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Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle
Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
1-1-2015
Manual para el uso de las herramientas básicas del software Manual para el uso de las herramientas básicas del software
ETAP ETAP
Solannlly Briced Mendieta Yepes Universidad de La Salle, Bogotá
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Citación recomendada Citación recomendada Mendieta Yepes, S. B. (2015). Manual para el uso de las herramientas básicas del software ETAP. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/7
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MANUAL PARA EL USO DE LAS HERRAMIENTAS BÁSICAS DEL SOFTWARE
ETAP
SOLANNLLY BRICED MENDIETA YEPES
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ DC
2015
MANUAL PARA EL USO DE LAS HERRAMIENTAS BÁSICAS DEL SOFTWARE
ETAP
SOLANNLLY BRICED MENDIETA YEPES
DIRECTOR
M.Sc. SANDRA YOMARY GARZÓN LEMOS
Ingeniera Electricista
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
BOGOTÁ D.C
2015
DEDICADO A
Este trabajo de grado se lo dedico a nuestro Señor primera mente quien durante todo el
tiempo de vida laboral y ejerciendo lo aprendido no me ha abandonado un momento en la
vida, a mi Tio Isidoro quien fue mi guía y ayuda para culminar mis estudios, a mi Madre
que con su valiente esfuerzo logro que culminara esa etapa en mi vida y me sigue apoyando
para seguir estudiando y a toda mi familia que gira mi alrededor apoyando mis sueños
profesionales y personales
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a la Universidad por haberme dado la oportunidad de obtener mi titulo y con
este abrirme la oportunidad de poder hacer mi especialización, agradezco a la Ingeniera
Sandra Yomary por su apoyo y orientación en este proceso, al Ingeniero Carlos Campo por
su valioso apoyo en los estudios y análisis presentados y a mi esposo por su incondicional y
constante apoyo.
TABLA DE CONTENIDO
Pág.
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 10
I. MARCO TEÓRICO ................................................................................................... 12
II. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SOFTWARE ETAP ......................................... 14
2.1 Requerimientos del Software ETAP .................................................................................. 15
2.1.1 Sistemas Operativos .................................................................................................. 15
2.1.2 Requerimientos de Software .................................................................................... 15
2.1.3 Requerimientos Recomendados de Hardware ......................................................... 15
2.2 Creación de un proyecto ETAP .......................................................................................... 16
III. ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA EMPLEANDO ETAP .................................. 18
3.1 Consideraciones Previas ................................................................................................... 18
3.1.1 Información requerida .................................................................................................. 19
3.2 Guía para la Elaboración de Análisis de Flujo de Carga .................................................... 20
IV. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO EMPLEANDO ETAP .................................. 27
4.1 Consideraciones Previas ................................................................................................... 27
4.1.1 Información requerida .............................................................................................. 28
4.2 Guía para la Elaboración de Análisis de Cortocircuito ...................................................... 29
V. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EMPLEANDO ETAP ....................... 33
5.1 Consideraciones Previas ......................................................................................................... 33
5.1.1 Información requerida .............................................................................................. 36
5.2 Guía para la de Coordinación de Protecciones ................................................................. 37
VI. CASO DE ESTUDIO: SISTEMA DE POTENCIA IEEE 14 NODOS .................. 47
6.1 Consideraciones previas al modelado .............................................................................. 49
6.2 Planteamiento de los escenarios de operación ................................................................ 50
6.3 Resultados de los Análisis de Flujo de Carga .................................................................... 52
6.4 Resultados de los Análisis de Cortocircuito ...................................................................... 59
6.4.1 ESCENARIO - 1 - CC .................................................................................................... 59
6.4.2 ESCENARIO - 2 - CC .................................................................................................... 59
6.4.3 ESCENARIO - 3 - CC .................................................................................................... 60
6.5 Coordinación de Protecciones .......................................................................................... 65
6.5.1 Ajuste Relé 1 ............................................................................................................. 65
6.5.2 Ajuste Relé 2 ............................................................................................................. 65
6.5.3 Ajuste Relé 3 ............................................................................................................. 66
VII. CONCLUSIONES ...................................................................................................... 69
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................ 70
ANEXO 1. INGRESO DE INFORMACIÓN DE LOS PRINCIALES ELEMENTOS
DE LOS SISTEMAS DE POTENCIA
LISTA DE TABLAS
Pág.
