FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CENTRO DE ESTUDIOS ELECTROENERGÉTICOS Trabajo de Diploma “Diagnóstico de interruptores y protecciones en el Sistema Eléctrico de Angola afectado por aumento de generación”. Autor: Luis Pombal de Almeida Gomes Tutor: M.Sc. Ing. Emilio Francesena Bacallao Santa Clara, Cuba Junio de 2017 "Año 59 de la Revolución” FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CENTRO DE ESTUDIOS ELECTROENERGÉTICOS Trabajo de Diploma “Diagnóstico de interruptores y protecciones en el sistema eléctrico de Angola afectado por aumento de generación”. Autor: Luis Pombal de Almeida Gomes Email:luisgomes9322@gmail.com Tutor: M.Sc. Ing. Emilio Francesena Bacallao Email: emiliof@uclv.edu.cu Santa Clara 2017 "Año 59 de la Revolución” mailto:emiliof@uclv.edu.cu I Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad de Ingeniería Eléctrica, autorizando a que el mismo sea utilizado por la Institución, para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la Empresa. Firma del Autor Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada. Firma del Tutor Firma del Jefe de Departamento Firma del Responsable de Información Científico-Técnica II PENSAMIENTO ''A los revolucionarios más jóvenes, especialmente, recomiendo exigencia máxima y disciplina férrea, sin ambición de poder, autosuficiencia ni vanaglorias. Cuidarse de métodos y mecanismos burocráticos. No caer en simples consignas, ver en los procedimientos burocráticos el peor obstáculo. Usar la ciencia y la computación sin caer en lenguaje tecnicista e ininteligible de élites especializadas. Sed de saber, constancia, ejercicios físicos y también mentales'' Fidel Castro Ruz III DEDICATORIA Dedico este trabajo de diploma primeramente a mi mamá, por ser la responsable de mi educación personal y por no medir esfuerzos en la hora de educarme con el propósito de hacerme una persona mejor. En seguida a mi novia(Solange da Conceicao Quilamba) que siempre ha estado de mi lado en los momentos difíciles como en los momentos de alegría, motivándome siempre a seguir adelante y jamás desistir de mis objetivos, y en general a todos los que confiaron en mí y siempre me han motivado de forma directa tales como: Alberto Limonte, Emilio Francesena Bacallao, profesor Zaid Garcia Chanchez, profesora Gretchen, profesor Lester y otros que me han brindado su apoyo de forma directa e indirecta. IV AGRADECIMIENTOS Primeramente agradezco a Dios Padre por todo lo que ha hecho en mi vida, por todo lo que está haciendo y por todo lo que hará por mí y por mi familia. Agradezco a mi tutor (Emilio Francesena Bacallao) por el apoyo y motivación y principalmente a todos mis profesores que me han valorado como estudiante. A mis compañeros de aula, a mis amigos y a todos los que de forma directa e indirecta me han brindado su apoyo. V TAREA TÉCNICA  Revisión de la literatura relacionada con el tema, con énfasis en el aumento de generación en un sistema y su influencia en los niveles de cortocircuito, capacidad momentánea e interruptora de interruptores y la filosofía a seguir en la protección de líneas.  Definición de los modos de operación, acorde a la sincronización dela nueva generación en el Sistema Norte de Angola, en que se realizará el cálculo de cortocircuitos.  Elaboración del monolineal en el programa PSX con el equipamiento eléctrico del SENA y obtención de los niveles de cortocircuito.  Análisis de la capacidad momentánea e interruptiva de los desconectivos en la zona más afectada.  Propuesta de filosofía, ajuste y chequeo de operación de las protecciones de línea en la zona aledaña a la nueva planta de generación.  Confección y redacción del informe acorde a las normas establecidas. Firma del Autor Firma del Tutor VI RESUMEN Actualmente existe un crecimiento acelerado en la electrificación en la República de Angola y la necesidad de aumentar la interconexión, la generación con nuevas unidades, nuevas líneas e incremento en capacidad de subestaciones, lo que hace que varíen los niveles de cortocircuito y la circulación de potencia respecto al sistema inicial, surgiendo la necesidad de analizar la capacidad de los interruptores en la zona aledaña a nuevas unidades generadoras, así como la implementación de protección direccional asociada a las líneas que ahora podrán tener transmisión de potencia de cortocircuito en ambos sentidos, para lograr una operación rápida y selectiva ante fallas en la propia línea o adyacentes. El trabajo muestrael incremento en los niveles de cortocircuito con la ampliación de una planta de generación en el Sistema Norte de Angola y el posterior análisis de la capacidad interruptiva de los interruptores en la zona más afectada; además debido a la circulación de potencia en ambos sentidos, se implementa protección direccional en doble líneas de interconexión de dicha planta con la restante generación y subestaciones de carga, se arriba a conclusiones sobre el uso y ajuste de dicha protección y se emiten recomendaciones para acciones inmediatas y trabajos futuros.. VII ÍNDICE PENSAMIENTO ......................................................................................................... II DEDICATORIA ......................................................................................................... III AGRADECIMIENTOS ............................................................................................... IV TAREA TÉCNICA ...................................................................................................... V RESUMEN ................................................................................................................ VI INTRODUCCIÓN. ...................................................................................................... 1 CAPÍTULO I: CAPACIDAD MOMENTÁNEA E INTERRUPTIVA DE LOS INTERRUPTORES DE ALTO VOLTAJE; NECESIDAD DE LAS PROTECCIONES DIRECCIONALES EN UN SISTEMA ELÉCTRICO. .................................................. 5 1.1 Introducción. ........................................................................................................................... 5 1.2 Influencia del aumento de generación en el Sistema Eléctrico de Potencia. ......................... 5 1.3 Principales razones para realizar estudios de cortocircuito. .................................................. 6 1.4 Especificaciones para interruptores de potencia. .................................................................. 7 1.5 Análisis de la capacidad interruptiva y momentánea de los interruptores. ........................... 9 1.6 Protección Direccional. Necesidad y características de funcionamiento. ............................ 12 1.6.1 Protección Direccional y la necesidad de su empleo. .......................................................... 13 1.6.2 Principio de funcionamiento de los relés direccionales. .............................................. 13 1.6.2.1 Relés de sobrecorriente direccionales electromecánicos. ............................................... 13 1.6.2.2 Relé de sobrecorriente direccional digital. ....................................................................... 16 1.6.3 Filosofía de funcionamiento de la Protección Direccional. ........................................... 18 1.6.4 Aplicación derelés direccionales en laprotección de los sistemas................................ 20 Relé direccional de sobrecorriente de fase. ................................................................................. 20 Relé direccional de sobrecorriente de tierra. ............................................................................... 20 Relé Direccional de Potencia......................................................................................................... 21 CAPÍTULO II: DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NORTE DE ANGOLA. CÁLCULOS DE CORTOCIRCUITOS CON EL SOFTWARE PSX. ......................... 22 2.1 Introducción. ......................................................................................................................... 22 1.2 Descripción del Sistema Eléctrico Norte de Angola. ............................................................. 22 1.3 Niveles de cortocircuito en los nodos del Sistema Eléctrico Norte de Angola. .................... 30 CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE INTERRUPTORES Y AJUSTE DE PROTECCIONES DIRECCIONALES DE FASE EN LA ZONA DE NUEVAS INVERSIONES. ............ 41 3.1 Introducción. ......................................................................................................................... 41 3.2 Análisis de interruptores en las subestaciones más afectadas por las nuevas inversiones. 41 3.3 Ajuste de la protección de sobrecorriente direccional de fase en las líneas de 110 kV en la zona afectada por la nueva generación e inversiones. ..................................................................... 46 VIII 3.3.1 Necesidad de la protección direccional en las líneas de transmisión Capanda- Biocom. ... 46 3.3.2 Ajuste presentado por el relé de sobrecorriente direccional de la línea anterior Capanda – Cacuso. .......................................................................................................................................... 48 3.3.4 Ajuste de la protección direccional de fase en las nuevas líneas de transmisión Capanda 110- Biocom. .................................................................................................................. 49 CONCLUSIONES. ................................................................................................... 68 RECOMENDACIONES ............................................................................................ 68 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS. ....................................................................... 69 Anexo 1 ................................................................................................................... 70 Anexo 2 ................................................................................................................... 81 1 INTRODUCCIÓN. En virtud de la vertiginosa expansión que se registra en la red eléctrica de Angola, hay enorme necesidad de que se realicen estudios e investigaciones relacionadas con la protección de dicho sistema. Ya que las fuentes generadoras serán varias en los últimos años, aumentando también la interconexión en todo Sistema Eléctrico Norte de Angola (SENA). Por ejemplo, la región de la ciudad de Luanda posee una extensión territorial actual de aproximadamente 600 km2 y una población estimada de 5 172 900 habitantes, se encuentra electrificada a través de 30 subestaciones 60/15 kV, 14 de las cuales entraron en servicio en los últimos 3 años, lo que indica el acelerado crecimiento experimentado en la demanda eléctrica, cuyo comportamiento actual y futuro para el SENA se puede contactar en la figura 1. Figura 1. Evolución de la demanda en el SENA. Existe una relación máxima/mínima en el orden de 2,97, valor que al compararse con otros país resulta ser un valor típico de países donde el nivel de industrialización es bajo, por lo que se muestra como adecuado para el caso de la región norte. La estructura de generación contemplaba como capacidad instalada en 2014 un valor de1850 MW, de los cuales 1051 en centrales térmicas con la entrada de las centrales de 160 MW en Golfe y Boa Vista respectivamente, existiendo además 799 MW en centrales hídricas. Lo anterior significa que el 56,8 % de la capacidad de generación que estaba instalada a finales de ese año, era con centrales térmicas, mientras que el 43.2 % era en centrales hídricas. 