ESCUELA SUPERIOR POLITÉCNICA DEL LITORAL “Estudio de la Coordinación de las Protecciones por Métodos Computarizados Aplicados al Centro Comercial Riocentro Sur” Facultad de Ingeniería en Electricidad y Computación

Interruptor Principal 69KV

Transformador principal 69/13.8KV, 5MVA

Interruptor a nivel de 13.8KV

Celdas de distribución 13.8KV

Análisis de casos El análisis de casos se lo hará en el programa POWER WORLD versión 14. Para ingresar los datos de impedancias de líneas y de transformadores se lo debe de hacer en por unidad referidas a una determinada base, por lo que para nuestro estudio se escogió la base de 1 MVA, por lo tanto los datos de impedancias de líneas y transformadores estarán referidos a la base del sistema (1 MVA), independientemente de la base los resultados serán los mismos. El análisis de casos se lo hará en el programa POWER WORLD versión 14. Para ingresar los datos de impedancias de líneas y de transformadores se lo debe de hacer en por unidad referidas a una determinada base, por lo que para nuestro estudio se escogió la base de 1 MVA, por lo tanto los datos de impedancias de líneas y transformadores estarán referidos a la base del sistema (1 MVA), independientemente de la base los resultados serán los mismos.

Datos de Barra de Carga Barra Barra No. No. Barra Barra Nombre Nombre Voltaje Voltaje [KV] [KV] Carga Carga Activa Activa [Mw] [Mw]CargaReactiva[MVAR]InyecciónReactivos[MVAR] 1 Subestación 69KV Subestación 13.8KV Principal 13.8KV Hypermarket 13.8KV TD-G (C/A Hyper 480V) TD-P 208V (Hyper 208V) TG-M1 (Locales) TG-M (Locales + Cines) Cines TD-CNAA TD-SG P.C SG3 – 13.8KV TD – SG3 220V

Esquema eléctrico Caso Base

Voltajes en Barras para Caso Base Barra No. Nombre Barra Nominal (KV) Voltaje (pu) Angulo (de g) Voltaje (KV) Reg. Vol +/- 2,5% 1Subestación 69 KV691,0000,00069,00si 2Subestación 18,8 KV13,80,980-1,78113,530si 3Principal 13,8 KV13,80,980-1,78513,526si 4Hypermarket 13,8 KV13,80,979-1,79013,522si 5TD-G ( A/CHyper 480 V)0,4801,016-3,1580,487si 6TD-P208V ( Hyper 208 V)0,2081,034-4,3520,217si 7TG-M1 (Locales)0,2201,006-3,4840,221si 8TG-M (Locales+Cines)0,2201,008-3,2480,222si 9Cines0,2201,008-3,2480,222si 10TD-CNAA0,2201,008-3,2480,222si 11TD-SG10,2201,018-2,7000,222si 12PC-SG3 - 13,8 KV13,80,980-1,78413,525si 13TD - SG3 220 V0,2201,018-2,8620,224si

Taps de los transformadores Todos los transformadores de distribución en el centro comercial tienen la regulación en el lado primario, en pasos del 2,5% de voltaje nominal. Todos los transformadores de distribución en el centro comercial tienen la regulación en el lado primario, en pasos del 2,5% de voltaje nominal. Los tap se detallan a continuación. Los tap se detallan a continuación. A 105% B 102,5% C 100% D 97,5% E 95% TransformadorTAP [%] de voltaje Primario TR0C100% TR1E95% TR2E95% TR3E95% TR4E95% TR5E95% TR6E95%

Caso Optimizado. Como se pudo observar en el caso base el único problema que se presentó en el flujo de carga es que el factor de potencia en la subestación principal es 0.88, por lo tanto el centro comercial esta siendo penalizado con una multa del 4% del valor de la planilla mensual. Para corregir este problema se instalaron 3 bancos de capacitares a 220 V, a las barras: TG–M1 (Locales), TG–M (Locales + Cines) se les colocó un banco de 250 y 200 KVAR respectivamente y a la barra TD–SG1 uno de 130 KVAR, luego de esto se corrió el flujo optimizado y el factor de potencia mejoró, subió a 0.95 en máxima carga, el diagrama de flujo de potencia corrido en el programa “POWER WORLD” se lo muestra en la siguiente diapositiva.