Tabla 1. Desarrollo del Software ETAP ............................................................................................................ 14
Tabla 2. Análisis de Flujo de Carga- Información requerida. ........................................................................... 19
Tabla 3. Información requerida en el software .................................................................................................. 28
Tabla 4. Información requerida en el software .................................................................................................. 36
Tabla 5. Parámetros eléctricos de los Generadores ........................................................................................... 48
Tabla 6. Condiciones operativas de los nodos ................................................................................................... 48
Tabla 7. Impedancia de los ramales .................................................................................................................. 48
Tabla 8. Escenarios de Flujo de Carga .............................................................................................................. 51
Tabla 9. Escenarios de Flujo de Carga .............................................................................................................. 52
Tabla 10. Resultados de Flujo de Carga- Escenarios 1, 2, 3 y 4 ....................................................................... 54
Tabla 11. Resultados de Flujo de Carga- Escenarios 5, 6, 7 y 8 ....................................................................... 54
Tabla 12. Resultados de Flujo de Carga- Escenarios 9, 10, 11 y 12 ................................................................. 55
Tabla 13. Resumen- Escenarios 1, 2, 3 y 4 ....................................................................................................... 55
Tabla 14. Resumen- Escenarios 5, 6, 7 y 8 ....................................................................................................... 56
Tabla 15. Resumen- Escenarios 9, 10, 11 y 12 ................................................................................................. 56
Tabla 16. Resultados de Cortocircuito- Escenario 1 ......................................................................................... 59
Tabla 17. Resultados de Cortocircuito- Escenario 2 ......................................................................................... 60
Tabla 18. Resultados de Cortocircuito- Escenario 3 ......................................................................................... 60
Tabla 19. Esquema de Protección ..................................................................................................................... 65
LISTA DE CUADROS
Pág.
Cuadro 1. Descripción de los escenarios de análisis para el flujo de carga ....................................................... 53
LISTA DE FIGURAS
Pág.
Figura 1. Guía para la Elaboración de Análisis de Flujo de Carga ................................................................... 21
Figura 2. Creación de Revisiones ..................................................................................................................... 22
Figura 3. Creación de Presentaciones ............................................................................................................... 23
Figura 4. Creación de Presentaciones ............................................................................................................... 23
Figura 5. Configuración de los Casos de Estudio ............................................................................................. 24
Figura 6. Analizador de Flujo de Carga – Escenarios de Estudio .................................................................... 26
Figura 7. Guía para la Elaboración de los Análisis de Cortocircuito ............................................................... 30
Figura 8. Guía para la Elaboración de Coordinación de Protecciones ............................................................. 38
Figura 9. Verificación de Selectividad ............................................................................................................. 45
Figura 10. Ajuste de la Protección ................................................................................................................... 46
Figura 11. Sistema de Potencia IEEE 14 Nodos [5] ......................................................................................... 47
Figura 12. Escenario 5-Flujo de Carga ............................................................................................................ 57
Figura 13. Escenario 10-Flujo de Carga .......................................................................................................... 58
Figura 14. Escenario 01 – Cortocircuito.......................................................................................................... 62
Figura 15. Escenario 02 -Cortocircuito ........................................................................................................... 63
Figura 16. Escenario 03 –Cortocircuito .......................................................................................................... 64
Figura 17. Esquema de Protección Enlace 3-4 ................................................................................................. 67
Figura 18. Diagrama de Selectividad ............................................................................................................... 68
Figura 19. Resultados de la Secuencia de Operación ....................................................................................... 67
RESUMEN
El software ETAP es una de las herramientas más importantes a nivel mundial para el
estudio de los sistemas eléctricos de potencia. Dentro de los estudios de mayor importancia
para la planeación, operación y mantenimiento de los sistemas eléctricos se encuentran los
análisis de flujo de carga, cortocircuito y coordinación de protecciones, este trabajo de
grado plantea guías para elaboración de estos estudios aplicando el software ETAP,
implementando para la disertación de los usuarios del programa, el Sistema Eléctrico de
Potencia IEEE 14 Nodos.