2 Pero a partir del año pasado entraron en funcionamiento otras centrales generadoras, que como se observa en la tabla 1, comienza una variación de la matriz de generación del SENA y que se mantendrá con un crecimiento ininterrumpido hasta el 2025 Tabla1: Centrales generadoras y fecha de entrada en explotación en el SENA. Así, a finales del 2016 se previó la entrada ya en plena capacidad de la central térmica de biocombustible BIOCOM, con el doble de capacidad de los 50 MW iniciales, además, la sincronización de la central hidroeléctrica Cambambe II con 700 MW para el SENA y la central BOM JESÚS que pasa de 50 a 360 MW, este incremento de generación constituye una variación a considerar en los niveles de cortocircuito del sistema, así como en los sentidos de circulación de dichas corrientes. A lo anterior se agrega, que como es lógico al tener mayores niveles de generación se realizaron en la actualidad, y se proveen para el futuro, variaciones en la Central De Generación Eléctrica Potencia total MW Estado operación 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 2 0 2 3 2 0 2 4 2 0 2 5 CH Capanda 520 En operac. 520 520 520 520 520 520 520 520 520 520 520 520 520 CH Mabubas 19,2 En operac. 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 CT CFL 125 En operac. 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 GTG #1 24 En operac. 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 GTG #2 28 En operac. 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 CH Cambambe I Rehabilitado 260 En operac. 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 BIOCOM 100 2015-16 50 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 BOM JESÚS 50 2015-16 50 50 360 360 360 360 360 360 360 360 360 360 CT Soyo 500 2017 500 500 500 500 500 500 500 500 500 CH Cambambe II 700 2016 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 CT Soyo 200 2018 200 200 200 200 200 200 200 200 CH Laúca L2 67 2017 67 67 67 67 67 67 67 67 67 CH Laúca 2004 2017 668 2004 2004 2004 2004 2004 2004 2004 2004 3 estructura de líneas y subestaciones, fundamentalmente en las zonas aledañas a las mencionadas plantas generadoras. En el informe presentado por especialistas cubanos sobre el análisis y planeamiento del SENA a partir del 2014[1] se plantea… - La central eléctrica “BIOCOM” entrará en servicio con una capacidad instalada de 50 MW, en su primera etapa. Para esa fecha entrará en servicio una subestación 110/13.8 kV en la propia instalación y una línea de transmisión eléctrica (LTE) a 110 kV en simple circuito, con una extensión de 20 kms, quien la enlazara con la actual SE Casuso 110/30 kV. - En la actualidad en la SE Cacuso 110/30 kV se encuentra instalado un trasformador de 5 MVA y en la SE Malange 110/30 kV, 2x10 MVA. Sin embargo, las estadísticas recogen la ocurrencia de sobrecargas en ambas subestaciones, imponiéndose la necesidad de sustituir los transformadores de Malange por 2x20 MVA y los de Cacuso por 2x10 MVA. - Todo ello, unido a las limitaciones antes explicadas, aconsejan proceder a la instalación de 2 transformadores 220/110 kV de 60 MVA en la SE Capanda Elevadora y no en la SE Capanda220, desplazándose hacia este nodo la conexión de la LTE actual a 110 kV procedente de la SE Cacuso 110/30 kV. - Adicionalmente a todo lo anterior, con vista a garantizar la flexibilidad que el esquema de interconexión de la central “BIOCOM” exige, y sobre todo, para poder entregar la potencia de 50 MW adicional prevista, se requiere ejecutar la apertura de la LTE Capanda Elevadora110-Cacuso110, con entrada y salida en la SE BIOCOM 110/13.8 kV. - Se considera conveniente contemplar en el programa inversionista de esta zona, duplicar la LTE Capanda Elevadora110-BIOCOM110, para alcanzar la confiabilidad que exige el esquema de entrega de potencia de una central de 100 MW como BIOCOM en su etapa final… Lo señalado en negritas en los párrafos anteriores, demuestran la necesidad de recalcular los niveles de cortocircuito y comprobar la capacidad de los interruptores en la zona más afectada por la nueva generación en el SENA y más específicamente en la zona de conexión de la planta BIOCOM, debido a las variaciones previstas respecto a lo que había anteriormente y además, el análisis 4 de las protecciones delas nuevas líneas, específicamente en cuanto a la necesidad de direccionalidad y nuevos ajustes. En base a lo planteado anteriormente esta tesis se plantea como pregunta científica:  ¿Cómo afecta la conexión de nuevas plantas de generación la operación de interruptores y las protecciones en el Sistema Norte de Angola actual ? En correspondencia con el problema y el objeto de estudio se determinó como objetivo general de la investigación:  Diagnosticar la operación de los interruptores y protecciones en las zonas más afectadas por la sincronización de nueva generación en el Sistema EléctricoNorte deAngola. Para el logro del objetivo general de este trabajo se trazaron los siguientes objetivos específicos: 1. Realizar un estudio bibliográfico para obtener la fundamentación teórica sobre el aumento de generación en un sistema y su influencia en los niveles de cortocircuito, capacidad momentánea e interruptiva de interruptores y filosofía a seguir en la protección de líneas. 2. Elaborar el monolineal del sistema angolano en el 2016 en el software PSX, para obtener los valores máximos y mínimos de cortocircuito en cada barra, al incluir la nueva generación. 3. Mostrar el análisis de la capacidad interruptiva y/o momentánea de los interruptores y ajuste de esquemas de protección necesarios, en la zona afectada con el nuevo escenario de operación del sistema. El trabajo se divide en tres capítulos: Cap I: Marco teórico sobre el aumento de generación en un sistema y su influencia en los niveles de cortocircuito, capacidad momentánea e interruptiva de interruptores y filosofía a seguir en la protección de líneas, fundamentos del cálculo de sus parámetros de ajuste. Cap II: Descripción, escenario de operación y cálculos de cortocircuitos en el sistema angolano con el software PSX. Cap III: Análisis de interruptores y ajuste de protecciones direccionales en la zona de nueva generación. Conclusiones y recomendaciones. 5 CAPÍTULO I: CAPACIDAD MOMENTÁNEA E INTERRUPTIVA DE LOS INTERRUPTORES DE ALTO VOLTAJE; NECESIDAD DE LAS PROTECCIONES DIRECCIONALES EN UN SISTEMA ELÉCTRICO. 1.1 Introducción. La disponibilidad de la energía eléctrica es indispensable para el desarrollo económico y para la calidad de vida. Una de las condiciones necesarias para un suministro fiable de energía eléctrica es un sistema de transmisión que funcione correctamente. Los interruptores de potencia son un elemento central de las subestaciones aisladas en aire (AIS) y aisladas en gas (GIS). Los interruptores de potencia de alta tensión son equipos mecánicos de maniobra que interrumpen y cierran los circuitos eléctricos (corrientes de trabajo y corrientes de falla) y, en estado cerrado, conducen la corriente nominal. [2] 1.2 Influencia del aumento de generación en el Sistema Eléctrico de Potencia. Debido a la conexión de nuevas plantas generadoras, la parte de un sistema que anteriormente tenía características radiales, puede dejar de serlo, por lo que se modifica la magnitud y dirección de la corriente de cortocircuito, cambiando al mismo tiempo el modo de operación de la red y complicando la seguridad y confiabilidad en el suministro y la calidad de la energía entregada a los consumidores.[3] En principio la nueva inclusión de generación en las barras de un sistema, aumenta las corrientes de cortocircuito, lo cual es una consecuencia del aumento del número y/o magnitud de las fuentes de cortocircuito y por lo general, una disminución de la impedancia equivalente de Thévenin vista desde una barra dada, debido al incremento de la capacidad y número de líneas que se conectan a la nueva generación.[4] Lo anterior trae consigo problemas en la actuación de los interruptores y las protecciones; así, pueden ocurrir daños en los medios de desconexión por falta de capacidad interruptiva o momentánea, operaciones incorrectas o fallos de los esquemas de sobrecorriente, reducción del alcance potencial de los fallos a localizar por la protección, disparos incorrectos y otros problemas relacionados con la coordinación de las protecciones. 6 Las corrientes que se presentan en una falla dependen de la fuerza electromotriz de las máquinas del sistema, las impedancias de éstas y entre las máquinas y el punto de falla. La factibilidad de diseñar y operar un sistema con tasa de falla cero es, si no idealista, económicamente injustificable, esto no quiere decir que éste no sea uno de los estudios principales de la Ingeniería Eléctrica. Por tal razón ante un cortocircuito, el sistema debe ser capaz de: manejar la magnitud de las corrientes de falla y aislar el sistema de manera a asegurar la continuidad del servicio a la parte del sistema que no se encuentra fallado. Por lo que se requiere una considerable inversión en equipos de interrupción en todos los niveles de voltaje que sean capaces de resistir las corrientes de cortocircuito y aislar el área de falla.[5] 1.3 Principales razones para realizar estudios de cortocircuito.  Verificar la capacidad interruptiva de los equipos existentes. Este mismo análisis será la base para la selección de los equipos de interrupción en la planificación del sistema en caso de una expansión del mismo.  Determinar los ajustes de los dispositivos de protección del sistema, para garantizar su operación en condiciones de falla.  Determinar los efectos de las corrientes de falla en varios componentes del sistema, tales como cables, líneas, barras, transformadores y reactores, durante el tiempo que persiste la falla; los esfuerzos mecánicos y térmicos que resultan de las condiciones de falla deberían ser comparados con los que son capaces de soportar el equipamiento del sistema para tiempos cortos.  Evaluar los efectos que los diferentes tipos de cortocircuitos pueden tener sobre el perfil global de voltaje del sistema. [4, 5] El presente trabajo se ocupa de los dos primeros aspectos. En el diseño de la ampliación de un sistema eléctrico de potencia se debe incluir un estudio de las corrientes de cortocircuito en todo el sistema para verificar que la capacidad de cortocircuito de los equipos sea adecuada ante una eventual falla. [6] Si la corriente que se presenta durante una falla es superior a la capacidad interruptiva de los equipos puede presentarse, entre otras cosas: • Un arco o sobrecalentamiento capaz de degradar los aisladores, fundir conductores o provocar una explosión. • Una deformación en las barras o desprendimiento de cables. 7 • Inestabilidad dinámica que podría causar pérdida de sincronismo de los generadores. • Desconexión de otras partes de la red según el esquema de protección. El estudio de la capacidad de cortocircuito es necesario para una correcta selección de equipos o componentes en los que se debe conocer la máxima corriente de falla, tales como: interruptores y cuchillas. Además sirve para ajustar relés y brinda información para estudiar la estabilidad del sistema. 1.4 Especificaciones para interruptores de potencia. Los interruptores de potencia presentan una serie de parámetros necesarios para su selección, los más generales se muestran a continuación.