INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS
AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
ESNEIDER ANDRES VARGAS RUIZ. COD. 20161372061
MAIKOLL HERNAN OSPINA USAQUEN. COD. 20161372066
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
INGENIERIA EN ELECTRICIDAD
BOGOTÁ D.C.
2018
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS
AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
ESNEIDER ANDRES VARGAS RUIZ. COD. 20161372061
MAIKOLL HERNAN OSPINA USAQUEN. COD. 20161372066
Trabajo de grado para optar al título Ingeniero en electricidad
Directora del proyecto
Ing. Diego Gil.
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
TECNOLOGÍA EN ELECTRICIDAD
BOGOTÁ D.C.
2018
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
2
Nota de aceptación
Ing. Diego Giral.
Director del proyecto
Jurado 1
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HIDROELÉCTRICA
3
Agradecimientos
Los autores de este documento expresan sus agradecimientos a:
El ingeniero Diego Giral, tutor del proyecto, por su confianza, su gran ayuda y orientación a la hora de
desarrollar este trabajo, a la universidad Distrital francisco José de caldas Facultad Tecnológica por servirnos
de infraestructura de desarrollo para los conocimientos que de ahora en adelante serán de aporte para la
construcción de nuestro perfil laboral, a los docentes del proyecto curricular de tecnología en sistemas de
media y baja tensión e ingeniería Eléctrica por ciclos propedéuticos quienes son los escultores de los
conocimientos que desarrollamos en este trabajo, a las familias Vargas Ruiz y Ospina Usaquén quienes con
su gran apoyo y su ánimo diario inculcaron en nosotros la idea de un desarrollo académico y profesional para
hoy poder decir que estamos dando nuestro último paso para ser ingenieros pero nuestro segundo paso para
ser grandes ingenieros al servicio de la sociedad.
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
4
Tabla de contenido
1.
RESUMEN_____________________________________________________________________ 14
2.
INTRODUCCIÓN ________________________________________________________________ 15
3.
OBJETIVOS ___________________________________________________________________ 16
3.1.
OBJETIVOS GENERALES ______________________________________________________ 16
3.2.
OBJETIVOS ESPECIFICOS _____________________________________________________ 16
4.
MARCO TEORICO ______________________________________________________________ 16
4.1.
COORDINACION DE PROTECCIONES. ____________________________________________ 16
4.1.1.
SENSIBILIDAD _____________________________________________________________ 16
4.1.2.
SELECTIVIDAD ____________________________________________________________ 16
4.1.3.
RAPIDEZ _________________________________________________________________ 17
4.2.
TIPOS DE COORDINACIONES___________________________________________________ 17
4.2.1.
COORDINACIÓN POR CORRIENTE_____________________________________________ 17
4.2.2.
COORDINACIÓN POR TIEMPO ________________________________________________ 18
4.2.3.
COORDINACIÓN POR TIEMPO Y CORRIENTE. ___________________________________ 19
5.
INDAGACIÓN INFORMACIÓN TÉCNICA, SERVICIOS AUXILIARES AC. _____________________ 19
5.1.
UNIDADES DE ALIMENTACIÓN __________________________________________________ 19
5.1.1.
ALIMENTACIÓN UNO (UNIDADES GENERADORAS). ______________________________ 19
5.1.2.
ALIMENTACIÓN DOS (SUBESTACION, RED DE MEDIA TENSION). ___________________ 20
5.1.3.
ALIMENTACIÓN TRES (GRUPOS ELECTROGENOS). ______________________________ 20
5.2.
CARGAS QUE HACEN PARTE DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA. ____________________ 21
5.3.
DISTRIBUCIÓN E INFORMACIÓN TÉCNICA DE CADA TIPO DE CARGA. _________________ 22
5.3.1.
TDP1-BT __________________________________________________________________ 22
5.3.2.
TDP2-BT __________________________________________________________________ 23
5.3.3.
TSAAV ___________________________________________________________________ 23
5.3.4.
TSAAVAT _________________________________________________________________ 25
5.3.4.1.
TRANSFORMADOR _______________________________________________________ 25
5.3.4.2.
CARGAS__________________________________________________________________ 25
5.3.5.
TSDAF ___________________________________________________________________ 27
5.3.6.
TSDAFAT _________________________________________________________________ 28
5.3.6.1.
TRANSFORMADOR _________________________________________________________ 28
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
5
5.3.6.2.
CARGAS__________________________________________________________________ 29
5.3.7.
TSAG ____________________________________________________________________ 29
5.3.8.
TSAU-01 __________________________________________________________________ 31
5.3.9.
TSAU-02 __________________________________________________________________ 35
5.3.10.
TSM _____________________________________________________________________ 39
5.3.10.1.
TRANSFORMADOR _______________________________________________________ 39
5.3.10.2.
CARGAS________________________________________________________________ 39
5.4.
CONDUCTORES______________________________________________________________ 41
5.5.
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE CT´S _______________________________________ 42
5.6.
TRANSFORMADORES DE TENSIÓN PT´S _________________________________________ 42
6.
SIMULACION ETAP. _____________________________________________________________ 43
6.1.
FLUJOGRAMA METODOLOGIA PARA UTILIZACION DE ETAP PARA LA COORDINACION DE
PROTECCIONES____________________________________________________________________ 43
6.2.
METODOLOGIA PARA UTILIZACION DE ETAP PARA LA COORDINACION DE PROTECCIONES
45
6.3.
AJUSTES DE LOS EQUIPOS DEL SISTEMA DE LOS SERICIOS AUXILIARES. _____________ 67
6.3.1.
GENERADOR. _____________________________________________________________ 67
6.3.2.
TRANSFORMADORES DE POTENCIA. __________________________________________ 71
6.3.3.
TRRANSFORMADORES DE CORRIENTE. _______________________________________ 76
6.3.4.
CONDUCTOR ______________________________________________________________ 78
6.3.5.
INTERRUPTOR_____________________________________________________________ 80
6.3.6.
CARGAS__________________________________________________________________ 84
6.3.7.
RELE ____________________________________________________________________ 86
7. INFORME ESTUDIO COORDINACIÓN DE PROTECCIONES SERVICIOS AUXILIARES DE UNA
CENTRAL HIDRÁULICA.______________________________________________________________ 90
7.1.
OBJETIVO __________________________________________________________________ 90
7.2.
DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO _________________________________________________ 90
7.3.
ALCANCE___________________________________________________________________ 92
7.3.1.
RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN_____________________________________________ 92
7.3.2.
ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN_______________________________________________ 92
7.3.3.
ANÁLISIS DE RESULTADOS __________________________________________________ 92
7.3.4.
PARAMETRIZACIÓN ________________________________________________________ 92
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6
7.3.5.
7.4.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES _______________________________________ 92
CRITERIO DE AJUSTE DE PROTECCIÓN __________________________________________ 93
7.4.1.
PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR (ANSI 87T) _____________________ 93
7.4.1.1.
CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN _____________________________________________ 93
7.4.1.3.
FILTRO DE CORRIENTE DE SECUENCIA CERO __________________________________ 95
7.4.1.4.
FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE ALTO AJUSTE (ls-HS1) ________________ 96
7.4.2.
PROTECCIÓN DE SOBRE-CORRIENTE TEMPORIZADA DE FASES (ANSI 51).___________ 96
7.4.3.
PROTECCIÓN DE SOBRE-CORRIENTE INSTANTÁNEA DE FASES (ANSI 50). ___________ 97
7.4.4.
PROTECCIÓN SOBRE CORRIENTE TEMPORIZADA DE NEUTRO (ANSI 51N) ___________ 97
7.4.5.
PROTECCIÓN SOBRE CORRIENTE INSTANTÁNEA DE NEUTRO (ANSI 50N)____________ 97
7.4.6.
PROTECCIÓN SOBRECARGA TÉRMICA (ANSI 49T) _______________________________ 97
7.4.6.1.
A TRAVÉS DE MEDICIÓN ____________________________________________________ 97
7.4.6.2.
A TRAVÉS DE CÁLCULOS ___________________________________________________ 98
7.4.7.
PROTECCIÓN SOBRETENSIÓN (ANSI 59) _______________________________________ 98
7.4.8.
PROTECCIÓN SOBRETENSIÓN EN NEUTRO (59N) ________________________________ 98
7.4.9.
PROTECCIÓN SUBTENSIÓN (ANSI 27)__________________________________________ 99
7.4.10.
PROTECCIÓN FALLA INTERRUPTOR (ANSI 50BF) ________________________________ 99
7.4.11.
PROTECCIÓN DISPARO DE BLOQUEO (ANSI 86) _________________________________ 99
7.5.
ESTUDIOS DE FLUJO DE CARGA Y CORTOCIRCUITO ______________________________ 100
7.5.1.
ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA ______________________________________________ 100
7.5.1.1.
ALIMENTACION DESDE LOS GENERADORES 1 Y 2.______________________________ 100
7.5.1.2.
ALIMENTACION DESDE EL GRUPO ELECTROGENO _____________________________ 101
7.5.1.3.
ALIMENTACION DESDE LA SUBESTACION (RED DE MEDIA TENSION 1 Y 2) __________ 101
7.5.2.
ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO. ______________________________________________ 101
7.5.2.1.
FALLA TRIFASICA_________________________________________________________ 102
7.5.2.2.
FALLA LINEA-TIERRA______________________________________________________ 103
7.5.2.3.
FALLA LINEA-LINEA _______________________________________________________ 103
7.5.2.4.
FALLA LINEA-LINEA-TIERRA ________________________________________________ 104
7.6.
AJUSTE DE PROTECCIONES __________________________________________________ 104
7.6.1.
TABLEROS TDP1-BT Y TDP2-BT (RELÉ PTA-1,2 – MICOM P643) ____________________ 104
7.6.2.
TABLEROS TDP1-BT Y TDP2- BT (RELÉ PTA-2 – MICOM P643) _____________________ 106
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7
7.6.3.
TABLEROS TDP1-BT Y TDP2- BT (RELE PTA-3 – MICOM P142) _____________________ 108
7.6.4.
TABLEROS TDP1-BT Y TDP2-BT (SENSORES DE BAJO VOLTAJE – INTERRUPTOR E3N
ABB POR121/P-LSIG) _______________________________________________________________ 109
7.6.5.
TABLERO TSM (RELÉ PTA-1 – MICOM P142)____________________________________ 109
7.6.6.
TABLERO TSM (SENSOR DE BAJO VOLTAJE – INTERRUPTOR ABB X1B P331/PLSIG)__ 110
7.7.
VERIFICACIÓN DE AJUSTES DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ________________ 110
7.7.1.
TRANSFORMADORES ALIMENTACION UNIDADES CENTRAL ______________________ 111
7.7.1.1.
TA-U1 ___________________________________________________________________ 111
7.7.1.1.1.
PROTECCIÓN ENTRE FASES (ANSI 50/51)____________________________________ 111
7.7.1.1.2.
PROTECCIONES DE TIERRA (ANSI 50N/51N)__________________________________ 112
7.7.1.2.
TA-U2 ___________________________________________________________________ 113
7.7.1.2.1.
PROTECCIONES ENTRE FASES (ANSI 50/51) _________________________________ 113
7.7.1.2.2.
PROTECCIONES DE TIERRA (ANSI 50N/51N)__________________________________ 114
7.7.2.
TRANSFORMADORES ALIMENTACION SUBESTACION ___________________________ 115
7.7.2.1.
TA1-MT __________________________________________________________________ 115
7.7.2.1.1.
PROTECCIONES DE FASES _______________________________________________ 115
7.7.2.1.2.
PROTECCIONES DE TIERRA_______________________________________________ 116
7.7.2.2.
TA2-MT __________________________________________________________________ 117
7.7.2.2.1.
PROTECCIONES ENTRE FASES____________________________________________ 117
7.7.2.2.2.
PROTECCIONES DE TIERRA_______________________________________________ 118
7.7.3.
ALIMENTACION GRUPOS ELECTROGENOS ____________________________________ 119
7.7.3.1.
UNIDAD 1 ________________________________________________________________ 119
7.7.3.1.1.
PROTECCIONES ENTRE FASES____________________________________________ 119
7.7.3.1.2.
PROTECCIONES DE TIERRA_______________________________________________ 120
7.7.3.2.
UNIDAD 2 ________________________________________________________________ 121
7.7.3.2.1.
PROTECCIONES DE FASES _______________________________________________ 121
7.7.3.2.2.
PROTECCIONES DE TIERRA_______________________________________________ 122
7.7.4.
TRANSFORMADOR SERVICIOS MISCELANIOS (TSM) ____________________________ 123
7.7.4.1.1.
PROTECCIONES ENTRE FASES____________________________________________ 123
7.7.4.1.2.
PROTECCIONES DE TIERRA_______________________________________________ 124
7.7.5.
COORDINACIÓN TSAAV1-TDP1 ______________________________________________ 125
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HIDROELÉCTRICA
8
7.7.6.
COORDINACIÓN TSAAV2-TDP2 ______________________________________________ 126
7.7.7.
COORDINACIÓN TSAAVAT-TSAAV2 __________________________________________ 127
7.7.8.
COORDINACIÓN TSDAF1-TDP1 ______________________________________________ 128
7.7.9.
COORDINACIÓN TSDAFAT-TSDAF1___________________________________________ 129
7.7.10.
COORDINACIÓN TSDAF2-TDP2 ______________________________________________ 130
7.7.11.
COORDINACIÓN TSAG1-TDP1 _______________________________________________ 131
7.7.12.
COORDINACIÓN TCDD1-TSAG1 ______________________________________________ 132
7.7.13.
COORDINACIÓN TFCPL-TSAG1 ______________________________________________ 133
7.7.14.
COORDINACIÓN TSCA1-TSAG1 ______________________________________________ 134
7.7.15.
COORDINACIÓN TSAG2-TDP2 _______________________________________________ 135
7.7.16.
COORDINACIÓN TCDD1-TSAG2 ______________________________________________ 136
7.7.17.
COORDINACIÓN TSCA1-TSGA2 ______________________________________________ 137
7.7.18.
COORDINACIÓN TSM-TSAG2 ________________________________________________ 138
7.7.19.
COORDINACIÓN TFCPL-TSAG2 ______________________________________________ 139
7.7.20.
COORDINACIÓN TSCA2-TSCA1 ______________________________________________ 140
7.7.21.
COORDINACIÓN TSAU1-TDP1 _______________________________________________ 141
7.7.22.
COORDINACIÓN TCSRU11-TSAU1 ____________________________________________ 142
7.7.23.
COORDINACIÓN TSAU12-TDP2 ______________________________________________ 143
7.7.24.
COORDINACIÓN TCSR1-TSAU12 _____________________________________________ 144
7.7.25.
COORDINACIÓN TSAU2-TDP1 _______________________________________________ 145
7.7.26.
COORDINACIÓN TCSRU2-TSAU2 _____________________________________________ 146
7.7.27.
COORDINACIÓN TSAU22-TDP2 ______________________________________________ 147
7.7.28.
COORDINACIÓN TCSR2-TSAU22 _____________________________________________ 148
7.8.
RECOMENDACIONES ________________________________________________________ 149
7.9.
ANEXOS ___________________________________________________________________ 150
7.9.1.
UNIFILAR GENERAL _______________________________________________________ 150
7.9.2.
FLUJO DE CARGA _________________________________________________________ 150
7.9.3.
CORTOCIRCUITO _________________________________________________________ 150
7.9.4.
PROTECCIONES DE LOS SERVICIOS AUXILIARES ________________________________ 151
7.9.4.1.
AJUSTE EQUIPOS _______________________________________________________ 151
7.9.4.2.
CURVAS TIEMO-CORRIENTE SE LA COORDINACION DE PROTECCIONES__________ 151
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HIDROELÉCTRICA
9
8.
CONCLUSIONES ______________________________________________________________ 151
9.
BIBLIOGRAFÍA ________________________________________________________________ 152
Figura 1. Coordinación por Corriente.............................................................................................................................. 18
Figura 2. Coordinación por tiempo .................................................................................................................................. 18
Figura 3. Placa característica transformador TA-U1 y TA-U2 .................................................................................... 19
Figura 4. Placa caracteristica transformador TA1-MT y TA2-MT .............................................................................. 20
Figura 5. Distribución alimentación para el TDP1 ........................................................................................................ 21
Figura 6. Unifila r Aducción ............................................................................................................................................... 24
Figura 7. Placa caracteristica transformador TSAAVA T .............................................................................................. 25
Figura 8. Placa característica transformador TSDAFAT .............................................................................................. 28
Figura 9. Placa característica transformador TSM ....................................................................................................... 39
Figura 10. Unifilar Servicios misceláneos ....................................................................................................................... 40
Figura 11. Construcción de diagrama unifilar del sistema .......................................................................................... 45
Figura 12. simulación flujo de carga LOAD FLOW ANALYSIS ...................................................................................... 46
Figura 13. Configuración simula ción flujo de ca rga ..................................................................................................... 46
Figura 14. Configuración alertas del flujo de ca rga ..................................................................................................... 47
Figura 15. icono para co rrer el flujo de carga ............................................................................................................... 47
Figura 16. Generar repo rte de flujo de carga ................................................................................................................ 47
Figura 17. Short-Circuit Analysis icono de corto circuito .............................................................................................. 48
Figura 18. Configuración de co rto circuito ...................................................................................................................... 48
Figura 19. Ajustes para cortocircuito .............................................................................................................................. 49
Figura 20. Selección norma para la simulación Run LG, LL, LLG ................................................................................ 49
Figura 21. Generar repo rte de co rtocircuito .................................................................................................................. 49
Figura 22. Simulación de protecciones ........................................................................................................................... 50
Figura 23. Ajustes para la coordinación de p rotecciones ............................................................................................ 50
Figura 24. Iconos para la simulación de coordinaciones ............................................................................................. 50
Figura 25. Ventana Se qof op de la configuración de la coordinación de p rotecciones ........................................ 51
Figura 26. Selección barra Superio r ................................................................................................................................ 52
Figura 27. Selección barraje inferio r ............................................................................................................................... 52
Figura 28. Zona que se coo rdinará .................................................................................................................................. 53
Figura 29. Selección de equipos a intervenir en la coordinación ............................................................................... 54
Figura 30. Organización curvas TCC ................................................................................................................................ 55
Figura 31. Organización unifilar zona de coordinación ............................................................................................... 56
Figura 32. Configuración Curva TCC ................................................................................................................................ 57
Figura 33. Parámetros a o rganizar de las gráfica s TCC ............................................................................................... 57
Figura 34. Características del in terrupto r a mostra r en las curvas TCC.................................................................... 58
Figura 35. Características del cable ................................................................................................................................ 58
Figura 36. Unifilar con las características de fab ricante y co rriente d e los equipos .............................................. 59
Figura 37. Ajustes de cada elemento .............................................................................................................................. 60
Figura 38. Ajustes de la curva de cada elemento ....................................................................................................... 61
Figura 39. Ajuste de disparo L......................................................................................................................................... 62
Figura 40. Ajuste de disparo S ........................................................................................................................................ 63
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HIDROELÉCTRICA
10
Figura 41. Ajuste de disparo I ......................................................................................................................................... 63
Figura 42. Curva TCC con ajustes in correctos y correctos ........................................................................................... 64
Figura 43. Verificación secuencia de operación ............................................................................................................ 65
Figura 44. Reporte de coordinación ................................................................................................................................ 65
Figura 45. Resultado del o rden de la apertu ra de los interruptores ......................................................................... 66
Figura 46. ventana de información para las cara cterísticas d el generado .............................................................. 67
Figura 47. Ventana Rating configuración Generador .................................................................................................. 68
Figura 48. Ventana Imp/Model configuración generador .......................................................................................... 69
Figura 49. Ventana de Grounding configura ción Generador ..................................................................................... 70
Figura 50. Ventana Rating configuración transfo rmador d e poten cia ..................................................................... 71
Figura 51. Ventana Tap de configuración transformado r de poten cia .................................................................... 72
Figura 52. Ventana Grounding configuración transfo rmador d e poten cia .............................................................. 73
Figura 53. Ventana de Impedance para la configuración de transfo rmador d e poten cia .................................... 74
Figura 54. Configuración co rriente de arranque ........................................................................................................... 75
Figura 55. Ventana Info para la configuración de los transformadores d e co rriente CT`s ................................... 76
Figura 56. Ventana Rating configuración CT`s .............................................................................................................. 77