Palabras Clave: ETAP, Flujo de Carga, Cortocircuito, Coordinación de Protecciones,
sistemas de potencia.
ABSTRACT
ETAP software is one of the most important tools in the world for the study of the power
system. Within the studies of greatest importance to the planning, operation and
maintenance of the electrical systems, are load flow analysis, short and coordination of
protections, of which this work raises guidelines for development of these studies in the
ETAP software, implemented for the dissertation of users of the program, the IEEE Power
System 14 nodes.
Keywords: ETAP, Load Flow, Short circuit, Coordination of protection, Power
systems.
10
INTRODUCCIÓN
El gran auge de la energía eléctrica ha contribuido al desarrollo en general de la humanidad,
afectando impresionantemente la calidad de vida de los seres humanos en todas sus formas.
Sin embargo, hacer posible la transferencia de energía eléctrica desde las fuentes primarias
de generación hasta los centros de consumo, requiere de grandes componentes cada vez
más complejos que en su conjunto son denominados, Sistemas de Potencia. El diseño, la
planeación y la operación de un sistema de potencia requiere de continuos y amplios
análisis eléctricos que permitan evaluar las condiciones actuales de operación de un
sistema, y establecer planes alternativos para la expansión del mismo [1].
ETAP es el software de ingeniería más completo para el desarrollo de análisis, diseño,
simulación y evaluación para cada uno de los eslabones de un sistema de potencia
(generación, transmisión, distribución y disposición final de la energía eléctrica). Cuenta
con aproximadamente sesenta y seis módulos desarrollados en su casa matriz “Operation
Technology Inc – OTI” en Irvane, California. A nivel mundial, el ETAP se ha establecido
como una herramienta estándar dentro de los profesionales de la Ingeniería Eléctrica, esto
se debe a las numerosas aplicaciones que permiten al Usuario llevar a cabo estudios en una
cantidad menor de tiempo en comparación con otros softwares del mercado, así como una
rápida ejecución de los análisis eléctricos, confiabilidad en los resultados y una
administración eficiente de la información. Adicionalmente, ETAP cuenta con un número
importante de librería con amplia información de conductores, protecciones (relés,
interruptores, fusibles, reconectadores) y paneles solares, los cuales son validados
directamente con los fabricantes, proporcionando de esta manera una representación más
real del sistema eléctrico bajo estudio.
Aunque ETAP es un software comercial, académicamente ofrece a las Universidades
licencias educativas que permiten la construcción de un pensamiento crítico por parte de los
11
estudiantes en cuanto a la comprensión, análisis, diseño y planeación de los sistemas de
potencia, y por ende tendrán la capacidad de enfrentar retos en su posterior entorno laboral.
Este trabajo de grado es una guía para el manejo específico del software ETAP en tres
estudios específicos, el flujo de carga, el análisis de corto circuito, y la coordinación de
protección, los cuales son realizados para la red de 14 nodos de la IEEE. En este documento
no solo se encontrarán los procedimientos y resultados para estos tres estudios, además se
muestra la forma de cargue de información general y específica para llevar a cabo estos
análisis, para cualquier sistema de potencia. El fin de este trabajo es proporcionar la
información del manejo y lectura de resultados para que los estudiantes de ingeniería
Eléctrica aprovechen esta poderosa herramienta de análisis de una forma fácil y didáctica.
12
I. MARCO TEÓRICO
Detrás del crecimiento demográfico, económico e industrial de un país, se encuentra
también el crecimiento energético, el cual depende de una adecuada planeación de su
sistema eléctrico de potencia, en el que debe garantizarse un adecuado funcionamiento de
todos sus componentes, y por ende garantizar un continuo suministro de energía eléctrica
con calidad y eficiencia. Por ende el estudio de los siguientes análisis:
Flujo de carga: este análisis permite evaluar previamente el comportamiento de los
componentes de un sistema eléctrico de potencia, en este se determina el voltaje, la
corriente, la potencia activa y reactiva bajo ciertas condiciones operativas del sistema, lo
cual permite realizar el diagnóstico general de todos los elementos del mismo [1]. Algunos
otros objetivos que justifican llevar análisis de flujo de carga se describen a continuación:
Determinar el efecto sobre la red eléctrica de la incorporación de nuevos circuitos de
carga, así como la modificación de las condiciones operativas del sistema.