[2, 4] Tensión nominal: La tensión nominal es la tensión máxima (fase a fase), expresada en kV rms del sistema para el que está destinado el equipo. Nivel de aislamiento nominal: Es la combinación de valores de tensión que caracteriza el aislamiento de un interruptor con respecto a su capacidad para soportar esfuerzos dieléctricos. Frecuencia nominal: La frecuencia (industrial) nominal es la frecuencia nominal del sistema expresada en Hz, en la cual el interruptor está diseñado para funcionar. Corriente normal nominal: La corriente nominal normal (denominada a veces corriente nominal o corriente nominal continua) es la corriente continua máxima que puede soportar el equipo. La corriente se expresa en A rms y se basa en una temperatura ambiente máxima de +40 °C. A temperaturas superiores puede que sea necesario reducir la corriente normal Corriente nominal admisible de corta duración: La corriente nominal admisible de corta duración es la corriente máxima (expresada en kA rms) que el equipo podrá soportar en posición cerrada durante una corta duración indicada. Los valores normales de duración son 1 o 3 s. Corriente nominal de cresta admisible: La corriente nominal de cresta admisible es el valor máximo del primer semiciclo principal (expresado en kA) durante una corriente admisible de corta duración que el equipo es capaz de soportar. El valor máximo está vinculado con el valor rms, la frecuencia y la constante de tiempo (τ). Los valores especificados son: - 2,5 x corriente nominal admisible de corta duración a 50 Hz aτ = 45 ms - 2,6 x corriente nominal admisible de corta duración a 60 Hz a τ = 45 ms 8 - 2,7 x corriente nominal admisible de corta duración a 50/60 Hz a τ> 45 ms Corriente nominal de corte en cortocircuito: La corriente nominal (de corte) en cortocircuito es la máxima corriente en cortocircuito simétrica en kA rms, que un interruptor será capaz de cortar. Dos valores están vinculados con la corriente nominal en cortocircuito: - el valor rms de la componente de la corriente alterna - la componente de corriente continua porcentual (en función del tiempo mínimo de apertura del interruptor y la constante de tiempo τ) Corriente nominal de cierre en cortocircuito: La corriente nominal de cierre en cortocircuito es la corriente de cresta máxima contra la que el interruptor será capaz de cerrar y bloquear. Mencionada como capacidad de cierre y bloqueo en las normas ANSI/IEEE. Corriente nominal de cierre y corte fuera de fase: La corriente nominal de corte fuera de fase es la corriente máxima de corte fuera de fase que el interruptor será capaz de interrumpir. El valor estándar de la corriente nominal de corte fuera de fase es 25% de corriente nominal de corte en cortocircuito. Constante de tiempo: La constante de tiempo τ de la red es igual a la relación entre la inductancia y la resistencia en la red (L/R) y se expresa en ms. El valor estándar es 45 ms. La constante de tiempo afecta la componente de corriente continua requerida. La temperatura ambiente (del aire) mínima: Indica la temperatura mínima en la cual podrá funcionar el interruptor, con las características nominales indicadas. Los valores estándar importantes son -30 °C y -40 °C Temperatura ambiente máxima: La temperatura ambiente (del aire) máxima indica la temperatura máxima en la cual podrá funcionar el interruptor, con las características nominales indicadas. El valor estándar es +40 °C. Secuencia de operación nominal: La secuencia de operación nominal (conocida también como servicio de operación estándar o ciclo de servicio estándar) es la secuencia de operación indicada que el interruptor será capaz de ejecutar con las características nominales indicadas. Clase de resistencia mecánica: Hay dos clases diferentes de resistencia mecánica: Clase M1: Interruptor con duración mecánica normal (2.000 operaciones). 9 Clase M2: Interruptor para requisitos de servicio especiales (10.000 operaciones) Tiempo de apertura: El tiempo de apertura es el intervalo entre que se excita el circuito de disparo (bobina de apertura) en un interruptor que se encuentra en posición cerrada, y el instante cuando los contactos se han separado en todos los polos. Tiempo de cierre: El tiempo de cierre es el intervalo entre que se excita el circuito de cierre (bobina de cierre) en un interruptor que se encuentra en posición abierta, y el instante cuando los contactos se tocan en todos los polos. Tiempo de corte nominal: El tiempo de corte nominal (máximo) (tiempo de interrupción) es el intervalo de tiempo entre la excitación del circuito de disparo y cuando el arco es extinguido en todos los polos. El tiempo de corte se expresa en ms o ciclos (16,67 ms = 1 ciclo a 60 Hz). Tiempo muerto: El tiempo muerto (durante un recierre) es el intervalo entre la extinción final del arco en todos los polos en la operación de apertura y el primer restablecimiento de corriente en alguno de los polos en la subsiguiente operación de cierre. IEC y ANSI/IEEE especifican un tiempo muerto de 300 ms. 1.5 Análisis de la capacidad interruptiva y momentánea de los interruptores. Para entender la importancia de estos fenómenos es imprescindible conocer que las grandes corrientes de cortocircuitos provocan además de un incremento considerable de la temperatura, un aumento de los esfuerzos mecánicos de proyección transversal (deterioran los aislamientos en las barras, conductores y enrollados en las máquinas); así como esfuerzos longitudinales que ayudan a separar los contactos en los interruptores. En caso que las fuerzas dinámicas provocadas por las corrientes superen a la capacidad de cierre del disyuntor, entonces se destruirá inevitablemente. Cuando ocurre un cortocircuito, se conoce, que en los momentos iniciales la corriente está compuesta por una corriente de característica simétrica sinusoidal y una corriente directa que decrecerá de forma exponencial. Además esta corriente de forma simétrica sinusoidal es mayor en los momentos iniciales y va decreciendo en la medida que disminuya la fem en las máquinas generadoras. Durante los primeros instantes (1/2 ciclo) aparecerá la mayor corriente de cortocircuito que circulará por el desconectivo, sin que este tenga orden alguna de 10 desconectarse, por tanto debe tener la capacidad de mantenerse cerrado sin dañarse. A esta capacidad se denomina Capacidad Momentánea y se expresa en potencia (Snom) o en corriente(A o kA). Algunos fabricantes representan estos parámetros como corriente dinámica. (1.1) (1.2) Donde : nomS es la potencia momentánea, momI es la corriente asimétrica calculada con la X’’d de todas las máquinas a máxima generación, c 2 1 cc I es la corriente simétrica calculada con la X’’d de todas las máquinas rotatorias a máxima generación y 1K es el coeficiente de asimetría que toma en cuenta la componente de corriente directa. Este valor se estima alrededor de 1.6, aunque para valores de tensión menores de 5KV se puede tomar 1.5. Unos pocos ciclos después de ocurrido el cortocircuito, las protecciones han enviado señales al interruptor para que abra el circuito. En este instante, las corrientes han disminuido y la componente directa también, por tanto, el interruptor tiene que soportar esta corriente cuando se abren sus contactos. A esta capacidad se le denomina Capacidad Interruptiva o Poder de Corte y se expresa en términos de potencia (Sint) o en corrientes: (1.3) (1.4) Donde: INTS es la capacidad o potencia interruptiva, INTI es la corriente asimétrica que debe interrumpir el interruptor, c5ccI es la corriente simétrica estimada aproximadamente a los 5 ciclos después de ocurrido el cortocircuito, 2K es el coeficiente que toma en cuenta la componente de corriente directa y que depende de la velocidad en ciclos del interruptor, tomando los siguientes valores 8 ciclos------1.0 5 ciclos------1.1 cccmom momnnom IKI IUS 2/11 * *3   cccINT INTnINT IKI IUS 52 * *3   11 3 ciclos------1.2 2 ciclos------1.4 Los interruptores instalados en las barras de los generadores donde la potencia supere los 5 MVA los factores deben de aumentarse en 0.1. Además de estas capacidades que deben poseer los interruptores para operar ante los cortocircuitos, deben de ser capaces de trabajar sin calentarse por encima de la temperatura normal para las máximas corrientes de servicio sin desconectarse. Es importante destacar que estas máximas corrientes deben ser calculadas para los regímenes normales más severos. Esta capacidad se denomina Capacidad Nominal y se expresa en términos de potencia (Sn) o en corrientes (A). El valor de estas capacidades es dependiente de la tensión de trabajo del interruptor, a tensiones mayores, corrientes o capacidades más pequeñas. Con la información de las capacidades de ruptura o interruptiva y de cierre en falla (comparable a la momentánea) de cada interruptor, es posible efectuar la comparación con la máxima corriente determinada de acuerdo con los cálculos de cortocircuitos. Al respecto del procedimiento antes señalado, bibliografías más actuales establecen dos formas secuenciales de abordar el problema, una determinando cortocircuitos en barras y otra determinando las corrientes de fallas máximas que circulan por cada interruptor.[4, 7]  Cortocircuitos en barras: Se efectúan diferentes tipos de fallas en barras del sistema de transmisión, determinando así la máxima corriente de cortocircuito esperada en cada barra, asimilando como si esta corriente circulara por cada interruptor. Sin embargo, dicho valor carece de sentido físico por cuanto esta corriente nunca circula por los interruptores de dicha barra, al menos no en todos los interruptores. Ésta forma sólo representa una aproximación y una simplificación de los cálculos. La corriente determinada de esta manera es la mayor corriente que se puede esperar (es una cota superior), por lo tanto, si con dicho método ninguna instalación se encuentra con capacidad sobrepasada no lo hará con ningún otro método de cálculo. En los casos que algún interruptor de la barra no posea una capacidad suficiente, para soportar el cortocircuito en barra, deberá examinarse con un método de mayor precisión. 12  Corrientes de cortocircuitos en el interruptor: Para los interruptores, que con el método anterior, vean excedidas sus capacidades de diseño, se debe afinar el cálculo con un método de mayor precisión, pero aplicado sólo a los interruptores que se encuentran en la condición excedida. Para estos casos, en una segunda instancia, y para diversas configuraciones topológicas sobre el interruptor se busca obtener el máximo nivel de cortocircuito que circula por dicho interruptor. Para tal efecto, se aplican los métodos indicados en la figura 1.1. Figura 1.1 Método corrientes por interruptor Para cada una de las cuatro configuraciones indicadas en la figura 1.1, se obtendrá la corriente que circula por el interruptor, quedándose con el valor máximo entre dichos valores, es decir:Máx(ICCLínea o [ICCBarra – ICCLínea] o ICCLineOut o ICCOpenEnd) Esta forma de determinación del nivel de cortocircuito, permite obtener con mejor precisión la mayor corriente de falla que circula por un interruptor particular en una condición real. Finalmente se compara para cada interruptor sus características nominales con las máximas corrientes obtenidas de acuerdo a lo anterior. 1.6 Protección Direccional. Necesidad y características de funcionamiento. Muchas redes de subtransmisión y líneas de transmisión radiales son normalmente protegidas por relés de sobrecorriente temporizados. Cuando estos sistemas son 13 alimentados por los dos extremos o presentan configuración en lazo, la corriente de falla que fluye a través de un terminal de línea puede estar en el sentido positivo de la línea o en el sentido inverso, dependiendo de la localización de la falla en el sistema. 1.6.1 Protección Direccional y la necesidad de su empleo. Los relés de líneas normalmente deben operar para fallas en el sentido positivo, las cuales deben estar localizadas en la línea protegida. Se presenta en este sentido, la problemática de que las unidades de sobrecorriente deben ser dotadas de mecanismos de detección de los sentidos en que fluye la corriente de falla. Así, existe la necesidad de implementar relés de sobrecorriente temporizados, que tienen incorporados elementos direccionales, o sea, que son sensibilizados o no, por el sentido en que fluye la corriente, lo que se conocen como relés direccionales de corrientes (número 67 ANSI), o por el sentido en que fluye la potencia, lo que se conoce como relés direccional de potencia (número 32 ANSI) [8-10] De esa forma se concluye que la protección con relé direccional tiene la finalidad de reconocer en qué sentido está fluyendo la corriente o la potencia en una determinada localización del sistema. En caso de que la corriente o la potencia de cortocircuito estén fluyendo en el sentido inverso respecto al normal, el relé direccional debe ser capaz de evitar la señal de disparo al disyuntor, proporcionando una protección selectiva de extrema utilidad. 