Figura 57. ventana Info de configuración de los conducto res .................................................................................... 78
Figura 58. Ventana Configuración de conductores ...................................................................................................... 79
Figura 59. Ventana Info de la configuración Interruptores ........................................................................................ 80
Figura 60. Ventana Rating de la configuración de los interruptores ........................................................................ 81
Figura 61. Ventana pestaña Lib rary de la configuración de lo s interrup tores ........................................................ 82
Figura 62. Ventana Trip Device de la configu ración de disparo del interrup tor ..................................................... 83
Figura 63 Ventana de Info de la configuración de las ca rgas..................................................................................... 84
Figura 64. Ventana de Nameplate de la configura ción de las ca rgas ...................................................................... 85
Figura 65. Ventana Info configuración de los relés ...................................................................................................... 86
Figura 66. Ventana Info de la configuración de los relés de protección ................................................................... 87
Figura 67. Ventana Output configuración relés de p rotección .................................................................................. 88
Figura 68. Ventana OCR sobre co rriente de la configura ción de los relés de pro tección ...................................... 89
Figura 69. Unifilar General servicios Auxiliares cen tral Hid roeléctrica ..................................................................... 91
Figura 70. Conexión de los transfo rmadores de corriente CT`s .................................................................................. 95
Figura 71. Lógica para la función ANSI 50BF ................................................................................................................. 99
Figura 72. Corrientes de co rto-circuito en presencia de una falla trifásica en cada barraje ..............................102
Figura 73 Corrientes de corto-circuito en presen cia de una falla línea-tierra en cada barraje ..........................103
Figura 74. Corrientes de co rto-circuito en presencia de una falla línea-lín ea en cada barraje ..........................103
Figura 75. Corrientes de co rto-circuito en presencia de una falla línea-lín ea-tierra en cada barraje...............104
Figura 76. Protecciones entre fases transfo rmador TA-U1 .......................................................................................111
Figura 77. Protecciones de tierra transformador TA-U1 ...........................................................................................112
Figura 78. Protecciones entre fases transfo rmador TA-U2 .......................................................................................113
Figura 79. Protecciones de tierra transformador TA-U2 ...........................................................................................114
Figura 80. Protecciones entre fases transfo rmador TA1-MT....................................................................................115
Figura 81. Protecciones de tierra transformador TA1-MT ........................................................................................116
Figura 82. Protecciones entre fases transfo rmador TA2-MT....................................................................................117
Figura 83. Protecciones de tierra transformador TA2-MT ........................................................................................118
Figura 84. Protecciones entre fases grupo electrógeno 1 .........................................................................................119
Figura 85. Protecciones de tierra grupo electrógeno 1 .............................................................................................120
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HIDROELÉCTRICA
11
Figura 86. Protecciones entre fases grupo electrógeno 2 .........................................................................................121
Figura 87. Protecciones de tierra grupo electrógeno 2 .............................................................................................122
Figura 88. Protecciones entre fases transfo rmador TSM ..........................................................................................123
Figura 89. Protecciones de tierra transformador TSM ..............................................................................................124
Figura 90. Coordinación entre los nodos TSAAV1-TDP1 ............................................................................................125
Figura 91. Coordinación entre los nodos TSAAV2 y TDP2 .........................................................................................126
Figura 92. Coordinación entre los nodos TSAAVA T y TSAAV2 ..................................................................................127
Figura 93. Coordinación entre los nodos TSDAF1 y TDP1 .........................................................................................128
Figura 94. Coordinación entre los nodos TSDAF1 y TSDAFAT...................................................................................129
Figura 95. Coordinación entre los nodos TSDAF2 y TDP2 .........................................................................................130
Figura 96. Coordinación entre los nodos TSA G1 y TDP1 ...........................................................................................131
Figura 97. Coordinación entre los nodos TCDD1 y TSAG1 .........................................................................................132
Figura 98. Coordinación entre los nodos TFCPL y TSA G1 ..........................................................................................133
Figura 99. Coordinación entre los nodos TSCA1 y TSAG1 ..........................................................................................134
Figura 100. Coordinación entre los nodos TSAG2 y TDP2 .........................................................................................135
Figura 101. Coordinación entre los nodos TCDD1 y TSAG2 ......................................................................................136
Figura 102. Coordinación entre los nodos TSCA1 y TSGA2 .......................................................................................137
Figura 103. Coordinación entre los nodos TSM y TSAG2 ...........................................................................................138
Figura 104. Coordinación entre los nodos TFCPL y TSAG2 ........................................................................................139
Figura 105. Coordinación entre los nodos TSCA2 y TSCA1 ........................................................................................140
Figura 106. Coordinación entre los nodos TSAU1 y TDP1 .........................................................................................141
Figura 107. Coordinación entre los nodos TCSRU11 y TSAU1 ..................................................................................142
Figura 108. Coordinación entre los nodos TSAU12 y TDP2 .......................................................................................143
Figura 109. Coordinación entre los nodos TCSR1 y TSAU12 .....................................................................................144
Figura 110. Coordinación entre los nodos TSAU2 y TDP1 .........................................................................................145
Figura 111. Coordinación entre los nodos TCSRU2 y TSAU2 .....................................................................................146
Figura 112. Coordinación entre los nodos TSAU22 y TDP2 .......................................................................................147
Figura 113. Coordinación entre los nodos TCSR2 y TSAU22 .....................................................................................148
Ecuación 1. Calculo facto r de corrección de a mplitud de los en rollamientos .......................................................... 94
Ecuación 2. Condición del facto r de amplitud ............................................................................................................... 94
Ecuación 3. Calculo corriente para la función de sobre corrien te temporizada (ANSI 51) .................................... 96
Ecuación 4. Calculo tiempo inverso para la función de sobre co rriente temporizada (ANSI 51).......................... 96
Ecuación 5. Condición de ala rma ..................................................................................................................................... 98
Ecuación 6. Condición de Disparo .................................................................................................................................... 98
Ecuación 7. Calculo del relé para detectar tensión sobre n eutro............................................................................... 98
Tabla 1. Características técnicas de las unidades Generadoras ................................................................................ 20
Tabla 2. Características técnicas grupos electróg enos ................................................................................................ 21
Tabla 3. Discriminación de cargas ................................................................................................................................... 21
Tabla 4. distribución tablero TDP1-BT ............................................................................................................................ 22
Tabla 5. Distribución tablero TDP2-BT............................................................................................................................ 23
Tabla 6. Distribución tablero TSAAV ............................................................................................................................... 23
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HIDROELÉCTRICA
12
Tabla 7. Distribución transformador TSAAVAT ............................................................................................................. 25
Tabla 8. Distribución descarga de fondo ........................................................................................................................ 27
Tabla 9. Distribución descarga de fondo ........................................................................................................................ 29
Tabla 10. distribución servicios auxiliares generales ................................................................................................... 29
Tabla 11. distribución servicios auxiliares unidad 1 ..................................................................................................... 31
Tabla 12. Distribución servicios auxilia res unidad 2..................................................................................................... 35
Tabla 13. Distribución servicios misceláneos................................................................................................................. 39
Tabla 14. Conductores para interconexión entre los servicios auxiliares ................................................................. 41
Tabla 15. Transfo rmadores de corriente CT´S ............................................................................................................... 42
Tabla 16. Transfo rmadores de tensión PT´S .................................................................................................................. 42
Tabla 17. Relés utilizados en los servicios auxiliares AC de una cen tral hidro eléctrica ......................................... 90
Tabla 18. Características Técnicas transformador TA-U1 y TA-U2 ............................................................................ 93
Tabla 19. Convención de Polaridades de los transfo rmadores de corrien te CT`s ................................................... 95
Tabla 20. Estudio de flujo de carga con la alimen tación de los gen eradores 1 y 2 ..............................................100
Tabla 21. Estudio de flujo de carga con la alimen tación del grupo electróg eno ..................................................101
Tabla 22. Estudio de flujo de carga con la alimen tación de la subestación ...........................................................101
Tabla 23. Resultados de cortocircuito. .........................................................................................................................102
Tabla 24. Ajustes Relé PTA-1 para función diferencial de transfo rmador A NSI 87T ............................................104
Tabla 25. Ajustes Relé PTA-1 para sobrecarga térmica A NSI 49T ...........................................................................105
Tabla 26. Ajustes Relé PTA-1 ara sobrecorrien tes ANSI 50/51.................................................................................105
Tabla 27. Ajuste Relé PTA-1 para sobreco rriente de neutro ANSI 50N/51N ..........................................................105
Tabla 28. Ajustes Relé PTA-1 sobrevoltaje ANSI 59 ....................................................................................................105
Tabla 29. Ajustes Relé PTA-1 Bajo Voltaje ANSI 27 ....................................................................................................105
Tabla 30. Ajustes Relé PTA-1 Falla Interrupto r ANSI 50BF ........................................................................................106
Tabla 31. Ajustes relé PTA-2 diferencial de trasformador ANSI 87T .......................................................................106
Tabla 32. Ajustes relé PTA-2 sobrecarga Térmica ANSI 49T .....................................................................................106
Tabla 33. Ajustes relé PTA-2 sobre voltaje de secu encia cero A NSI 59N ................................................................107
Tabla 34. Ajustes relé PTA-2 sobrecorriente de neu tro A NSI 50N/51N ..................................................................107
Tabla 35. Ajustes relé PTA-2 sobre voltaje ANSI 59....................................................................................................107
Tabla 36. Ajustes relé PTA-1 bajo voltaje ANSI 27......................................................................................................107
Tabla 37. Ajustes relé PTA-2 falla interrupto r ANSI 50BF .........................................................................................108
Tabla 38. Ajustes relé PTA-3 sobrecorrienbte neutro ANSI 50N/51N .....................................................................108
Tabla 39. Ajustes relé PTA-3 sobre carga térmica ANSI 49T.....................................................................................108
Tabla 40. Ajustes relé PTA-3 sobre voltaje ANSI 59....................................................................................................108
Tabla 41. Ajustes relé PTA-3 bajo voltaje ANSI 27......................................................................................................109
Tabla 42. Ajustes sensores de bajo voltaje ..................................................................................................................109
Tabla 43. Ajustes relé PTA-1 sobre carga térmica ANSI 49T.....................................................................................109
Tabla 44. Ajustes relé PTA-1 sobre voltaje 59 .............................................................................................................110
Tabla 45. Ajustes relé PTA-1 bajo voltaje ANSI 27......................................................................................................110
Tabla 46. Ajustes interrupto r X1B P331/PLSIG ............................................................................................................110
Flujograma 1. Metodología para la coordina ción de protecciones ........................................................................... 44
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
13
1. RESUMEN
Este proyecto tiene como fin mostrar a los estudiantes de Ingeniería Eléctrica por ciclos
propedéuticos de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas, Facultad Tecnológica, cómo se
debe presentar el Informe de coordinación de protecciones de los servicios auxiliares AC de una
central hidroeléctrica basados en el software ETAP.
En él se desarrollan temas como: qué tipo de protecciones utilizar en dicho sistema, documentos
necesarios previos a la realización de la coordinación, tipos de curvas y equipos a utilizar en los
servicios auxiliares de una central hidroeléctrica entre otros.
Con la intención de lograr el objetivo del proyecto es necesario tomar como punto de partida la
recolección de información en temas como datos técnicos y unifilares de la central hidroeléctrica,
seguido de esto realizar los planos eléctricos tanto en AutoCAD como en ETAP y como elemento
final se deben realizar y analizar los resultados que estos softwares brindarán. Esta investigación y
análisis permite lograr el cumplimiento de los objetivos específicos, los cuales se basan en
determinar datos técnicos, analizar y determinar qué tan productiva es la solución que arroja el
Software ETAP.
La metodología que comprende este proyecto, al igual que cualquier proyecto de investigación de
desarrollo tecnológico, se estructura en cinco tareas principales, las cuales son: investigación, que
permite tener conceptos claros, modelamiento, el cual nos acercará a la configuración real de una
central hidroeléctrica, estudios previos como análisis de flujo de carga y estudio de corto-circuito,
análisis de los resultados presentados por ETAP frente a los estudios previos, resumen técnico y
estudio final. Sin olvidar que dichas tareas se descomponen en sub-tareas las cuales permitirán que
los objetivos se cumplan y se tenga un mejor entendimiento del seguimiento del proyecto.
Como resultado se espera que, al término de los 4 meses, según cronograma, y realizadas las
actividades de la metodología, se cuente con un informe que sea guía o base tanto para docentes,
estudiantes y egresados de cómo se debe analizar y que tipo de criterios son importantes al
momento de tener una discusión sobre el tema de protecciones eléctricas.
Por último y como se mencionó anteriormente, la duración del proyecto se estima para cuatro (4)
meses, cumpliendo su totalidad, es válido aclarar que este ti empo será un trabajo autónomo
paralelo al tiempo invertido en las instalaciones de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas
- Facultad Tecnológica. Se pronostica que el costo del informe de coordinación de protecciones
eléctricas sea de $ 5.000.000 y abarca el tiempo invertido por el tutor del proyecto y por los
proponentes del proyecto y los materiales e insumos para el proyecto.
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HIDROELÉCTRICA
14
2. INTRODUCCIÓN
El mundo de la coordinación de protecciones, definido como un arte para los profesionales con
gran experiencia en el sector eléctrico; para los futuros profesionales definido como un reto, estas
dos son las primicias con las que este proyecto INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA,
tiene su origen.
La coordinación de protecciones uno de los pilares importantes de todo sistema e léctrico busca
como objetivos principales la conservación e integridad de todos los seres vivos, la integridad de los
equipos que están inmersos dentro de cualquier sistema eléctrico y no menos importante el
despegue adecuado de cualquier alteración en el funcionamiento normal o adecuado del sistema
eléctrico, por ende para los entes que pertenecen al sector eléctrico es relevante que se presenten
informes en los cuales se puedan establecer normas de uso y criterios de aceptación de los equipos
que se instalaran dentro de un sistema eléctrico, de esta misma forma se considera necesario que
los futuros egresados del sector eléctrico conozcan e identifiquen qué criterios se deben seguir al
momento de ser evaluados en un reto o en un arte como lo es la coordinación de protecciones.
Se espera que los ajustes de una coordinación de protecciones sean modelables a posibles cambios
de la carga, esto es un factor que se debe tener presente que no siempre se cumple, estos posibles
cambios de carga de presentan debida a ampliaciones de los sistemas eléctricos.
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15
3. OBJETIVOS
3.1. OBJETIVOS GENERALES
3.1.1.
Realizar un documento académico técnico que muestre cómo se debe
presentar el Informe de coordinación de protecciones de los servicios auxiliares
AC de una central hidroeléctrica basados en el software ETAP.
3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS
3.2.1.
3.2.2.
3.2.3.
Determinar y dejar claro cuáles son los datos técnicos requeridos para realizar
un estudio de coordinación de protecciones de los servicios auxiliares AC de
una central hidroeléctrica.
Realizar las simulaciones correspondientes de los datos recolectados con ayuda
del software ETAP, para realizar la coordinación de protecciones de los
servicios auxiliares AC.
Analizar los informes necesarios para realizar un estudio de coordinación de
protecciones eléctricas de los servicios auxiliares AC de una central
Hidroeléctrica y con ello realizar un documento académico técnico que sea guía
para realizar un estudio de coordinación de protecciones.
4. MARCO TEORICO
4.1. COORDINACION DE PROTECCIONES.
El estudio de coordinación de protecciones busca establecer las características técnicas de los
dispositivos que se verán involucrados en el sistema eléctrico a proteger, cumpliendo
satisfactoriamente los criterios mínimos de coordinación como lo son: Sensibilidad, Selectividad y
Velocidad o Rapidez
4.1.1.
SENSIBILIDAD
La protección debe saber distinguir inequívocamente la situación de falla de a aquellas que no lo
son. Para cumplir esta característica es necesario que un sistema de protección eléctrico
establezca para cada tipo de protección las magnitudes mínimas necesarias que permitan
distinguir las condiciones anormales de las condiciones normales del sistema. (Grifaldo, 2017)
4.1.2.
SELECTIVIDAD
Es la capacidad que debe tener la protección para, una vez detectada la existencia de falla,
discernir si la mismos se ha producido dentro o fuera de su área de vigilancia y, en consecuencia,
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HIDROELÉCTRICA
16
dar orden de disparar los equipos automáticos que controla, cuando así sea necesario para
despejar la falla. (Grifaldo, 2017)
Partiendo del este concepto se puede determinar que la selectividad se clasifica de dos forma, las
cuales se presentan cuando se logra selectividad total es decir del 100% y una selectividad parcial;
Cuando se habla selectividad total se dice que hay selectividad hasta con el menor de los valores
Icu de los dos interruptores, ya que, en cualquier caso, la intensidad de cortocircuito supuesta de
la instalación será menor o igual al valor de Icu más pequeño de los dos interruptores, por otra
parte cuando se habla de selectividad local se dice que existe valor de intensidad Is (límite de
selectividad). Si la intensidad supera este valor ya no se garantiza la selectividad entre los dos
interruptores automáticos.
4.1.3.
RAPIDEZ
Tras haber sido detectada, una falla debe ser despejada lo más rápidamente posible. Cuando
menos tiempo se tarde en aislar la falla, menos se extenderán sus efectos, menores daños y
alteraciones se producirán al reducirse el tiempo de permanencia bajo condiciones anormales en
diferentes elementos. Todo ello redunda en una disminución de los costos y tiempos de
restablecimiento de las condiciones normales de operación, así como de reparación o reposición
de equipos dañados. (Grifaldo, 2017)
Los objetivos de una coordinación de protecciones son:

Garantizar la protección al personal.

Limitar la duración y extensión de la interrupción del servicio

Minimizar los daños a los equipos del sistema que se vean involucrados en la falla
4.2. TIPOS DE COORDINACIONES
4.2.1.
COORDINACIÓN POR CORRIENTE
Este tipo de protección tiene como objetivo monitorear zonas específicas sin que se tengan que
ver afectadas otras zonas para obtener una explicación más clara observar la Figura 1 en donde se
puede observar que el equipamiento (Amperímetros) que se encuentra sobre la bahía B no
permiten que se generen aperturas del sistema en otras zonas; solo se está realizando la
operación de apertura de la bahía donde se registró la falla o alteración de funcionamiento.
(Caleño, 2009, pág. 115)
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HIDROELÉCTRICA
17
Esto nos indica que el equipamiento de la bahía B está en funcionamiento de sobre-corrientes
porque no está permitiendo una alteración más aguda del sistema; este tipo de coordinación da
un vivo ejemplo de cómo se cumple el criterio de selectividad de las coordinaciones de
protecciones.
Figura 1. Coordinación por Corriente.
4.2.2.
COORDINACIÓN POR TIEMPO
El objetivo de este tipo de coordinación es crear un ΔT entre los accionamientos de las
protecciones.
Figura 2. Coordinación por tiempo
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HIDROELÉCTRICA
18
Con ayuda de la Figura 2, se puede obtener una explicación del cómo debe funcionar un sistema
de coordinación de protección por tiempo, en donde se propone un falla en una bahía en la cual se
ven alteradas las propiedades de correcto funcionamiento de las zonas A, B, C, D; y para un
despeje adecuado de la falla se debe tener presente que los tiempo de despeje deben ser
inferiores en la zona A que en la zona B y así sucesivamente deben ir aumentando a medida que
las zonas de alteración de alejan de la zona de alteración, es decir que el tiempo de la zona D debe
ser superior al tiempo de despeje de las zonas C, B y A. (Caleño, 2009, pág. 116)
4.2.3.
COORDINACIÓN POR TIEMPO Y CORRIENTE.
El objetivo de esta coordinación consiste en la combinación del tipo de coordinación por corriente
y de tiempo, este tipo de coordinación permite cumplir los cuatro criterios de las coordinaciones
mencionados en los ítems 4.1.1., 4.1.2. y 4.1.3. (Caleño, 2009, pág. 117)
5. INDAGACIÓN INFORMACIÓN TÉCNICA, SERVICIOS AUXILIARES AC.
Para la recolección de información se debe tener presente las alimentaciones y las cargas que
tiene una central hidroeléctrica.
5.1. UNIDADES DE ALIMENTACIÓN
5.1.1.
ALIMENTACIÓN UNO (UNIDADES GENERADORAS).
La alimentación 1 se realizará a través de las propias unidades generadoras llegando a los
transformadores TA-U1 y TA-U2 los cuales tiene como placa técnica la mostrada en la Figura 3
Las
Figura 3. Placa característica transformador TA-U1 y TA-U2
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HIDROELÉCTRICA
19
características técnicas el generador se presentan en la tabla 1, características técnicas que
servirán de alimentación al transformador TA-U1 y TA-U2 mostrados en la Figura 3, la conexión de
las unidades generadoras de la central hidroeléctrico es Y.
Tabla 1. Características técnicas de las unidades Generadoras
Potencia
[MW]
225
5.1.2.
Tensión
[kV]
13,8
FP
0,9
ALIMENTACIÓN DOS (SUBESTACION, RED DE MEDIA TENSION).
La alimentación numero dos tiene origen en una subestación cercana a la central y tiene como
llegada los transformadores TA1-MT y TA2-MT, los cuales tiene como placa característica la
mostrada en la Figura 4.
Figura 4. Placa caracteristica transformador TA1-MT y TA2-MT
5.1.3.
ALIMENTACIÓN TRES (GRUPOS ELECTROGENOS).
La alimentación tres de los servicios auxiliares de la central hidroeléctrica tiene origen en los
grupos electrógenos de emergencia, con la siguiente información técnica mostrada en la tabla 2.
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HIDROELÉCTRICA
20
Tabla 2. Características técnicas grupos electrógenos
Grupo electrógeno
Potencia nominal (Sn) [kVA]
Factor de potencia (Cos Ɵ)
Frecuencia [Hz]
Tensión nominal (Vn) [V]
875
0.80
60
480
Figura 5. Distribución alimentación para el TDP1
5.2. CARGAS QUE HACEN PARTE DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA.
Para empezar con una investigación de las cargas se considera necesario conocer qué tipo de
cargas se van a utilizar para el funcionamiento de la central hidroeléctrica, ver tabla 3, en esta se
logra evidenciar los tipos de cargas que se tomaran como ejemplo para el desarrollo del informe
de coordinación de protecciones, este tipo de cargas se toma de una central hidroeléctrica.
Tabla 3. Discriminación de cargas
Tipo de Carga
TSAAV
TSAAVAT
TSADF
TSADFAT
TSAG
TSM
TCDD
TCSR-U1
TCSR-U2
Descripción
Tablero Servicios auxiliares Aducción y Vertedero
Tablero Aducción y vertedero Alumbrado y Tomas
Tablero de Descarga de Fondo
Tablero descarga de fondo Alumbrado y Tomas
Tablero de servicios auxiliares generales
Tablero servicios misceláneos
Tablero desagüe y drenaje
Tablero sistema de enfriamiento agua unidad 1
Tablero sistema de enfriamiento agua unidad 2
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HIDROELÉCTRICA
21
TFCPL
TSCA
Tablero de combustible de la planta de emergencia
Tablero sistema de ventilación
La tabla 3, presenta un resumen de las cargas que serán de estudio en la coordinación de
protección de los servicios auxiliares AC de una central hidráulica; es válido y necesario tener
presente que cada tipo de carga presentada cuenta con subtipos de cargas que se presentaran
más a detalle en el proceso de investigación de información.
5.3. DISTRIBUCIÓN E INFORMACIÓN TÉCNICA DE CADA TIPO DE CARGA.
Cada tipo de carga tiene como complemento una distribución de cargas, de las cuales se
presentará información técnica obtenida como resultado de la central hidroeléctrica, y tiene como
alimentación dos fuentes, que se observaran en el unifilar general de la central hidroeléctrica.
5.3.1.
TDP1-BT
Los tableros TDP1-BT y TDP2-BT tal como se muestran en las tablas 4 y 5 respectivamente
presentan la primera división de cargas que conforman los servicios auxiliares AC e n una central
hidroeléctrica, es válido e importante destacar que estos dos tableros son los que alimentan todos
los servicios auxiliares tal como se muestra en la Figura 69, unifilar de las tres alimentaciones y de
los primeros tableros de distribución.
Tabla 4. Distribución tablero TDP1-BT
DESCRIPCION
Alimentación Nº1 tablero de servicios
auxiliares Aducción y vertedero
Alimentación Nº1 tablero de descarga de fondo
Cargador de batería Nº1
Tablero de servicios generales
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Alimentación Nº1 tablero de servicios
auxiliares unidad 1
Alimentación Nº1 tablero de servicios
auxiliares unidad 2
TENSION
[V]
CORRIENTE
[I]
POTENCIA
[KW]
% F.P.
480
369,2
306
99,69
480
480
480
480
480
480
480
480
57,1
36,89
762,6
1138
86,45
1141
662,5
117,7
47
53,34
624
753
45,187
755
487
77,868
99,69
87,28
99,69
85
67,18
85
94,45
85,02
480
1413,4
116
99,69
480
734
608
99,69
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HIDROELÉCTRICA
22
5.3.2.
TDP2-BT
Tabla 5. Distribución tablero TDP2-BT
DESCRIPCION
TENSION
[V]
CORRIENTE
[I]
POTENCIA
[kW]
Alimentación Nº2 tablero de servicios aducción y
vertedero
480
369,2
306
Alimentación Nº2 tablero de descarga de fondo
480
57,1
47
Cargador de baterías Nº2
480
68,02
46,024
Alimentación Nº2 tablero de servicios generales
480
762,6
624
Reserva
480
1145
799
Reserva
480
87,82
45,732
Reserva
480
1143
753
Reserva
480
671,2
491
Reserva
480
365,4
241
480
1413,4
1165
480
734
608
Alimentación Nº2 tablero de servicios auxiliares
unidad 1
Alimentación Nº2 tablero de servicios auxiliares
unidad 2
5.3.3.
%
F.P.
99,6
9
99,0
1
87,2
8
99,0
1
90
67,1
8
85
94,4
5
85,0
2
99,0
1
99,0
1
TSAAV
La distribución que se muestra en la Figura 6 y las características técnicas que se presentan en la
tabla 6, hacen referencia a las cargas necesarias para un correcto funcionamiento de aducción, es
decir, transporte de un líquido desde la cuenca hasta la planta de tratamiento, tanque de
regulación, o directamente a la red, ya sea por tubería, canal o túnel y vertedero que es el lugar
donde se garantiza no elevar el nivel del agua y las corrientes no afecten la estructura, el
vertedero permite evacuar o reposar liquido evitando un aumento o disminución en el nivel.
Tabla 6. Distribución tablero TSAAV
DESCRIPCIÓN
TENSION
[V]
CORRIENTE
[I]
POTENCIA
[kW]
Alimentación Nº1 compuerta 1 de aducción
480
47,79
39,35
Alimentación Nº1 compuerta 2 de aducción
480
47,82
39,38
TLCV-1 Fuerza y control tablero vertedero
480
38,21
37,47
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% F.P.
100,0
0
100,0
0
100,0
0
23
TLCV-2 Fuerza y control tablero vertedero
480
38,26
31,51
TLCV-3 Fuerza y control tablero vertedero
480
38,23
31,48
TLCV-4 Fuerza y control tablero vertedero
480
38,19
31,45
Reserva
480
38,24
31,49
Reserva
480
38,24
31,49
Alimentación Nº2 compuerta 1 aducción
480
47,99
39,35
Alimentación Nº2 compuerta 2 aducción
480
47,78
39,35
480
38,22
31,48
480
38,24
31,50
480
38,24
31,49
480
387,19
31,45
480
94,60
78,00
Reserva
480
38,21
31,47
Telefonía
480
38,22
31,48
TLCV-1 Fuerza y control tablero vertedero
respaldo
TLCV-2 Fuerza y control tablero vertedero
respaldo
TLCV-3 Fuerza y control tablero vertedero
respaldo
TLCV-4 Fuerza y control tablero vertedero
respaldo
TSAAVT
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
99,17
100,0
0
100,0
0
Figura 6. Unifilar Aducción
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24
5.3.4.
TSAAVAT
Este nodo de los servicios auxiliares AC de una central hidroeléctrica hace referencia al
transformador para cargas de aducción y vertedero para cargas con niveles de tensión no
permisibles en el tablero TSAAV; las características del transformador y de las cargas necesarias se
presentan en la Figura 7 y en la tabla 7, en donde se presenta un resumen de características
técnicas estás.
5.3.4.1. TRANSFORMADOR
Figura 7. Placa caracteristica transformador TSAAVAT
5.3.4.2. CARGAS
Tabla 7. Distribución transformador TSAAVAT
DESCRIPCIÓN
TIT-4 Alimentación caseta control aducción
TIT-15 Alimentación caseta de aducción
TIT-16 Caseta de control vertedero pila 1
TIT-6 Caseta de control vertedero pila 2
TIT-7 Caseta de control vertedero pila 3
TIT-8 Caseta de control vertedero pila 4
TIT-9 Caseta de control vertedero pila 5
TT-10 Caseta instrumentación Nº1
TT-11 Caseta instrumentación Nº2
TENSION
[V]
208
208
208
208
208
208
208
208
208
CORRIENTE
[I]
17,78
27,8
15,39
15,14
15,26
15,64
15,14
1,67
1,72
POTENCIA
[kW]
5,32
8,32
4,60
4,53
4,57
4,68
4,53
0,50
0,52
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
%
F.P.
85,00
85,00
85,00
85,00
85,00
85,00
85,00
85,00
85,00
25
TT-12 Caseta instrumentación Nº3
TT-13 Caseta instrumentación Nº4
TT-14 Caseta instrumentación Nº5
208
208
208
1,77
1,71
1,72
0,53
0,51
0,52
Alimentación calefacción de tableros
208
43,37
15,27
Reserva
Reserva
208
208
7,09
7,26
2,12
2,17
TCCV Iluminación calefacción y tomacorriente
120
4,918
0,577
Reserva
120
5,251
0,616
TFP03 Fuerza planta vertedero
120
4,253
0,499
TDCC-Ps iluminación calefacción y tomacorriente
120
4,257
0,5
TADV-A Iluminación calefacción y tomacorriente
120
4,257
0,5
TADV-B Iluminación calefacción y tomacorriente
120
8,528
1
TB-1 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
0,491
0,058
TB-2 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
0,492
0,058
TLCV-1 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
3,605
0,423
TLCV-2 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
3,605
0,423
UH-1 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
4,265
0,5
UH-2 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
4,265
0,5
TSAAVAT Iluminación calefacción y
tomacorriente
120
4,267
0,501
TSAAV Iluminación calefacción y tomacorriente
120
6,57
0,771
TCBV-1 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
4,269
0,501
TCBV-2 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
4,269
0,501
TSMNE Iluminación calefacción y tomacorriente
120
0,493
0,058
P03 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
4,271
0,501
TLCV-3 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
3,605
0,423
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
85,00
85,00
85,00
100,0
0
85,00
85,00
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
26
TLCV-4 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
4,269
0,501
UH-3 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
4,267
0,501
UH-4 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
4,271
0,501
VyD3 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
4,257
0,5
Reserva
120
0,492
0,058
TCBV-3 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
4,267
0,501
TCBV-4 Iluminación y calefacción y
tomacorriente
120
4,265
0,5
TB-4 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
0,28
0,038
TB-3 Iluminación calefacción y tomacorriente
120
0,328
0,038
120
3,279
0,385
120
3,264
0,383
120
4,238
0,497
TCCDA-1 Alimentación control compuerta de
aducción 1
TCCDA-1 Alimentación control compuerta de
aducción 2
Ventilador celda transformador Auxiliar
alumbrado
5.3.5.
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
TSDAF
La distribución que se realiza en este punto se utiliza para un correcto funcionamiento de la
descarga de fondo en donde se busca:



Garantizar el caudal ecológico inmediatamente aguas debajo de la presa.
Permitir el vaciado del embalse para operaciones de mantenimiento.
Reducir el volumen de material solido depositado en proximidad a la presa.
En busca de cumplir estas funciones se presentan las siguientes cargas en la tabla 8, distribución
de los servicios auxiliares para una descarga de fondo idónea y óptima para la central
hidroeléctrica.
Tabla 8. Distribución descarga de fondo
DESCRIPCIÓN
Alimentación tomas trifásicas 480vac
TSADFAT Tablero alumbrado y tomas descarga
de fondo
TENSION
[V]
480
CORRIENTE
[I]
9,681
POTENCIA
[kW]
8,01
100,00
480
5
4,00
96,23
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
% F.P.
27
Reserva
Reserva
TCDF Unidad hidráulica compuerta de operación
y guarda
Reserva
Reserva
TCDF Unidad hidráulica compuerta de operación
y guarda
Reserva
Reserva
5.3.6.
480
480
17,06
9,68
14,11
8,01
100,00
100,00
480
17,06
14,10
100,00
480
480
9,68
9,69
8,00
8,01
100,00
100,00
480
17,06
14,10
100,00
480
480
9,68
9,68
8,00
8,01
100,00
100,00
TSDAFAT
Al igual que en la distribución de aducción y vertedero la descarga de fondo cuenta con unas
cargas especiales, las cuales cuentan con un nivel de tensión inferior por ende se considera
necesario la utilización de un transformador con las características técnicas mostradas en la Figura
8.
5.3.6.1. TRANSFORMADOR
Figura 8. Placa característica transformador TSDAFAT
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
28
5.3.6.2. CARGAS
La tabla 9, es el resumen de las cargas especiales a un nivel de tensión inferior de la descarga de
fondo junto a sus especificaciones técnicas.
Tabla 9. Distribución descarga de fondo
TENSION
[V]
CORRIENTE
[I]
POTENCIA
[kW]
208
0,191
0,068
208
3,751
1,335
Alimentación calefacción de los tableros
208
1,97
0,70
Reserva
208
3,81
1,36
Reserva
208
1,88
1,36
DESCRIPCIÓN
TIT-DF Alimentación alumbrado de la cámara de
competas
Alimentación alumbrado de la cámara de
compuertas
5.3.7.
%
F.P.
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
100,0
0
TSAG
Para obtener una descripción más detallada de la central hidroeléctrica es necesario crear un nodo
al que se denominará TSAG, este permitirá la conexión de cargas generales que se presentan en la
tabla 10, teniendo como más relevantes los sistemas contra incendio, sistemas de la planta de
emergencia, sistemas de desagüe y drenaje.
Tabla 10. distribución servicios auxiliares generales
DESCRIPCIÓN
TENSION CORRIEN
[V]
TE [I]
POTENCIA
[kW]
TCDD Alimentación Nº1 sistema de desagüe y drenaje
480
56,53
101,00
Alimentación Nº1 puente grúa
480
286,6
236,00
Reserva
480
28,66
23,58
CSAS Alimentación Nº1 comprensor de aire comprimido
de servicios generales
480
394,60
325,00
TCB-3 Cargador de baterías Nº3
480
3,34
2,75
480
3,35
2,75
480
28,68
23,60
480
10,70
8,81
PTAC Bomba Nº2 planta de tratamiento de agua de la
central
Alimentación Nº1 grúa pórtico-compuertas tubo de
aspiración
PTAC Bomba Nº1 planta de tratamiento de agua de la
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
%
F.P.
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
29
central
Alimentación Nº1 sistema contraincendios
480
18,64
15,34
Alimentación Nº1 tomas trifásicas 480VCA
480
10,71
8,82
TFCPL Alimentación Nº1 planta Diesel
480
1,31
1,00
TSCA Alimentación sistema de ventilación
480
56,53
47,00
Reserva
480
76,43
62,90
Reserva
480
3,34
2,75
TCDD Alimentación Nº2 sistema de desagüe y drenaje
480
56,53
101,00
CSAS Alimentación Nº2 comprensor de aire comprimido
de servicios generales
480
28,67
23,59
TSCA Sistema de ventilación
480
56,53
47,00
Reserva
480
3,347
2,75
Alimentación Nº2 grúa pórtico - compuertas tubo de
aspiración
480
18,6
15,31
Reserva
480
10,7
8,81
Alimentación Nº2 sistema contraincendios
480
0,716
0,59
TSM servicios auxiliares misceláneos
480
56,53
100,00
Alimentación Nº2 tomas trifásica 480VCA
480
3,63
2,99
TFCPL Alimentación Nº2 planta Diesel
480
56,53
1,00
Reserva
480
91,76
75,51
Reserva
480
3,56
2,93
Reserva
480
1,91
1,57
Reserva
480
1,911
1,57
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
00
100,
00
100,
00
92,0
9
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
92,0
9
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
30
5.3.8.
TSAU-01
La central contara con dos unidades de distribución las cargas relacionadas en las tablas 11 y 12 se
consideran como las mínimas para un correcto funcionamiento. A estos puntos de distribución se
les conoce como TSAU-01 para la unidad 1 y TSAU-02 para la unidad 2
Tabla 11. distribución servicios auxiliares unidad 1
DESCRIPCIÓN
TENSIO
N [V]
CORRIEN
TE [I]
POTENCIA
[kW]
Reserva
480
25,21
20,64
480
25,21
20,64
480
2,85
2,34
TAC BOOSTER 1
480
35,18
28,83
TAC BOOSTER 2
480
35,22
28,88
Reserva
480
142,50
117,00
TUH-U1 Control unidad hidráulica RV/VC
480
142,80
117,00
TAC-COMPRESOR 1
480
142,70
117,00
TAC-COMPRESOR 2
480
142,80
117,00
TAC COMPRESOR 3
480
71,44
58,48
Reserva
480
34,03
27,86
480
3,70
3,00
480
17,14
14,03
TAST-U1 Fuerza y control sello de la turbina 1
480
9,504
7,78
Reserva
480
17,13
14,026
Reserva
480
10,46
8,564
Reserva
480
4,76
3,896
TCIG-U1 control e instrumentación del generador 1
480
4,758
3,895
TCCC-U1 Alimentación Nº1 lubricación de cojinetes
combinado del generador 1
TCCS-U1 Alimentación Nº1 lubricación de cojinete guía
del generador 1
TCSR-U1 Alimentación Nº1 sistema de agua de
enfriamiento-unidad 1
TCF-U1 Alimentación Nº1 control frenos y gatos unidad
1
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
%
F.P.
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
97,5
3
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
31
Reserva
480
5,236
4,286
TPP-U1-A Transformador de potencia unidad 1 fase A
480
5,239
4,289
TPP-U1-B Transformador de potencia unidad 1 fase B
480
5,232
4,283
TPP-U1-C Transformador de potencia unidad 1 fase C
480
5,236
4,286
Reserva
480
5,234
4,284
Reserva
480
5,236
4,286
Reserva
480
5,244
4,293
Reserva
480
28,56
23,377
Reserva
480
26,67
21,832
Alimentación Nº1 tamo de equipos portátiles
480
23,82
19,499
Alimentación Nº1 tomas trifásicas 480VCA
480
26,62
21,791
PCG-U1 Alimentación Nº1 calefacción y tomas del
generador 1
480
28,54
23,363
TRE-U1
480
10,47
8,569
TCST-U1 Alimentación Nº1 control de la turbina 1
480
36,18
29,62
Reserva
480
38,08
31,17
Reserva
480
36,17
29,611
TCSR-U1 sistema retro lavado
480
38,07
31,16
Reserva
480
28,56
23,377
Reserva
480
28,56
23,377
Reserva
480
26,67
21,832
Reserva
480
10,48
8,58
Reserva
480
8,906
7,29
Reserva
480
5,71
4,674
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
32
Reserva
480
161,8
132
Reserva
480
25,23
20,65
TCCC-U1 alimentación Nº2 lubricación del cojinete
combinado del generador 1
480
25,23
20,65
TCCS-U1 lubricación del cojinete guía del generador 1
480
2,856
2,338
Reserva
480
2,858
2,339
Reserva
480
2,858
2,339
Reserva
480
142,9
117
TUH-U1 Alimentación Nº2 unidad hidráulica RV/VC
480
142,9
117
Reserva
480
2,857
2,338
Reserva
480
2,856
2,338
Reserva
480
2,86
2,341
Reserva
480
34,03
27,856
480
3,3
2,74
480
17,13
14,03
TAST-U1 Fuerza y control sello de la turbina 1
480
9,52
7,80
Reserva
480
17,14
14,031
Reserva
480
2,855
2,337
Reserva
480
4,76
3,896
TCIG-U1 Alimentación Nº2 control e instrumentación del
generador 1
480
4,76
3,90
Reserva
480
5,23
4,28
TPP-U1-A Transformador de potencia unidad 1 fase A
480
5,24
4,29
TPP-U1-B Transformador de potencia unidad 1 fase B
480
5,23
4,28
TPP-U1-C Transformador de potencia unidad 1 fase C
480
5,23
4,28
TCSR-U1 Alimentación Nº2 sistema de agua y de
enfriamiento unidad 1
TCF-U1 Alimentación Nº2 control frenos y gatos unidad
1
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
99,8
7
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
33
Reserva
480
5,234
4,284
Reserva
480
5,236
4,286
Reserva
480
5,236
4,286
Reserva
480
28,58
23,392
Alimentación Nº2 toma de equipos portátiles
480
26,65
21,81
Alimentación Nº2 tomas trifásicas 480VCA
480
23,81
19,49
Reserva
480
26,65
21,82
PCG-U1 Alimentación Nº2 calefacción, alumbrado y
tomas del generador 1
480
28,60
23,41
Reserva
480
10,47
8,57
TCST-U1 Alimentación Nº2 control de la turbina 1
480
36,14
29,58
Reserva
480
38,08
31,17
Reserva
480
36,2
29,63
Reserva
480
38,1
31,189
Reserva
480
10,46
8,566
Reserva
480
8,903
7,288
Reserva
480
28,55
23,37
Reserva
480
28,55
23,37
Reserva
480
28,57
23,385
Reserva
480
17,14
14,031
Reserva
480
161,7
132
Reserva
480
2,852
2,335
Reserva
480
2,856
2,338
Alimentación Nº1 control unidad hidráulica RV/VC
unidad 1
480
142,50
117,00
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
34
5.3.9.
Reserva
480
2,854
2,336
Reserva
480
2,855
2,337
Reserva
480
2,858
2,339
Reserva
480
142,7
117
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
TSAU-02
Tabla 12. Distribución servicios auxiliares unidad 2
DESCRPCIÓN
Reserva
TENSION CORRIEN
[V]
TE [I]
POTENCIA
[kW]
480
25,34
20,88
480
25,32
20,87
480
2,87
2,36
TAC-BOOSTER 1
480
35,38
29,15
TAC-BOOSTER 2
480
35,38
29,16
TUH-U2 Alimentación Nº1 unidad hidráulica RV/VC
unidad 2
480
143,40
118,00
TAC-COMPRESOR 1
480
46,81
38,57
TAC-COMPRESOR 2
480
45,90
37,83
TAC-COMPRESOR 3
480
43,99
36,25
Reserva
480
4,79
3,94
TCSR-U2 Alimentación Nº1 sistema de agua de
enfriamiento unidad 2
480
3,06
2,00
TCF-U2 Alimentación Nº1 frenos y gatos unidad 2
480
5,73
4,72
TSAT-U2 Alimentación Nº1 control sello de la turbina 2
480
5,26
4,334
Reserva
480
17,21
14,18
TRE-U2 Tablero regulación excitación
480
9,556
7,875
TCCC-U2 Alimentación Nº1 lubricación del cojinete
combinado del generador 2
TCCS-U2 Alimentación Nº1 lubricación del cojinete guía
del generador 2
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
%
F.P.
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
78,5
3
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
35
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
Reserva
480
5,063
4,172
TCIG-U2 Alimentación Nº1 control e instrumentación
del generador 2
480
10,51
8,664
Reserva
480
4,776
3,936
TPP-U2-A transformador de potencia unidad 2 fase A
480
4,78
3,939
TPP-U2-B transformador de potencia unidad 2 fase B
480
5,257
4,332
TPP-U2-C transformador de potencia unidad 2 fase C
480
5,258
4,333
Reserva
480
5,262
4,336
Reserva
480
5,258
4,333
Reserva
480
5,26
4,334
Reserva
480
5,256
4,331
Reserva
480
5,26
4,334
Alimentación Nº1 toma de equipos portátiles
480
13,39
11,033
Alimentación Nº1 tomas trifásicas 480VCA
480
13,38
11,025
480
13,39
11,035
480
480
480
480
9,085
7,487
100
9,083
7,485
100
9,082
7,484
100
12,42
10,236
100
TCSR-U2 sistema retro lavado
480
38,27
31,533
100,
00
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
CAR
Reserva
TCCC-U2 Alimentación Nº2 lubricación del cojinete
combinado del generador 2
480
480
480
480
480
480
480
480
36,33
29,935
100
38,25
31,517
100
28,67
23,625
100
28,66
23,621
100
26,77
22,058
100
10,52
8,672
100
8,942
7,368
100
33,46
27,572
100
480
35,38
29,158
100,
00
PCG-U2 Alimentación Nº1 calefacción alumbrado y
tomas del generador 2
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
36
TCCS-U2 Alimentación Nº2 lubricación del cojinete guía
del generador 2
480
34,4
28,38
Reserva
480
14,33
11,81
Reserva
480
8,596
7,084
Reserva
480
7,645
6,3
TUH-U2 Alimentación Nª2 control unidad RV/VC unidad
2
480
2,867
2,363
Reserva
480
2,868
2,363
Reserva
480
2,862
2,358
Reserva
480
3,819
3,147
Reserva
480
3,338
2,751
480
2,861
2,358
480
3,063321
179
2,00
TCF-U2 Alimentación Nº2 frenos y gatos unidad 2
480
2,86
2,54
TAST-U2 Alimentación Nº2 control sello de la turbina 2
480
1,91
1,57
Reserva
480
4,769
3,93
Reserva
480
10,97
9,038
Reserva
480
17,17
14,147
TCIG-U2 Alimentación Nº2 control e instrumentación
del generador 2
480
9,54
7,86
Reserva
480
4,20
3,46
TPP-U2-A transformador de potencia unidad 2 fase A
480
2,86
2,36
TPP-U2-B transformador de potencia unidad 2 fase B
480
4,78
3,94
TPP-U2-C transformador de potencia unidad 2 fase C
480
4,78
3,94
Reserva
Reserva
Reserva
480
480
480
5,255
4,33
100
5,252
4,328
100
5,253
4,329
100
TCS-U2 Alimentación Nº2 sistema de agua de
enfriamiento unidad 2
TCSR-U2 Alimentación Nº2 sistema de agua de
enfriamiento unidad 2
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
78,5
3
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
100,
00
37
Reserva
Reserva
480
480
5,257
4,332
5,259
4,334
100
100
100,
00
100,
00
100,
00
Alimentación Nº2 toma de equipos portátiles
480
5,25
4,33
Alimentación Nº2 tomas trifásicas 480VCA
480
5,26
4,33
480
7,17
5,91
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
7,645
6,3
100
23,88
19,68
100
26,75
22,046
100
28,67
23,629
100
10,51
8,662
100
36,33
29,935
100
38,24
31,511
100
36,31
29,919
100
38,22
31,494
100
10,52
8,669
100
8,935
7,363
100
28,67
23,629
100
14,38
11,846
100
28,66
23,621
100
7,644
6,299
100
45,89
37,813
100
2,866
2,362
100
2,867
2,363
100
PCG-U2 Alimentación Nº2 calefacción, alumbrado y
tomas del generador 2
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
Reserva
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
38
5.3.10. TSM
Por último, los servicios auxiliares AC cuentan con un punto de transformación de tensión el cual
cuenta con la información técnica mostrada en la Figura 9, este punto será el encargado de
distribuir cargas misceláneas en donde encontramos alumbrado, calefacción y tomas de los
diferentes pisos de la central.
5.3.10.1. TRANSFORMADOR
Figura 9. Placa característica transformador TSM
5.3.10.2. CARGAS
Las cargas mostradas en la tabla 13 son las que hacen parte de los servicios misceláneos de la
central hidroeléctrica y se distribuyen según la Figura 10.
Tabla 13. Distribución servicios misceláneos
DESCRPCIÓN
Reserva
TAT-PO Alumbrado y tomas piso operaciones
TAT-PG Alumbrado y tomas piso generador
TAT-PT Alumbrado y tomas piso turbina
TAT-PM Alumbrado y tomas piso galería mecánica
TAT-EX Alumbrado y tomas externo
VyD Tablero de voz y datos
TENSION CORRIENT POTENCIA
[V]
E [I]
[kW]
11,94
4,191
208
5,97
2,096
208
11,94
4,191
208
11,94
4,191
208
11,94
4,191
208
11,94
4,191
208
0,736
0,258
208
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
%
F.P.
100
100
100
100
100
100
100
39
TCFP-01 Calefacción y cargador grupo electrógeno Nº1
TDC-EC Tablero de calefacción edificio de control
TDC-PO Calefacción piso operaciones
TDC-PG Calefacción piso generador
TDC-PT Calefacción piso turbina
TDC-PM Calefacción piso galería mecánica
INV-A Equipo inversor 125VDC/120VCA Barraje A
INV-B Equipo inversor 125VDC/120VCA Barraje B
B-E Bomba Eyectora
Reserva
Reserva
TIT-1 Tablero de alumbrado y tomas edificio de control
SOTANO
TIT-2 Tablero de alumbrado y tomas edificio de control
Piso 1
TIT-3 Tablero de alumbrado y tomas edificio de control
Piso 2
TIT-4 Tablero de alumbrado y tomas Edificio de control
Piso 3 (PLENIUM)
TIT-5 Portería casa de maquinas
TCFP-02 Calefacción y cargador grupo electrógeno Nº2
TTM Tablero taller de maquinas
PTAP planta de tratamiento de agua potable
P-6 Puerta acceso área de montaje casa de maquinas
208
208
208
208
208
208
208
208
208
208
208
208
208
208
208
208
208
208
208
208
4,993
1,753
100
11,94
4,191
100
11,94
4,191
100
11,94
4,191
100
11,94
4,191
100
11,94
4,191
100
19,05
6,687
100
20,68
7,258
100
1,205
0,423
100
1,303
0,457
100
1,281
0,45
100
7,813
2,331
85
12,02
3,585
85
6,675
2,343
100
6,458
2,267
100
2,781
0,976
100
4,993
1,49
85
71,64
21,375
85
3,556
1,248
100
5,427
1,905
100
Figura 10. Unifilar Servicios misceláneos
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
40
5.4. CONDUCTORES
Para la interconexión de los servicios auxiliares se necesita el tendido y el conexionado de los
conductores de la tabla 14, la cual presenta el calibre, la distancia que este debe cubrir entre los
puntos de origen y destino y el número de fases para que se cumpla con criterios de regulación de
tensión.
Tabla 14. Conductores para interconexión entre los servicios auxiliares
Origen
Grupo electrógeno 1
Grupo electrógeno 2
Línea media Tensión 1
Línea media Tensión 2
TDP1
TDP1
TDP1
TDP1
TDP1
TDP2
TDP2
TDP2
TDP2
TDP2
TSAAV2
TSDAF1
TSAG1
TSAG1
TSAG1
TSAG2
TSAG2
TSAG2
TSAG2
TSAU11
TSAU12
TSAU21
TSAU22
Destino
TDP1
TDP2
TDP1
TDP2
TSAAV1
TSAAV2
TSAG1
TSAU11
TSAU21
TSAAV2
TSDAF2
TSAG2
TSAU12
TSAU22
T1
T2
TCDD
TFCPL
TSCA
TSCA
TSCA
T3
TFCPL
TCSRU1
TCSRU1
TCSRU2
TCSRU2
Distancia [m]
18
18
18
18
500
400
79
73
79
500
400
79
73
79
105
8
71
18
129
71
129
19
159
115
130
115
130
Calibre
750 Kmil
750 Kmil
750 Kmil
750 Kmil
500 KMIL
400 KMIL
350 KMIL
350 KMIL
300 KMIL
500 KMIL
4/0
350 KMIL
350 KMIL
300 KMIL
250 KMIL
8 AWG
350 KMIL
2/0
300 KMIL
350 KMIL
300 KMIL
4/0
2/0
2/0
2/0
2/0
2/0
# por fase
4
4
4
4
3
1
3
2
2
3
1
3
2
2
2
1
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
41
5.5. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE CT´S
Estos equipos permitirán que los relés de protección y de medida tengan niveles de corrientes que
no afecten o averíen el relé, por ende, la utilización de estos es tan importante en la coordinación
de protecciones de los servicios auxiliares AC de una central hidroeléctrica en la tabla 15 se
muestra las características técnicas que se deben utilizar para la conversión de las señales de
corriente para una lectura idónea en los relés de protección.
Tabla 15. Transformadores de corriente CT´S
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE UTILIZADOS EN LOS SERVICIOS AUXILIARES AC
TAG
UBICACIÓN
RELACION
CLASE
POTENCIA
CTA1,2
TA-U1
800/5 A
5P20
50VA
CTA-1.1, 2.1
TA-U2
800/5 A
5P20
50VA
CTA-1-1, 1-2
TA-U1
2500/5 A
5P20
50VA
CTA-1.1, 2.1
TA-U2
2500/5 A
5P20
50VA
CTAN1
TA-U1
250/5 A
5P20
50VA
CTAN2
TA-U2
250/5 A
5P20
50VA
TC1-4
TA1-MT
2500/5 A
5P20
50VA
TH-1-2
TA1-MT
800/5 A
5P20
50VA
TC1-4.1
TA2-MT
2500/5 A
5P20
50VA
TH-1-2.1
TA2-MT
800/5 A
5P20
50VA
Los transformadores mostrados en la tabla 15, corresponden tanto para la unidad 1 y unidad 2 de
distribución de los servicios auxiliares una central hidroeléctrica.
5.6. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN PT´S
Estos equipos permitirán que los relés de protección tengan niveles de tensión que no afecten o
averíen el relé, para esto se considera necesario utilizar los transformadores de tensión utilizados
en los servicios auxiliares de AC de una central hidroeléctrica mostrados en la tabla 16, en donde
se muestran las características técnicas de estos.
Tabla 16. Transformadores de tensión PT´S
TRANSFORMADORES DE TENSIÓN UTILIZADOS EN LOS SERVICIOS AUXILIARES AC
TAG
UBICACIÓN
RELACION
CLASE
POTENCIA
T01/T02/T03/
T04/T05/T06/
TDP1-BT
480-120 V
0.5
75VA
T07/T08/T09/
T10/T11/T12
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
42
6. SIMULACION ETAP.
6.1. FLUJOGRAMA METODOLOGIA PARA UTILIZACION DE ETAP PARA LA COORDINACION
DE PROTECCIONES
El flujograma 1, presenta una propuesta de metodología para realizar una coordinación de
protecciones en cualquier sistema eléctrico, esté describe la información de entrada con la que se
debe contar para empezar a realizar el modelamiento; acompañado de estos datos debe estar en
la posibilidad de extraer o realizar el análisis de flujo de carga y estudio de corto circuito, que
aunque no es requisito se propone realizar en este orden; Analizados y verificados estos
resultados los realizadores de la coordinación de protecciones prese ntan el modelamiento de las
protecciones tal como se presenta en el capítulo 6.2, esto en busca de las curvas tiempo-corriente
en óptimas condiciones.
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
43
Flujograma 1. Metodología para la coordinación de protecciones
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
44
6.2. METODOLOGIA PARA UTILIZACION DE ETAP PARA LA COORDINACION DE PROTECCIONES
La Figura 11, presenta la ventana inicial del
programa ETAP, en ella se debe desarrollar
el diagrama unifilar que se acomode a la
red del sistema que se planea simular o
analizar, es importante mencionar que se
deben seleccionar el tipo de norma con la
que se quiere trabajar (IEC o ANSI)
dependiendo de la comodidad del usuario o
de las exigencias del país en donde se
encuentre.
A medida que se va modelando el sistema
se debe tener claro la información de
entrada que para nuestro caso se presenta
en el capítulo 5; esto con la intención de ir
configurando las propiedades de cada
elemento como se presenta en el capítulo
6.2.
Figura 11. Construcción de diagrama unifilar del sistema
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
45
Figura 12. Simulación flujo de carga LOAD FLOW ANALYSIS
Al momento que se realizó la configuración total de los
componentes del sistema se procede a utilizar la
herramienta Load Flow Analysis Figura 12, con la cual se
logrará simular el flujo de carga del sistema el cual nos
determinará las condiciones operativas del sistema
eléctrico, los perfiles de tensión en los barrajes o nodos del
sistema y los flujos de potencia a través de los diferentes
dispositivos.
Para lograr obtener resultados coherentes y satisfactorios
es necesario configurar los criterios de simulación un
ejemplo se muestra en la Figura 13, en donde se configura
el método matemático para resolver el sistema, un número
máximo de iteraciones y un error permisible en los
resultados
Figura 13. Configuración simulación flujo de carga
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
46
Se configurará las alertas que se desean ver que para nuestro
caso serán basadas en IEEE 1159 Std 1995 Tabla 2 ver Figura 14.
Donde se determinará que se considera una sobre tensión y que
una sub tensión.
Figura 14. Configuración alertas del flujo de carga
Figura 15. Icono para correr el flujo de carga
Figura 16. Generar reporte de flujo de carga
Con el icono Run Load Flow mostrado en la Figura 15, se ejecuta
la simulación del flujo de carga del sistema que se ejecutó en la
ventana de inicio.
Terminado la ejecución del flujo de carga se procede a evaluar
las alarmas y errores que se evidencien después de haber
corrido el sistema, y solucionado las alarmas y errores se utiliza
la herramienta Report Manager mostrado en la Figura 16, el cual
genera el reporte de flujo de carga mostrado en el anexo 7.9.2.
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HIDROELÉCTRICA
47
Para continuar con la descripción del entorno del
programa ETAP se procede a realizar el informe corto
circuito utilizando la norma IEC 90909, la cual se configura
con el icono de la Figura 17.
Figura 17. Short-Circuit Analysis icono de cortocircuito
Para el estudio de cortocircuito se debe escoger el nodo o
los nodos donde se quiere simular las fallas se deben
configurar el tipo de corto que se quiere simular y que
este estipulado bajo la norma IEC 60909.
Figura 18. Configuración de cortocircuito
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HIDROELÉCTRICA
48
Para el caso de la red de los servicios auxiliares de
corriente alterna se utilizó la norma IEC 60909 y se
determinan los ajustes predeterminados, los cuales se
presentan en la Figura 19.
Figura 19. Ajustes para cortocircuito
Con el icono Run LG, LL, LLG mostrado en la Figura 20, se
ejecuta la simulación del cortocircuito del sistema que se
ejecutó en la ventana de inicio del programa.
Figura 20. Selección norma para la simulación Run LG, LL, LLG
Figura 21. Generar reporte de cortocircuito
Se procede a realizar el reporte de cortocircuito, este se
debe generar después de que se solucionen las alarmas y
errores que el informe presente con la ayuda del icono de
la Figura 21.
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HIDROELÉCTRICA
49
Figura 22. Simulación de protecciones
Figura 23.
Ajustes
para la
coordinac
ión de
proteccio
nes
Figura 24. Iconos para la simulación de coordinaciones
Utilizando la opción Star-Protective Device Coordination
mostrado en la Figura 22, se entra a la ventana de
configuración para la coordinación de protecciones.
La coordinación de protecciones de los servicios auxiliares de
la central se realizó bajo la norma IEEE 242 – 2001 o IEEE
3004 de la nueva serie 3000 de IEEE, en la configuración de la
coordinación de debe seleccionar el barraje o nodo donde se
quiere que se presenta la falla la Figura 23, presenta la ventana
en donde se escoge el barraje o nodo que existen dentro del
sistema que se simulo
Con los iconos presentados en la Figura 24, se realiza la
coordinación de protecciones de lo configurado en la
Figura 23, estos iconos permitirán observar las curvas
TCC de los dispositivos involucrados, dentro de las curvas
TCC y basados en la norma IEEE 242 se harán los ajustes
de las protecciones con el fin de darle selectividad a las
protecciones eléctricas ajustando las diferentes variables
con las que cuentan los dispositivos asociados.
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HIDROELÉCTRICA
50
1
2
La ventana Seq of Op. Figura 25 se debe
seleccionar el tipo de falla ya sea
simétrica o asimétrica (1) y seleccionar si
la falla es trifásica, línea tierra, línea-línea
o línea-línea tierra (2).
Figura 25. Ventana Se qof op de la configuración de la coordinación de protecciones
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HIDROELÉCTRICA
51
Figura 26. Selección barra Superior
Para realizar la coordinación de las
protecciones es necesario delimitar la
zona en la cual se quiere que se ajusten
sus protecciones por ende debemos
escoger el barraje superior Figura 26 y el
barraje inferior Figura 27.
Figura 27. Selección barraje inferior
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HIDROELÉCTRICA
52
Seleccionados los barrajes superiores EAP
procede a resaltar la zona que se planea
simular para la coordinación tal como se
presenta en la Figura 28 en donde se
observa que la zona es desde el interruptor
–Q5 hasta los barrajes principales TSAG2
interruptor CB52
Figura 28. Zona que se coordinará
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HIDROELÉCTRICA
53
Figura 29. Selección de equipos a intervenir en la coordinación
Como se mencionó anterior mente se deben seleccionar los elementos que se quieren coordinar esta selección se realiza con ayuda de las
ventanas mostradas en la Figura 29, donde se encuentran los barrajes que intervienen en la zona que se escogió previ amente y los
interruptores que pertenecen a estos barraje.
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HIDROELÉCTRICA
54
Para generar la curvas TCC se escogerá la opción “Craete
single star view” y se oprimira “Create”
Tal como se presenta en la Figura 30, se podrá organizar la
curva sacando el unifilar de la curva TCC ubicándolo a un
costado o dejándolo allí, se podrán arreglar tamaños de
letra, estilos de letra, organizar los label de cada elemento y
el color de cada curva.
Figura 30. Organización curvas TCC
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HIDROELÉCTRICA
55
Con ayuda de las herramientas Zoom IN One-Line Diagram y Zoom
Out One-Line Diagram mostradas en la Figura 31, se lograra realizar
un aumento o reducción en e4l tamaño mostrado en las gráficas TCC.
Figura 31. Organización unifilar zona de coordinación
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HIDROELÉCTRICA
56
Figura 32. Configuración Curva TCC
Figura 33. Parámetros a organizar de las gráficas TCC
Cada vez que se seleccione un elemento se resaltara, en “Setting” Figura 32, en donde se encuentra toda la
