Study of the 23 kv feeder protection system in coordination with the power transformer of the ANDE national interconnected system Héctor G. Correa I. Facultad Politécnica, Universidad Nacional de Asunción San Lorenzo, Paraguay [email protected] Gabriela A. Medina F. Facultad Politécnica, Universidad Nacional de Asunción San Lorenzo, Paraguay [email protected] Fabián Cáceres Cadogan Facultad Politécnica, Universidad Nacional de Asunción Administración Nacional de Electricidad (ANDE) San Lorenzo, Paraguay [email protected] Mario S. Arévalo González Facultad Politécnica, Universidad Nacional de Asunción Administración Nacional de Electricidad (ANDE) San Lorenzo, Paraguay [email protected] Abstract—The objective of the work is to study the 23 kV feeder protection system in coordination with the protection system of the power transformer. An investigation of the protection system of the feeders of a determined substation of the national interconnected system of the Administración Nacional de Electricidad (ANDE) has been proposed, according to the protection philosophies and criteria of adjustments of the feeder protection equipment, according to the characteristics of the system and the role of protection equipment, in order to improve the reliability of the system. A field investigation has been carried out in the electrical protection sector of the national interconnected system and area of focus in the distribution concessionaire. The research was carried out between February 2019 and October 2020, in Asunción and the metropolitan area. Through technical visits for data collection, it has been verified that the Intelligent Electronic Devices (IEDs) used are not used to their maximum potential, being able to expand their protection capacity, making a more appropriate use of all the functions for the protection of the feeders, guaranteeing the continuity of the service. It has been proposed to adjust the IEDs as much as possible to enable the new observed functions, which complement the protection of the feeder. Finally, with the technical and financial evaluation of the project, it has been confirmed that its implementation is feasible. As recommendations, make adjustments to the IEDs of the ANDE protection system that have these new functions, and as a last resort, renew the protection relays that do not have them. Keywords: protection system, electrical system reliability, feeder, coordination, relays. I. INTRODUCCIÓN Los sistemas de protección deben ser capaces de disminuir las posibilidades de interrupción ante las fallas u ocurrencias que puedan producirse. El carácter dinámico del sistema eléctrico debido a su continuo crecimiento, requiere de sistemas de protección cada vez más eficientes, lo cual involucra, con el conocimiento de los equipos de protección, establecer esquemas de protección bien proyectados y una coordinación adecuada con los requerimientos del sistema. Estos deben ir acompañados con los avances tecnológicos, como lo son los Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs, por sus siglas en inglés), que introducen nuevas alternativas para un mejor control y protección de los sistemas eléctricos, puesto que proporcionan múltiples funciones, como registros oscilográficos, grabación de datos para la elaboración de informes del sistema, indicadores visuales que indican el tipo de avería, etcétera, otorgando grandes beneficios en confiabilidad y precisión en la automatización de subestaciones y protección de los componentes del sistema, con un costo compensado por las cualidades que presenta. En un sistema eléctrico, la distribución de la energía eléctrica se realiza por medio de los alimentadores, que tienen la misión de enlazar los centros de generación-transformación con el consumo. El problema principal consiste en minimizar las interrupciones de los alimentadores desde los interruptores de la subestación, previniendo que numerosos consumidores queden sin energía eléctrica. Para ello, se debe abordar cada inconveniente relacionado a las posibilidades de interrupción, realizando un análisis detallado con el fin de proporcionar una solución eficiente. De entre estos inconvenientes, podemos mencionar el hecho indefectible que se produzcan fallas y perturbaciones cuales, en el caso de los alimentadores, pueden ser agrupadas en: cortocircuitos, sobrecargas, entre otros, a causa de fenómenos meteorológicos o circunstancias totalmente ajenas a la explotación. Otros inconvenientes no menos importantes, producidos en regímenes