1.6.2 Principio de funcionamiento de los relés direccionales. A continuación se exponen las características fundamentales de los relés direccionales, de acuerdo a su principio de funcionamiento. 1.6.2.1 Relés de sobrecorriente direccionales electromecánicos. El principio de funcionamiento de los relés de sobrecorriente direccionales electromecánicos se explica a partir de la figura 1.2, en la cual se hace la conexión a partir de los transformadores de potencial VTs y de corriente CTs, de cuatro relés de protección electromecánicos, compuestos cada uno de dos bobinas, la de polarización (bobina de tensión) y la de operación (bobina de corriente). Las unidades direccionales de los relés de sobrecorriente de fase 67(A, B y C) son alimentadas por la corriente de fase que corresponden a la conexión del relé, 14 mientras que la tensión aplicada a la bobina de tensión es referida a las demás fases, o sea: El relé de la fase A es sensibilizado por la corriente que fluye en la fase A, mientras que la bobina de tensión es conectada entre las fases B-C.El relé de la fase B es sensibilizado por la corriente que fluye en la fase B y la bobina de tensión es conectada entre las fases C-A. El relé de la fase C por la corriente que fluye en la fase C, y la bobina de tensión es conectada entre las fases A-B. Figura 1.2 – Esquema de conexión de la protección por relés de sobrecorriente direccionales electromecánicos. Además, la unidad direccional del relé de sobrecorriente de tierra 67N es alimentada por la corriente 3I0 resultante de la conexión de los TCs en estrella (3I0 = IA +IB + IC), mientras que la tensión aplicada a la bobina de tensión es referida al secundario de los VTs conectados en delta abierta (3U0). También se puede discriminar la dirección de la potencia de cortocircuito en esquemas conformados por dos corrientes (una de polarización, análoga a la tensión explicada anteriormente y otra de operación). La ecuación 1.5, de forma general, brinda el torque, momento o conjugado producido por una unidad direccional de sobrecorriente, o sea: T=K1.I1.I2. sin ϕ -K 2 (1.5) 15 Donde:K1es la constante del relé;K2es la constante que representa el torque resistente del resorte; I1 es la corriente que fluye en la bobina de corriente de la unidad direccional; I2corriente de la bobina de tensión de la unidad direccional;𝜙 es elángulo de desfasaje entre las corrientes I1 y I2. Si se analiza la ecuación 1.5, se constata que el valor del torque máximo se da para 𝜙 = 90°, tal como se muestra en la figura 1.3 a, por ende muchas veces se desea que el torque máximo sea alcanzado para un ángulo𝜙 diferente de 90°, como ocurre durante los eventos de cortocircuitos, en que la corriente se retrasa de la tensión de falla, cerca del 5º al 15º(resistencia de arco grande y con bajas tensiones), hasta cerca del 80º al 85º en altas tensiones. Figura 1.3 – Diagrama vectorial del relé direccional polarizado por corriente Para el caso basta que a través de una resistencia o capacitor se efectúe la descomposición de I1 (corriente tomada como referencia), de tal forma que una de sus componentes I’1 actúe en la bobina de corriente de la unidad direccional. De esa forma, se obtiene la ecuación 1.6, [11, 12] 𝑇 = 𝐾3 ∗ 𝐼1 ′ ∗ 𝐼2 ∗ sin(𝜙 − 𝛽) − 𝐾2(1.6) o: 𝑇 = 𝐾3 ∗ 𝐼1 ′ ∗ 𝐼2 ∗ cos(𝜙 − 𝜃) − 𝐾2(1.7) Donde:𝐼1 ′ es la componente de I1, aplicada a la bobina de corriente de la unidad direccional;𝜃 es el ángulo que define en este caso el torque máximo que es una característica particular de cada relé. Analizando la ecuación (1.7), se puede constatar que las torques máximas, nulos y negativos son obtenidos para las siguientes condiciones, admitiendo K2 despreciable: 16  Para 𝜙 = 𝜃cos(𝜙 − 𝜃) = 1 𝑇 = 𝑇𝑚𝑎𝑥;  Para 𝜙 = 𝜃 ± 90°cos(𝜙 − 𝜃) = 0𝑇 = 0;  Para 𝜙 > 𝜃 + 90°cos(𝜙 − 𝜃) < 0𝑇 < 0. La figura 1.3 b lleva a una mayor comprensión en las deducciones de los torques máximos, nulos y negativas. Con la variación del ángulo𝜙 = 𝜃 − 90° a 𝜙 = 𝜃 + 90°, se puede garantizar que el relé produce un torque positivo. Para valores diferentes, el torque resultante será negativo o nulo. Mediante este principio se logra que el relé sea direccional para un determinado sentido de corriente. Siendo la I1 tomada como referencia, los ángulos son contados como positivos cuando estén medidos a partir de I1 en el sentido contrario al de rotación de las manecillas del reloj. Como complemento, la figura 1.4 muestra una unidad watimétrica cuya manecilla es sustituida por un contacto móvil. Hay una diferencia a considerar que consiste en lo siguiente: el torque máximo del watímetro ocurre cuando la corriente está en fase con la tensión, mientras que en el relé de sobrecorriente direccional, el torque máximo es obtenido cuando la corriente está en atraso respecto a la tensión de un determinado ángulo [12] Figura 1.4 – Unidad watimétrica de un relé direccional electromecánico. 1.6.2.2 Relé de sobrecorriente direccional digital. Tal como los relés electromecánicos, el relé de sobrecorriente direccional digital presenta básicamente los mismos principios operacionales. En los relés digitales, como muestra la figura 1.5 del relé 7SJ63 de la Siprotec/Siemens, las corrientes secundarias de los transformadores de corriente 17 son convertidas en señales proporcionales de tensión a través de los transformadores de entrada del equipamiento. Las señales analógicas de tensión son conducidas a un convertidor A/D (analógico/digital) que los convierte en señales digitales antes de su utilización por el microprocesador. Todas las operaciones de actuación del relé son ejecutadas digitalmente por el microprocesador. El programa del relé está almacenado en memoria EPROM [13]. Los valores calculados de las corrientes, inicialmente sometidas a los filtros digitales basados en transformada de Fourier para suprimir los armónicos de alta frecuencia, se comparan con los valores de corriente ajustados en el relé. Si en una determinada fase del sistema la corriente circulante excede el valor ajustado en el relé, este inicia su operación, denominada pickup. Figura 1.5 - Estructura del Hardware del dispositivo digital 7SJ63 de Siemens. Después de recorrer un determinado período de tiempo, también ajustado para efectuar el disparo, el relé energiza su contacto de actuación que estará conectado a la bobina del elemento responsable por la apertura del circuito, muchas veces el relé de bloqueo o simplemente la propia bobina de apertura del disyuntor. Los valores de ajuste del relé como corriente, potencia y tiempo, se almacenan en memoria EPROM, evitando que los mismos sean borrados en caso de ausencia de tensión en la fuente de alimentación. 18 El relé de sobrecorriente direccional digital tiene como principio operacional la medición del ángulo de fase entre la corriente y la tensión.[2, 6, 14]. La unidad direccional de los relés comanda la unidad de sobrecorriente en la condición de activa (si), impidiendo que el relé inicie su arranque para una corriente fluyendo en el sentido contrario al sentido ajustado. Así, si la unidad direccional impide la operación de la unidad de sobrecorriente, la temporización no se activa. Los relés digitales poseen una característica direccional basada en la medición del ángulo de fase y en el tiempo de coincidencia de las mediciones entre la corriente y la tensión [12, 15]. 1.6.3 Filosofía de funcionamiento de la Protección Direccional. Para mostrar la filosofía de funcionamiento de la protección direccional, se considera la figura 1.6, que representa un sistema eléctrico de cuatro líneas de transmisión, partiendo de una fuente generadora y conectándose a una barra de carga. Figura 1.6 – Diagrama monolineal de un circuito en lazo con cuatro líneas de transmisión En condiciones normales de operación, el flujo de corriente, en todas las líneas es en el sentido fuente-carga, mientras que en la presencia de una falla en la línea L3, en el punto F, la corriente en ese alimentador invierte su posición en la barra consumidora, alimentando el punto de falla de las líneas sanas. El relé direccional del interruptor (3), en el momento de la inversión de la corriente, reconoce esta ocurrencia y envía una señal de operación para el interruptor. Otra forma de caracterizar la filosofía del funcionamiento de un relé direccional se puede entender a partir de la figura 1.7, en la que se representa una fuente de generación alimentando un circuito en lazo. 19 Para un defecto en el punto II, la corriente circulara por el trecho o tramo comprendido entre las barras A-B y B-C, pasando por los relés asociados a los disyuntores 1,2 y 3. También habrá circulación de corriente, alimentando el defecto en el punto II por el tramo comprendido entre las barras A-D, D-C y C-B, pasando por los relés asociados a los disyuntores 8, 7, 6, 5 y 4. En esa condición, los relés direccionales asociados a los disyuntores 5 y 7 se bloquearan por sus respectivos elementos direccionales. Figura 1.7 – Diagrama monolineal de un circuito en lazo cerrado alimentado por una fuente. Por ende, los relés asociados a los disyuntores 8,6 y 4 están en condición de operar. El relé asociado al disyuntor 4 deberá ser ajustado con el menor tiempo de operación para la respectiva corriente de defecto, siendo el responsable por la eliminación de la circulación de la corriente en ese tramo, permitiendo que las unidades de sobrecorriente de los relés asociados a los tramos sin falla, regresen a la posición inicial [14]. El relé asociado al disyuntor 2 se bloquea por su unidad direccional, mientras que los relés asociados a los disyuntores 1 y 3 están en condiciones de operar. Sin embargo el relé asociado al disyuntor 3 deberá ser ajustado con un tiempo inferior al del relé asociado al disyuntor 1 y, por ende será el responsable por la eliminación de la circulación de la corriente en ese trecho, permitiendo que las unidades de sobrecorriente de los relés asociados a todos los disyuntores del trecho en cuestión regresen a su posición inicial. Así, el tramo entre las barras B-C queda desenergizado, permitiendo que todas las demás cargas conectadas a ese sistema no sufran interrupción de energía. 20 Por otro lado, se puede ver que, los relés asociados a los disyuntores 1, 8 y 9 no necesitan ser direccionales, ya que para cualquier defecto ocurrido en el punto I, no habrá circulación de corriente de defecto inversa a través de la barra A. De forma idéntica, los relés asociados a los disyuntores 3 y 6 no necesitan ser direccionales, pues ajustándose adecuadamente los tiempos de operación de los mismos podrán ser selectivos con los relés asociados a los disyuntores 2 y 7 que deben ser direccionales[8, 11, 14]. 