Planificar acciones de contingencia ante pérdidas temporales de generación o de
circuitos de transmisión.
Establecer las condiciones óptimas de operación del sistema eléctrico.
Determinar las pérdidas óptimas sobre los componentes del sistema eléctrico.
Establecer puntos de compensación capacitiva e inductiva.
Cortocircuito: este estudio determina la magnitud de las corrientes que fluyen a través del
sistema de potencia en varios intervalos de tiempo después de ocurrir una falla, incluso los
sistemas eléctricos de potencia más cuidadosamente diseñados pueden estar sujetos a daños
por arcos eléctricos o fuerzas electromagnéticas debido a la circulación de corrientes
13
elevadas al presentarse un cortocircuito [1]. Por lo tanto llevar a cabo este análisis permite
lo siguiente:
Dimensionar y seleccionar adecuadamente los equipos de un sistema eléctrico
(transformadores, generadores, conductores, protecciones, etc) de manera que estos
puedan soportar los niveles de cortocircuito del sistema con un mínimo daño.
Proporciona los valores de corrientes de falla que deben aislar de manera rápida los
dispositivos de protección de sobrecorriente, sobretensión, diferenciales, entre otros.
Proporciona el valor de corriente para el diseño de sistemas de puesta a tierra, las cuales
“drenan” las corrientes de cortocircuito a tierra, reduciendo los peligrosos voltajes paso y
toque a las que se expone el personal humano al presentarse condiciones de falla.
Coordinación de Protecciones: este estudio tiene el objetivo de reducir al mínimo los
riesgos a los cuales están expuestos el personal y los equipos ante eventualidades anormales
del sistema, en las cuales los esquemas de protección deben aislar de forma rápida y
selectiva la falla [1], los cuales tiene las siguientes consideraciones:
Su función primordial es la de proteger vidas humanas por encima de equipos costosos.
Su operación involucra la detección y aislamiento de la falla en el menor tiempo posible,
limitando la zona afectada al mínimo.
Los esquemas de protección no deben funcionar durante la operación normal del sistema
de potencia, solo en condiciones inapropiadas en su funcionamiento de manera selectiva.
14
II. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SOFTWARE ETAP
ETAP es un poderoso y completo software de simulación de sistemas de potencia, el cual
cuenta con numerosos módulos orientados al óptimo diseño, planeación y operación de un
sistema eléctrico en diversos tipos de industria. Desde el lanzamiento de su primera versión
en 1986, su casa desarrolladora, Operation Technology Inc, ubicada en la ciudad de Irvane-
California, ha innovado aplicativos atendiendo las continuas realimentaciones y sugerencias
de sus clientes alrededor del mundo, considerándose entre los Usuarios como una
herramienta confiable, rápida y amigable a la hora de modelar y llevar diferentes análisis
eléctricos. La Tabla 1, ilustra los desarrollos más notorios del Software ETAP en los
últimos 30 años [2].
Tabla 1. Desarrollo del Software ETAP
AÑO DESCRIPCIÓN
1983 Inicia el desarrollo del Software ETAP
1986 Se establece Operation Technology Inc.
Se lanza la primera versión de ETAP – ETAP DOS 1.0
1991 ETAP obtiene Certificación Núclear.
1993 Se lanza la versión ETAP DOS 6.5
Se lanza la versión ETAP DOS 7.1
1995 Se lanza la versión ETAP DOS 7.3
ETAP obtiene la Certificación ISO 9001
1996 Se lanza la versión ETAP 1.0, primer programa de análisis de sistemas de potencias para
Windows 32-bit.
1998 Se lanza la versión ETAP 2.0
2000 Se lanza la versión ETAP 3.0 – Las mejoras contienen el desarrollo de los módulos: Análisis
de Armonicos, Sistemas DC, Flujo Óptimo de Potencia.
2001
Se lanza la versión ETAP 4.0 – Las mejoras contienen el desarrollo de los módulos:
Confiabilidad, Diseño de Mallas de Puesta a Tierra, Sistemas de Paneles, UDM (User Define
Model), Data X.