normales, de carácter transitorio, son la corriente de Inrush de los transformadores y corriente de Carga Fría. Estos provocan incrementos de la corriente muy por encima de la nominal, con lo cual es importante que las protecciones de los alimentadores no operen innecesariamente, como el disparo de los interruptores de la subestación, fundición de los fusibles, etcétera. Para la protección eficiente de los alimentadores de media tensión, se puede lograr implantando esquemas de protección bien proyectados, con un arreglo completo de los dispositivos y equipos asociados en base a funciones específicas de protección y principios de operación. El conocimiento de los equipos comúnmente empleados permitirá apreciar la importancia de su función en el sistema eléctrico y contribuir con una mejor operación del mismo y a la vez, detectar oportunidades de posibles mejoras. La implementación de la propuesta resultante de mejoramiento de la coordinación de las protecciones de sobrecorriente del alimentador en 23 kV con el transformador de potencia, puede ser de utilidad para examinar los ajustes actuales implementados, pues con un suministro eléctrico continuo y eficiente, un país puede atraer inversiones dentro del área de influencia y además reducir pérdidas de capital por falta del suministro. II. RESUMEN EJECUTIVO A. Descripción del proyecto En esta investigación se han analizado los cambios y modificaciones que se han producido en el sistema de protección del sistema eléctrico paraguayo, las mejoras que se han logrado y, además, corroborar la eficiencia de dicho sistema de protección, para determinar si este es lo suficientemente flexible como para actualizarse continuamente en función del avance de los estudios específicos sobre las nuevas tecnologías implementadas a nivel regional. Así, partiendo de la filosofía de protección base utilizada por la concesionaria distribuidora, se procedió a realizar el diagnóstico de los ajustes correspondientes que se implementan en la coordinación de las protecciones de los alimentadores primarios en 23 kV con el transformador de potencia, además de, los distintos equipos de protección como el relé de sobrecorriente fase y neutro temporizado 51/51N, el relé de sobrecorriente de tierra 51G, el relé diferencial, donde fueron planteados y evaluados los posibles escenarios, en función de ajustes específicos y cambios estructurales en la composición de la protección de sobrecorriente. También, se incluye una comparación regional de las filosofías utilizadas por Perú y Brasil, de manera a poder observar las diferentes filosofías de protección relacionadas con sus propios sistemas eléctricos y las tecnologías utilizadas por los mismos, y cómo influye en la gestión de la protección del sistema eléctrico de dichas concesionarias. Por último, se incluyen las nuevas funciones constatadas en el diagnóstico y que se implementarán para dar mayor alcance a las protecciones de sobrecorriente en los alimentadores en 23 kV, y se evalúa, técnica y financieramente, la factibilidad de implementación del proyecto. B. Justificación El sistema de protección en alimentadores en 23 kV y la coordinación entre los equipos de protección de estos con los del transformador de potencia, representan temas fundamentales en el área de protección, que abarcan principios generales de las diferentes protecciones. Las ventajas de una buena coordinación del sistema de protección pueden ser traducidas en una mejor selectividad, sensibilidad, rapidez y confiabilidad del sistema eléctrico garantizando una mejor continuidad del servicio, con una mayor seguridad a la red, equipos y personal implicados. Por todo lo anteriormente expuesto, es necesario estudiar y establecer las medidas adecuadas a tener en cuenta para desarrollar sistemas de protección más eficientes, que habrán de otorgar múltiples beneficios técnico-económicos, alcanzando un adecuado balance entre los requerimientos del sistema y los recursos financieros disponibles. C. Finalidad del Proyecto Realizar un estudio del sistema de protección de los alimentadores en 23 kV, con vistas a mejorar la confiabilidad del sistema. D. Objetivo General Presentar un estudio del sistema de protección de los alimentadores en 23 kV en coordinación con el sistema de protección del transformador de potencia, de una subestación determinada del Sistema Interconectado Nacional de la concesionaria distribuidora, de acuerdo a filosofías de protección y criterios de ajustes de los equipos de protección. E. Objetivos Específicos • Definir los equipos de protección utilizados y la función que desempeñan, en la protección de los alimentadores en 23 kV. • Analizar los criterios empleados para la coordinación de las protecciones del sistema de protección estudiado. • Promover un mejor aprovechamiento de las funciones de protección de los relés utilizados, para disminuir los niveles de energía no suministrada. F. Métodos y técnicas utilizadas Para comenzar la elaboración del presente trabajo de grado se ha llevado a cabo una investigación de campo en el sector de las protecciones eléctricas del sistema interconectado nacional y área de enfoque en la concesionaria distribuidora, con el objetivo de adquirir informaciones necesarias. A partir de esto, se realizó un análisis de la situación encontrada, de las necesidades presentes y futuras del sistema de protecciones. En base a lo mencionado tomamos como ejemplo la incorporación de la subestación FRAM al sistema interconectado Nacional basado en los criterios utilizados para realizar los ajustes en los equipos de protección de sobrecorriente y diferencial, además, se propusieron y evaluaron los posibles valores o medidas a aplicar para obtener así la coordinación adecuada para dicho lugar. III. DIAGNÓSTICO El enfoque realizado estudia tres aspectos del sistema de protección analizado: los dispositivos de protección (principalmente los relés), las filosofías y criterios de ajuste de las protecciones y, por último, la coordinación entre las protecciones de sobrecorriente del alimentador en 23 kV con los del transformador de potencia en una subestación de la ANDE. A. Relés de protección. Son dispositivos cuya función consiste en detectar líneas o aparatos defectuosos u otras condiciones del sistema de potencia de naturaleza anormal o peligrosa, e iniciar una acción apropiada [1]. Estos han evolucionado desde su concepción y acorde a la tecnología presente en la actualidad, la utilización de los relés digitales numéricos o Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs), otorgan variados beneficios por sus características y versatilidad. B. Ajuste de las protecciones El proceso de ajuste del sistema de protección analizado parte de cálculos previos que determinan los valores a ser adoptados. coordinación de 0.4 segundos entre curvas Tiempo – Corriente (Fig. 2) [3]. Para ello, son considerados y requeridos todas las características de los componentes de la SE, sea del transformador de potencia (impedancia, voltaje, frecuencia, relación de transformación, etcétera), los transformadores de instrumento (TC, TP, relación de transformación), los relés de protección (funciones de protección disponibles, rango de ajustes y operación, características técnicas, etcétera), los niveles de cortocircuito en la SE, entre otros. • El relé de sobrecorriente 51/51N de respaldo del transformador, se ajusta el valor de la corriente de pickup o corriente de arranque, entre 1 y 1.5 de la corriente nominal del trasformador de potencia, a ambos lados (lado 23 y 66 kV). • Para el relé de sobrecorriente de Tierra 51G, se calcula de tal modo que el valor de la IpkG debe ser 20% más que la IpkN, por lo que los valores adoptados son los siguientes. • La Ipk del relé 51/51N del alimentador, se calcula de acuerdo a la potencia nominal del alimentador. • Por último, para el cálculo de los ajustes del relé diferencial del transformador de potencia (sea protección principal y de respaldo), requieren únicamente la selección adecuada del RT, sobre los valores nominales del primario y secundario 𝐼𝑛1 e 𝐼𝑛2 del transformador. Los valores adoptados (Fig. 1) se establecen de los cálculos correspondientes de la Ipk, conforme el valor de ajuste y paso que nos permite el equipo [2]. Fig. 2. Coordinación entre relés de sobrecorriente En el proceso de coordinación se debe tener en cuenta la curva de daño del transformador de potencia, la cual representa la máxima capacidad que puede soportar un transformador sin dañarse cuando es sometido a esfuerzos mecánicas y térmicos ocasionados por un cortocircuito [4]. En una hoja electrónica Excel (Fig. 3), desarrollado específicamente para la coordinación de estas protecciones, el cual contempla la curva de daño del transformador, se introducen en esta todos los parámetros necesarios como ajustes adoptados anteriormente de las corrientes de pickup. Se escoge las funciones de protección y el tipo de relé a utilizar, empleando curvas de operación del relé muy inversa, ya definidas en la hoja de cálculo [5]. Se escogen los relés donde se