1.6.4 Aplicación derelés direccionales en laprotección de los sistemas. Los relés direccionales se aplican normalmente para defectos entre fases o entre fase y tierra, en líneas de transmisión. Pueden tener utilización en máquinas generadoras, en el control del flujo excesivo de la potencia y/o en la protección contra motorización de generadores. En términos generales, hay tres tipos de relés direccionales, cuyo empleo depende de la magnitud eléctrica que se quiere controlar, o sea: relé direccional de sobrecorriente de fase; relé direccional de sobrecorrente de tierra y relé direccional de potencia. Relé direccional de sobrecorriente de fase. Estos relés se utilizan esencialmente en la protección de líneas de transmisión de la clase de tensión, normalmente igual o superior a 60 KV. Los relés direccionales de sobrecorriente reconocen el sentido del flujo de la corriente eléctrica que circula en el punto de su instalación, ydeben aplicarse en sistemas cerrados en lazo o en aquellos dotados de dos o más circuitos alimentadores operando en paralelo. No hay sentido en aplicarlos en sistemas radiales. Relé direccional de sobrecorriente de tierra. Cuando ocurren fallas de alta impedancia involucrando la tierra, cuyos valores de corriente están próximos de los valores de las corrientes de carga, el relé de fase podrá no operar, ya que su ajuste es para corrientes significativamente superiores.De esa forma, es posible operar el relé para valores de corrientes de cortocircuito, próximos a los de corriente de carga.Los transformadores de potencial del relé de neutro se conectan en delta abierto, de donde resulta la tensión (3V0) de polarización del relé, también hay relés capaces de deducir matemáticamente la tensión de polarización (3V0). La corriente de operación del relé corresponde a la 21 corriente del neutro obtenida mediante la conexión de transformadores de corriente en estrella. Relé Direccional de Potencia. La protección con el relé direccional de potencia tiene la finalidad de reconocer en qué sentido fluye la potencia en un determinado momento. Este relé se usa en generadores, cuando un flujo de potencia fluye en un sentido no deseado. [15]. Los relés direccionales de potencia son muy aplicados en situaciones en que se desea limitar el flujo de potencia en un determinado sentido fijado, cuando esta magnitud supera el valor estipulado en el ajuste.Se calibran en términos de potencia activa. 22 CAPÍTULO II: DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NORTE DE ANGOLA. CÁLCULOS DE CORTOCIRCUITOS CON EL SOFTWARE PSX. 2.1 Introducción. El Sistema Eléctrico Norte de Angola (SENA) se constituyede instalaciones de generación, transformación, transporte y subestaciones de energía eléctrica en la zona norte de Angola, con explotación de entidades públicas como la ENE, GAMEK y la EDEL y algunas privadas. Como se explica al inicio de este trabajo, existe una política de desarrollo del sistema, encaminado a aumentar la generación para satisfacer la creciente demanda, así como inversiones en el área de líneas y subestaciones que garanticen la operación más estable y eficiente de dicho sistema. Estas modificaciones en el SENA traen consigo variación en los niveles de cortocircuito y en la circulación de corrientes de falla por las líneas, cuyas implicaciones hasta el 2016 serán verificadas con ayuda del software PSX del Centro de Estudios Electroenergéticos de la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas. 1.2 Descripción del Sistema Eléctrico Norte de Angola. En la tabla 2.1se muestran los datos principales de las centrales de generación de energía eléctrica que contemplan el SENA hasta el 2016, siendo caracterizado por centrales hídricas y térmicas. Tabla 2.1: Centrales generadoras y estado de explotación en el SENA. Central De Generación Eléctrica Potencia total MW Estado operación 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 CH Capanda 520 En operac. 520 520 520 520 CH Mabubas 19,2 En operac. 19,2 19,2 19,2 19,2 CH Cambambe I (sin repotenciar) 180 En operac. 180 GTG #6 18 En operac. 18 18 18 18 GTG #7 18 En operac. 18 18 18 18 CT CFL 125 En operac. 125 125 125 125 23 GTG #1 24 En operac. 24 24 24 24 GTG #2 28 En operac. 28 28 28 28 GTG #3 40 En operac. 40 40 40 40 CH Cambambe I Rehabilitado 260 En operac. 260 260 260 CT GOLFE 160 En operac. 160 160 160 CT BOA VISTA 160 En operac. 160 160 160 BIOCOM 100 2015-16 50 100 BOM JESÚS 50 2015-16 50 50 360 CH Cambambe II 700 2016 700 En la tabla 2.2 se muestra la constitución de cada planta de generación, voltaje de operación y sus transformadores. Tabla 2.2 – Constitución de las instalaciones de Generación/Transformación del SENA Nº Instalación Equipamientos de Generación y Transformación Capacidad Instalada Nivel de Tensión de Producción/ Transform. Entid. Cant Designacion 1 CHE Capanda 4 Grupos Generadores 3∅ 4 X 130 MW 13,8 kV GAMEK 4 Bancos Transformadores 1∅ 4 X (3X53) MVA 13,8/220 kV 2 CHE Cambambe 4 Grupos Generadores 3∅ 4 X 45 MW 11 kV ENE 4 Bancos Transformadores 1∅ 4 X (3X24) MVA 11/220 kV 3 CTE Cazenga 1 Grupo Generador 3∅ 1 X 24,4 MW 11,5 kV ENE 1 Grupo Generador 3∅ 1 X 28,8 MW 1 Grupo Generador 3∅ 1 X 40 MW 2 Grupos Generadores 3∅ 2 X 22,5 MW 8,4 kV 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 33 MVA 11,5/60 kV 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 38 MW 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 55 MW 2 Bancos Transformadores 3∅2 1 X 33 MW 8,4/60 kV 4 20 Grupos Generadores 3∅ 20 X 1 MW 0,4 kV 24 CTE Cuarteles 10 Bancos Transformadores 3∅ 3,15 MW 0,4/15 kV Particular 5 CTE Ferro Carril de Luanda 40 Grupos Generadores 3∅ 40 X 1 MW 0,4 kV Particular 40 Grupos Generadores 3∅ 40 X 1 MW 20 Bancos Transformadores 3∅ 3,15 MVA 0,4/15 kV 4 Bancos Transformadores 1∅ 4 X (3X53) MVA 13,8/220 kV En la tabla 2.3 se muestran las potencias y niveles de tensión de las principales subestaciones del SENAy en la tabla 2.4 y 2.5 las inversiones en subestaciones de 220 kV y 110 kV para 2016 respectivamente. Tabla 2.3 Potencias y niveles de tensión de las principales subestaciones del SENA. Nº Instalacion Equipamientos de Generacion y Transformacion Capacidad Instalada Nível de Tensión Transformacion Entidad Cant Designacion 1 SE Belas 2 Bancos Transformadores 3∅ 2 X 20 MVA 60/15 kV ENE 2 SE Cacuaco 2 Bancos Transformadores 3∅ 2 X 60 MVA 220/60/15 kV ENE 3 SE Cacuso 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 5 MVA 110/30 kV ENE 4 SE Camama 2 Bancos Transformadores 3∅2 2 X 60 MVA 220/60 kV ENE 2 Bancos Transformadores 3∅ 2 X 20 MVA 60/15 kV 5 SE Cambambe 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 10 MVA 220/30 kV ENE 6 SE Capanda 1 Banco Transformador 1∅ 1 X (3 X 6,6) MVA 220/110/15 kV GAMEK 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 5 MVA 15/15 kV 7 SE Capanda Elevadora 2 Bancos Transformadores 3∅ 2 X 270 MVA 400/220/15 kV ENE 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 30 MVA 220/30/15 kV 8 SE Cassaque 2 Bancos Transformadores 3∅ 2 X 8 MVA 60/5,7 kV ENE 9 SE Cazenga 5 Bancos Transformadores 3∅ 5 X 60 MVA 220/60/15 kV ENE 10 SE Cuca 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 20 MVA 60/15 kV EDEL 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 40 MVA 60/15 kV SE 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 20 MVA 60/15 kV EDEL 25 11 Estalagem 12 SE Estrada Catete 2 Bancos Transformadores 3∅ 2 X 20 MVA 60/15 kV EDEL 13 SE Gabela 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 25 MVA 220/60/30 kV ENE 14 SE Golf 2 Bancos Transformadores 3∅ 2 X 20 MVA 60/15 kV EDEL 15 SE Indústrias 2 Bancos Transformadores 3∅ 2 X 5 MVA 60/15 kV Consumi- dores 2 Bancos Transformadores 3∅ 2 X 10 MVA 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 7,5 MVA 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 16 MVA 16 SE Kifangondo 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 10 MVA 60/30 kV ENE 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 20 MVA 60/15 kV 17 SE Lucala - Nenhum – _ ENE 18 SE Mabubas 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 10 MVA 60/30 kV ENE 19 SE Maianga 3 Bancos Transformadores 3∅ 3 X 20 MVA 60/15 kV EDEL 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 40 MVA 20 SE Malange 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 10 MVA 110/30 kV ENE 21 SE Mutamba 2 Bancos Transformadores 3∅2 2 X 40 MVA 60/15 kV EDEL 22 SE N’Dalatando 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 20 MVA 220/30 kV ENE 23 SE N’gola Kiluange 2 Bancos Transformadores 3∅ 2 X 20 MVA 60/15 kV EDEL 24 SE Nova Vida 2 Banco Transformador 3∅ 2 X 30 MVA 60/15 kV EDEL 25 SE Talatona 2 Bancos Transformadores 3∅ 2 X 40 MVA 60/15 kV EDEL 26 SE Viana 2 Bancos Transformadores 3∅ 2 X 210 MVA 400/220/15 kV ENE 2 Bancos Transformadores 3∅ 2 X 60 MVA 220/60 kV 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 20 MVA 60/30 kV 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 40 MVA 60/15 kV 1 Banco de Reatores 1∅ 1 X 20 MVAr 400/√3 kV 1 Banco de Capacitores 3∅ 1 X 12,1 MVAr 60 kV 27 SE Zango 1 Banco Transformador 3∅ 1 X 5,3 MVA EDEL 26 60/15 kV 28 SE Zona Econ. Esp. 2 Bancos Transformadores 3∅ 2 X 32 MVA 60/30 kV EDEL Tabla 2.4 Inversiones en subestaciones de 220 kV para 2016. Tabla 2.5 Inversiones en subestaciones de 110 kV para 2016. En las tablas 2.6a 2.10se muestran las líneas de transmisión y subtransmisión existentes en el SENA, asícomo las inversiones a realizar para el 2016, fundamentalmente en la zona de la planta BIOCOM (líneas de 110 kV) y que se tienen en cuenta en el estudio de cortocircuitos y análisis de interruptores y protecciones de las mismas. Tabla 2.6– Líneas de transmisión de 400 kV. Nº Línea de Transmisión Longitud (km) 1 Capanda – Lucala 60 2 Lucala – Viana 222 Tabla 2.7– Líneas de transmisión de 220 kV Nº Línea de Transmisión Longitud (km) 1 Cambambe – Camama 179 2 Cambambe-Gabela 125 3 Cambambe – Viana I 158 27 4 Cambambe – Viana II 158 5 Capanda – Cambambe 120 6 Capanda – Capanda Elevadora I 3,8 7 Capanda – Capanda Elevadora II 3,8 8 Capanda – Lucala 70 9 Lucala – N’dalatando 35 10 Lucala – Uíge 10 11 N’Dalatando – Cambambe 75 12 Uíge – PambosSonhe 12 13 Viana – Cacuaco 20 14 Viana – Camama 22 15 Viana – Cazenga I 18 16 Viana – Cazenga II 18 17 Viana – Cazenga III 18 Tabla 2.8– Líneas de transmisión de 110 kV antes de 2016. Nº Línea de Transmisión Longitud (km) 1 Capanda Elevadora – Cacuso 50 2 Cacuso – Malange 66 Tabla 2.9– Inversiones en líneas de transmisión de 110 kV para 2016. Tabla 2.10– Líneas de subtransmisión de 60 kV Nº Línea de Subtransmisión Longitud (km) 1 Cacuaco – Kifangondo 8 2 Camama – Belas 18 3 Camama – Golf 7 28 4 Camama – Nova vida 12 5 Camama – Talatona 20 6 Cazenga – Cuca 1 5 7 Cazenga – Cuca 2 5 8 Cazenga – Cuca 3 5 9 Cazenga – Cuca 4 5 10 Cazenga – N’golaKiluanje 4 11 Cuca – Estrada de Catete 1 4 12 Cuca – Maianga 1 7 13 Cuca – Maianga 3 7 14 Cuca – Mutamba 1 5 15 Cuca – Mutamba 2 5 16 Cuca – Mutamba 3 5 17 Golf – Nova vida 2 18 Kifangondo – Cazenga A 15 19 Kifangondo – Cazenga B 15 20 Kifangondo – EPAL 5 21 Kifangondo – Mabubas 42 La figura 2.1, ilustra el diagrama unifilar resumido del Sistema Eléctrico Norte de Angola, con los principales equipamientos de generación, transformación y transporte y con el área en estudio de BIOCOM, en su condición inicial (antes de 2016) insertada en la subestación de Cacuso. . 29 Figura 2.1 – Diagrama unifilar resumido del Sistema Eléctrico Norte de Angola antes de 2016. En la figura 2.2, se muestra otro diagrama monolineal del Sistema Eléctrico Norte de Angola pero con la línea de 110 kV de entrada y salida en BIOCOM para Capanda y Cacuso, que aunque aparece con un solo circuito, como se mencionó anteriormente, se convertirá en doble línea. 30 Figura 2.2 – Diagrama unifilar resumido del Sistema Eléctrico Norte de Angola después de 2016. Aunque no es objetivo por su extensión mostrar en el cuerpo del trabajo, para el cálculo de cortocircuitos y análisis de interruptores y protecciones que se realiza a continuación, también se recopilaron todos los datos necesarios de los generadores, transformadores, líneas y cargas antes y con la inversión, los más relacionados con el área de estudio se ofrecen en el Anexo 1. 1.3 Niveles de cortocircuito en los nodos del Sistema Eléctrico Norte de Angola. Se simula todo el SENA en el programa PSX Explorer Versión 3.02, cuyo diagrama monolineal a modo de ilustración de la magnitud del sistema, lo muestra la figura 2.3. 31 Figura 2.3. Monolineal del Sistema Eléctrico Norte de Angola (con PSX Explorer V 3.02). La parte más importante para el estudio, ya que es la más afectada por las inversiones en la ampliación de la generación en BIOCOM y nuevas líneas de 110 kV se muestra en la figura 2.4. 