2002 Se lanza la versión ETAP 4.7
2004
Se lanza la versión ETAP 5.0 – Las mejoras contienen el desarrollo de los módulos:
Diagramas de Circuitos de Control, Flujo de Carga Desbalanceado, Arco Eléctrico, GIS,
Coordinación de Protecciones.
2006 Se lanza la versión ETAP 5.5
2007 Se lanza la versión ETAP 5.6 –Adición del Módulo Control de Generación Automática para
ETAP REAL TIME.
2008 Se lanza la versión ETAP 6.0 –Desarrollo dimensionamiento de cables, Comparador de
Datos, y Analizador de Reportes.
2009 Se lanza la versión ETAP 7.0
2010 Se lanza la versión ETAP 7.5
2011 Se lanza la versión ETAP 11.0
2012 Se lanza la versión ETAP 11.1
15
AÑO DESCRIPCIÓN
2013 Se lanza la versión ETAP 12.0 y ETAP 12.5
2014 Se lanza la versión ETAP 12.6
2015 Se lanza la versión ETAP 12.6.5
2.1 Requerimientos del Software ETAP
2.1.1 Sistemas Operativos
Microsoft Server® 2012 (Standard)
Microsoft Windows® 8 & 8.1 (Standard, Professional)
Microsoft Windows 7 (SP1) (Home Premium, Professional, Ultimate)
Microsoft Windows Vista (SP2) (Home Premium, Business, Enterprise)
Microsoft Windows XP (SP3) (Professional, Home Edition)
Microsoft Server 2008 R2 (Standard)
Microsoft Server 2008 (Standard)
Microsoft Server 2003 R2 (Standard) (SP2)
Microsoft Server 2003 (Standard) (SP2)
2.1.2 Requerimientos de Software
Microsoft Internet Explorer® 5.01
Microsoft.NET Framework v3.5 (SP1)
Microsoft SQL Server Compact 3.5 (SP2)
2.1.3 Requerimientos Recomendados de Hardware
Para proyectos de hasta 100 Nodos
Intel Dual/Quad core – 2.0 GHz (o equivalente)
2 GB RAM
Para proyectos de hasta 500 Nodos
Intel Dual/Quad core – 2.0 GHz (o equivalente)
4 GB RAM
16
Para proyectos de hasta 1000 Nodos
Intel Dual/Quad core – 3.0 GHz con tecnología Hyper-Threading y bus de alta
velocidad.
8 GB RAM (Alta Velocidad)
Sistema Operativo de 64-Bit
Para proyectos de hasta 10000 Nodos
Intel Dual/Quad core – 3.0 GHz con tecnología Hyper-Threading y bus de alta
velocidad.
12 GB RAM (Alta Velocidad)
Sistema Operativo de 64-Bit
2.2 Creación de un proyecto ETAP
Para la creación de un proyecto ETAP, el Usuario debe seguir las siguientes instrucciones.
a. Iniciar el ETAP POWER STATION desde la carpeta raíz en la que se encuentra
instalado el software, generalmente esta se encuentra en el Disco Local C -
C:\ETAP.
b. Se desplegará una ventana, dar click en File → New Project → Ingresar el nombre
del proyecto → OK.
17
Sobre esta segunda ventana el Usuario puede seleccionar el sistema de unidades
(Inglés –Métrico) en el cual se definirán los parámetros eléctricos del proyecto, así
como la base de datos en la cual se almacenará la información.
c. Se desplegará una tercera ventana, en esta se define el nombre del Usuario, una
descripción del proyecto y los niveles permisos autorizados.
d. Finalmente se especifica la frecuencia en Hertz de la red a ser modelada, por defecto
el Software ETAP fija la frecuencia a 50 Hz en un proyecto nuevo. Para modificar
esta variable, el Usuario debe ubicar en la barra de tareas la pestaña Project →
Standards…
En el Anexo 1 se encuentra la descripción de la información a diligenciar por elemento,
mostrando los de mayor utilización en los sistemas de potencia.