Esquema Eléctrico Caso Optimizado

Barra No. Nombre Barra Nominal (KV) Voltaje (pu) Angulo (deg) Voltaje (KV) Reg. Vol +/- 2,5% 1Subestación 69 KV69 1,0000 0,000 69,00 si 2Subestación 18,8 KV13,8 0,988 -1,781 13,633 si 3Principal 13,8 KV13,8 0,988 -1,785 13,630 si 4Hypermarket 13,8 KV13,8 0,987 -1,790 13,626 si 5TD-G ( A/CHyper 480 V)0,480 0,997 -3,158 0,478 si 6TD-P208V ( Hyper 208 V)0,210 1,014 -4,352 0,213 si 7TG-M1 (Locales)0, ,484 0,220 si 8TG-M (Locales+Cines)0, ,248 0,220 si 9Cines0, ,248 0,220 si 10TD-CNAA0, ,248 0,220 si 11TD-SG10,220 1,006 -2,700 0,221 si 12PC-SG3 - 13,8 KV13,8 0,987 -1,784 13,583 si 13TD - SG3 220 V0,220 1,001 -2,862 0,439 si Voltajes en barras para caso optimizado

Taps de los transformadores La simulación del caso optimizado se da con los Taps de los transformadores intermedios pudiendo en un futuro si fuese necesario tener más rango de selección de taps. TransformadorTAP [%] de voltaje Primario TR0C100% TR1D97,50% TR2E95% TR3D97,50% TR4D97,50% TR5D97,50% TR6D97,50%

Conclusiones del estudio de flujo de carga Caso Base: Caso Base: Se puede observar que el Centro Comercial cumple con todos los requerimientos listados en la sección 2.1, los transformadores y líneas están funcionando al 50% de carga como se puede apreciar en el flujo de carga, los transformadores a excepción del TR0 están seteados en el TAP “E” que es al 95% del voltaje nominal del primario. El único problema que se tiene es un bajo factor de potencia de 0.88 en el punto de entrega de energía por parte de la CATEG, problema por el cual están obligados a pagar el 5% adicional al valor de la planilla de consumo mensual por bajo factor de potencia. Se puede observar que el Centro Comercial cumple con todos los requerimientos listados en la sección 2.1, los transformadores y líneas están funcionando al 50% de carga como se puede apreciar en el flujo de carga, los transformadores a excepción del TR0 están seteados en el TAP “E” que es al 95% del voltaje nominal del primario. El único problema que se tiene es un bajo factor de potencia de 0.88 en el punto de entrega de energía por parte de la CATEG, problema por el cual están obligados a pagar el 5% adicional al valor de la planilla de consumo mensual por bajo factor de potencia.

Caso Optimizado: Este factor de potencia se lo pudo subir a 0.95 instalando 3 banco de capacitares a 220 V cada uno de 250, 200, 130 KVAR, al corregir el factor de potencia los voltajes subieron en la simulacion en dichas barras por lo que fue necesario subir los TAPs de los transformadores, los TAPs se los subieron a la regulación “D” que es el 97.5% del voltaje nominal en el primario, y bajaron a menos de 1 p.u pero si logrando mantener el voltaje dentro del rango establecido en la sección 2.1. del +/- 2,5%

Ventajas del caso optimizado  Los TAP`s de los transformadores TR1, TR3, TR4, TR5 y TR6 quedan disponibles al tener mas rango de alternativas de cambio para regular el voltaje para un incremento de carga en el futuro.  El consumo de reactivo en la entrega de energía por parte de la empresa eléctrica bajó, elevando el factor de potencia a 0.95 evitando así las penalizaciones, incluso hay reactivo disponible para un futuro aumento de carga, debido a que el mínimo factor de potencia que acepta la empresa eléctrica es de 0.92.