información que se pueda obtener del interruptor que se le planea configurar u organizar; esta información es de
carácter selectivo Figura 33, en donde el usuario decide qué información le parece conveniente observar de la curva
TCC.
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HIDROELÉCTRICA
57
Figura 34. Características del interruptor a mostrar en las curvas TCC
Figura 35. Características del cable
Para el ejemplo que se está trabajando se decide mostrar de los interruptores Fabricante, Modelo y Corriente Figura 34, para no
saturar tanto la curva TCC; en la Figura 35 se presenta el multiconductor que esta relacionando los nodos superiores con el inferior,
Los demás datos se podrán exportar en el informe final de ajuste de dispositivos.
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58
La Figura 36, presenta el resultado de la configuración de los
Setting de todos los elementos que interviene en la zona que se
planeó intervenir mostrando fabricante y descripción de la familia
a la que ese elemento pertenece.
Figura 36. Unifilar con las características de fabricante y corriente de los equipos
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HIDROELÉCTRICA
59
Para realizar el ajuste de cada elemento hay
tener en cuenta lo siguiente en la
coordinación de protecciones se tendrá
Figura 37:
Interruptores TMD (rele termo magnético con
umbral térmico ajustable y magnético fijo), lo
cual nos indica que el único ajuste que
podemos conseguir es en el térmico del
interruptor desde el (70 hasta el 100) de la
corriente nominal.
Figura 37. Ajustes de cada elemento
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HIDROELÉCTRICA
60
Figura 38. Ajustes de la curva de cada elemento
La Figura 38 presenta los diferentes posibles ajustes que los Interruptores con unidad de disparo electrónica tienen (con ajuste L (protección
contra sobre carga a tiempo largo dependiente) ajuste S (protección contra cortocircuito con retardo regulable) ajuste I (protección contra
cortocircuito instantáneo)
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HIDROELÉCTRICA
61
Las ilustraciones 39, 40 y 41 presentan los ajustes L, los ajustes S y los ajustes I; en estas mismas se logra evidenciar que sucede con la curva
TCC cuando se selecciona alguno de estos tipos de ajustes, el personal que esté a cargo de la coordinación debe detectar el comportamiento
de cada una de los ajustes estos le permitirán tener un gran espacio de trabajo.
Figura 39. Ajuste de disparo L
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HIDROELÉCTRICA
62
Figura 40. Ajuste de disparo S
Figura 41. Ajuste de disparo I
La función de tiempo prolongado LTPU Long Time Pick Up, mostrada en la Figura 41, se configura según los resultados obtenidos del flujo de
cara mostrado en el capítulo 7.5.1. O según los datos la corriente nominal de la sección del sistema que esté involucrado.
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HIDROELÉCTRICA
63
Al momento de seleccionar los ajustes es
muy posible que la coordinación en un
principio no este adecuada Figura 42, parte
izquierda, para ella se selección un ajuste L
en el interruptor –Q17, lo cual implica que
por zonas el interruptor -52-15 quede por
debajo del interruptor –Q17 y en caso de
una sobrecarga el interruptor –Q17 se
dispara primero que el -52-15, dando por
fallido el criterio de selectividad de las
coordinaciones, por ende es necesario
cambiar el tipo de ajuste en busca de una
coordinación mostrada en la Figura 41
parte derecha.
Figura 42. Curva TCC con ajustes incorrectos y correctos
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HIDROELÉCTRICA
64
Es válido recordar que los ajustes son basados en las norma IEEE 2422001 con el fin de darle selectividad a las protecciones eléctricas
ajustando las diferentes variables con las que cuentan los dispositivos
asociados.
Figura 43. Verificación secuencia de operación
Al momento de tener las curvas en un óptimo comportamiento se
procede a realizar una verificación de la coordinación amperimetrica
o secuencia de operación la cual se realiza con la opción Fault
Insertion (PD Sequence of Operation) mostrada en la Figura 43.
Finalizada cada curva TCC se podrá exportar los ajustes de las
protecciones como anexo a la coordinación de protecciones.
Con el fin de obtener el informe necesario se utiliza la opción Devise
setyting reports Figura 44.
Figura 44. Reporte de coordinación
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HIDROELÉCTRICA
65
La Figura 45, presenta la
simulación con el orden
en el que se deben abrir
los interruptores en caso
de producirse una falla
en el circuito señalado.
Figura 45. Resultado del orden de la apertura de los interruptores
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
66
6.3. AJUSTES DE LOS EQUIPOS DEL SISTEMA DE LOS SERICIOS AUXILIARES.
6.3.1.
GENERADOR.
1
La Figura 46, presenta la ventana de inicio
(información) al momento de insertar un generador
en ETAP, en donde para el caso de la red que se está
trabajando se modifican los siguientes criterios.
1. Info (ID): en donde se tiene la posibilidad de
identificar el elemento a trabajar (Gen 1).
2. Configuration-Operation Mode Se escoge la
opción de Swing (Oscilación) con la
intensión que al momento de realizar los
estudios de flujo de carga y cortocircuito se
tenga una magnitud y un ángulo definido en
el generador.
2
Figura 46. ventana de información para las características del generado
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
67
1
2
3
La Figura 47, presenta la ventana de configuración de
características del generador en donde se debe tener
presente los siguientes datos:
1. Potencia.
2. Tensión
3. %PF
Estos datos serán tomas de la tabla 1, en donde se
describes los valores de entrada del generador que se
utilizarán para los servicios auxiliares de la central.
Figura 47. Ventana Rating configuración Generador
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68
En la Figura 48, se presenta la ventana de
Imp/Model, la cual es la que nos permite tener un
modelamiento de las impedancias del
transformador, para obtener los datos de la
impedancia del transformador se da clic en Typical
Data (1), opción con la cual se calcula el modelo
dinámico del generador.
1
Figura 48. Ventana Imp/Model configuración generador
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HIDROELÉCTRICA
69
1
La ventana Grounding mostrada en la Figura 49,
hace referencia a la forma en la cual se encuentra
conectada el generado a tierra que para el caso
de la red de los servicios auxiliares se tiene una
conexión solida; tal como se muestra en el ítem 1
de la Figura 49.
Es importante tener presente que ETAP 12.6
presenta diferentes opciones de conexión a tierra
tales como Abierta, conexión a través de
resistencia y conexión a través de reactancia.
Figura 49. Ventana de Grounding configuración Generador
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HIDROELÉCTRICA
70
6.3.2.
TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
1
2
3
6
7
4
5
La ventana de configuración de características del
transformador permite definir valores técnicos
definidos por los datos de entrada de las ilustraciones
3, 4, 7, 8 y 9; estos valores se representan en la Figura
50, de siguiente manera:
1. Voltage Rating Prim. (Tensión en primario).
2. Voltage Rating sec. (Tensión en secundario).
3. Power Rating Rated (Potencia del
transformador).
4. Type /Class Type. En donde se describe si está
inmerso en algún liquido o seco
5. Sub Type. En donde se describe características
del tipo del transformador como lo es tipo de
ventilación
6. Altitude. Factor de altitud en la cual se
instalará el transformador
7. Ambient Temp. Temperatura del ambiente en
donde se instala el transformador.
Figura 50. Ventana Rating configuración transformador de potencia
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HIDROELÉCTRICA
71
1
La Figura 51, presenta la ventana de configuración de
los Tap del transformador de potencia; se pueden
indicar los valores porcentuales o los valores de
tensión dependiendo de cuál se utilice el otro se
calcula con el software, en el caso de los
transformadores de potencia se utilizó la función en
porcentaje. Las cuales se describen de la siguiente
manera:
2
1. %TAP Prim.
2. %TAP Sec.
Figura 51. Ventana Tap de configuración transformador de potencia
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
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3
4
1
2
La ventana Grounding representa los datos de
la configuración de la tierra para los
transformadores de potencia Figura 52, en
donde se muestra lo siguiente.
1. Primary: en donde se utiliza la opción
de no conexión a tierra esto debido a
que la conexión en el primario es Delta.
2. Secondary: conexión sólidamente a
tierra.
3. Vector: en donde se selección la
conexión de los devanados del
transformador acompañado de la
conexión a tierra y el grupo vectorial.
4. Angle: Grados de desfase entre las
tensiones del primario y las tensiones
del secundario.
Figura 52. Ventana Grounding configuración transformador de potencia
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HIDROELÉCTRICA
73
2
3
1
La Figura 53, hace referencia a la ventana de
Impedance (Modelamiento de impedancia) en
donde se tiene dos opciones para calcular todos
los valores, la primera es Typical Z& X/R y la
segunda Typical X/R para la simulación de la red
de lo servicios auxiliares se utilizó Typical X/R (1)
en donde se incluyeron los valores de (2) %Z
Positive y (3) %Z Zero.
Figura 53. Ventana de Impedance para la configuración de transformador de potencia
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
74
La Figura 54, presenta la venta de Protection en donde se pude
determinar el múltiplo de la corriente de magnetización, el cual según
la norma IEEE 141-193 Capitulo 5 PAG 242; debe ser
aproximadamente de 8 a 12 veces la corriente de plena de carga del
transformador y debe ser un periodo máximo de 0.1s, para nuestro
caso se tomó el multiplicador 8 (1) y una duración de dos 2
aproximadamente 32.66ms (2).
1
2
Figura 54. Configuración corriente de arranque
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
75
6.3.3.
TRRANSFORMADORES DE CORRIENTE.
1
Para la configuración de los transformadores
de corriente se tiene la ventana de info
(información) Figura 55, en donde se debe
configura el ID (1) o nombre con el cual se
identificará el TC en el diagrama de ETAP.
Figura 55. Ventana Info para la configuración de los transformadores de corriente CT`s
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
76
1
2
3
4
La ventada de configuración de características
(Rating) de los transformadores de corriente
presenta los ítems descritos en la Figura 56, estos
datos resultan de la tabla 15:
1. Ratio Primary: Corriente por el lado de
alto o por el primario.
2. Ratio Sec: Corriente por el lado de baja o
secundario, valor que estipula los relés
de protección o de medición.
3. Class Designation: se selecciona la clase
del CT en donde se debe tener presente
si la función es de protección o de
medida y según el margen de erros que
se esté permitido para el relé o medidor.
4. Burden: Valor de carga máxima para el
CT, con este valor se dimensiona el
transformador de corriente.
Figura 56. Ventana Rating configuración CT`s
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HIDROELÉCTRICA
77
6.3.4.
CONDUCTOR
Al momento de realizar la configuración del
conductor se presenta la Figura 57, la cual nos
desprende la ventana Info (Información) en
donde se configura los siguientes ítems:
1. ID: nombre con el cual se identifica en el
diagrama en ETAP.
2. No. of Conductors/Phase: cantidad de
hilos que se conectan por fase.
3. LENGTH: longitud del conductor
4. AWG/KCMIL: calibre del conductor, este
ítem se configuro cargando una librería la
cual después de seleccionada aparece en
la parte superior de la ventana Info.
1
2
3
La tabla 14, presenta los multiconductores que
deben ser tendidos para la interconexión de los
nodos de la central hidroeléctrica.
4
Figura 57. ventana Info de configuración de los conductores
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HIDROELÉCTRICA
78
1
En la Figura 58, se muestra la ventana de
configuración del conductor en ella se deben
seleccionar los circuitos que llevan neutro y se
verifica que la configuración sea la correcta (1).
Figura 58. Ventana Configuración de conductores
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
79
6.3.5.
INTERRUPTOR
2
1
Para la configuración de los interruptores de la
red de los servicios auxiliares de la central
hidroeléctrica, se presenta la Figura 59, en donde
se observa la ventana de Info (información)
donde se debe configurar las siguientes
características:
1. ID: Identificación del elemento en este
caso interruptor en el sistema de los
servicios auxiliares.
2. Size (AMP): En donde se selecciona la
corriente del circuito que se protege.
Para completar la información técnica para la
configuración de los interruptores se utiliza la
información de las tablas 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11,
12, 13; las cuales presentas la información de los
circuitos que se utilizan para el funcionamiento
de los servicios auxiliares de la central
hidroeléctrica.
Figura 59. Ventana Info de la configuración Interruptores
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HIDROELÉCTRICA
80
1
En la ventana de configuración de
características se debe tener presenta la
selección del interruptor la cual se hace
desde la opción de Library (1) Figura 60, en
donde se debe escoger el interruptor (INT
MIN DELAY).
Figura 60. Ventana Rating de la configuración de los interruptores
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
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1
2
4
3
5
6
Figura 61. Ventana pestaña Library de la configuración de los interruptores
La Figura 61, presenta los criterios a modificar al
momento de utilizar la opción de Library mostrada
en la Figura 60, los ítems modificados se describen
a continuación:
1. Type: De la lista desplegable se tienen tres
opciones en las cuales se seleccione según
sea el caso entre interruptores de caja
moldeada, interruptores de potencia e
interruptores en caso aislados.
2. Manufacturer: En la lista se presenta una
serie de fabricantes de interruptores en
donde se debe escoger el fabricante de
preferencia o en el caso de la red el que se
utilizó para la implementación.
3. Model: En esta lista se debe seleccionar la
familia de fabricación, la tensión máxima y
números de polos.
4. Short-Circuit Data: Estos datos se pueden
configurar bajo norma IEC o ANSI para este
caso y como se muestra la Figura 40, se
realiza la configuración según IEC, en
donde en donde se explica niveles de
tensión niveles y niveles de corto.
5. Size: Se debe verificar que el nivel de
corriente sea igual al que se selección en la
Figura 39, de no ser igual se debe
configurar nuevamente.
6. Trip Device: Se debe confirmar la
información del interruptor y de ser
necesario anexar nuevos posibles opciones
de disparo de ser necesario.
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
82
1
2
3
Para una configuración optima y adecuada
del interruptor se presenta la ventana Trip
Device Figura 62, la cual presenta tres ítems
necesarios para la selección y configuración
del interruptor que debe proteger una carga,
estos 3 ítem se presentan en la Figura 62, se
debe tener seleccionada la ventana de Phase
donde se debe realizar la configuración:
1. LT Pickup: Se debe selección un
factor con el cual se relaciona la
corriente para un disparo a Largo
tiempo, este factor me indica la
corriente de protección contra sobre
carga.
2. ST Pickup: Se debe selección un
factor con el cual se relaciona la
corriente para un disparo a Corto
tiempo, este factor me indica la
selección de la corriente en
condiciones de cortocircuito con
retardo.
3. Inst. Pickup: Se debe selección un
factor con el cual se relaciona la
corriente para un disparo
Instantáneo, este factor me indica la
selección de la corriente en
condiciones de cortocircuito
instantaneo.
Figura 62. Ventana Trip Device de la configuración de disparo del interruptor
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
83
6.3.6.
CARGAS
1
La configuración de cargas se debe realizar en la
ventana lumped load editor pestaña Info,
mostrada en la Figura 63, en donde se debe
modificar y configurar los siguientes ítems que se
relacionan en las tablas 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12,
13.:
1. ID: Identificación de la carga dentro del
sistema de la red
2. Status:
3. Connection: se debe dejar clara si la
conexión de la carga es trifásica o
monofásica.
3
Figura 63 Ventana de Info de la configuración de las cargas
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
84
3
1
2
Completando la configuración de las cargas de
debe configurar los siguientes valores de
potencia (1), porcentaje de factor de potencia (2)
y tensión nominal de la carga (3), los cuales se
presentan en la Figura 64.
Figura 64. Ventana de Nameplate de la configuración de las cargas
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
85
6.3.7.
RELE
1
La configuración de los relés se presenta en la
Figura 65, en donde se debe configurar la ID
identificación de la red dentro del sistema de la
red de los servicios auxiliares.
La información de entrada de los relés se
determina partiendo de las tablas de los
transformadores de corriente mostrados en la
tabla 15.
Figura 65. Ventana Info configuración de los relés
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
86
La Figura 66, presenta la ventana de entrada
de la configuración de los relés de protección
en este caso relé con diferencial:
1. ID PHASE: Identificación del equipo o
elemento del cual viene la señal de
corriente.
2. ID GROUND identificación del equipo
o elemento del cual se está conectado
a tierra.
3. ID DIF 1: identificación del nombre de
los CT`s de donde proviene la
corriente
4. ID DIF 2 identificación del nombre de
los CT`s de donde proviene la
corriente
1
2
3
4
Se debe tener presente que las relaciones
mostradas en estos cuatro ítem correspondan
con lo implementado en el sistema.
Las funciones con las cuales se caracterice el
relé que se presentan en la tabla 17.
Figura 66. Ventana Info de la configuración de los relés de protección
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
87
1
La Figura 67, presenta la configuración final
del relé en donde se describe la función, la
identificación del interruptor sobre el que está
actuando. Para esto se debe aplica la opción
de Add si se tiene previamente configuro o la
Edit para realizar la configuración.
Figura 67. Ventana Output configuración relés de protección
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
88
En la ventana de OCR (Overcurrent) (1) se
configura la sobrecorriente, en donde se
configura el tipo de curva y bajo qué
norma se rige; se especifican los datos
entradas de la señal con la cual se
detectará la sobrecorriente, incluyendo
el tiempo de activación; lo mismo sucede
en las opciones de instantánea
(Instantaneous) (2) estas dos
configuraciones se presentan en la Figura
68.
1
2
Figura 68. Ventana OCR sobre corriente de la configuración de los relés de protección
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
89
7. INFORME ESTUDIO COORDINACIÓN DE PROTECCIONES SERVICIOS AUXILIARES DE UNA
CENTRAL HIDRÁULICA.
7.1. OBJETIVO
Elaborar el estudio de coordinación de protección determinando los ajustes detallados de los
interruptores que están asociados al funcionamiento de la central hidráulica, logrando que se
efectué selectivamente aislando adecuadamente la menor zona posible, en un orden especifico y
con el mínimo tiempo de ejecución (velocidad/rapidez) todo esto con la intensión de minimizar las
interrupciones en el funcionamiento de la central hidroeléctrica.
7.2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Se realizará una central hidráulica ubicada en el territorio Nacional, esta central contara con la
alimentación tres posibles alimentaciones para los servicios auxiliares descritos de la si guiente
manera grupo electrógeno 480V, Transformador TA-U1 cuya alimentación proviene de la unidad 1
13.8𝑘𝑉/480𝑉 y por último la tercera alimentación proviene de una subestación 13.8kV junto con
un transformador 13.8𝑘𝑉/480𝑉 ; es válido mencionar que cada una de estas alimentaciones
cuenta con una alimentación de redundancia que tiene los orígenes en el mismo lugar de donde
provienen las tres principales.
Para las protecciones de los servicios auxiliares de la central se utilizarán relés y protecciones
marcas ABB, para las señales de corriente se utilizarán transformadores para la medida clase 0.5 y
para las protecciones clase 5P20 con relación de transformación 2500/5A, los transformadores de
tensión serán de relación 480/120 V con clase 0.5; a continuación se presenta un listado con la
referencias de algunos relés y protecciones marca ABB que se utilizaran como protección para los
servicios auxiliares.
Cada sistema de protección previsto en el proyecto consiste en relés micro procesados de la línea
MiCOM de fabricación Alstom y Schneider; también cuentan con interruptores de fabricación ABB,
los cuales se relacionan en la tabla 17, en donde se muestra en resumen su referencia y la función
dentro del sistema de protecciones de los servicios auxiliares AC de la central hidroeléctrica.
Tabla 17. Relés utilizados en los servicios auxiliares AC de una central hidroeléctrica
Referencia
Descripción
Transformador de potencia TA-U1 (87T, 50N/51N, 59, 27, 49T, 59N,
PTA-1, PTA-2 (MiCOM P643)
50BF)
PTA-3 (MiCOM P142)
Transformador de potencia TA1-MT (50N/51N, 59, 27, 49T)
E3N 2500 PR112
Principal para el tablero Distribución
T5H 320 PR111 DS/P-LSIG 400 Alimentación Nº1 tablero de servicios auxiliares Aducción y vertedero
E1B 1250 PR111
Tablero de servicios generales
Familia XT2N
Distribución Corriente continua
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HIDROELÉCTRICA
90
Familia XT1N
MCB´s S20XC
86
Distribución Corriente continua
Distribución Corriente continua
Relé de disparo y bloqueo biestable
La Figura 69, muestra el unifilar general que se realizó en el software ETAP según la información
que se recolecto se los servicios auxiliares AC con los que debe contar y disponer un central
hidroeléctrica.
Figura 69. Unifilar General servicios Auxiliares central Hidroeléctrica
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HIDROELÉCTRICA
91
7.3. ALCANCE
Este estudio tiene como alcance la coordinación de protecciones de los servicios auxiliares de
corriente alterna de una central hidroeléctrica con niveles de tensión de 480V, 220V y 120V.
Para obtener una coordinación idónea en las protecciones de los servicios auxiliares AC de una
central hidroeléctrica se presentan los posibles ajustes que se tengan que realizar sob re los relés
de sobre-corriente asociados a cada carga o servicio auxiliar.
El estudio de realizo bajo los siguientes criterios:
7.3.1.
RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN
Se requiere toda la información asociada a los parámetros de los elementos de la red que se
modelara, dentro de los cuales se deben conocer referencias de los relés, relaciones de los
transformadores, este estudio tendrá como apoyo diagramas unifilares, manuales y normas
técnicas sobre las cuales se validan las funciones que se van a ajustar en cada elemento.
7.3.2.
ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN
Para el modelamiento de los servicios auxiliares de la central se realizará un filtro de la
información teniendo en cuenta los datos requeridos por el Software ETAP para una ejecución
adecuada de los servicios auxiliares.
7.3.3.
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Luego de modelado la red de los servicios auxiliares AC de la central, se procede a verificar la
correcta operación para cada una de las zonas, teniendo en cuenta los criterios de selectividad y
rapidez, para esta etapa se tuvo que realizar posibles ajustes de los relés e interruptores para
optimizar la coordinación de las protecciones de los servicios auxiliares de corriente alterna de una
central hidroeléctrica.
7.3.4.
PARAMETRIZACIÓN
Para lograr un correcto funcionamiento de las protecciones de los servicios auxiliares AC se
procede a la con la parametrización de los relés e interruptores según los análisis de la
coordinación elegida y aprobada
7.3.5.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Del análisis de resultados, se proponen ajustes para las protecciones nuevas involucradas en el
proyecto. Determinando su comportamiento y recomendaciones producto de las simulaciones.
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HIDROELÉCTRICA
92
7.4. CRITERIO DE AJUSTE DE PROTECCIÓN
7.4.1.
PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR (ANSI 87T)
Este relé diferencial usualmente utilizada para detectar fallas o anomalía entre fases y entre fases
y tierra, en el transformador que se está protegiendo hasta los transformadores de corriente
asociados a la protección. Para obtener una correcta protección los ajustes deben cumplir con los
criterios de sensibilidad, rapidez y selectividad. (MiCOM, 2011, pág. 278)
Con la intención de que se detecte la más mínima anomalía o falla en el transformador es
necesario que el relé o protección cuente con un alto nivel de sensibilidad, para que logre detectar
las fallas entre espiras que son las fallas más difíciles de detectar, para lograr detectar se necesita
que la falla de espiras se convierta en una falla a tierra.
Para el proyecto de los servicios auxiliares de la central hidroeléctrica se utilizará la protección
P643 que será utilizada exclusivamente en los transformadores TA-U1 y TA-U2 con características
técnicas mostradas en la tabla 18.
Tabla 18. Características Técnicas transformador TA-U1 y TA-U2
Transformador
TA-U1
Tensión
Corriente Nominal
Primario [kV] Secundario [kV] Primario [A] Secundario [A]
13,8
0,48
83,67
2405,63
Para el acople de la protección P643 se incluye en el sistema los datos de potencia, niveles de
tensión y se deben tener presentes las relaciones de los transformadores de corrientes que se
utilizan en la entrada y en la salida del transformador de potenci a. A la entrada del transformador
de potencia lado 13.8kV se utilizaron transformadores de corriente cuya relación es 100-5A y a la
0salida del transformador lado 480V se utilizaron transformadores de corriente con relación de
transformación 2500-5A.
Al momento que se presente una falla o anomalía dentro del transformador se clasifica falla
interna y se debe realizar la desconexión inmediata del transformador.
7.4.1.1. CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN
Esta corriente puede ser interpretada como una corriente de falla interna y causar la desconexión
del transformador, dado que esta corriente es del orden de ocho (8) a doce (12) veces la corriente
con un tiempo de duración de alrededor de 100ms. (MiCOM, 2011, pág. 193)
Los factores que controlan la duración y la magnitud de esta corriente son:

Nivel de cortocircuito
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HIDROELÉCTRICA
93






Tamaño del transformador y localización
Lado de devanado de energización
Punto de la onda de cierre
Propiedades magnéticas del núcleo
El nivel del flujo residual
Impedancia del sistema desde la fuente del transformador.
Para evitar este inconveniente, la protección diferencial se ajusta con sensibilidad reducida al
transitorio, usando los armónicos de la corriente. Esto desensibiliza momentáneamente la
operación durante el tiempo de energización, lo cual se puede hacer debido a que la corriente
inicial de magnetización tiene un alto contenido de armónicos, particularmente de segundo y
cuarto orden, las cuales se pueden utilizar, filtrándolas y haciéndolas pasar por la función de
restricción. (MiCOM, 2011, pág. 179)
La protección efectúa el cálculo de los factores de amplitud, conforme sigue:
𝐼𝑟𝑒𝑓 =
𝑆𝑟𝑒𝑓
√3 ∗ 𝑉𝑟𝑒𝑓
𝐾𝑎𝑚 =
𝐼𝑛𝑜𝑚𝑇𝐶
𝐼𝑟𝑒𝑓
Ecuación 1. Calculo factor de corrección de amplitud de los enrollamientos
Donde:





Iref: Corriente nominal de referencia de los enrollamientos a y b.
Vref: Tensión nominal de los enrollamientos a y b.
Sref: Referencia de potencia igual a la potencia nominal.
InomTC: Corrientes nominales primarias de los TC´s
Kam: Factor de corrección de amplitud de los enrollamientos a y b.
Este factor calculado de be cumplir la siguiente condición.
Ecuación 2. Condición del factor de amplitud
𝐾𝑎𝑚 =
𝐾𝑎𝑚, 𝑎
≥ 0.5
𝐾𝑎𝑚, 𝑏
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HIDROELÉCTRICA
94
7.4.1.2. COINCIDENCIA GRUPO VECTORIAL
Las variaciones de fases son también incluidas dentro de la comparación de corrientes, las
amplitudes de las corrientes también deben ser corregidas de acuerdo al grupo vectorial, este
grupo vectorial debe ser parametrizado en el relé P643 y se debe tener presenta la conexión de los
transformadores de corriente la cual se muestra en la Figura 54.
Cuando la conexión estrella de los TC`s en cada lado de tensión del transformador de poder se
hace de lado del equipo protegido (Conexión interna), debe ser utilizada en la parametrización de
opción “Standard” y en el caso que solamente uno de los lados de los CT`s este con conexión
distinta a lo indicado, deberá ser utilizada en la parametrización opción “Oppsi te”, estas
características se resumen la tabla 19. (Esta recomendación parte de la hipótesis que los CT`s
están siendo conectados a tierra en el lado de no polaridad, ver Figura 70) (MiCOM, 2011, pág.
181)
Figura 70. Conexión de los transformadores de corriente CT`s
Tabla 19. Convención de Polaridades de los transformadores de corriente CT`s
Prim
P1
P1
P2
P2
Sec
S1
S2
S1
S2
Defas
0º
180º
180º
0º
Valor
Standard
Opposite
Opposite
Standard
7.4.1.3. FILTRO DE CORRIENTE DE SECUENCIA CERO
El filtro debe ser activado en los casos donde los enrollamientos en el punto neutro se conecten a
tierra y exista la circulación de corriente por los transformadores de corriente en el momento de
una falla externa. (MiCOM, 2011, pág. 192)
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95
7.4.1.4. FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE ALTO AJUSTE (ls-HS1)
Esta característica debe ser ajusta por valores superiores a la corriente de magnetización, para
evitar activación de la protección en el proceso de energización del transformador. (MiCOM, 2011,
pág. 192)
7.4.2.
PROTECCIÓN DE SOBRE-CORRIENTE TEMPORIZADA DE FASES (ANSI 51).
Esta función debe ser parametrizada en los relés a un 120% de la In (corriente nominal) con una
característica de tiempo inversa permitiendo selectividad con otras protecciones.
El tiempo que se ajuste debe permitir la energización de los transformadores para lo cual se debe
tener presente que el valor de corriente debe ser superior a la corriente de magnetización bajo el
siguiente criterio de aceptación.
𝐼𝐹51 = 12 ∗ 𝐼𝑛
Ecuación 3. Calculo corriente para la función de sobre corriente temporizada (ANSI 51)
Donde:



IF51: corriente de la función 51 sobre-corriente temporizada.
In: corriente nominal.
EL valor de 12 se adopta debido a que la corriente de magnetización es aproximadamente
de 8 a 12 veces la corriente nominal In.
La característica de tiempo inverso retardado indicada anteriormente, cumple con la
siguiente fórmula:
𝛽
𝛽
𝑡 =𝑇𝑋 ( 𝛼
+ 𝐿) ó 𝑡 = 𝑇𝐷 𝑋 ( 𝛼
+ 𝐿)
(𝑀 − 1)
(𝑀 − 1)
Ecuación 4. Calculo tiempo inverso para la función de sobre corriente temporizada (ANSI 51)
Donde:








T: Tiempo de operación
β: Constante
M: I/Is
I: Ajuste lumbral
α: Constante
L: ANSI/IEEE constante (Cero para las curvas IEC)
T: Ajuste del multiplicador de tiempo para curvas IEC
TD: Configuración de marcación de tiempo para curvas IEEE.
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HIDROELÉCTRICA
96
7.4.3.
PROTECCIÓN DE SOBRE-CORRIENTE INSTANTÁNEA DE FASES (ANSI 50).
Los relés utilizados para esta función cuentan con 15 umbrales posibles de actuación para un
correcto funcionamiento se debe tener presente las corrientes de magnetización por ende se
realiza un ajuste al 130% que es máximo que permite, es válido mencionar que este ajuste se
realiza sobre la corriente que se observa en el secundario que es el lugar donde se instalará la
protección que estará a cargo de los relés E3N marca ABB. (Asea Brown Boveri, S.A.)
7.4.4.
PROTECCIÓN SOBRE CORRIENTE TEMPORIZADA DE NEUTRO (ANSI 51N)
En caso de una falla a tierra el devanado en conexión Y-con neutro activara la función de
sobrecorriente temporizada cumpliendo con todos los criterios de activación de una corriente
temporizada (ANSI 51) (Asea Brown Boveri, S.A.)
7.4.5.
PROTECCIÓN SOBRE CORRIENTE INSTANTÁNEA DE NEUTRO (ANSI 50N)
En caso de una falla a tierra el devanado en conexión Y-con neutro activara la función de
sobrecorriente instantánea cumpliendo con todos los criterios de activación de una corriente
instantánea (ANSI 50)
7.4.6.
PROTECCIÓN SOBRECARGA TÉRMICA (ANSI 49T)
Sobre cargas en los transformadores puede generar un aumento de temperatura, este
calentamiento acorta la vida del aislamiento en las bobinas del transformador, junto a esto se
puede presentar que el sistema de enfriamiento de los transformadores no actué y por esto se
genere la evaporación del refrigerante para evitar esto el relé MiCOM P643 se estandariza bajo la
IEEE C57.91-1995. (MiCOM, 2011, pág. 353)
Para la función 49T el relé se activará bajo dos premisas:


A través de medición.
A través de cálculos.
7.4.6.1. A TRAVÉS DE MEDICIÓN
Se medirá cuando los RTD estén disponibles, estos sensores se encontrarán distribuidos en lugares
específicos y serán susceptibles a los aumentos de temperatura, los ajustes en las temperaturas
para las señales de alarma o disparo son generalmente definidos por porcentajes de temperatura
del aislamiento del transformador; para esta central se utilizaron transformadores clase F, para los
cual se ajustaron las alarmas de la siguiente manera:

Señal de alarma, 85% de la temperatura máxima que para transformadores clase F es de
150ºC.
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HIDROELÉCTRICA
97
Ecuación 5. Condición de alarma
𝑆𝑒ñ𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑎𝑙𝑎𝑟𝑚𝑎 = 85% (150º𝐶 ) = 127.5º𝐶

Señal de disparo, 100% de la temperatura máxima que para transformadores clase F es de
150ºC.
Ecuación 6. Condición de Disparo
𝑆𝑒ñ𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑎𝑟𝑜 = 100%(150º𝐶 ) = 150º𝐶
7.4.6.2. A TRAVÉS DE CÁLCULOS
Se logra identificar a partir de las características nominales de los equipos que se van a proteger,
utilizando la característica 𝐼2 𝑡. Este modelo de protección utiliza constante de tiempos de
calentamiento y enfriamiento para generar una réplica térmica de la temperatura del
enrollamiento.
7.4.7.
PROTECCIÓN SOBRETENSIÓN (ANSI 59)
La protección MiCOM P643 protege el sistema en el nivel de tensión de 13.8kV con la ayuda de los
PT´s de barra PT1T que se encuentran en el CTTA, para obtener una protección adecuada se
propone trabajar los siguientes ajustes. (MiCOM, 2011, pág. 347)


Para (V>1), El umbral de sobretensión se deberá configurar entre el 100% y el 120% de la
tensión nominal de fase vista por el relé, para este umbral de tensión se propone utilizar
un rango de tiempo de 1s a 3s para evitar disparos no deseados, por sobretensiones
transitorios.
Para (V>2), El umbral de sobretensión se configura entre 130% y 150% de la tensión
nominal de fase vista por el relé, para estas sobretensiones se configura un tiempo de 0s.
7.4.8.
PROTECCIÓN SOBRETENSIÓN EN NEUTRO (59N)
Cuando se genera una falla el balance entre las tensiones de las fases se ve alterado por ende se
genera una tensión residual para el relé MiCOM P643 se calcula sumando los vectores de cada
fase y se activa cuando esta diferencia no se igual a cero, esta característica del relé es opcional.
(MiCOM, 2011, pág. 348)
̅̅̅̅̅̅ + 𝑉𝐹𝐵
̅̅̅̅̅̅ + ̅̅̅̅̅̅
𝑉𝐹𝐴
𝑉𝐹𝐶 ≠ 0
Ecuación 7. Calculo del relé para detectar tensión sobre neutro
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HIDROELÉCTRICA
98
7.4.9.
PROTECCIÓN SUBTENSIÓN (ANSI 27)
La protección MiCOM P643 protege el sistema en el nivel de tensión de 13.8kV con la ayuda de los
PT´s de barra PT1T que se encuentran en el CTTA, para obtener una protección adecuada se
propone trabajar con el siguiente ajuste. (MiCOM, 2011, pág. 347)

Para (V>1), en donde el umbral es inferior al 90% se puede configurar un tiempo superior
a 3s.
Es importante tener claro que la subtension se puede presentar por alguno de los siguientes
criterios:


Aumento de carga en el sistema. Para ello se propone utilizar cambiador de tomas.
Las fallas pueden generar subtension en las fases en las que se genere la falla.
7.4.10. PROTECCIÓN FALLA INTERRUPTOR (ANSI 50BF)
La protección de falla interruptor proporciona una solución a una falla que el interruptor
encargado en despejarla no logre abrir, esta se activara en el relé Mi COM a través de la función
teleproteccion (ANSI 85); para un correcto funcionamiento de la f alla interruptor se debe
programar un tiempo de retardo aproximadamente de 200ms, tal como se muestra en la Figura
71.
Figura 71. Lógica para la función ANSI 50BF
7.4.11. PROTECCIÓN DISPARO DE BLOQUEO (ANSI 86)
Para evitar que las protecciones se vean afectadas por la misma falla sucesivamente, se ajusta un
relé de bloqueo el cual obliga a que se realice inspección de las soluciones de las fallas antes de
colocar en servicio de nuevo los servicios auxiliares, esto permitirá que las fallas no se reactiven
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HIDROELÉCTRICA
99
antes de una solución confiables; la activación de este relé se observa como un resumen de todas
las posibles alteraciones que puede presentar la red.
7.5. ESTUDIOS DE FLUJO DE CARGA Y CORTOCIRCUITO
7.5.1.
ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA
Para conocer el estado del sistema con la puesta en servicio de los servicios auxiliares es necesario
conocer el comportamiento de los servicios auxiliares en dos escenarios de demanda, los cuales se
denominarán (Mínima y Máxima), y debido a que se presentan tres alimentaciones se realizaron 6
posibles desarrollos de la carga para los servicios auxiliares, de los cuales se puede destacar lo
relacionado en las tablas 20, 21 y 22. Los unifilares de los escenarios se presentaran en los anexos
7.9.1.
Este estudio se realizó bajo la metodología de Newton-Raphson Adaptivo con un número de
iteraciones máximo de 999 y una precisión de solución de 0.001 apoyados en la herramienta
computacional ETAP, este punto de operación está caracterizado principalmente por las tensiones
en cada una de las barras y los flujos de potencia activa y reactiva.
Se define como carga mínima a la condición de alimentar las cargas indispensables al mismo
tiempo mantener las dos unidades generadoras paradas dando como resultado que los TDP`s
590kVA, en vertedero TSAAV 30kVA y el TSAAVAT 15kVA y para la carga máxima se estable que el
transformador de servicios auxiliares se encuentra a un 75 % de su potencia nominal con un F.P de
0.85 inductivo de lo cual se determina que en casa de máquinas los TSAU`s 332kVA y el TSAG
373kVA, vertedero y aducción representa 116kVA con apenas una compuerta.
7.5.1.1. ALIMENTACION DESDE LOS GENERADORES 1 Y 2.
Tabla 20. Estudio de flujo de carga con la alimentación de los generadores 1 y 2
Barra
Circuito
TDP1
TDP1
TDP2
TDP2
TSAAV1
TSAAV1
TSAAV2
TSAAV2
TSAAV2
TSAAVAT
TSAAV1
BUS2
TSAAV2
BUS7
TDP1
TSAAV2
TDP2
TSAAV1
BUS5
BUS5
Demanda mínima
% Magnitud Angulo kW
99,832
-0,2 26,602
99,832
-0,2 -78,514
99,832
-0,2 26,572
99,832
-0,2 -79,537
99,764
-0,2 -26,586
99,764
-0,2 -13,376
99,764
-0,2 -26,556
99,764
-0,2 13,376
99,764
-0,2
13,18
99,739
-0,2 -13,177
Demanda máxima
KVAR % Magnitud Angulo
kW
4,11
99,564
-1
30,675
99,564
-1
-33,143
-477,56
99,564
-1
33,668
4,101
99,564
-1
-33,164
-477,563
99,564
-1
-4,089
-30,654
99,564
-1
4,089
-9,263
99,564
-1
-4,08
-30,647
99,564
-1
-4,089
9,263
99,564
-1
8,169
21,381
99,44
-1
-8,169
-21,412
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
KVAR
6,652
-36,049
6,646
-36,057
-6,623
6,623
-6,617
-6,623
13,262
-13,255
100
7.5.1.2. ALIMENTACION DESDE EL GRUPO ELECTROGENO
Tabla 21. Estudio de flujo de carga con la alimentación del grupo electrógeno
Barra
Circuito
TDP1
TDP1
TDP2
TDP2
TSAAV1
TSAAV1
TSAAV2
TSAAV2
TSAAV2
TSAAVAT
BUS1
TSAAV1
BUS6
TSAAV2
TDP1
TSAAV2
TDP2
BUS5
TSAAV1
BUS 5
Demanda mínima
Demanda máxima
% Magnitud Angulo
kW
KVAR % Magnitud Angulo
kW
KVAR
99,983
0
99,927
0
-78,593 -33,184
-478,306 36,161
99,983
0
99,927
0
26,601 4,107
30,716
6,666
99,983
0
99,927
0
-78,597 -33,187
-478,306 -36,161
99,983
0
99,927
0
26,601 4,107
30,716
6,666
99,916
0
99,844
-0,1
-26,586 -4,086
-30,696 -6,638
99,916
0
99,844
-0,1
-13,4
4,086
-9,279
6,638
99,916
0
99,844
-0,1
-26,586 -4,086
-30,696 -6,637
99,916
0
99,844
-0,1
12,185 8,172
21,417 13,275
99,916
0
99,844
-0,1
13,4
-4,086
9,279
-6,638
99,891
0
99,84
-0,1
-13,182 -8,17
-21,409 -13,268
7.5.1.3. ALIMENTACION DESDE LA SUBESTACION (RED DE MEDIA TENSION 1 Y 2)
Tabla 22. Estudio de flujo de carga con la alimentación de la subestación
Barra
Circuito
TDP1
TDP1
TDP2
TDP2
TSAAV1
Demanda mínima
% Magnitud
Angulo
BUS4
TSAAV1
BUS9
TSAAV2
TDP1
99,857
99,857
99,857
99,857
99,789
-0,1
-0,1
-0,1
-0,1
-0,1
TSAAV1
TSAAV2
TSAAV2
TDP2
99,789
99,789
-0,1
-0,2
TSAAV2
BUS5
99,789
-0,2
-26,562
13,181
-4,082
8,17
TSAAV2
TSAAVAT
TSAAV1
BUS5
99,789
99,765
-0,2
-0,2
13,381
-13,178
-4,088
-8,167
7.5.2.
kW
Demanda máxima
KVAR
-78,526 -33,15
26,601
4,109
-78,547 -33,168
26,577
4,103
-26,585 -4,088
-13,381 4,088
% Magnitud Angulo
kW
KVAR
99,622
99,622
99,621
99,621
99,538
-0,8
-0,8
-0,8
-0,8
-0,9
99,538
99,538
-0,9
-0,9
99,538
-0,9
-30,662
21,401
-6,63
13,265
99,538
99,497
-0,9
-0,9
9,259
-21,393
-6,635
-13,258
-477,685 -36,087
30,688
6,664
-477,689 -36,096
30,681
6,659
-26,585 -4,088
-13,381
4,088
ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO.
Los criterios técnicos que se toman para el desarrollo de este informe son tomados de la “Guías
para el buen ajuste y la coordinación de protecciones del SIN” (especializada, 2000) y basándose
en los resultados bajo la simulación en el software ETAP que se realizó con las recomendaciones
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
101
de cada información técnica extraída de los manuales de los fabricantes de relés, el análisis de
cortocircuito de los servicios auxiliares de una central hidroeléctrica se realiza bajo estándares de
la IEC 60909, para este caso se realizaron cinco posibles casos de alimentación de los servicios
auxiliares cada uno con la demanda máxima con el fin de obtener la magnitud máxima de
corriente de falla, la cual permitirá seleccionar los interruptores con sus respectivas configuración,
los resultados de las simulaciones se presentan en el anexos 7.9.2.Para el sistema modelado de los
servicios auxiliares se presentan los siguientes niveles de cortocircuito La tabla 23, presenta el
resumen de los niveles de corto que se presentan en el sistema de la red de los servicios auxiliares
de la central hidroeléctrica.
Tabla 23. Resultados de cortocircuito.
75kVA
TDP1 - 2
50kVA
20kVA
70kVA
36kVA
30kVA
25kVA
15kVA
TSAAV,
TSDAF
TSAG,
TFCPL,
TCSRU1,
TSAAVAT,
TSDAFAT
TCDD
TSAU1 - 2
TSCA
TCSRU2
TSM
En las ilustraciones 72, 73, 74 y 75, se presentan los resultados de las fallas que evalúa el software
ETAP bajo la IEC 60909 descritas de la siguiente manera:
7.5.2.1. FALLA TRIFASICA
CORTO-CIRCITO TRIFASICO
Corriente de Corto-Circuito [kA]
80
70
60
50
GEN1
40
GEN2
30
GEN1 Y2
20
GR.ELEC 1 Y 2
10
RED MT 1 Y 2
TSM
TSDAF2
TSDAFAT
TSDAF1
TSCA2
TSCA1
TSAU22
TSAU21
TSAU12
TSAG2
TSAU11
TSAG1
TSAAVAT
TSAAV2
TFCPL1
TSAAV1
TDP2
TDP1
TCSRU21
TCSRU11
TCDD1
0
NOMBRE BARRAJE
Figura 72. Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla trifásica en cada barraje
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
102
7.5.2.2. FALLA LINEA-TIERRA
CORTO-CIRCUITO LINEA-TIERRA
Corriente Corto-Circuito [kA]
80
70
60
50
GEN1
40
GEN2
30
GEN1 Y2
20
GR.ELEC 1 Y 2
10
RED MT 1 Y 2
TSM
TSDAFAT
TSDAF2
TSCA2
TSDAF1
TSCA1
TSAU22
TSAU21
TSAU12
TSAU11
TSAG2
TSAG1
TSAAVAT
TSAAV2
TSAAV1
TDP2
TFCPL1
TDP1
TCSRU21
TCDD1
TCSRU11
0
NOMBRE BARRAJE
Figura 73 Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla línea-tierra en cada barraje
7.5.2.3. FALLA LINEA-LINEA
CORTO CIRCUITO LINEA-LINEA
Corriente de Corto-Circuito [kA]
70
60
50
40
GEN1
GEN2
30
GEN1 Y2
20
GR.ELEC 1 Y 2
10
RED MT 1 Y 2
TSM
TSDAFAT
TSDAF2
TSDAF1
TSCA2
TSCA1
TSAU22
TSAU21
TSAU12
TSAU11
TSAG2
TSAG1
TSAAVAT
TSAAV2
TSAAV1
TFCPL1
TDP2
TDP1
TCSRU21
TCSRU11
TCDD1
0
NOMBRE BARRAJE
Figura 74. Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla línea-línea en cada barraje
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
103
7.5.2.4. FALLA LINEA-LINEA-TIERRA
CORTO-CIRCUITO LINEA-LINEA-TIERRA
70
60
50
GEN1
40
GEN2
30
GEN1 Y2
20
TSM
TSDAFAT
TSDAF2
TSDAF1
TSCA2
TSCA1
TSAU22
TSAU21
TSAU12
TSAU11
TSAG2
TSAG1
TSAAVAT
TSAAV2
TFCPL1
TSAAV1
TDP2
RED MT 1 Y 2
TDP1
0
TCSRU21
GR.ELEC 1 Y 2
TCDD1
10
TCSRU11
Corriente Corto-Circuito [kA]
80
NOMBRE BARRAJE
Figura 75. Corrientes de corto-circuito en presencia de una falla línea-línea-tierra en cada barraje
7.6. AJUSTE DE PROTECCIONES
Las tablas mostradas en el capítulo 7.6 hacen referencia a los ajustes que se deben tener
presentes en cada relé y para cada protección que van a cumplir, esta configuración se debe hacer
paulatinamente en la puesta en servicio de cada servicio auxiliar; tener presente realizar las
comprobación de cada ajuste en el proceso de pruebas funcionales, cada tabla cuenta con cierta
información con la cual se puede describir el TAG del relé, su ubicación en cada servicio y la
protección que va a cumplir.
7.6.1.

TABLEROS TDP1-BT Y TDP2-BT (RELÉ PTA-1,2 – MICOM P643)
PROTECCIÓN DIFERENCIAL (ANSI 87T)
Tabla 24. Ajustes Relé PTA-1 para función diferencial de transformador ANSI 87T
Identificación
(Equipo)
P643 - PTA-1 TDP1BT y TDP2-BT (TAU1 y TA-U2)
Tensión
TC´s
13,8 kV
800-5A
(CTA-2)
480 V
2500-5A
(TC1-1)
Sref
Is 1
K1
Is 2
K2
Ih (2)
Ih(5)
2 MVA
0,25
30%
10 PU
80%
20%
30%
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
104

PROTECCIÓN SOBRECARGA TÉRMICA (ANSI 49T)
Tabla 25. Ajustes Relé PTA-1 para sobrecarga térmica ANSI 49T
Identificación
RTD Protección
P643 -PTA-1 TDP1-BT y
TDP2-BT
RTD1, RTD2 Y
RTD3

RTD Alarm RTD Alarm Dly RTD Trip RTD Trip Dly
140 ºC
5,0s
150 ºC
0,5s
PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE (ANSI 50/51)
Tabla 26. Ajustes Relé PTA-1 ara sobrecorrientes ANSI 50/51
Identificación
(Equipo)
TC´s
I51
IN>1 Función
CTA-1
CTA1-2
800-5A
2500-5A
248
PICKUP
0.31
IEC Standard
Inverse

Time Dial
I50
Delay
0.25
1920
PICKUP
2.4
0.05 Sec
PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE DE NEUTRO (ANSI 50N/51N)
Tabla 27. Ajuste Relé PTA-1 para sobrecorriente de neutro ANSI 50N/51N
Identificación
(Equipo)
P643- PTA-1
TDP1-BT y TDP2BT (TA-U1 y TAU2)

TC´s
I51N
IN>1 Función
Time Dial
I50N
Delay
250-5A
(TH1-1)
24A
PICKUP
0.03
IEC Standard
Inverse
1.2
120
PICKUP
0.15
0.15 Sec
PROTECCIÓN SOBRE VOLTAJE (ANSI 59)
Tabla 28. Ajustes Relé PTA-1 sobrevoltaje ANSI 59
Identificación
P643 - PTA-1
TDP1-BT y
TDP2-BT

TP`s
480/√3/
120/√3 V
(TP1-1)
V>Measru`t
V>Oper
Phase-Phase Any Phase
V>1 Funcion V>1 Voltage V>1 Time V>2 Voltaje V>2 Time
DT
138V
3s
150V
50ms
PROTECCIÓN BAJO VOLTAJE (ANSI 27)
Tabla 29. Ajustes Relé PTA-1 Bajo Voltaje ANSI 27
Identificación
TP`s
V>Measru`t V<Oper. Mode V<1 Función V<1 Voltaje
P643 - PTA-1 480/√3/
TDP1-BT y 120/√3 V Phase-Phase Any Phase
DT
96 V
TDP2-BT
(TP1-1)
V<1 Time
V<1 Poledead
4,0 s
Enabled
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
105

PROTECCIÓN FALLA INTERRUPTOR (ANSI 50BF)
Tabla 30. Ajustes Relé PTA-1 Falla Interruptor ANSI 50BF
Identificación
(Equipos)
TC`s
I<
CB Fail 2 Timer
CBF Non I Reset
CBF Ext Reset
P643 - PTA-1 TDP1BT y TDP2-BT (TA-U1
y TA-U2)
2500-5A
10%
200 ms
CB Open & I<
CB Open & I<
7.6.2.

TABLEROS TDP1-BT Y TDP2- BT (RELÉ PTA-2 – MICOM P643)
PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR (ANSI 87T)
Tabla 31. Ajustes relé PTA-2 diferencial de trasformador ANSI 87T
Identificación
(Equipo)
Voltaje
13,8 kV
P643 - PTA-2
TDP1-BT y TDP2-BT
(TA-U1 y TA-U2)
0,48 V

TC´s
800-5A
(CTA-1)
2500-5A
(TC1-2)
Sref
Is 1
K1
Is2
K2
Ih(2)
Ih(5)
2 MVA
0,25
30%
10 PU
80%
20%
30%
PROTECCIÓN SOBRECARGA TÉRMICA (ANSI 49T)
Tabla 32. Ajustes relé PTA-2 sobrecarga Térmica ANSI 49T
Identificación
TC´s
13,8 kV
800-5A
(CTA-1)
P643 - PTA-2
TDP1-BT y TDP2BT (TA-U1 y TAU3)
480 V
2500-5A
(TC1-2)
Función
Mon´t Winding
Ambient T
Top Oil T
IB
Rated NoLoadLoss
Hot Spot Overtop
Top Oil Overamb
Cooling Mode
Winding exp m
Oil exp n
Hot sport rise CO
Top Oil Rise CO
TOL Status
LOL Status
Setting
Biased Current
40 ºC
Calculated
1 PU
3
50 ºC
30 ºC
Cooling Mode 1
2
1
10 min
120 min
Disabled
Disabled
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
106

PROTECCIÓN SOBRE VOLTAJE DE SECUENCIA CERO (ANSI 59N)
Tabla 33. Ajustes relé PTA-2 sobre voltaje de secuencia cero ANSI 59N
Identificación
TP`s
P643 - PTA-2 TDP1BT y TDP2-BT (TA-U1
y TA-U2)
17,5/0,24 kV
(PT1T)

VN>1 Voltaje Vn >1 Función VN>Time Delay
36 V
DT
2,0s
PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE NEUTRO (ANSI 50N/51N)
Tabla 34. Ajustes relé PTA-2 sobrecorriente de neutro ANSI 50N/51N
Identificación
(Equipo)
P643 - PTA-2
TDP1-BT y
TDP2-BT (TAU1 y TA-U2)

TC´s
800-5A
(TH1-1)
IN>Input
In>1
Función
Measured
IEC
Standard
Inverse
IN>1 [Aprim] IN >1 TMS IM>3 [Aprim] IN>3 Time
1300
0,4
5000
300 ms
PROTECCIÓN SOBRE VOLTAJE (ANSI 59)
Tabla 35. Ajustes relé PTA-2 sobre voltaje ANSI 59
Identificación
P643 - PTA-2
TDP1-BTy
TDP2-BT

V>Measru´t V>Operación V>Función
480/√3 /
120/√3V
(TP1-1)
PhasePhase
Any Phase
DT
V>1
V>1
V>2
V>2
Vortaje Time Vultaje Time
138V
3s
150 V
50
ms
PROTECCIÓN BAJO VOLTAJE (ANSI 27)
Tabla 36. Ajustes relé PTA-1 bajo voltaje ANSI 27
Identificación
TP`s
V>
Measru`t
V<
Operación
Mode
P643 - PTA-2
TDP1-BT y
TDP2-BT
480/√3 /
120/√3V
(TP1-1)
PhasePhase
Any Phase
V<1
V<1
V<1
V<1
Función Voltaje Time Poledead
DT
96 V
4,0 s
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
Enabled
107

PROTECCIÓN FALLA INTERRUPTOR (ANSI 50BF)
Tabla 37. Ajustes relé PTA-2 falla interruptor ANSI 50BF
Identificación
(Equipo)
TC´s
I<
CB Fail 1
Timer
CB Tail 2
Timer
CBF Non
I Reset
P643 - PTA-2
TDP1-BT y
TDP2-BT (TA-U1
y TA-U2)
500-5A
(TC1-2)
10%
--
200 ms
CB Open CB Open &
& I<
I<
7.6.3.

CBF Ext
Reset
TABLEROS TDP1-BT Y TDP2- BT (RELE PTA-3 – MICOM P142)
PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE NEUTRO (ANSI 50N/51N)
Tabla 38. Ajustes relé PTA-3 sobrecorrienbte neutro ANSI 50N/51N
Identificación
TC`s
IN> Input
(Equipo)
P142 - PTA-3
TDP1-BT y TDP2- 800-5A
Measured
BT (TA1-MT y
(TH1-2)
TA2-MT)

IN>1
Function
IN>1
[Aprim]
IEC
Standard
Inverse
1300
IN>1
IM>3
IN>3 Time
TMS [Aprim]
0,4
5000
300 ms
PROTECCIÓN SOBRECARGA TÉRMICA (ANSI 49T)
Tabla 39. Ajustes relé PTA-3 sobre carga térmica ANSI 49T
Identificación
TC`s
Character
Thermal
Trip
Thermal
Alarm
Time
Constant 1
Time
Constant 2
P142 - PTA-3
TDP1-BT y
TDP2-BT
25005a(TC!-4)
Dual
2500 A
85%
30 min
30 min

PROTECCIÓN SOBRE VOLTAJE (ANSI 59)
Tabla 40. Ajustes relé PTA-3 sobre voltaje ANSI 59
Identificación
P142 - PTA- 480/√3 /
3 TDP1-BT y 120/√3V
TDP2-BT
(TP1-2)
V>Measru´t V>Operación V>Función
PhasePhase
Any Phase
DT
V>1
Voltaje
138V
V>1
V>2
Time Voltaje
3s
150 V
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
V>2 Time
50 ms
108

PROTECCIÓN BAJO VOLTAJE (ANSI 27)
Tabla 41. Ajustes relé PTA-3 bajo voltaje ANSI 27
Identificación
TP`s
V>Measru`t
P142 - PTA-3
TDP1-BT y
TDP2-BT
480/√3 /
120/√3V
(TP1-2)
PhasePhase
7.6.4.
V<
V<1
V<1
V<1
V< 1
operación
Función Voltaje Time Poledead
Mode
Any
Phase
DT
96 V
4,0 s
Enabled
TABLEROS TDP1-BT Y TDP2-BT (SENSORES DE BAJO VOLTAJE –
INTERRUPTOR E3N ABB POR121/P-LSIG)
Tabla 42. Ajustes sensores de bajo voltaje
LARGA
Identificación (LocalTablero)
In del
Sensor
Q1 (Grp Electrógeno
1 - 480V)
1600 A
Q2 (TA-U1 - 480 V)
2500 A
Q3 (TA1-MT - 480V)
2500 A
Q4 (Grp Electrógeno
2 - 480V)
1600 A
Q5 (TA-U2 - 480 V)
2500 A
1 x In
(2437,5A)
Q6 (TA2-MT - 480V)
2500 A
0,8 x In
(2000,5A)
7.6.5.