18
III. ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA EMPLEANDO ETAP
ETAP se convierte cada vez más en una de las herramientas de simulación de sistemas de
potencia más empleadas por empresas consultoras, industriales y electrificadoras a nivel
nacional, aunque el módulo de flujo de carga es uno de los módulos bases del software en
comparación con módulos desarrollados para análisis de mayor complejidad, es uno de los
módulos más robustos debido a las numerosas herramientas que pone a disposición para el
Usuario tales como:
Solución del Flujo de potencia por cuatro métodos numéricos iterativos posibles
(Newton –Raphson, Newton –Raphson Adaptativo, Gauss –Seidel Acelerado y
Desacoplado).
Elección del factor de diversidad por medio de la definición global de cargas (potencia
constante, impedancia constante, corriente constante y genérica), niveles de voltaje
mínimos y máximos.
Configuración de alertas marginales y críticas para los niveles de tensión definidos por el
Usuario.
Dimensionamiento de conductores a través de módulos transversales como el Sizing –
Phase, el cual emplea los criterios de cargabilidad, máxima caída de tensión y
cortocircuito para la selección óptima del conductor.
Analizador de flujo de carga, en los que se aprecia de manera comparativa los
resultados del análisis para cada escenario de estudio definido por el Usuario.
Generación detallada de informes técnicos en cinco formatos de archivos disponibles
para la selección del Usuario.
3.1 Consideraciones Previas
Como se ha mencionado anteriormente, el propósito del análisis de flujo de potencia es
calcular con precisión la magnitud y ángulo de fase de los voltajes de estado estacionario en
19
todas las barras de una red y a partir de ese cálculo, los flujos de potencia activa y reactiva
en cada una de las barras, líneas de transmisión y transformadores, bajo la suposición de
generación y carga conocidas.
Las magnitudes y ángulos de fase de los voltajes de barra que no se especifican en los datos
de entrada, se denominan variables de estado, ya que éstos describen el estado del sistema
de potencia; sus valores dependen de las cantidades especificadas en cada una de las barras.
Por lo tanto, el problema de flujo de potencia consiste en determinar los valores de todas las
variables de estado, resolviendo un igual número de ecuaciones de flujo de potencia
simultáneas, basadas en los datos de entrada especificados.
La solución del flujo de carga se conoce hasta cuándo se han calculado las variables de
estado; después de esto, pueden determinarse todas las demás cantidades que dependen de
las variables de las misma, como es el caso de la potencia activa y reactiva para las barras
de compensación y la potencia reactiva para las barras de voltaje controlado.
3.1.1 Información requerida
El software ETAP emplea métodos iterativos para el cálculo de las variables de estado del
sistema de potencia, sin embargo, la exactitud de los resultados que se generan en la
solución de un flujo de carga depende en gran medida, de un correcto ingreso por parte del
Usuario de los parámetros de entrada de los elementos que conforman el sistema de
potencia bajo estudio. La información requerida para llevar a cabo los análisis de flujo de
carga y que debe ser alimentada en el software se describen en la Tabla 2.
Tabla 2. Análisis de Flujo de Carga - Información requerida.
Elementos Información
Nodos
Voltaje nominal en kV.
El ángulo y %V.
Factor de diversidad de carga.
Ramas
(transformadores, líneas
de transmisión, cables,
reactores e impedancias)
Generalmente, resistencia, relación X/R, tolerancia y temperatura, si es
aplicable, Líneas de transmisión: Tipo de línea, longitud y unidad.
Transformadores: Voltaje y potencia nominal, cambiador manual o
automático de taps. Impedancia: Voltaje base y potencia nominal base
20
Elementos Información
Red Equivalente
Modo de operación (swing, PV-control de voltaje, PQ-control de potencia
reactiva o PF-control de factor de potencia).Voltaje nominal kV.Ángulo y
%V para el modo de operación swing.%V, Potencia activa-MW, y límites de
Potencia Reactiva (Qmax y Qmin) para modo de operación PV.
Generadores Síncronos
Modo de operación (swing, PV-control de voltaje, PQ-control de potencia
reactiva o PF-control de factor de potencia).Voltaje nominal kV. Ángulo y
%V para el modo de operación swing. %V, Potencia activa-MW, y límites de
Potencia Reactiva (Qmax y Qmin) para modo de operación PV.