Amortización de la inversión para el caso optimizado

Observamos que si se invierte en los 3 bancos de capacitores para mejorar el factor de potencia y dar una mejor alternativa de calidad de energía referente a los reactivos del sistema eléctrico del centro comercial como a la red de distribución de la CATEG, esa inversión se ve amortizada en 8 meses y después de ese tiempo es un ahorro mensual de 2372usd al mes para el centro comercial.

CAPITULO 3 ESTUDIO DE CORTO CIRCUITO

Estudio de corto circuito En el análisis de corto circuito, las fallas del sistema se manifiestan como condiciones anormales de operación que nos podrían conducir a uno de los siguientes fenómenos: En el análisis de corto circuito, las fallas del sistema se manifiestan como condiciones anormales de operación que nos podrían conducir a uno de los siguientes fenómenos:  Indeseables flujos de Corrientes.  Presencia de Corrientes de magnitudes exageradas que podrían dañar los equipos.  Caída de Voltaje en la vecindad de la falla que puede afectar adversamente la operación de las maquinas rotatorias.  Creación de condiciones peligrosas para la seguridad del personal.

Alcance de los estudios de corto circuito Considerando que el Sistema del Centro Comercial “Riocentro Sur” se caracteriza por ser un sistema típicamente aterrizado el estudio de corto circuito considera los siguientes tipos de falla: Considerando que el Sistema del Centro Comercial “Riocentro Sur” se caracteriza por ser un sistema típicamente aterrizado el estudio de corto circuito considera los siguientes tipos de falla: Falla Trifásica a tierra Falla de línea a tierra. Se hizo el trabajo con solo estos dos tipos de falla porque aquí se encuentran la corriente máxima de falla posibles en cada barra, y porque son las fallas mas comunes

Datos del sistema MVA`s y corrientes de cortocircuito en el punto de entrega por parte de la CATEG. Prefalla [K] Tipo de falla Potencia de falla [MVA] Ia [KA] Ia [De] Ib [A] Ib [Deg] Ic [A] Ic [Deg] In [A] 69LLL9407,87-81,617,87158,397,8738,390,00 69LG7906,61-81,530,00 6,61 69LL8140,00 6,81-171,616,818,390 69LLG8840,00180,007,39165,717,3831,115,70

Impedancias equivalentes en el punto de entrega por parte de la CATEG. Secuencia R (pu) X (pu) X/R Positiva0, , ,7777 Negativa0, , ,7777 Cero0, , ,6329 Estas Impedancias se aplicaran para los cálculos de la Corriente Momentánea y la corriente a interrumpir debido a que la Empresa Eléctrica es considerada siempre como una barra infinita que se caracteriza por no tener decremento AC.

Los conductores son elementos pasivos en el análisis de corto circuito, sus características técnicas son similares a las aplicadas en los estudios de flujo de carga. Datos de Conductores. Los conductores son elementos pasivos en el análisis de corto circuito, sus características técnicas son similares a las aplicadas en los estudios de flujo de carga. Datos de Transformadores de Fuerza. Igual que en el caso de los conductores los Transformadores son elementos pasivos en el análisis de corto circuito, sus características técnicas son similares a las aplicadas en los estudios de flujo de carga.

