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EVALUACIÓN DEL DESEMPEÑO DINÁMICO DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN CONTRA FALLAS A TIERRA PARA LÍNEAS Y

TRANSFORMADORES DE POTENCIA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE ENELVEN

E. Montero J. Vargas S. Marín

C.A. Energía Eléctrica de Venezuela - ENELVEN

RESUMEN Para analizar el desempeño de las protecciones de sobrecorriente y direccionales empleadas para las líneas y transformadores de potencia del Sistema de Transmisión de ENELVEN, se realizaron un conjunto de simulaciones dinámicas empleando el programa DIgSILENT POWER FACTORY (DPF), para ello se diseñó una base de datos conformada por los modelos correspondientes a cada uno de los relés de protección existentes en ENELVEN para los distintos fabricantes y tecnologías (electromecánicos, electrónicos y numéricos). Dichos modelos fueron desarrollados a partir de una construcción básica en bloques funcionales, la cual consta de tres niveles: la estructura, el tipo y el elemento del relé, así como de las curvas de operación y los ajustes de los equipos de protección; también se incluyeron los modelos de los Transformadores de medida con sus respectivas relaciones. Con este conjunto de información y mediante corridas de cortocircuito en estado estacionario, fue posible emular el comportamiento de los relés de protección ante fallas monofásicas francas a tierra, evaluando así su actuación y verificando la coordinación que existe entre los diferentes relés que conforman las redes anilladas de las zonas foránea y urbana de ENELVEN, tanto para las líneas de transmisión (138 KV), los transformadores de potencia (baja vs alta tensión); así como, entre la protección del lado de alta de los transformadores de potencia ante fallas en la línea de transmisión. A partir de los resultados obtenidos, se constató que el DPF representa una herramienta eficaz para analizar el comportamiento dinámico de los relés de protección. PALABRAS CLAVE Power Factory, Relé de Protección, Método de Polarización, Falla Asimétrica, Coordinación, Selectividad.