Inversores Datos nominales de AC y DC. Voltaje de salida regulada de AC
Motor Síncrono
Potencia en kW/HP y Voltaje nominal. Factor de potencia y eficiencia para
porcentajes de carga de 100%, 75% y 50%. Porcentaje de cargabilidad del
motor.
Motor de Inducción
Potencia en kW/HP y Voltaje nominal. Factor de potencia y eficiencia para
porcentajes de carga de 100%, 75% y 50%. Porcentaje de cargabilidad del
motor.
Cargas Estáticas Potencia en kVA/MVA y Voltaje nominal. Factor de potencia. Porcentaje de
cargabilidad
Capacitor Voltaje nominal. kVAR por banco. Número de Bancos. Porcentaje de carga.
Cargas de Potencia
constante
(Convencional)*
Potencia en kVA/MVA y Voltaje nominal. Factor de potencia. Porcentaje de
carga motor o impedancia. Porcentaje de cargabilidad.
Cargadores y UPS Voltaje, potencia y factor de potencia nominales en AC. Voltaje, potencia
nominal en DC. Porcentaje de cargabilidad.
SVC Voltaje, potencia reactiva inductiva-capacitiva nominales y máximos
Paneles Voltaje y corriente nominal. Numero de ramales. Porcentaje de Carga.
Número de fases. Tipo de conexión: Externa, interna, reserva.
3.2 Guía para la Elaboración de Análisis de Flujo de Carga
Posterior a la elaboración del modelo eléctrico y a la verificación de la información
ingresada al software, se establece a continuación la metodología para llevar acabo los
análisis de flujo de carga de acuerdo con la Figura 1.
Revisión de Parámetros: Aunque es una labor dispendiosa de elaborar en sistemas
eléctricos con numerosos elementos, es necesario por ejemplo chequear lo siguiente: la
frecuencia del sistema configurada en software, el correcto ingreso de longitudes de
conductores, potencia eléctrica para las cargas de impedancia y potencia constante, para el
caso de los generadores el despacho verificar el tipo de tipo operación y el despacho que
estos ofrecen al sistema influyen notablemente en los resultados de flujo de carga.
21
NO
SI
Comparación de Resultados
Study
Wizard
Scenario
Wizard
Project
Wizard
¿Errores de
Modelado?
Configuración 3D de la
Base de Datos
Configuración de Casos
de Estudio
Análisis de Flujo de Carga
Revisión de Parámetros
Reportes
Figura 1. Guía para la Elaboración de Análisis de Flujo de Carga
Configuración de la Base de Datos 3D de ETAP: Para proyectos en los que se requiere
analizar numerosas topologías de operación y realizar diversos análisis eléctricos para un
mismo sistema de potencia en estudio resulta útil programar los diferentes cambios que en
este puedan ocurrir, para lo cual ETAP dispone de lo siguiente:
Barra de Base de Datos
En esta barra se ubican las tres alternativas que afectan la base de datos del proyecto, cada
una de ellas contiene restricciones y alcances determinados de edición.
22
1. Base y Revisión de datos: Permite la creación de revisiones del sistema eléctrico a
partir de la copia de una base de datos Base, en dichas revisiones no es posible
adicionar o eliminar elementos del diagrama unifilar, más sin embargo es posible
modificar parámetros eléctricos tales como potencia, impedancias, despachos,
condiciones, ajustes de protecciones, etc.
Figura 2. Creación de Revisiones
2. Presentaciones: Permite la creación de varias pantallas del diagrama unifilar, sobre
las cuales se pueden ilustrar los resultados de diferentes tipos de análisis, así como
la ubicación, visibilidad y simbología de los elementos que conforman el sistema de
potencia en estudio.
23
Figura 3. Creación de Presentaciones
3. Configuraciones: Permite definir el estatus o estado de operación de interruptores,
motores, cargas, tipo de operación de los generadores, a diferencia del gestor de
revisiones, sólo es posible modificar las condiciones operativas de los componentes
del sistema eléctrico más no su parámetros físicos.