Corrientes de falla LLL en cada barra para el caso base Barra No Barra Nombre Falla LLL [pu] Falla LLL [A] Falla LLL [Deg] 1 Subestación 69 KV941,967881,75-81,48 2 Subestación 13,8 KV66, ,75-84,86 3 Principal 13,8 KV66, ,45-84,55 4 Hypermarket 13,8 KV65, ,88-83,95 5 TD-G ( A/CHyper 480 V)22, ,00-82,71 6 TD-P208V ( Hyper 208 V)6, ,70-71,66 7 TG-M1 (Locales)10, ,90-81,41 8 TG-M (Locales+Cines)10, ,70-81,44 9 Cines10, ,70-81,44 10 TD-CNAA10, ,70-81,44 11 TD-SG111, ,30-80,75 12 PC-SG3 - 13,8 KV65, ,15-83,53 13 TD - SG3 220 V9, ,40-79,15

Corriente de falla L-G en cada barra para el caso base Barra No Barra Nombre Falla LG [pu] Falla LG [A] Falla LG [Deg] 1Subestación 69 KV790, ,88-81,46 2Subestación 18,8 KV67, ,71-85,56 3Principal 13,8 KV67, ,55-85,24 4Hypermarket 13,8 KV66, ,62-84,62 5TD-G ( A/CHyper 480 V)25, ,00-83,06 6TD-P208V ( Hyper 208 V)7, ,80-70,91 7TG-M1 (Locales)11, ,30-81,83 8TG-M (Locales+Cines)11, ,20-81,79 9Cines11, ,20-81,79 10TD-CNAA11, ,20-81,79 11TD-SG111, ,90-80,84 12PC-SG3 - 13,8 KV66, ,90-84,19 13TD - SG3 220 V10, ,60-79,29

Corrientes de falla LLL en cada barra para el caso optimizado Barra No Barra Nombre Falla LLL [pu] Falla LLL [A] Falla LLL [Deg] 1Subestación 69 KV941, ,29-81,48 2Subestación 18,8 KV66, ,88-84,86 3Principal 13,8 KV66, ,57-84,54 4Hypermarket 13,8 KV65, ,18-83,95 5TD-G ( A/CHyper 480 V)22, ,60-82,70 6TD-P208V ( Hyper 208 V)6, ,20-71,64 7TG-M1 (Locales)10, ,80-81,39 8TG-M (Locales+Cines)10, ,10-81,42 9Cines10, ,10-81,42 10TD-CNAA10, ,10-81,42 11TD-SG110, ,90-80,72 12PC-SG3 - 13,8 KV65, ,38-83,53 13TD - SG3 220 V9, ,50-79,13

Corrientes de falla L-G en cada barra para el caso optimizado Barra No Barra Nombre Falla LG [pu] Falla LG [A] Falla LG [Deg] 1Subestación 69 KV790, ,88-81,47 2Subestación 18,8 KV67, ,96-85,56 3Principal 13,8 KV67, ,81-85,24 4Hypermarket 13,8 KV66, ,94-84,62 5TD-G ( A/CHyper 480 V)25, ,40-83,08 6TD-P208V ( Hyper 208 V)6, ,60-70,93 7TG-M1 (Locales)11, ,90-81,86 8TG-M (Locales+Cines)11, ,20-81,82 9Cines11, ,20-81,82 10TD-CNAA11, ,20-81,82 11TD-SG111, ,80-80,86 12PC-SG3 - 13,8 KV66, ,19-84,20 13TD - SG3 220 V10, ,70-79,30

Capitulo 4 Coordinación de las Protecciones

Corrientes de falla máxima y mínima en cada barra para la coordinación de las protecciones Barra Corriente Max de Falla [A] Tipo de Falla Corriente Min de Falla [A] Tipo de Falla Subestación 69 KV 7883 ( LLL) 5704 (LL-T) Subestación 13,8 KV 2828 (L-T) 2410 (LL) Principal 13,8 KV 2813 (L-T) 2398 (LL) Hyper 13,8 KV 2775 (L-T) 2366 (LL) TD-G (C/A Hyper 480 V) (L-T) (LL) TG-M1 (Locales) (L-T) (LL) TG-M (Locales + Cines) (L-T) (LL) TG-SG (L-T) (LL) Patio Comidas 13,8 KV2789 (L-T) 2377 (LL) TG-SG (L-T) (LL)