Comité Nacional Venezolano

II CONGRESO VENEZOLANO DE REDES Y ENERGÍA ELÉCTRICA

Junio 2009

B5-149

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1 INTRODUCCIÓN Un Sistema Eléctrico de Potencia es un conjunto de equipos y elementos que trabajan de manera sincronizada permitiendo el intercambio de bloques de energía entre ellos a todo lo largo de un área geográfica determinada. Dentro de este Sistema, las líneas de transmisión y las subestaciones eléctricas representan los principales componentes de una Red de Transmisión; por otro lado, dicha Red está sometida a diversos fenómenos que producen distintos tipos de perturbaciones o fallas eléctricas, como por ejemplo: falla simétrica o asimétrica, sobretensión, sobrecargas, entre otras fallas. La C.A. Energía Eléctrica de Venezuela “ENELVEN”, como empresa que brinda un continuo servicio eléctrico en el Estado Zulia, ubicado al noroeste de Venezuela, entre las acciones que se adelantan para suministrar un servicio de alta calidad, se realiza de forma continua un seguimiento y análisis de todos los eventos que perturban su Sistema de Potencia tanto en la Red Urbana como en la Rural, por lo que la aplicación de unos adecuados criterios de ajuste para los reles de protección, permitirán un despeje selectivo y en el menor tiempo posible de estas fallas; en caso contrario, se produciría la salida de servicio de uno o más de los segmentos del sistema comprometidos por la falla. En efecto, la empresa ENELVEN destina recursos para adquirir tecnología, adiestramiento y estudios, a fin de lograr resultados concretos en este tema; por esta razón se realizó un estudio empleando el software DIgSILENT Power Factory (DPF), con el cual es posible lograr una mayor selectividad y sensibilidad al momento de evaluar de forma dinámica, la coordinación de los relés de protección de sobrecorriente y direccionales instalados en la red. Desde el año 1993 la empresa ENELVEN utiliza en las áreas de Planificación del Sistema y de Planificación Operativa el programa de simulación digital DPF; dicho programa maneja la modelación de toda la Red de Potencia del Sistema Venezolano, en tal sentido es la herramienta utilizada por las Empresas EDELCA, CADAFE, EDC, ENELVEN y CNG, para realizar los estudios de: Expansión y Estabilidad del Sistema, Análisis y Simulación de Contingencias, Sincronismo y Botes de Cargas. Además, el programa DPF cuenta con una herramienta para simular la actuación de los relés de protección en régimen transitorio, asi como la evaluación del desempeño de la res mediante los estudios de: Análisis de Flujos de Carga y Armónicos, Despacho de Potencia, Análisis de Fallas y Estabilidad, Funciones de Protección, entre otros; su filosofía de actuación se basa en que la protección modelada debería ser tan real como sea posible, el usuario debe ser capaz de crear nuevos equipos de protección o alterar alguno ya existente y aunque los modelos de protección pueden mostrar alta complejidad, su uso debe ser sencillo y los mismos deben actuar contra los interruptores. A través del uso de la herramienta se intenta verificar la selectividad de las protecciones de sobrecorriente y direccionales en el Sistema anillado de la Red de Transmisión de ENELVEN, así como las operaciones de las protecciones de los Transformadores de Potencia (Y-Y puesto a tierra) ante fallas en las líneas. En virtud de lo anterior, el módulo de Funciones de Protección que posee el DPF tiene la capacidad para modelar el Sistema Eléctrico y desarrollar así las aplicaciones de coordinación de protecciones, permitiendo con esto realizar una evaluación dinámica y simultánea de varios equipos de protección ante diferentes escenarios debido a los cambios en la topología de la Red de Transmisión y a las particularidades del Sistema de Potencia de la empresa ENELVEN, manteniendo una alta confiabilidad en la base de datos, la cual ha sido corroborada a través de los registros de fallas. 2 METODOLOGÍA PARA LA EVALUACION (FLUJOGRAMA y POBLACION) La metodología consiste inicialmente en una evaluación de la coordinación del sistema de potencia, su modelación en un software de simulación, la creación de una base de datos confiable, la definición de escenarios de simulación y la evaluación de la operación selectiva de las protecciones de sobrecorriente y direccionales asociadas a la red de transmisión.

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Fig. 1. Metodología para la Evaluación del Desempeño dinámico de los reles contra Fallas a Tierra Al evaluar un nuevo proyecto, se procede a definir y modelar el Sistema de Potencia en el programa computacional (DPF), se comienza creando una base de datos para armar una librería de modelos de relés. El primer paso es seleccionar al elemento que se quiera proteger y luego asignar un modelo de relé ubicado en la Librería previamente cargado; para lograr esto, debe estructurarse internamente en capas el relé según las especificaciones del fabricante, al mismo tiempo se agregan la información de los equipos de medida (transformadores de Corriente y Tensión) y las curvas de operación. Al final, al ubicar el modelo en el elemento a proteger, se procede a cargar los ajustes propios de la empresa Base de datos Centralizada de los Ajustes de los reles de protección o “Data Sheet” y luego se realizan las simulaciones ante distintos escenarios; si durante la evaluación de la coordinación del proyecto se valida una operación selectiva, entonces no se requiere modificar los ajustes en el relé, por el contrario, si el resultado no es el esperado se hace una reevaluación o iteración de los ajustes para optimizar la coordinación de los relés.

Operación Selectiva?

Sugerir nuevos ajustes o criterios

para coordinar

Informe de Evaluación

Descarga de ajustes (Data Sheet) en modelos de relés

Definir escenarios de simulaciones

Validación de resultados obtenidos

Se tienen los rangos de operación

del relé? Extraer parámetros

del manual

Evaluación de la Coordinación del

Sistema de Potencia

Definir y Modelar el Sistema de Potencia

Crear la base de datos de parámetros en la

herramienta computacional

Existen las curvas de

operación en DPF?