32 Figura 2.4. Monolineal del Sistema Eléctrico Norte de Angola, destacando la zona de estudio. Los niveles de cortocircuito trifásico, bifásico a tierra, bifásico y monofásico, así como las impedancias equivalentes para cada nodo, según régimen de operación del SENA en el 2016 recogidos en [1], y obtenidos a partir de las simulaciones en el PSX, se ofrecen en varias secciones en la tabla 2.11. 33 Tabla 2.11: Niveles de cortocircuito en cada nodo del sistema. 34 35 36 37 38 39 40 Se puede observar que en varios nodos del sistema, el nivel de los cortocircuitos que involucran conexión a tierra es mayor que el de cortocircuito trifásico. Al comparar estos niveles de cortocircuito con los existentes antes de las nuevas inversiones hasta el 2010 (según datos consultados con la Empresa Nacional de Electricidad ENE), se manifiesta un incremento representativo. 41 CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE INTERRUPTORES Y AJUSTE DE PROTECCIONES DIRECCIONALES DE FASE EN LA ZONA DE NUEVAS INVERSIONES. 3.1 Introducción. Para realizar el trabajo de diagnóstico de los interruptores y ajuste de la protección de sobrecorriente direccional en la zona en estudio, se parte de la información ofrecida por la dirección del Sistema Electroenergético del Norte de Angola y del informe de nuevas inversiones para el 2016 y 2017 dado en la bibliografía [1]. 3.2 Análisis de interruptores en las subestaciones más afectadas por las nuevas inversiones. Como primer paso se muestra en la figura 3.1 un diagrama monolineal, en el que se destaca la inclusión de la Planta de generación BIOCOM en el sistema, insertada específicamente con dos líneas de transmisión de 110 kV entre las Subestaciones de Capanda 110 kV y Cacuso 110 kV,señalada en el cuadro rojo en 3.1a y mostrada más detalladamente con los interruptores principales en 3.1b. a) 42 b) Figura 3.1: Monolineal con BIOCOM y doble línea de 110 kV entre Capanda y Cacuso. a) Más general b) Detallando elementos del área de análisis. Luego se calculan todos los niveles de cortocircuito en MVA simétricos en condiciones de máxima generación, que para el área de análisis se muestran en la figura 3.2. Como se observa, en todas estas barras el cortocircuito que hará circular las mayores magnitudes de corriente es el trifásico. SE CAPANDA 110 kV 43 Figura 3.2: Niveles de cortocircuito simétrico en las barras del área en análisis con las nuevas inversiones. Se simulan también y se muestra en la figura 3.3, como eran los niveles de cortocircuito en estas barras si la nueva planta BIOCOM, ahora en 2016 con todas sus potencialidades, no estuviera generando y si las líneas de 110 kV de Capanda a Cacuso y de Cacuso a Malange fueran solo una y no dos como son en la actualidad, lo cual se muestra con los interruptores de dichos elementos abiertos. Figura 3.3: Niveles de cortocircuito simétrico en las barras del área en análisis sin las nuevas inversiones. Como se puede concluir, al observar la figura 3.2 y compararla con la 3.3, los niveles de cortocircuito se han incrementado grandemente, lo que justifica plenamente el diagnóstico de interruptores y cálculo de las protecciones propuestos en este trabajo. A partir de los valores en MVA trifásicos simétricos (ver figura 3.2), que son los mayores, se calculan las corrientes de cortocircuito máximas que circularían, lo cual se muestra en la tabla 3.1. Tabla 3.1: Corrientes de cortocircuito máximas simétricas. Subestación MVAcc 3fmax sim Icc3fmax (kA) sim CAPANDA-110 874.75 4.60 BIOCOM-110 811.18 4.26 CACUSO-110 665.48 3.49 MALANGE-110 325.21 1.71 También estos valores se pueden obtener del programa PSX, como se muestra en la combinación de la figura 3.4, que incluye además los MVA de cortocircuito 44 asimétrico considerando la componente aperiódica, suponiendo una falla trifásica en cada una de las barras en estudio. Figura 3.4: MVA trifásicos simétricos, asimétricos y corrientes de cortocircuito simétricas por fases para falla en cada barra, según editor del PSX. Considerando la componente aperiódica o de corriente directa, mediante un factor de asimetría de 1,6 para tensiones de 110 kV, se obtienen los niveles de corriente asimétrica inicial para las fallas máximas, como se muestra en la tabla 3.2. Tabla 3.2: Corrientes de cortocircuito máximas asimétricas. Subestación MVAcc 3fmaxasim Icc3fmax (kA) asim CAPANDA-110 1399.60 7.35 BIOCOM-110 1297.90 6.82 CACUSO-110 1064.80 5.59 MALANGE-110 520.34 2.73 A continuación se muestran señalado en rojo en la figura 3.5,la corriente de interrupción o poder de corte de los antiguos interruptores para corriente simétrica, ofrecidos como únicos datos por la dirección del SENA. Se aplica la metodología mostrada en el capítulo II de este trabajo y se considera además, que no se dispone de los datos de la velocidad de operación de los interruptores (en ciclos) y que se encuentren muy cerca del área de generación, se decide trabajar con la condición más crítica, o sea, máxima asimetría posible para la corriente de cortocircuito a interrumpir (similar incluso al análisis para la capacidad momentánea al utilizar la red del primer medio ciclo), que es análogo a considerar 45 los interruptores muy rápidos, influenciados por tanto, por el momento inicial máximo asimétrico del cortocircuito. Figura 3.5: Datos de los interruptores ofrecidos por la dirección del SENA. Se puede concluir, que atendiendo a la corriente de interrupción de los interruptores de Capanda de 31.5 kA en 110kV y los de Malange 31.5 kA no es necesario la sustitución de los mismos, pues son mayores que los niveles de cortocircuitos mostrados para esas subestaciones, incluyendo un factor o margen de seguridad según lo planteado anteriormente, aún si su tiempo de operación fuera de 2 ciclos y situados muy cerca de los generadores. No se dispone de los datos de los disyuntores de la SE Cacuso (aparecen como ND), pero su análisis solo depende de la comparación con los niveles de cortocircuito obtenidos en dicha subestación. Hasta aquí se puede resumir que: 46  La entrada de Biocom en el Sistema Electroenergético del Norte de Angola, eleva el nivel de cortocircuito en las barras, fundamentalmente el trifásico en la zona más afectada y cercana a la generación, además de posibilitar flujo de dicha potencia en dos direcciones en la línea Capanda- Biocom, que anteriormente era de Capanda a Cacuso directamente.  Los disyuntores instalados actualmente en las subestaciones de 110 kV en dicha zona, no presentan problemas para su operación ante el incremento de los cortocircuitos máximos por la entrada de la Planta Biocom y las nuevas inversiones en las líneas. 3.3 Ajuste de la protección de sobrecorriente direccional de fase en las líneas de 110 kV en la zona afectada por la nueva generación e inversiones. Las dos líneas de transmisión Capanda Biocom y las dos de Biocom a Cacuso alimentan las ciudades de Cacuso y Malange fundamentalmente, con un nivel de tensión de 110 kV, desde la central hidroeléctrica de Capanda y la nueva planta Biocom. 3.3.1 Necesidad de la protección direccional en las líneas de transmisión Capanda- Biocom. Conforme a lo descrito anteriormente en este trabajo, la direccionalidad mejora el desempeña de relés de sobrecorriente, cuando los mismos son aplicados en sistemas con doble alimentación o configurados en lazo [11, 14, 16]. En el caso de las dos líneas de transmisión Capanda 110-Biocom110,que interconectan la central de producción de energía eléctricaBiocom, se justifica la necesidad de la aplicación de direccionalidad en la protección de sobrecorriente, ya que las líneas sealimentanahora por los dos extremos, el diagrama monolineal simplificado en la figura 3.5 ilustra el sistema que en esas condiciones se forma. Con la entrada de la CTE Biocom, se deben efectuar nuevos ajustes en los relés de protección de las líneas, ya que como se señaló, habrá la contribución de la generación ahí instalada, entre Capanda y Cacuso y además, ahora son dos líneas que entran y salen en la subestación de Biocom., de las cuales el trabajo se centra primero en las líneas de Capanda a Biocom, ya que se hace necesario implementar en ellas la direccionalidad. 47 Figura 3.5 – Diagrama monolineal simplificado con la interconexión de la CTE Biocom y la doble línea a la subestación Capanda 110 kV. Dicha direccionalidad se necesita, primero porque tienen alimentación por ambos extremos y segundo porque forman un lazo cerrado entre ellas y las subestaciones de 110 kV de Capanda y Biocom, razón esta última por la que a pesar de no tener generación en ambos extremos, también la doble línea de Biocom a Cacuso debe tener direccionalidad en sus protecciones de sobrecorriente, como se muestra en la figura 3.6.[8, 14, 16]. Para explicar mejor la necesidad de direccionalidad, se supone el caso en que por ejemplo, una de las líneas Biocom a Cacuso está abierta en el extremo de Biocom (D4.2 abierto) y energizada (para mantener caliente o por condiciones de operación) a través del otro extremo en la SE Cacuso (6012.2 cerrado), para una falla en esa propia línea debe abrir solo 6012.2 por su direccionalidad de disparo hacia la línea y la SE Cacuso sigue alimentada por la otra línea, pero si 6012.1 y 6012.2 no tuvieran protecciones direccionales, entonces prácticamente abrirían los dos, ya que 6012.1 viera la falla no solo hacia su línea propia, sino también en la dirección hacia la SE Cacuso y esta quedará innecesariamente sin alimentación. 48 Figura 3.6 : Diagrama monolineal indicando la direccionalidad en las líneas de 110 kV de Capanda a Biocom y Biocom- Cacuso. 3.3.2 Ajuste presentado por el relé de sobrecorriente direccional de la línea anterior Capanda –Cacuso. La protección de sobrecorriente direccional de la LT Capanda – Cacuso, se encuentraba configurada en el relé digital 7SJ63 de fabricación Siprotec/Siemens, en que están habilitadas las siguientes funciones, aunque es de señalar que antes de la entrada de la generación en Biocom en dicha línea de transmisión no hacía falta la direccionalidad.  Para fallas entre fases:67 – Sobrecorriente direccional de fase de tiempo definido con dos escalones:67-1 y 67-2 y 67-TOC – Sobrecorriente direccional de fase temporizada con curva IEC muy inversa. Los ajustes generales de operación de las funciones configuradas eran:[17].  Relación de Transformación del TC: 300:1 A;  Relación de Transformación del TP: 110000/173 V = 110000:√3 /100 V;  Dirección de las fallas de fase: hacia adelante;  67-2 Pickup (Corriente de arranque) = 750 A;  67-2 Time Delay (Tiempo de retardo) = 0.20 s; 49  67-1 Pickup (Corriente de arranque) = 750 A;  67-1 Time Delay (Tiempo de retardo) = 0.20 s.  67-TOC Pickup (Corriente de arranque) = 270 A;  67-TOC Time Dial (Dial de tiempo) = 0.20 s;  IEC Curve: VeryInverse (Muy Inversa). 3.3.4 Ajuste de la protección direccional de fase en las nuevas líneas de transmisión Capanda 110- Biocom. Como se señala anteriormente, la metodología se aplicará fundamentalmente a la línea de transmisión Capanda- Biocom, por ser más complicado y uno de los objetivos del trabajo, pero pudiéndose extender con mayor facilidad a la línea Biocom- Cacuso, que de hecho se muestra en el Anexo 2. 3.3.4.1 Ajuste de la protección de fase de la doble línea Capanda- Biocom. Se comienza el cálculo de parámetros de ajuste por los relés direccionales asociados a los interruptores 6014.1 y 6014.2, mostrados con flechas rojas en el diagrama monolineal de la figura 3.6y que tienen direccionalidad de disparo por sobrecorriente para la línea hacia la subestación de Biocom 110 kV y no disparo hacia la subestación de Capanda 110 kV, además, como las líneas son prácticamente iguales, el ajuste de uno será igual para el de la otra línea; luego de forma análoga, se calcula el ajuste de los del otro extremo (D5.1 y D5.2) de la línea en la subestación de Biocom con sentido de operación hacia la línea como se señala en azul en el monolineal de dicha figura. Las corrientes de cortocircuito necesarias se calculan con base en las características técnicas de los equipamientos del SENA, consultados en la bibliografía y mostrados en Anexo 1 y mediante la aplicación del software PSX v3.02. Para el análisis de la selectividad y necesidad de direccionalidad en cada extremo de la LT en estudio, así como para la ejecución de los cálculos de los parámetros de ajuste de las protecciones, se tiene el diagrama monolineal de la figura 3.8. 