llevarán a cabo la coordinación, esto nos permitirá obtener unas propuestas de curvas de temporización ideales o TMS ideal y diferencias actuales de tiempo entre curvas. Como el alimentador es el último elemento del esquema, y la coordinación se realiza aguas arriba con el componente más cercano. Luego, desde el alimentador, se ajusta el valor TMS con un valor mínimo a criterio del proyectista, con relación al Rango de Ajuste del equipo en particular, y conforme a los TMS propuestos, se van estableciendo los demás tiempos de operación de los relés. Fig. 1. Cálculo de valores adoptados para los ajustes de los relés Fig. 3. Hoja electrónica Excel para realizar los ajustes de las protecciones C. Coordinación de las protecciones de sobrecorriente Se lleva a cabo una coordinación cronométrica, donde se establece que debe existir un margen de tiempo de un interruptor o seccionadora, líneas de distribución sueltas, etcétera [7]. C. Cold Load Pickup (CLP) - Arranque con Carga Fría La corriente de carga fría es una sobrecorriente transitoria provocada por la energización simultánea de todos los dispositivos eléctricos de la carga (principalmente motores) luego de una interrupción prolongada del alimentador, tal como puede observarse en la figura, y cuanto más largo sea el período sin suministro, mayor será la pérdida de diversidad y la corriente de carga cuando se restablezca el suministro. Fig. 4. Curvas de operación de los relés de sobrecorriente Tal como puede observarse en la Fig. 3, como el espacio de tiempo entre curvas consecutivas es de alrededor de 0.4 s en todos los casos, se logra la coordinación adecuada de las protecciones del transformador con los alimentadores en 23 kV. Con relación a la comparación regional donde se expone un margen de tiempo de coordinación de 0.5 s, se resalta que con este tiempo se tiene una mayor exposición de la falla sobre los componentes del sistema, por lo que el empleo de un margen de tiempo de 0.4 s., tiempo estándar utilizado de la ANDE, es adecuado a los requerimientos de nuestro sistema, por lo que no consideramos un punto de análisis significativo en nuestro estudio. IV. INGENIERÍA DE DISEÑO La Ingeniería de Diseño se basa sobre el Ajuste de las protecciones y del estudio de los IEDs, donde pudimos constatar que estos no son aprovechados en su máximo potencial, debido a que existen diversas funciones que traerían beneficios técnicos y económicos al sistema, haciendo un uso más apropiado de estas en la protección de los alimentadores. Las nuevas funciones que constatadas son: A. Switch On To Fault (SOTF) – Cierre sobre falla Se proporciona para la eliminación a alta velocidad de fallas detectadas inmediatamente después del cierre del interruptor de potencia, ya sea por reconexión automática o por orden de cierre cuando la línea estuvo desenergizada [6], y se desea borrar esta condición de falla en un tiempo más rápido, en lugar de esperar a que transcurra el tiempo de retraso de disparo asociado con la protección involucrada. Puede aplicarse en la protección de los alimentadores en 23 kV y del transformador de potencia, para todo tipo de fallas en la línea, sean cortocircuitos monofásicos y trifásicos. El caso tipo usual es de la puesta a tierra conectada a la línea luego del mantenimiento u operaciones sobre las líneas, y otros casos como de las ramas sobre las líneas de distribución. B. Fase Abierta (46FA-ANSI). Es una unidad de protección de tiempo definido. Esta mide las tres tensiones y corrientes, en el caso de que un algoritmo determine que no mide tensión de neutro y mide corriente de neutro, actúa y luego de cumplirse la temporización ajustada emite una alarma. La temporización ajustada deber ser superior al tiempo muerto de recierre, discrepancia de polos, etc. Puede ser causado por un cierre incompleto de un polo de Entonces, como no se trata de una falla, el sistema debe ser capaz de soportar esta sobrecorriente un cierto tiempo hasta que retorne al régimen normal de operación, por lo que esta función modifica los ajustes de disparo de las funciones de protección de sobrecorriente por otros durante un tiempo programable. D. Fault Locator (FL) - Localizador de Fallas 21FL Con medida de impedancia, es adecuada para la localización de cortocircuitos en sistemas de distribución radiales. Esta función identifica el tipo de falla y calcula la distancia aproximada a la ubicación de esta, como también el valor de su resistencia. El cálculo proporciona información sobre la causa probable y la distancia estimada a