Esquema de protección de la subestación principal Esquema de protección de la subestación principal

Esquema de protección de Barras

SEL 587 Cutler Hammer Digitrip 3000 Voltage L-L [KV]6913,8 Corriente Nominal Prim. [A]22110 Coriente Pick Up Prim. [A]44220 Relación CT50/5200/5 Factor CT1040 Corriente Noninal Sec. [A]2,22,75 Corriente Pick Up Sec. [A]4,45,5 Protección51 Tipo de Curva U.S Moderadamente Inversa. U1 IEC Standard Inversa. C1 TD de Selección20,1 Tiempo de coordinación0,19 [s]0,26 [s]

Esquema de protección de la barra TD-G (C/A Hyper 480 V)

Fusible SIBA 100 A Fusible SIBA 100 A Breaket G.E MS32F32 Voltage L-L [KV]13,8 0,480 Corriente Nominal Prim. [A] Coriente Pick Up Prim. [A] Relación CT─── Factor CT─── Corriente Noninal Sec. [A]─── Corriente Pick Up Sec. [A]─── Protecciónsobre corriente Tipo de CurvaCurva única M - PRO Plus Frame 1 $ Frame 2 TD de Selección─── Tiempo de coordinación0,15 0,01

Esquema de protección de la barra TG-M1 (Locales)

Esquema de protección de la barra TG-M (Locales + Cines)

Esquema de protección de la barra TD-SG1 (servicios generales 1)

Esquema de protección de la barra TD-SG3 – 220 V

Resumen de ajustes Para la protección del transformador principal TR0 y de la barra “Principal 13.8 KV se tienen los relés numéricos: SEL 587 y Cutler Hammer Digitrip El rele SEL 587 se lo ajustó mediante la curva U.S Moderadamente Inversa U.1,con TD =1 y corriente de PU de 45 A a nivel de 69 KV y el Cutler Hammer mediante la curva I.E.C Standard Inversa C.1, con TD = 0.05 y corriente de PU = 220 A a nivel de 13.8 KV. Para la protección de transformadores a nivel de 13.8 KV se tienen fusibles marca SIBA y para la protección de las barras de carga a 480 y 220 V se tienen breakers G.E regulables con curvas que tienen 4 regulaciones como se lo mencionó en la sección Al momento de la coordinación lo que si dio problemas fueron los fusibles por lo que tienen solo una curva. Para nuestra coordinación tuvimos que cambiarle los fusibles para que pueda coordinar con los 2 Cutler Hammer, el problema que se tenia era que el fusible no ofrecía respaldo al breaker para la menor corriente de falla, es decir para falla en las barras de carga cuando no operaba el breaker operaba directamente el Cutler Hammér dejando sin servicio a todo el centro comercial. Pero este problema se solucionó cambiándole las capacidades a los fusibles, al de 160 se los cambió por fusibles de 100 A, a los de 80 por fusibles de 63 y al de 40 por fusible de 63; en el caso de los relés numéricos como el SEL y el Cutler Hammer no hubo problema debido a que tienen muchas opciones de seteo.

Conclusiones y Recomendaciones de la coordinación Se puede concluir que los ajustes permiten condiciones transitorias normales de operación como las corrientes de magnetización de cada uno de los 7 transformadores. Los tiempos de coordinación para la protección de respaldo en cada una de las barras están dentro del rango establecido por la norma IEC que dice que el tiempo de coordinación debe de estas entre 0.15 y 0.25 segundos, estos tiempos de coordinación se los obtuvieron de las curvas de los dispositivos de protección para máxima corriente de falla. Se recomienda cambiar los fusibles que se trataron en el punto 4.3 debido a que se tiene un problema de coordinación con dichos fusibles. Otra recomendación es hacerle ver la disponibilidad de un rele – interruptor a 13.8KV marca Cutler Hammer que a nuestro criterio se tiene de más en estas instalaciones y que podría ser útil para la aplicación en otro centro comercial de la misma corporación