Librería de modelos de relés

completada?

Extraer información del manual o programa

Crear base de datos del relé según su configuración interna (Frame Relay)

Definir elemento de interrupción del

Equipo a proteger

Recomendaciones

Si

No

No

No

Si

Si

Si

No

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3 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA: SISTEMA DE TRANSMISION DE ENELVEN En esta sección se desarrollará la aplicación de la metodología a la evaluación de los equipos de protección del Sistema de Transmisión de la empresa ENELVEN. 3.1 Evaluación de la Coordinación del Sistema de Potencia. La evaluación contempla el análisis del desempeño dinámico de las protecciones de sobrecorriente y direccionales, empleadas para las líneas y transformadores de potencia del Sistema de Transmisión de ENELVEN en el Estado Zulia - Venezuela, por medio de la aplicación de una herramienta computacional. 3.2 Definir y Modelar el Sistema de Potencia. El Sistema de Potencia de la Red de Transmisión de ENELVEN tiene una configuración anillada en la Red Urbana y Foránea, aun cuando en algunos extremos de la red Foránea, quedan algunas configuraciones radiales, para un total de 51 líneas de transmisión y 48 subestaciones, incluyendo los siguientes elementos descritos de forma tabulada (Ver tablas I, II y III):

RED SISTEMA ENELVEN Y SISTEMA COLÓN CANTIDAD Relés de sobrecorriente

Relés direccionales

Líneas de transmisión

Transformadores de potencia

176 unidades

121 unidades

47 unidades

62 unidades

Tabla I.- Población de estudio. Los esquemas de protección de las líneas de transmisión y de los transformadores de potencia que emplea la empresa ENELVEN están conformados por las siguientes funciones de protección, basadas la nomenclatura de la norma ANSI; a saber:

LÍNEAS SUBTRANSMISIÓN 24KV TRANSMISIÓN 138KV

Urbanas 87L + 67 + 67N 87L +21P + 21S + 67N

Rurales (Foráneas) 67 + 67N 21P + 21S + 67N

Nota: La numeración 21P y 21S (protección de distancia primaria y secundaria); 67N (protección direccional a tierra) y 87L (protección diferencial de línea) son de uso propio en la Empresa Enelven, mas no una norma ANSI.

Tabla II.- Esquema de protección de las líneas.

TX LADO DE BAJA LADO DE ALTA

PROTECCIONES 51 + 51N 50/51 + 50/51N + 87T + 67N

Nota: La numeración 50/51N (protección de sobrecorriente instantánea y temporizada a tierra); 67N (protección direccional a tierra) y 87T (protección diferencial de transformador) son de uso propio en la Empresa Enelven, mas no una norma ANSI.

Tabla III.- Esquema de protección de transformadores. Los Criterios de Coordinación para relés de sobrecorriente y direccionales que se aplican en la Red Eléctrica del Sistema de Potencia de ENELVEN van de la mano con la diversidad tecnológica de los equipos, por lo que se mantiene un criterio conservador en el margen del tiempo de coordinación de 300 y 350 mseg., pero no se descarta el uso de valores por encima de 200 mseg., en casos especiales. Por lo tanto:

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Los Transformadores de Potencia están equipados con protección de sobrecorriente temporizada e instantánea en el lado de AT, mientras que en el lado de BT solo hay protección de sobrecorriente temporizada. Los criterios de coordinación por parte de la empresa ENELVEN para estos transformadores se aplican a las unidades temporizadas, los cuales consisten en mantener como valor mínimo un margen de tiempo de operación de 300 mseg. entre relés de protección de igual tecnología y de 350 mseg. entre relés de protección de tecnología diferente. Las Líneas de Transmisión están equipadas en ambos extremos con protección direccional, cada una ajustada en dirección FORWARD. Para la empresa ENELVEN, el criterio de coordinación de los relés sigue manteniendo el mismo valor de los 300 mseg., ya que en su totalidad son protecciones de igual tecnología, aplicándose para las líneas Foráneas y las Urbanas. Es importante indicar que; debido a lo mallado de la Red Urbana y a la disponibilidad de equipos de reciente tecnología, cuyo tiempo de actuación es más rápido, el alcanzar ese margen de coordinación en todos los extremos, puede resultar una tarea muy compleja; por lo tanto, se consideró trabajar con un margen de tolerancia de hasta 220 mseg. como valor mínimo de coordinación en las líneas Urbanas. 3.3 Crear la Base de Datos de Parámetros en la Herramienta Computacional. En la herramienta computacional (DPF), se crean cada uno de los modelos de relés de protección de sobrecorriente y direccionales que están en uso en la Red del Sistema de Potencia de ENELVEN. Para ello, se crearon las curvas de operación de los relés electromecánicos y electrónicos en la base de datos del software DPF a partir de la base de datos de otro programa y de los catálogos de los fabricantes, para todos los diales disponibles, completando una Librería lo bastante confiable para cada modelo de relé. Adicionalmente, dependiendo de la herramienta computacional que se aplique, en el DPF se modela el relé partiendo de una construcción básica en bloques funcionales (Frame Relay) identificándose tres (3) capas: estructura, tipo y elemento del relé (configuración interna para que sea operativo el equipo de protección); luego de crear el modelo de relé, se realiza la descarga de los ajustes o parámetros vigentes o actuales del sistema de protección, indicados en la Base de Datos centralizada de los Ajustes de los Reles de protección “Data Sheet”. 3.4 Definir Escenarios de Simulaciones. Se realizaron las simulaciones de fallas monofásicas francas a tierra, en los lados de BT de los transformadores de potencia y la representación grafica de las curvas de operación de los relés asociados al mismo, para un escenario de máxima generación, verificándose la coordinación del sobrecorriente (51N) del lado de baja vs lado de alta del Tx, tanto la Red de Enelven así como la Red del Sistema Colón (municipios del Sur del Lago de Maracaibo), manteniendo como criterio, un margen mínimo de coordinación de 300 mseg. para relés de igual tecnología y 350 mseg. para relés de diferente tecnología, sin modificar los niveles o valores asociados a la corriente de arranque pero si los diales de las curvas. Se realizaron simulaciones de fallas monofásicas en las líneas de transmisión (al 0,1% de su longitud para evaluar la peor condición) y la representación grafica de las curvas de operación de los relés direccionales (67N) ante el escenario de máxima generación, para verificar de forma dinámica que los respaldos remotos coordinen; manteniendo en las líneas rurales el criterio de los 300 mseg. para el margen de coordinación y de 220 mseg. en las líneas urbanas debido a la complejidad o mallado de la red y en virtud de la velocidad de apertura de los interruptores, por estas razones se redujo el margen de coordinación en esta área, a para lograr una adecuada coordinación en todos los extremos. Se realizaron otras simulaciones de fallas monofásicas en las líneas de transmisión (al 0,1% de su longitud para evaluar la peor condición) y la representación grafica de las curvas de operación de los relés direccionales (67N) en las líneas y sobrecorriente (51N) en lados de alta de los Tx, también para un

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escenario de máxima generación; esto ultimo con la finalidad, de verificar la correcta actuación (en primera instancia) de las protecciones asociadas a la línea, antes que la protección no direccional del Transformador de potencia, vista la contribución proveniente desde los neutros de estos equipos, en este sentido, se mantuvo el criterio de los 300 mseg. como margen de coordinación. 3.5 Validación de Resultados Obtenidos. Luego de realizadas las simulaciones para el escenario definido, se procedió a evaluar, ante diversas fallas, la operación selectiva de las diferentes protecciones, cumpliendo con los márgenes de coordinación generales o estándares establecidos por la empresa ENELVEN (300 a 350 mseg.); en caso de encontrarse algún inconveniente en los resultados obtenidos, entonces se sugieren nuevos ajustes o se modifican ligeramente los criterios en la coordinación de las protecciones (hasta los 220 mseg.), para obtener los ajustes que cumplan los requerimientos. 4 CASOS DE ESTUDIO y PRESENTACION DE RESULTADOS 4.1 Sistema Colón. Este sistema posee las siguientes especificaciones técnicas:

• Cuatro (4) subestaciones: CASIGUA, KM33, SAN CARLOS y SANTA BÁRBARA. • Tres (3) máquinas de generación en S/E CASIGUA y dos (2) máquinas en S/E SANTA

BÁRBARA (Generando en total 90 MW). • Una (1) interconexión con CADAFE por medio de la línea a 115 kV SAN CARLOS-VIGIA II. • Escenarios de generación: 3CSG+2SB; 2CSG+2SB; 2CSG+1SB.

4.2 Sistemas Anillados (RURAL y URBANO) Estos sistemas poseen las siguientes especificaciones técnicas:

• Treinta y seis (36) subestaciones a nivel de transmisión. • Cuatro (4) plantas de generación: ARREAGA, CONCEPCIÓN, URDANETA y TERMOZULIA. • Dos (2) anillos de la Red Foránea y cuatro (4) anillos de la Red Urbana. • Interconexión con CADAFE y EDELCA por medio de las tres líneas YARACUY-TABLAZO. • Escenarios de generación: Máxima Generación.

La planta Arreaga tiene en servicio cinco (5) unidades (RL13-14-15-16-17) que generan en total 838,92 MW; la planta CON tiene dos (2) unidades (G1 y G2) que generan en total 41,1 MW; la planta URD tiene nueve (9) unidades (U1, U4, U5, U6, U9, U10, U11, U15, U17) que generan en total 335,52 MW y la TZ tiene cuatro (4) unidades (TZ1, TZ2, TZ3,TZ4) que generan 600 MW. Tomando una muestra de la población, el Anillo Foráneo Sur está conformado por las subestaciones: Machiques (MAC), La Villa (LV), KM48, KM25, Zulia 9 (Z9) y Concepción (CON), considerando a la S/E MAC en configuración radial. La evaluación de la coordinación del Anillo Sur comenzó fallando la línea LV-MAC por ubicarse en la cola de la Red de Transmisión y luego los extremos de las protecciones asociadas a dicha falla; no fue posible mantener un sentido único al momentos de realizar la coordinación debido a la topología de la red, pero se estableció el siguiente: LV-KM48-CON-RIN-Z9, obteniéndose los resultados indicados en la Figura 1.

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0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0,55

0,6

0,65

0,7

0,75

0,8

0,85

0,9T

iem

po (s

eg)

LV LV LV KM48 KM48 KM48 KM48 KM48 KM48 KM48 KM48 Z9 CON LV LV LV LV CON CON KM48 KM48 KM48 KM48 CON KM48 KM48 KM48 KM48 KM48 KM48 KM48 KM48 LV LV Z9Coordinación de un extremo de las Lineas con sus respaldos remotos

Coord. Actual Coord. Sugerida

Fig. 2- Reporte de Coordinación para el Anillo Foráneo Sur. 4.3 Resultados de los Tx’s de Potencia. Se verificó la coordinación de 57 Transformadores de Potencia de 138/24 KV con conexión Y-Y puesto a tierra, ante una falla monofásica franca a tierra en el lado de Baja del mismo; se realizaron las sugerencias para el DIAL de tiempo de la protección de sobrecorriente (51N) en el lado de alta del Transformador. En las siguientes figuras se observa una muestra de la población de Transformadores y los resultados de una coordinación típica.