la ubicación de la falla [8]. V. RESULTADOS La implementación de las funciones mencionadas, permiten obtener los siguientes beneficios sobre tres aspectos: técnico, económico y social. En la tabla, puede observarse la estadística de las interrupciones por cada función, resultado extraído de las planillas de los registros de eventos de la ANDE del Área Metropolitana, registrados mediante códigos de averías, con periodo correspondiente al año 2019. Para exponer las averías relacionadas a cada función, se realizaron filtros de acuerdo a los posibles escenarios y características de las interrupciones, siguiendo una secuencia de eventos o situaciones. TABLA I. Interrupciones por cada función de protección. Funciones Interrupciones Total Horas SOTF 793 46FA 4196 315,4 CLP 236 22,41 FL 2288 Por medio de esto podemos resaltar los beneficios que se pueden obtener por cada función: • FL - Fase abierta: Detectar eventos e interrupciones asociados a dicha función, como: líneas MT sueltas, y evitar que se produzcan lesiones graves a personas si se diera el contacto con las líneas de distribución. • CLP – Arranque con carga fría: La disminución de los índices relacionados a interrupciones en distribución. • SOTF – Cierre sobre falla: Se respalda al transformador de potencia ante fallas presentes al momento de cierre del interruptor de potencia, garantizando que los demás alimentadores sigan alimentando sus respectivas zonas de distribución, es decir, sin dicha función de protección, se puede producir la apertura del interruptor aguas arriba relacionado al transformador de potencia. • FL – Localizador de fallas: La localización rápida y eficiente de las causas de las interrupciones que se presentan, permitirá mejorar los índices de continuidad de la energía, debido a la reducción de la duración de estas interrupciones. Una consecuencia colateral, es que nos permitirá determinar áreas débiles del sistema, para establecer y aplicar los debidos ajustes y medidas para la solución de los problemas presentes. Los Beneficios que engloban el conjunto de las funciones son los siguientes: A. Beneficios técnicos • Ayuda a disminuir los índices de interrupción en distribución • Mejora el sistema de protección siendo más robusto • Disminución de perdida de energía eléctrica • Menores tiempos de reposición de la electricidad • Mejora la confiabilidad • Mejora la gestión técnica de la empresa B. Beneficios sociales • Resguardo de las personas • Bienestar de los usuarios • Mejora la productividad • Se evita la disconformidad ante la falta de electricidad • Mejora la imagen de la empresa Se ha determinado la Factibilidad económica de la investigación de la siguiente manera: • El Costo de investigación o de los relés ya instalados en el sistema de protección de la ANDE, consiste en el tiempo empleado para el estudio de las bibliografías disponibles sobre las protecciones eléctricas y manuales de los relés de protección. • La Inversión se basa en capacitar al ingeniero de protección del sector para implementar los ajustes de estas nuevas funciones. No se requiere de una inversión inicial debido a que la implementación de las mismas puede ser ajustada en los relés presentes. • El principal Beneficio económico consiste en la facturación de la Energía No Suministrada a causa de las interrupciones relacionadas a las funciones de protección a ser implementadas. La metodología para establecer los beneficios económicos es cuantificada en términos de la Energía No Suministrada (ENS) sobre el análisis estadístico del historial de eventos de la ANDE. El procedimiento se basa en determinar el Costo de la Energía No Facturada (CENF), ocasionado por los eventos asociados a cada una de las funciones. El CENF se calcula por medio de la Energía No Suministrada a causa de las interrupciones, por lo tanto, el cálculo de la ENS propuesto, es el siguiente: ENS = (PAlim x fu x ti) x ti x 1000 (1) Donde: PAlim: es la potencia del alimentador en MW. fu: es el factor de utilización, constante igual a 0.6. fp: es el factor de potencia, constante igual a 0.8. ti: sumatoria del tiempo interrumpido de un alimentador en un mes. 1000: es el factor de conversión de mega (M) a kilo (k). Este valor de la ENS (1) calculado nos indica un valor aproximado de la energía no suministrada por alimentador, multiplicado por el factor de utilización establecida en cálculos de la ANDE. El valor del CENF queda determinado de la siguiente manera: CENF = ENS x Te (2) Donde: Te: es la tarifa de energía eléctrica A partir del