I1
CORTA
t1
1,0x In
(1000 A)
1 x In
(2500,5A)
0,8 x In
(2000 A)
1.0 x In
(1000 A)
I2
CURVA 10 x In
A
(1600 A)
0.9 x In
3s
(2250 A)
CURVA 10 x In
A
(2500 A)
CURVA 10 x In
A
(3000 A)
0.9 x In
3s
(15000
A)
CURVA 10 x In
A
(2500 A)
INSTANTANEO
t2
I3
CURVA
D
Off
0,4 s
Off
CURVA
D
CURVA
D
Off
Off
0,4 s
Off
CURVA
D
Off
TABLERO TSM (RELÉ PTA-1 – MICOM P142)
PROTECCIÓN SOBRE CARGA TÉRMICA (ANSI 49T)
Tabla 43. Ajustes relé PTA-1 sobre carga térmica ANSI 49T
Identificación
TC`s
Character
Thermal
Trip
Thermal
Alarm
Time
Constant 1
Time
Constant 2
P142-PTA-1
TSM
1000-5A
(TC-1)
Dual
660A
85%
30 min
30 min
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
109

PROTECCIÓN SOBRE VOLTAJE (ANSI 59)
Tabla 44. Ajustes relé PTA-1 sobre voltaje 59
Identificación
V>Measru´t V>Operación V>Función
208/√3 /
P142 - PTA120/√3kV
1 TSM
(TP1)

PhasePhase
Any Phase
DT
V>1
V>1
V>2
V>2
Voltaje Time Voltaje Time
138V
3s
150 V
50
ms
PROTECCIÓN BAJO VOLTAJE (ANSI 27)
Tabla 45. Ajustes relé PTA-1 bajo voltaje ANSI 27
Identificación
TP`s
V>Measru`t
V<
operación
Mode
P142 - PTA1TSM
208/√3 /
120/√3V
(TP1)
PhasePhase
Any Phase
7.6.6.
V<1
Función
V<1
Voltaje
V<1
Time
V< 1
Poledead
DT
96 V
4,0 s
Enabled
TABLERO TSM (SENSOR DE BAJO VOLTAJE – INTERRUPTOR ABB X1B
P331/PLSIG)
Tabla 46. Ajustes interruptor X1B P331/PLSIG
Identificación
(Local-Tablero)
In del Sensor
I1
t1
I2
Q1 (TFSM-208 V)
1250 A
0,6 x In
(625 A)
12 s
4 x In
(5000 A)
t2
I3
0,2 s Off
I4
t4
0,3 x In
(375 A)
0,2 s
7.7. VERIFICACIÓN DE AJUSTES DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
Las verificaciones se realizaron con la simulación en ETAP de cada carga y sus respectivas
protecciones, incluyendo los criterios de ajustes mostrados en el capítulo 7.6.
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
110
7.7.1.
TRANSFORMADORES ALIMENTACION UNIDADES CENTRAL
7.7.1.1. TA-U1
7.7.1.1.1.
PROTECCIÓN ENTRE FASES (ANSI 50/51)
Figura 76. Protecciones entre fases transformador TA-U1
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
111
7.7.1.1.2.
PROTECCIONES DE TIERRA (ANSI 50N/51N)
Figura 77. Protecciones de tierra transformador TA-U1
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
112
7.7.1.2. TA-U2
7.7.1.2.1.
PROTECCIONES ENTRE FASES (ANSI 50/51)
Figura 78. Protecciones entre fases transformador TA-U2
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
113
7.7.1.2.2.
PROTECCIONES DE TIERRA (ANSI 50N/51N)
Figura 79. Protecciones de tierra transformador TA-U2
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
114
7.7.2.
TRANSFORMADORES ALIMENTACION SUBESTACION
7.7.2.1. TA1-MT
7.7.2.1.1.
PROTECCIONES DE FASES
Figura 80. Protecciones entre fases transformador TA1-MT
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
115
7.7.2.1.2.
PROTECCIONES DE TIERRA
Figura 81. Protecciones de tierra transformador TA1-MT
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
116
7.7.2.2. TA2-MT
7.7.2.2.1.
PROTECCIONES ENTRE FASES
Figura 82. Protecciones entre fases transformador TA2-MT
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
117
7.7.2.2.2.
PROTECCIONES DE TIERRA
Figura 83. Protecciones de tierra transformador TA2-MT
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
118
7.7.3.
ALIMENTACION GRUPOS ELECTROGENOS
7.7.3.1. UNIDAD 1
7.7.3.1.1.
PROTECCIONES ENTRE FASES
Figura 84. Protecciones entre fases grupo electrógeno 1
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
119
7.7.3.1.2.
PROTECCIONES DE TIERRA
Figura 85. Protecciones de tierra grupo electrógeno 1
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
120
7.7.3.2. UNIDAD 2
7.7.3.2.1. PROTECCIONES DE FASES
Figura 86. Protecciones entre fases grupo electrógeno 2
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
121
7.7.3.2.2.
PROTECCIONES DE TIERRA
Figura 87. Protecciones de tierra grupo electrógeno 2
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HIDROELÉCTRICA
122
7.7.4.
TRANSFORMADOR SERVICIOS MISCELANIOS (TSM)
7.7.4.1.1.
PROTECCIONES ENTRE FASES
Figura 88. Protecciones entre fases transformador TSM
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HIDROELÉCTRICA
123
7.7.4.1.2.
PROTECCIONES DE TIERRA
Figura 89. Protecciones de tierra transformador TSM
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HIDROELÉCTRICA
124
7.7.5.
COORDINACIÓN TSAAV1-TDP1
Figura 90. Coordinación entre los nodos TSAAV1-TDP1
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
125
7.7.6.
COORDINACIÓN TSAAV2-TDP2
Figura 91. Coordinación entre los nodos TSAAV2 y TDP2
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HIDROELÉCTRICA
126
7.7.7.
COORDINACIÓN TSAAVAT-TSAAV2
Figura 92. Coordinación entre los nodos TSAAVAT y TSAAV2
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HIDROELÉCTRICA
127
7.7.8.
COORDINACIÓN TSDAF1-TDP1
Figura 93. Coordinación entre los nodos TSDAF1 y TDP1
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HIDROELÉCTRICA
128
7.7.9.
COORDINACIÓN TSDAFAT-TSDAF1
Figura 94. Coordinación entre los nodos TSDAF1 y TSDAFAT
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HIDROELÉCTRICA
129
7.7.10. COORDINACIÓN TSDAF2-TDP2
Figura 95. Coordinación entre los nodos TSDAF2 y TDP2
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
130
7.7.11. COORDINACIÓN TSAG1-TDP1
Figura 96. Coordinación entre los nodos TSAG1 y TDP1
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HIDROELÉCTRICA
131
7.7.12. COORDINACIÓN TCDD1-TSAG1
Figura 97. Coordinación entre los nodos TCDD1 y TSAG1
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HIDROELÉCTRICA
132
7.7.13. COORDINACIÓN TFCPL-TSAG1
Figura 98. Coordinación entre los nodos TFCPL y TSAG1
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HIDROELÉCTRICA
133
7.7.14. COORDINACIÓN TSCA1-TSAG1
Figura 99. Coordinación entre los nodos TSCA1 y TSAG1
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HIDROELÉCTRICA
134
7.7.15. COORDINACIÓN TSAG2-TDP2
Figura 100. Coordinación entre los nodos TSAG2 y TDP2
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HIDROELÉCTRICA
135
7.7.16. COORDINACIÓN TCDD1-TSAG2
Figura 101. Coordinación entre los nodos TCDD1 y TSAG2
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
136
7.7.17. COORDINACIÓN TSCA1-TSGA2
Figura 102. Coordinación entre los nodos TSCA1 y TSGA2
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137
7.7.18. COORDINACIÓN TSM-TSAG2
Figura 103. Coordinación entre los nodos TSM y TSAG2
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HIDROELÉCTRICA
138
7.7.19. COORDINACIÓN TFCPL-TSAG2
Figura 104. Coordinación entre los nodos TFCPL y TSAG2
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HIDROELÉCTRICA
139
7.7.20. COORDINACIÓN TSCA2-TSCA1
Figura 105. Coordinación entre los nodos TSCA2 y TSCA1
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HIDROELÉCTRICA
140
7.7.21. COORDINACIÓN TSAU1-TDP1
Figura 106. Coordinación entre los nodos TSAU1 y TDP1
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HIDROELÉCTRICA
141
7.7.22. COORDINACIÓN TCSRU11-TSAU1
Figura 107. Coordinación entre los nodos TCSRU11 y TSAU1
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HIDROELÉCTRICA
142
7.7.23. COORDINACIÓN TSAU12-TDP2
Figura 108. Coordinación entre los nodos TSAU12 y TDP2
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
143
7.7.24. COORDINACIÓN TCSR1-TSAU12
Figura 109. Coordinación entre los nodos TCSR1 y TSAU12
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
144
7.7.25. COORDINACIÓN TSAU2-TDP1
Figura 110. Coordinación entre los nodos TSAU2 y TDP1
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HIDROELÉCTRICA
145
7.7.26. COORDINACIÓN TCSRU2-TSAU2
Figura 111. Coordinación entre los nodos TCSRU2 y TSAU2
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HIDROELÉCTRICA
146
7.7.27. COORDINACIÓN TSAU22-TDP2
Figura 112. Coordinación entre los nodos TSAU22 y TDP2
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HIDROELÉCTRICA
147
7.7.28. COORDINACIÓN TCSR2-TSAU22
Figura 113. Coordinación entre los nodos TCSR2 y TSAU22
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148
7.8. RECOMENDACIONES
 La corriente transitoria de magnetización (Inrush) se considera 8 - 12 In, para
transformadores La corriente de magnetización tiene una duración aproximadamente en
100 ms según la IEEE Std 242-2001 Capitulo 11 pág. 424.
 Para el estudio se tomó un margen mínimo de coordinación de 0.20 y 0.30 segundos.
Entre unidades instantáneas y /o temporizadas. Este valor evita pérdida de selectividad
por una o varias razones como el tiempo de apertura del interruptor, tiempo de
sobrecarga del relé, después que la falla ha sido despejada, margen de seguridad por
desviaciones en los niveles de falla, variaciones en las curvas características de los relés y
errores en los transformadores de corriente.
 El modelo del generador para el estudio de corto circuito se simulo bajo la norma IEEE Std
666-2007 Capitulo 6 Pág 70.
 La curva de daño de los transformadores (I^2*t) fue tomado bajo estándares de la IEC
60076-5 2006.
 La coordinación de protecciones por sobre corriente para interruptores de baja tensión,
conductores y transformadores se realizó bajo estándar IEEE 242-2001.
 Los factores de sobre carga de los transformadores están bajo IEEE Std C57.96 2005
correspondiendo a operación al 70% de su potencia nominal lo que permite sobrecargas
del 10% durante 4 horas y del 52% durante ½ hora.
 Para el estudio de cortocircuito se considera bajo normativa IEC debido a que se
consideran las corrientes y la relación X/R del sistema definiendo la corriente de corto
circuito como cercana o lejana.
 El factor C de tensión para el estudio de cortocircuito se tomó bajo norma IEC 60609 –
2001.
 En los niveles más bajos del sistema se logró una coordinación parcial entre los
interruptores de caja moldeada debido a sus ajustes tan limitados se considera cambiar
por una familia de interruptores más selectivos con el fin de lograr coordinación total.
 Si se desea conseguir coordinación por zona con interruptores ABB se recomienda cambiar
a unidades de disparo electrónicas (PR) consiguiendo la reducción de tiempos de disparos
en ms, reduciendo esfuerzos térmicos y dinámicos en los componentes de la instalación.
 En las curvas de los relés de protección se recomienda utilizar curvas de protección IEC
Standar Inverse debido los tiempos pequeños de selectividad que se logran entre
interruptores y relés de protección.
 Los resultados obtenidos obedecen únicamente a la calidad de la información del sistema
eléctrico suministrado al software ETAP y el adecuado ingreso de parámetros.
 En las ilustraciones que no se logra una selectividad del 100% también denominada
selectividad total se toma como criterio de aceptación la selectividad parcial definida
como la selectividad hasta un punto determinado de intensidad.
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
149
7.9. ANEXOS
7.9.1.
7.9.2.
UNIFILAR GENERAL
FLUJO DE CARGA
7.9.2.1. DEMANDA MAXIMA
7.9.2.1.1. GENERADORES 1 Y 2
7.9.2.1.1.1. FLUJO DE CARGA COMPLETO
7.9.2.1.1.2. RESUMEN FLUJO DE CARGA
7.9.2.1.1.3. DIAGRAMAS UNIFILARES
7.9.2.1.2. GRUPOS ELECTROGENOS 1 Y 2
7.9.2.1.2.1. FLUJO DE CARGA COMPLETO
7.9.2.1.2.2. RESUMEN FLUJO DE CARGA
7.9.2.1.2.3. DIAGRAMAS UNIFILARES
7.9.2.1.3. RED DE MEDIA TENSION 1 Y 2
7.9.2.1.3.1. FLUJO DE CARGA COMPLETO
7.9.2.1.3.2. RESUMEN FLUJO DE CARGA
7.9.2.1.3.3. DIAGRAMAS UNIFILARES
7.9.2.2. DEMANDA MINIMA
7.9.2.2.1. GENERADORES 1 Y 2
7.9.2.2.1.1. FLUJO DE CARGA COMPLETO
7.9.2.2.1.2. RESUMEN FLUJO DE CARGA
7.9.2.2.1.3. DIAGRAMAS UNIFILARES
7.9.2.2.2. GRUPOS ELECTROGENOS 1 Y 2
7.9.2.2.2.1. FLUJO DE CARGA COMPLETO
7.9.2.2.2.2. RESUMEN FLUJO DE CARGA
7.9.2.2.2.3. DIAGRAMAS UNIFILARES
7.9.2.2.3. RED DE MEDIA TENSION 1 Y 2
7.9.2.2.3.1. FLUJO DE CARGA COMPLETO
7.9.2.2.3.2. RESUMEN FLUJO DE CARGA
7.9.2.2.3.3. DIAGRAMAS UNIFILARES
7.9.3.
CORTOCIRCUITO
7.9.3.1. GENERADOR 1
7.9.3.1.1. CORTOCIRCUITO COMPLETO
7.9.3.1.2. RESUMEN CORTOCIRCUITO
7.9.3.1.3. DIAGRAMAS UNIFILARES
7.9.3.2. GENERADOR 2
7.9.3.2.1. CORTOCIRCUITO COMPLETO
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
150
7.9.3.2.2. RESUMEN CORTOCIRCUITO
7.9.3.2.3. DIAGRAMAS UNIFILARES
7.9.3.3. GENERADORES 1 Y 2
7.9.3.3.1. CORTOCIRCUITO COMPLETO
7.9.3.3.2. RESUMEN CORTOCIRCUITO
7.9.3.3.3. DIAGRAMAS UNIFILARES
7.9.3.4. GRUPOS ELECTROGENOS 1 Y 2
7.9.3.4.1. CORTOCIRCUITO COMPLETO
7.9.3.4.2. RESUMEN CORTOCIRCUITO
7.9.3.4.3. DIAGRAMAS UNIFILARES
7.9.3.5. RED DE MEDIA TENSION 1 Y 2
7.9.3.5.1. CORTOCIRCUITO COMPLETO
7.9.3.5.2. RESUMEN CORTOCIRCUITO
7.9.3.5.3. DIAGRAMAS UNIFILARES
7.9.4. PROTECCIONES DE LOS SERVICIOS AUXILIARES
7.9.4.1. AJUSTE EQUIPOS
7.9.4.2. CURVAS TIEMO-CORRIENTE SE LA COORDINACION DE PROTECCIONES
8. CONCLUSIONES




Al término del INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP,
PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA, se da por
cumplido el objetivo principal del proyecto el cual se encaminaba en la realización de un
documento académico técnico que muestre cómo se debe presentar el Informe de
coordinación, sin dejar de un lado el hecho de que sirva como guía e Figura para los
compañeros de ingeniería eléctrica de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas
Facultad Tecnológica.
Dentro de cada capítulo desarrollado en el trabajo de grado se presenta las informaciones
que se debe tener clara y que se debe sustraer tanto de manuales como de placas técnicas
de los equipos que se encuentran inmersos en el sistema de la red de los servicios
auxiliares de una central hidroeléctrica y que son de uso para el desarrollo de la
coordinación de protecciones, sirviendo de ejemplo teórico y práctico para los futuros
egresados del proyecto curricular de ingeniería eléctrica.
Bajo el presente documento se determinan los informes de flujo de carga y de cortocircuito los cuales se deben consignar junto al estudio de coordinación de protecciones y
más importante que esto se identifica la información relevante de estos.
Se deja el precedente que para determinar los ajustes de cada elemento que involucre en
el modelamiento de cualquier sistema eléctrico es necesario conocer los ajustes que por
definición se describen en los manuales de los usuarios de cada fabricante, esto permiten
INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
151



tener una primera intuición del cómo se pueden configurar y hasta que limite se permite
trabajar.
Las gráficas de tiempo corriente desarrolladas en el capítulo 7, presentan varios ejemplos
que sirven de manera didáctica a los profesionales del sector eléctrico de cómo se deben
cubrir los tres pilares de una coordinación de protecciones (Selectividad, Rapidez y
sensibilidad).
Se espera que este trabajo de grado titulado INFORME DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP, PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA
CENTRAL HIDROELÉCTRICA, sirva a los estudiantes de la Universidad Distrital Francisco
José de Caldas para desarrollar una coordinación con la presentación que se plantea en el
capítulo 7 del presente documento.
Se espera que INFORME DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE ETAP,
PARA LOS SERVICIOS AUXILIARES AC DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA sirva como
inspiración a los profesionales del sector eléctrico para desempeñar cargas laborales en
esta área tan importante de la ingeniería eléctrica.
9. BIBLIOGRAFÍA
Asea Brown Boveri, S.A. (s.f.). Emax Interruptores automaticos abierto de baja de tensión.
Barcelona: ABB.
Caleño, R. V. (2009). Estudio de metodologias y Criterios para la coordinacion de protecciones en
sistemas electricos de baja tensión. BOGOTA D.C.: UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO
JOSE DE CALDAS.
especializada, I. (2000). Guias para el buen ajuste y la coordinacion de protecciones del STN . Itagui:
IEB Ingenieria especializada .
Grifaldo, J. L. (2017). Protección de sistemas electricos de potencia. Universidad Nacional
Autónoma de Mexico.
MiCOM. (2011). MiCOM P642, P643 & P645 Technical Manual P643. Schneider.
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HIDROELÉCTRICA
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