00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

11,11,21,31,41,51,61,71,81,9

22,12,22,32,42,52,62,72,82,9

3

Tie

mpo

(seg

)

AMP ARR BG BV CAN CAU CEN CON DB GV

Coordinación de los Tx's (Baja vs Alta Tensión)

Coord. Actual Coord. Sugerida

Fig. 3.- Reporte de Coordinación del lado de Baja vs Alta en Tx’s. Fig. 4.- Salida del programa: Curvas de coordinación. 5 CONCLUSIONES Como resultado de la evaluación de la coordinación de los equipos de protección de la Red de Transmisión de ENELVEN, fue posible comprobar la validez del módulo de protecciones que posee el programa DPF, ya que a través del mismo, se logra manejar una amplia librería de protecciones y evaluar el desempeño real de los reles de protección ante diversos escenarios e incluso ante la simulación de fallas que se hayan presentado en la red y donde se observe un desempeño no selectivo de los reles de protección; estos resultados permitirán determinar los parámetros de ajustes mas convenientes o selectiva de los dispositivos de protección.

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En el Sistema Colón no se presentaron problemas de coordinación; por lo que se optimizaron aún más los ajustes actuales, modificando ligeramente el margen de coordinación en el 41% de los DIALES de las curvas de operación de los relés, con la finalidad de cumplir con el criterio de los 300 mseg. En el Sistema Enelven, para el caso de las líneas de la Red Foránea Norte no se presentaron problemas de coordinación; por lo tanto con los ajustes sugeridos se logró mantener los márgenes de coordinación por encima del criterio de los 300 mseg. en el 100% de los casos analizados. En el caso de las líneas de la Red Foránea Sur se presentaron leves problemas de coordinación en un 26% de las verificaciones realizadas, con márgenes de coordinación puntuales alrededor de los 240 mseg.; por lo tanto con los ajustes sugeridos se logró mantener por encima de los 300 mseg. el 91% de los casos analizados. En las líneas de la Red Urbana se presentaron problemas de coordinación en un 49% de las líneas analizadas; por lo tanto con los ajustes sugeridos se logró mantener el margen de coordinación, por encima de los 220 mseg. establecidos en el 65% de los casos estudiados. En los Transformadores de Potencia no se presentaron problemas de coordinación notorios; por lo tanto con los ajustes sugeridos se logra mantener por encima del criterio de los 300 mseg. el 100% de los casos analizados, de los cuales un 56% reflejan valores inferiores a 800 mseg. debido a que los DIALES de las curvas de los relés para esos casos, tienen mayor precisión por ser numéricos y/o electrónicos. En el 44% restante, estos corresponden a reles electromecánicos; es importante señalar que estos márgenes de coordinación tan elevados, son para evitar un comportamiento no selectivo de la protección 51N en los lados de alta de los Transformadores de Potencia, cuando ocurre una falla al 0,1% de la línea y la contribución por el neutro de estos equipos es suficientemente elevada, como para producir su operación indeseada ante estas fallas. BIBLIOGRAFÍA [1] Darío Agudelo y Douglas Domador, “Aplicación del software DIgSILENT Power Factory para la

actualización de los niveles de cortocircuito y simulación del funcionamiento del esquema de protecciones en los niveles de transmisión 400/230/115/138KV en la red Eneldis-Enelco” (La Universidad del Zulia, 2003).

[2] Bernd Markus y Alexander Dierks, “Simulating the Steady State and Transient Response of Protective Relays” (7th International Conference on Developments in Power System Protection, 2001).

[3] Carlos Zapata y German Mejías, “Coordinación de Relés de Sobrecorriente en Sistemas Enmallados utilizando Programa Lineal” (Scientia et Technica Año IX, No 23 UTP, 2003).

[4] Estudios de Criterios de Ajuste CP Rev0. (COES SINAC. Perú, 2005). [5] Software DIgSILENT Power Factory. “Getting Started Tutorial” (DIgSILENT GmbH. Germany,

2001).