50 Figura 3. 8– Diagrama monolineal para el cálculo de cortocircuitos y otros aspectos necesarios en el cálculo de parámetros de ajuste de la protección en la LT Capanda 110-Biocom. 3.3.4.2 Cálculo de los parámetros de ajuste de la protección de sobrecorriente direccional de fase – 67. La protección 67 garantizará la actuación del relé asociado a6014.1, para fallas entre fases, para eso se definen tres escalones de ajuste (el 6014.2 se ajusta de forma análoga pero para la otra línea). I°Escalon: El objetivo del I° Escalón es proteger de forma primaria, o sea, sin retardo de tiempo, la mayor longitud posible de la línea propia y solamente ella. Así, para asegurar que la protección no opere para fallas externas a la línea protegida, el que se conoce como pickup o arranque será determinado por la siguiente expresión: 𝑰𝒂𝒓𝒓𝒂𝒏𝒒𝒖𝒆 𝑰 𝑲𝒔𝒆𝒈 𝑰 𝒙 𝑰𝒄𝒄 𝒆𝒙𝒕 𝒎á𝒙 (3.1) Donde: 𝐾𝑠𝑒𝑔 𝐼 – coeficiente de seguridad que tiene en cuenta los errores de los TC’s, de los relés, así como la operación incorrecta por la componente aperiódica de la corriente de falla. Se toma en el orden de 1.2 a 1.3. 51 𝐼𝑐𝑐 𝑒𝑥𝑡 𝑚á𝑥– es la máxima corriente de corto-circuito inicial, correspondiente a la falla situada al final de la línea propia (subestación adjyacente), en las condiciones que pase la mayor corriente posible por la protección que se ajusta. Por lo tanto, a partir de la expresión en 3.1, se define que la corriente de arranque para los relés que actúan en la apertura de los disyuntores 6014.1 y 6014.2 debe ser superior la máxima corriente de cortocircuito correspondiente a la falla situada en la barra adyacente, lo que llevará las siguientes expresiones finales:  Para el relé en (6014.1) será: 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃6014.1 𝐼  𝐾𝑠𝑒𝑔 𝐼 𝑥 𝐼𝑐𝑐 𝑒𝑥𝑡 𝑚á𝑥(𝐾1)(3.2) Donde: 𝐼𝑐𝑐 𝑒𝑥𝑡 𝑚á𝑥(𝐾1): máxima corriente de cortocircuito entre fases correspondiente a la falla K1(ver figura 3.8) situada al final de la línea propia, en la condición de máxima generación en la barra de Capanda y mínima en Biocom (un generador fuera), con solo una línea de Capanda a Biocom.El esquema utilizado y el resultado del programa PSX se muestran en la figura 3.9. Figura 3.9: Resultado del cortocircuito máximo entre fases en Biocom K1. 52 Sustituyendo los valores, se tiene: 𝑰𝒂𝒓𝒓𝒂𝒏𝒒𝒖𝒆 𝑷𝟔𝟎𝟏𝟒.𝟏𝒚𝟐 𝑰 𝟏. 𝟐𝟓 𝒙 𝟐𝟎𝟑𝟒 = 𝟐𝟓𝟒𝟐. 𝟓 𝑨  𝑰𝒂𝒓𝒓𝒂𝒏𝒒𝒖𝒆 𝑹𝟔𝟎𝟏𝟒.𝟏𝒚𝟐 𝑰  𝟐𝟓𝟒𝟐.𝟓 𝟑𝟎𝟎 = 𝟖. 𝟒𝟕𝑨  Y para el relé en (D5.1 y D5.2) será: 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃𝐷5.1 𝐼 𝐾𝑠𝑒𝑔 𝐼 𝑥 𝐼𝑐𝑐 𝑒𝑥𝑡 𝑚á𝑥(𝐾2) (3.3) Donde: 𝐼𝑐𝑐 𝑒𝑥𝑡 𝑚á𝑥(𝐾2)– máxima corriente de cortocircuito correspondiente a la falla K2 situada al final de la línea propia, o sea, en Capanda 110 kV, en la condición de máxima generación en la barra de Biocom y mínima en Capanda (un generador fuera). El esquema utilizado y el resultado del programa PSX se muestran en la figura 3.10. Figura 3.10: Resultado del cortocircuito máximo 3F en Capanda (en K2). Sustituyendo los valores, se tiene: 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃𝐷5.1𝑦 5.2 𝐼 1.25 𝑥 1511 = 1888.7 𝐴  𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑅𝐷5.1𝑦 5.2 𝐼 1888.7/300 = 6.3 𝐴. El tiempo de operación el disparo de la protección en el I° Escalón será definido sin retardo de tiempo, teniendo en cuenta el máximo retardo propio en la operación de 53 la protección, acorde a la documentación del relé 7SJ 63, se toma de forma conservadora el valor de: 𝑻𝒂𝒓𝒓𝒂𝒏𝒒𝒖𝒆 𝑷𝟔𝟎𝟏𝟒.𝟏𝒚𝟐 𝑰 = 𝑻𝒂𝒓𝒓𝒂𝒏𝒒𝒖𝒆 𝑷𝑫𝟓.𝟏𝒚𝟐 𝑰 = 𝟎, 𝟏 𝒔𝒆𝒈. Al calcularse el valor de la corriente de arranque del primer escalón, se debe tener en cuenta la corriente que puede circular por la protección durante las oscilaciones de potencia. [14, 16, 18]. La corriente de oscilación puede a veces ser mayor que la corriente de cortocircuito, en un período de Toscilación>TI arranque Por lo tanto, para tener en cuenta esta posibilidad de operación incorrecta de la protección, se debe verificar la siguiente expresión: 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝐼 > 𝐼𝑜𝑠𝑐 𝑚á𝑥 (3.4) Donde: 𝐼𝑜𝑠𝑐 𝑚á𝑥– máxima corriente de oscilación en la línea de transmisión y se calcula en función de las fems en las dos fuentes de generación, ECAP y EBIOC, para  = 180º y usando las reactancias transitorias del eje directo de las máquinas conectadas a sus extremos. La expresión será: 𝐼𝑜𝑠𝑐 = Ē𝐶𝐴𝑃 − Ē𝐵𝐼𝑂𝐶 Ž𝐸𝑄(𝐵) + Ž𝐿𝑇(𝐵𝐶) + Ž𝐸𝑄(𝐶) (3.5) En que: ZEQ(B), ZEQ(C) y ZLT(BC): impedancias directas equivalentes en las barrasB (Capanda 110 kV), C (Biocom 110kV)y en la línea Capanda – Biocom respectivamente (ver figura 3.8); Ē𝐶𝐴𝑃 𝑦 Ē𝐵𝐼𝑂𝐶 . fems en las dos fuentes de generación, para  = 180º. De los cálculos de las impedancias equivalentes en la barra B [Ž𝐸𝑄(𝐵)], de la línea Capanda – Biocom [Ž𝐿𝑇(𝐵𝐶)] y de la impedancia equivalente en la barra C [Ž𝐸𝑄(𝐶)] a partir de simulaciones realizadas con el PSX, resulta lo que se muestra en la figura siguiente: 54 Figura 3.11: Resultados de niveles de cortocircuito e impedancia equivalentes en nodos Capanda 110 kV y Biocom 110 kV y datos de las líneas simuladas. Sustituyendo los respectivos valores en la expresión en 3.5, se obtiene: 𝐼𝑜𝑠𝑐 𝑚á𝑥 = [(1∠00) − (1∠1800)] (0.194∠94.11° ) + (0.053 + 𝑗 0.072) + (0.243∠122.50°) 𝐼𝑜𝑠𝑐 𝑚á𝑥 = 4.174 ∠79° 𝑝𝑢 |𝐼𝑜𝑠𝑐 𝑚á𝑥| = 2190.78 𝐴 Verificando ahora la condición impuesta en 3.4, se tiene que: 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒𝑃6014.1 𝐼 > 𝐼𝑜𝑠𝑐𝑚á𝑥 y 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒𝑃𝐷5.1 𝐼 < 𝐼𝑜𝑠𝑐𝑚á𝑥. Por tanto los ajustes de los primeros escalones de las protecciones (o relés) 60141y2 son los calculados por la primera condición, pero los de D51y2 son ahora: 𝑰𝒂𝒓𝒓𝒂𝒏𝒒𝒖𝒆 𝑹𝑫𝟓.𝟏𝒚 𝟓.𝟐 𝑰 𝟐𝟏𝟗𝟎. 𝟕𝟖/𝟑𝟎𝟎 = 𝟕. 𝟑 𝑨. II°Escalón. El II° Escalón de la protección tiene la finalidad de proteger de forma primaria el resto de la línea propia (Capanda – Biocom o viceversa) y las barras de la subestación adyacente en su sentido de disparo. Además debe coordinar selectivamente con las protecciones de las líneas adyacentes y otros elementos conectados a la subestación del extremo de la línea propia, en este caso se consideran la línea adyacente de Biocom a Cacuso, pero también el lazo con la otra línea mirando de Biocom a Capanda. La particularidad de esta protección consiste en la necesidad de tener en cuenta el efecto de la fuente de generación intermedia, situada entre el relé y el punto de cortocircuito externo. Los parámetros de ajuste para el II° Escalón en esa situación, se obtienen mediante la aplicación de las siguientes expresiones [8, 14, 16].  Para los relés en (6014.1y2) será: 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃6014. 𝐼𝐼  𝐾𝑠𝑒𝑔 𝐼𝐼 𝑥 𝐾𝑐𝑐 𝑥 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒(𝑷𝑫𝟒.𝟏 𝒐 𝑷𝑫𝟒.𝟐)𝒐 (𝑷𝑫𝟓.𝟐) 𝐼 (3.6) Donde: 55 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃6014 𝐼𝐼 – corriente de operación de las protecciones 6014.1y2 para el II° Escalón; 𝐾𝑠𝑒𝑔 𝐼𝐼 –coeficiente de seguridad que tiene en cuenta los posibles errores de los TC’s y de los relés y que toma valores de 1.1 a 1.15; 𝐾𝑐𝑐 – coeficiente de fuente intermedia, para un cortocircuito donde comienza el II escalón (o finaliza en I de las protecciones adyacentes a la que se ajusta), dado por la siguiente expresión: 𝐾𝑐𝑐 = 𝐼𝑐𝑐 (6014)𝐾3 𝐼𝑐𝑐(𝐷4)𝐾3 o 𝐾𝑐𝑐 = 𝐼𝑐𝑐 (6014)𝐾3´ 𝐼𝑐𝑐(𝐷5.2)𝐾3´ (3.7) Donde: 𝐼𝑐𝑐 (6014)𝐾3 – corriente que circula en el disyuntor 6014.1o 6014.2 para el cortocircuito K3, la que depende solamente de la generación en la CHE Capanda; 𝐼𝑐𝑐 (𝐷4)𝐾3 – corriente que circula en el disyuntor D4.1 o D4.2 para el cortocircuito K3, depende de la generación en la CHE Capanda y también de la fuente intermedia en la CTE Biocom; Los valores de 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒(𝑹𝑫𝟒.𝟏 ) 𝐼 y 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒(𝑹𝑫𝟓.𝟐) 𝐼 – son las corrientes de operación para el Iº escalón de las protecciones respectivamente en los disyuntores D4.1(de la línea adyacente ajustada anteriormente por ENE de Angola, cuyos cálculos no se suministraron, y que además sufrirá nuevos cambios en posteriores inversiones y aunque no era objetivo en este trabajo, se asume su estimación necesaria ahora y se presenta completa en el Anexo 2) y D5.2 calculado anteriormente (se tiene en cuenta por formar un lazo con la línea propia que puede en alguna circunstancia trabajar abierto en el extremo de Capanda o simplemente porque debe disparar para una falla en su línea después de disparar primero el extremo de Capanda). 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃𝐷4.1𝑦2 𝐼  𝐾𝑠𝑒𝑔 𝐼 𝑥 𝐼𝑐𝑐 𝑒𝑥𝑡 𝑚á𝑥(𝐾4) (3.8) Donde: 𝐼𝑐𝑐 𝑒𝑥𝑡 𝑚á𝑥(𝐾4): máxima corriente de cortocircuito correspondiente a la falla trifásica en Cacuso 110 kV (K4 de la figura 3.8) situada al final de la línea propia, en la condición de máxima generación en la barra de Capanda y Biocom, con solo una línea de Biocom a Cacuso. 56 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃𝐷4.1𝑦2 𝐼 1.20 𝑥 3502 = 4202.4 𝐴 Para calcular los coeficiente de distribución de corriente, sustituyendo los valores en 3.7, para máxima generación en Capanda y mínima en Biocom, que hacen que el Kcc tome valor máximo, se obtiene para el cortocircuito trifásico en K3 en la línea Biocom a Cacuso lo mostrado en la figura 3.13: Figura 3.13: Resultados de corrientes de cortocircuito en la protección de la línea de Capanda a Biocom para una falla en la línea Biocom a Cacuso. 𝐾𝑐𝑐 = 1.587 2.718 = 0.584. Y para el cortocircuito trifásico en K3´ en la otra línea de Biocom a Capanda, lo mostrado en la figura 3.14: Figura 3.14: Resultados de corrientes de cortocircuito en la protección de la línea de Capanda a Biocom para una falla en la otra línea Biocom a Capanda. 𝐾𝑐𝑐 = 0.367 1.116 = 0.329. Entonces, sustituyendo los respectivos valores en 3.6, se obtiene: 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃6014 𝐼𝐼  1.1 𝑥 0.584 𝑥 4202.4 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃6014 𝐼𝐼  2699.62𝐴. 0 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃6014 𝐼𝐼  1.1 𝑥 0.329 𝑥 1888.7 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃6014 𝐼𝐼  683.52𝐴. 57 Además otra condición es que no debe operar para cortocircuito máximo en el lado de bajo voltaje de los trasformadores de las unidades generadoras de Biocom. 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃6014. 𝐼𝐼  𝐾𝑠𝑒𝑔 𝐼𝐼 𝑥 𝐾𝑐𝑐𝑇 𝑥 𝐼𝐶𝐶 𝑒𝑥𝑡 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 (3.9) Por lo que suponiendo un cortocircuito en K5 (ver figura 3.8) con efecto de fuente intermedia de las demás máquinas de Biocom, se obtiene lo mostrado en la figura 3.15. Figura 3.15: Resultados de corrientes de cortocircuito en la protección de la línea de Capanda a Biocom para una falla en lado de baja de un transformador de Biocom. Calculando los valores: 𝐾𝑐𝑐𝑇 = 0.601 1.083 = 0.555 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃6014. 