CENF, podemos establecer que el ingreso monetario o beneficio económico queda determinado por el mismo CENF: Ingreso = CENF C. Ingresos por función a) Cold Load Pickup: Como puede observarse en la Fig. 5, puede facturarse la energía desde el momento de energización de la carga, con el cierre del interruptor. El ingreso económico en un periodo de tiempo anual, corresponde a la sumatoria de todos los CENF de eventos asociados a esta función. Con un total de: 70.270.188,67 Guaraníes (Gs.), que pudo haberse percibido ante la falta facturación de la energía no suministrada. Fig. 5. Zona de facturación de la ENS b) Fase Abierta: Para esta función se podría suponer beneficios económicos con la reducción de la ENS gracias a la disminución del tiempo en la búsqueda de causas probables, y actuación de las cuadrillas de mantenimiento de distribución de la ANDE. Estos beneficios no pueden ser medidos directamente puesto que quedan en dependencia de las acciones del personal de la ANDE. Producto del estudio de los relés del sistema de protección de los alimentadores, pudimos constatar que la utilización de estos dispositivos electrónicos inteligentes, permiten emplear y ejecutar mejores acciones en un sistema de protección. Como ejemplo, podemos ver que el cálculo del CENF asociado a la función Fase Abierta a causa de una línea MT suelta sobre el alimentador primario ITAUGUA 3 (Fig. 6), Con una Duración de corte de 5.13 horas. resultando en la ENS=12.312 kWh Por lo que: CENF= 829,5 USD=5.361.982,26 Gs. El empleo de las nuevas funciones de protección y control presentadas, ayudarán a mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico, sobre la reducción de indicadores de continuidad y en la minimización del costo de energía no facturada, y atraerán otros beneficios, como mejorar la imagen de la empresa. Además, el estudio sienta interés como medio metodológico e investigativo sobre lo expuesto anteriormente. VII. RECOMENDACIONES • Revisión de las coordinaciones de los dispositivos de protección de los alimentadores en 23 Kv con los del transformador de potencia de manera periódica, con un lapso de tiempo de hasta 4 a 5 años, debido al carácter dinámico del sistema eléctrico, o según requiera la situación. • Realizar los ajustes de los relés numéricos, del sistema de protección de la ANDE que dispongan de estas funciones, y como última instancia, renovar los relés de protección que no cuenten con las mismas. • Realizar estudios complementarios sobre los relés numéricos de protección, que ayuden a obtener otros beneficios. Fig. 6. Hoja electrónica Excel- Interrupción asociado a la Fase abierta en el alimentador ITG3 c) Switch On To Fautl: Cuando el interruptor se cierra en presencia de una falla, mediante esta función puede eliminarse rápidamente la condición de falla en el alimentador antes que haya transcurrido el tiempo de retardo de la protección de sobrecorriente y los recierres, hasta que la falla sea subsanada. Esto permite respaldar al transformador de potencia y a su vez, que los demás alimentadores sigan alimentando sus respectivas zonas de distribución. Esto evidentemente genera un beneficio económico alto tanto en la protección del transformador y por el suministro de electricidad de los demás alimentadores a los usuarios. d) Fault Locator: Mediante la localización rápida y eficiente de las causas de las interrupciones que se presentan en sistema de distribución, permitirá reducir los costos de la energía no suministrada. VI. CONCLUSIONES Los Alimentadores de 23 kV, y aguas arriba desde el Transformador de Potencia en la Subestación, forman parte del último eslabón del sistema eléctrico para el suministro de la electricidad, por lo que su Sistema de Protección debe ser lo más eficiente posible. Del estudio realizado, observamos que se adopta un adecuado criterio de ajustes de protección en la subestación SE-FRAM por parte de los encargados de los sistemas de protección de la ANDE, con referencia a la bibliografía estudiada, y en contraste con la comparación regional realizada, desde la concepción de las filosofías de protección establecidas, equipos de protección utilizados, niveles de pickup, hasta la coordinación entre los dispositivos de protección. Esto permite obtener beneficios que afectan directamente en la confiabilidad del servicio eléctrico, debido a que se minimizan interrupciones innecesarias dentro del sistema, a causa de un mal ajuste y descoordinaciones entre los equipos de protección. 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