Protection E ES R S ABB. REL 551. Line Differential Protection Terminal O D H C E ER XCV