𝐼𝐼 1.1 𝑥0.555𝑥 601 = 367 𝐴 Se toma para el chequeo de sensibilidad, el mayor de los tres valores obtenidos, por lo que: 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃6014 𝐼𝐼 = 2699.6 𝐴. Con el objetivo de que el II° Escalón alcance hasta la subestación adyacente, es necesario comprobar la sensibilidad de la protección 6014 para un cortocircuito mínimo en la barra de Biocom. Se considera un cortocircuito bifásico en las condiciones de generación mínima y en el estado de la red en que pasa la menor corriente posible por la protección 6014, es decir, con las dos líneas Capanda a Biocom trabajando para que la corriente se divida entre las dos. La expresión que se utiliza es la siguiente: 𝐾𝑆(6014) 𝐼𝐼 = 𝐼𝑐𝑐 2∅ 𝑚í𝑛 (𝐾1) 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒𝑃6014 𝐼𝐼 (3.10) Donde: 58 𝐼𝑐𝑐 3∅ 𝑚í𝑛 (𝐾1) – corriente de cortocircuito bifásico mínimo en la barra de Biocom (K1), en la condición de mínima generación en la barra de Capanda y máxima en la central de Biocom. Se toma el valor de 𝐾𝑆 𝐼𝐼 = 1,5 como el valor mínimo admisible, para tener en cuenta la posibilidad de que la falla sea a través de arco [14]. Sustituyendo los valores obtenidos con el PSX y que se muestran a continuación en la figura, se obtiene: Figura 3.15: Resultados de corrientes de cortocircuito en la protección de la línea de Capanda a Biocom para una falla bifásica mínima en Biocom. 𝐾𝑆(6014) 𝐼𝐼 = 1035 2699.6 = 0.38 < 1,5 𝑁𝑜 𝑆𝑒𝑛𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒 Como el coeficiente de sensibilidad es notablemente menor que el valor recomendado (𝐾𝑆(6014) 𝐼𝐼 < 1,5), es necesario, para poder reducir la corriente de arranque, permitir que el II° escalón de la protección en 6014 se monte sobre el II° escalón adyacente, aumentando el tiempo de operación para mantener la coordinación entre sí. Las ecuaciones quedan así definidas [14]. 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃6014.1 𝐼𝐼 𝐾𝑠𝑒𝑔 𝐼𝐼 𝑥 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑷𝑫𝟒.𝟏 𝐼𝐼 (3.11) Como se dijo anteriormente, los valores del cálculo de parámetros de ajuste de la protección D4.1y2 y la protección 6022.1y2, se muestran detallados en el Anexo 2, aquí solo se muestra lo más necesario para explicar la metodología utilizada 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑷𝑫𝟒.𝟏 𝐼𝐼 ≥ 𝐾𝑠𝑒𝑔 𝐼𝐼 𝑥 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑷𝟔𝟎𝟐𝟐.𝟏𝒚𝟐 𝐼 (3.12) 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒𝑷𝟔𝟎𝟐𝟐.𝟏 𝐼 ≥ 𝐾𝑠𝑒𝑔 𝐼 𝑥𝐼𝑐𝑐 3∅ 𝑚á𝑥 (𝐾5) Los resultados para el cortocircuito máximo K5 en Malange se muestran en la figura 3.16. 59 Figura 3.16: Resultados de corrientes de cortocircuito en la protección de la línea de Cacuso a Malange para una falla trifásica máxima en Malange. 𝑰𝒂𝒓𝒓𝒂𝒏𝒒𝒖𝒆𝑷𝟔𝟎𝟐𝟐.𝟏𝒚𝟐 𝑰 ≥ 𝟏. 𝟐𝟎𝒙𝟏𝟏𝟒𝟎 = 𝟏𝟑𝟔𝟖 𝑨 𝑰𝒂𝒓𝒓𝒂𝒏𝒒𝒖𝒆 𝑷𝑫𝟒.𝟏𝒚𝟐. 𝑰𝑰  𝟏. 𝟏𝒙𝟏𝟑𝟔𝟖 = 𝟏𝟓𝟎𝟒. 𝟖 𝑨 Por lo tanto, sustituyendo en (3.11), el ajuste para el II° Escalón en 6014 será: 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑷𝟔𝟎𝟏𝟒 𝐼𝐼  1,1 𝑥 1504.8 = 𝟏𝟔𝟓𝟓. 𝟑 𝑨 Ahora la sensibilidad sería: 𝐾𝑆(6014) 𝐼𝐼 = 1035 1655.3 = 0.63 < 1,5 𝑇𝑎𝑚𝑝𝑜𝑐𝑜 𝑆𝑒𝑛𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒 𝑰𝒂𝒓𝒓𝒂𝒏𝒒𝒖𝒆 𝑹𝟔𝟎𝟏𝟒.𝟏𝒚𝟐 𝑰𝑰 = 𝟏𝟔𝟓𝟓. 𝟑 𝟑𝟎𝟎 = 𝟓. 𝟓𝟐 𝑨. Y para mejorar la coordinación entre sí, el retardo en la actuación quedará ajustado en: 𝑇𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑷𝟔𝟎𝟏𝟒.𝟏𝒚𝟐 𝐼𝐼 = 𝑇𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑷𝑫𝟒.𝟏𝒚𝟐 𝐼𝐼 + ∆𝑇 (3.13) Se toma el ajuste en 𝑇𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑷𝑫𝟒.𝟏𝒚𝟐 𝐼𝐼 = 0,4 𝑠 (ver anexo 2), entonces: 𝑻𝒂𝒓𝒓𝒂𝒏𝒒𝒖𝒆 𝑷𝟔𝟎𝟏𝟒.𝟏𝒚𝟐 𝑰𝑰 = 𝟎, 𝟒𝒔 + 𝟎, 𝟑𝒔 𝑻𝒂𝒓𝒓𝒂𝒏𝒒𝒖𝒆 𝑷𝟔𝟎𝟏𝟒.𝟏𝒚𝟐 𝑰𝑰 = 𝟎, 𝟕 𝒔. Se puede observar que con este valor de arranque del II escalón de 6014, aunque se gana en sensibilidad, tampoco es sensible a falla bifásica mínima en la subestación de Biocom 110, por lo que este escalón de tiempo constante no garantiza la completa protección de la línea y la subestación adyacente en condiciones de mínima, debido a la diferencia de los regímenes supuestos en máxima y mínima en el ajuste (variando generación en ambas plantas y asumiendo trabajo de dos líneas o una según el parámetro a calcular en varios enlaces por doble líneas); por lo que a pesar de ello se mantiene este ajuste en el relé para que proteja selectiva y coordinadamente con las protecciones adyacentes en condiciones distintas a las extremas, recomendando ya que se debe sustituir la protección de fase de estas líneas por relés de distancia, por el momento se sitúa un tercer escalón de tiempo inverso que realice el respaldo y proteja de forma primaria para las condiciones que no garantizó el escalón anterior. 60 III Escalón: El III escalón debe garantizar la protección de respaldo para las líneas adyacentes y se propone la aplicación de una unidad de sobrecorriente direccional de tiempo inverso (67-TOC), en la cual los ajustes de operación son definidos por las siguientes expresiones:  Para el relé en 6014.1y2, se tiene: 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒(6014.1𝑦2) 𝑇.𝐼 = 𝐾𝑠𝑒𝑔𝑥 𝐼𝑆𝑚á𝑥(Capanda−Biocom) (3.14) Donde: 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒(6014.1𝑦2) 𝑇.𝐼 –corriente de operación de la protección en 6014.1y2, para la protección de sobrecorriente de tiempo inverso; 𝐾𝑠𝑒𝑔 –coeficiente de seguridad de operación del relé, se ajusta en el intervalo de 1,5 a 2,0; 𝐼𝑆𝑚á𝑥(Capanda−Biocom) –corriente de carga o servicio máxima que puede circular por la línea Capanda – Biocom en cualquier sentido y se supone como valor máximo en esta etapa, que Capanda estuviera suministrando toda la potencia consumida en Cacuso y Malange con una sola línea y con la planta Biocom fuera de operación, además teniendo en cuenta la potencia admisible por la línea. 𝐼𝑆𝑚á𝑥 (𝐶𝑎𝑝𝑎𝑛𝑑𝑎−𝐵𝑖𝑜𝑐𝑜𝑚) = 𝑆3∅(𝐶𝑎𝑐𝑢𝑠𝑜 𝑦 𝑀𝑎𝑙𝑎𝑛𝑔𝑒) √3𝑥𝑈 (3.15) Donde: U – tensión nominal de funcionamiento de la línea de transmisión, definida en 110 kV. Sustituyendo los respectivos valores, se obtiene: 𝐼𝑆𝑚á𝑥 (𝐶𝑎𝑝𝑎𝑛𝑑𝑎−𝐵𝑖𝑜𝑐𝑜𝑚) = ( (2𝑥10)+(2 𝑥 20) 𝑥 103 𝑘𝑉𝐴 √3𝑥 110 𝑘𝑉 )𝐼𝑆𝑚á𝑥 (𝐶𝑎𝑝𝑎𝑛𝑑𝑎−𝐵𝑖𝑜𝑐𝑜𝑚) = 315.3 𝐴 Por lo tanto, el ajuste para el III° Escalón de protección será: 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒(6014.1𝑦2) 𝑇.𝐼 = 1,5 𝑥 315.3 𝑰𝒂𝒓𝒓𝒂𝒏𝒒𝒖𝒆(𝟔𝟎𝟏𝟒.𝟏𝒚𝟐) 𝑻.𝑰 = 𝟒𝟕𝟐. 𝟗 𝑨 El coeficiente de sensibilidad será calculado en tres situaciones en que debe actuar como respaldo la protección, primero para un cortocircuito bifásico mínimo en Cacuso 110 (en K4 en figura 3.8), con una línea de Biocom a Cacuso y con las dos líneas de Capanda a Biocom en servicio, además mínima generación en Capanda y 61 máxima en Biocom (máximo efecto de fuente intermedia) como se muestra en la figura por la siguiente expresión: 𝐾𝑆(6014.1𝑦2) 𝑇.𝐼 = 𝐼𝑐𝑐 2∅ 𝑚í𝑛 (𝐾4) 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒(6014.1𝑦2) 𝑇.𝐼 > 1,5 (3.16) Sustituyendo los respectivos valores, con los resultados del PSX, se obtiene lo mostrado en la figura 3.17: Figura 3.17: Resultados de corrientes de cortocircuito en la protección de la línea de Capanda- Biocom para falla bifásica en condiciones de mínima en Cacuso 110. 𝐾𝑆(6014.1𝑦2) 𝑇.𝐼 = 698 472.9 = 1.47 Se observa que está muy cerca de 1.5, por lo que se corrobora la idea de ubicar protecciones de sobrecorriente con control o retención por voltaje o de distancia en estas líneas. También debe ser sensible a un cortocircuito bifásico mínimo al final de la otra línea en paralelo con esta cerrada, o sea con el lazo cerrado, así se obtiene lo simulado en el PSX y representado en la figura 3.18: 62 Figura 3.18: Resultados de corrientes de cortocircuito en la protección de la línea de Capanda- Biocom, para falla bifásica en condiciones de mínima al final de una de las líneas con ambas en servicio. 𝐾𝑆(6014.1𝑦2) 𝑇.𝐼 = 969 472.9 = 2.04 > 1,5 Además, debe ser sensible a un cortocircuito mínimo al principio de la otra línea en paralelo con esta abierta en el extremo de Capanda en condiciones de mínima generación en Capanda y máxima en Biocom (máxima fuente intermedia), así se obtiene lo mostrado en la figura 3.19: Figura 3.18: Resultados de corrientes de cortocircuito en la protección de la línea de Capanda- Biocom, para falla bifásica en condiciones de mínima al principio de una de las líneas abierta. 𝐾𝑆(6014.1𝑦2) 𝑇.𝐼 = 906 472.9 = 1.91 > 1,5 Como es aproximadamente sensible en cualquier variante, el ajuste de la protección se puede utilizar, aunque ya limitado en su alcance, por lo explicado en la condición anterior. 𝑰𝒂𝒓𝒓𝒂𝒏𝒒𝒖𝒆(𝑹𝟔𝟎𝟏𝟒.𝟏𝒚𝟐) 𝑻.𝑰 = 𝟒𝟕𝟐. 𝟗 𝟑𝟎𝟎 = 𝟏. 𝟓𝟖𝑨 La curva de actuación de la protección 6014.1y2 debe coordinar con las de las protecciones adyacentes, es decir, será obtenida teniendo en cuenta la coordinación que debe existir con la protección en D4.1y2 y con la de los interruptores D1,2,3,4 de cada unidad de Biocom si tienen implementada operación direccional para fallas 63 hacia las máquinas, pero de estos últimos no se dispone de información, por lo que se muestra la coordinación para la primera condición planteada, la cual se hace para máxima corriente pasando por la protección, o sea, máxima generación en Capanda, mínima en Biocom y una sola línea conectada de Capanda a Biocom: 𝑇𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒𝑃6014.1𝑦2 𝑇.𝐼 = 𝑇𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃𝐷4.1𝑦2 𝑇.𝐼 + ∆𝑇 (3.17) En que el 𝑇𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃𝐷4.1𝑦2 𝑇.𝐼 se obtiene a partir de la curva característica de operación en función del múltiplo de arranque (pickup) – M, calculado por: 𝑀 = 𝐼𝑐𝑐 3∅ 𝑚á𝑥(𝐾3)𝐷4.1𝑜2 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒(𝐷4.1𝑜2) 𝑇.𝐼 (3.18) Donde: 𝐼𝑐𝑐 3∅ 𝑚á𝑥(𝐾3)𝐷4.1𝑦2 – es la máxima corriente de cortocircuito que circula por la protección D4.1 o 2 para una falla máxima en el principio de una línea de Biocom a Cacuso (K3 en la figura 3.8). Del PSX se obtiene lo mostrado en la figura 3.19: Figura 3.19: Resultados de corrientes de cortocircuito en la protección de la línea de Capanda- Biocom para falla trifásica en condiciones de máxima al principio de una línea Biocom a Cacuso. Entonces, el múltiplo de pickup de D4.1o2y de acuerdo a su ajuste previamente calculado, mostrado detalladamente en el Anexo 2, será: 𝑀𝐷4.1𝑜2 = 3905 472.9 = 8.26. De acuerdo con la característica de operación IEC inversa en el Dial o la palanca de tiempo Tp=0.2, seleccionada anteriormente para la protección D4.1y2, se tiene de la documentación del relé 7SJ63 [15], que el tiempo de operación a partir de su gráfica (ver figura 3.20) Tiempo vs Múltiplo de IArranque o de la ecuación que la caracteriza es: 𝑇𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃𝐷4.1𝑦2 𝑇.𝐼 = 0.14 𝑀0.02 − 1 𝑥 0.2 (3.19) 𝑇𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃𝐷4.1𝑦2 𝑇.𝐼 = 0,65 𝑠. 64 Para la protección 6014.1y2, se tiene: 𝑇𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃6014.1𝑦2 𝑇.𝐼 = 0.65 + 0,3𝑇𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑃𝐷4.1𝑦2 𝑇.𝐼 = 0,95 𝑠. Figura 3.20: Característica de operación normalmente inversa para el relé 7SJ63. El múltiplo de pickup para la protección 6014.1y2 será: 𝑀60141𝑦2 = 𝐼𝑐𝑐 3∅ 𝑚á𝑥6014.1𝑜2 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒(6014.1𝑜2) 𝑇.𝐼 𝑀6014.1𝑦2 = 1880 472.9 = 3.97 Por lo tanto, con el punto dado por M = Icc/Ip= 3.97 y t = 0,95 s, aunque queda casi encima de la Tp=0.2, se selecciona por encima de este, la curva de operación IEC Inversa (Tipo A) con dial Tp = 0.4, para tener mayor seguridad en la coordinación, ya que se había tomado un intervalo de seguridad mínimo de 0.3 s. 8.26 0.65s 3.97 0.95s s 65 Se comprueba además, que protege satisfactoriamente el tramo en que el II escalón no era suficientemente sensible y que existe coordinación con el I y II escalón de las protecciones adyacentes D4.1o2 para cortocircuito en la subestación y línea adyacente, aunque en este caso el tiempo para una falla mínima en Biocom es un poco alto comparado con el que pudiera tener un II escalón de tiempo constante, como se puede observar a continuación. El múltiplo para un cortocircuito mínimo en Biocom es a partir de los datos mostrados en la figura 3.15: 𝑀6014.1𝑦2 = 1035 472.9 = 2.19 Con el cual se obtiene de la figura 3.20 un tiempo de operación aproximado de 3.5 s, que es bastante mayor de 0.7 s que es el tiempo de respuesta, según la ecuación 3.13 del II escalón de tiempo constante si fuera sensible a esta falla.  Para los relés D5.1y2 , como las líneas llegan hasta la subestación elevadora de Capanda, se ajusta un segundo escalón como tercero que en est