Figura 4. Creación de Configuraciones
24
Configuración del Caso de Estudio: En esta ventana se básicamente establece el método
iterativo de solución al flujo de carga (Newton-Raphson, Adaptativo, Newton-Raphson,
Rápido-Desacoplado, Gauss-Seidel Acelerado), el factor de diversidad de carga, valores
límites para la detección de sobrecargas de los elementos y caídas y sobre voltajes en el
sistema.
Figura 5. Configuración de los Casos de Estudio
Configuración Wizard: La presencia de numerosas topologías de operación dentro de un
sistema eléctrico así como la variación de los parámetros eléctricos que lo describen,
pueden representar inconvenientes en cuanto a la generación de reportes al realizar diversos
análisis para un mismo sistema eléctrico en estudio. Por ende, es de gran utilidad emplear
un asistente o programador de estudios como lo es Wizard, el cual permite agilizar la
generación de reportes de acuerdo con la base de datos tridimensional y casos de estudio
creados. De acuerdo a la diversidad de topologías de operación y los diferentes análisis a
realizar se presentan tres opciones de programación para las corridas de flujo.
25
1. Scenario Wizard: Esta opción permite crear de manera individual los escenarios de
estudio a analizar, en el que el Usuario establece la presentación, revisión,
configuración y caso de estudio a realizar, asignando el nombre del reporte
correspondiente a realizar, de esta manera se cargarán los resultados de la simulación al
nombre especificado.
2. Study Wizard: De manera rápida está herramienta permite agrupar diferentes escenarios
creados a través del Scenario Wizard, lo cual representa una enorme ventaja pues al
presentarse cambios en el sistema eléctrico y por ende en la modificación de los
resultados, automáticamente estos se pueden actualizar en los reportes agilizando
tiempos de organización de la información.
3. Project Wizard: Es una herramienta similar a una macro de programación, esta integra
los Study Wizard creados, que al igual de la función anterior optimizan el manejo de la
información, resultado útil en modelos de alta complejidad y tamaño como es el caso de
sistemas de transmisión y distribución.
Corrección de Errores frecuentes: Posterior a la ejecución de los análisis de flujo de carga,
pueden presentarse algunos errores frecuentes que un Usuario inexperto en el manejo de
ETAP puede llegar a cometer, a continuación se describen los siguientes:
La convergencia de un sistema eléctrico consta del balance entre la carga y la
generación representada en el modelo, por ello esta diferencia no puede ser muy amplia
con el fin de evitar que los métodos iterativos busquen resultados en rangos alejados de
la solución.
Al establecer las tensiones de operación de los equipos, estos no pueden presentar
diferencias superiores al 40% respecto al valor fijado en las barras o nodos de
alimentación.
Al emplear transformadores trifásicos tridevanados sin conexión alguna de cargas en el
lado terciario, el nodo de voltaje correspondiente a este devanado debe deshabilitarse
26
empleando un circuit break, de esta manera el software no presentará inconvenientes al
momento de ejecutar los análisis de flujo de carga.
Se debe definir entre algunos grupos de generación o equivalentes de red de un modelo
eléctrico, un único nodo swing (slack) para el sistema, de modo contrario el módulo de
flujo de carga no iniciará los cálculos correspondientes definir el nodo de referencia.
Comparación de Resultados: Posterior a la ejecución de los análisis de flujo de carga para
las diferentes topologías de operación configuradas y programadas en el software, analizar
los resultados obtenidos en cada simulación será el paso a seguir, con el fin de identificar
escenarios críticos en los cuales se presentan alarmas de sobrecarga en conductores y
transformadores, violaciones en los niveles de tensión, sobrexitación, subexitación de
generadores. ETAP dispone del Load Flow Result Analyzer de manera que el Usuario
pueda analizar los diferentes escenarios, realizando el diagnóstico y planteando alternativas
de solución a los mismos.
Figura 6. Analizador de Flujo de Carga – Escenarios de Estudio
27
IV. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO EMPLEANDO ETAP
Al igual que el módulo de flujo de carga, ETAP ofrece a los usuarios un módulo de
cortocircuito completamente amigable para el Usuario en el que puede realizar numerosos
análisis en varios puntos del sistema de manera simultánea, especificando la normatividad
con la cual se ejecutarán los cálculos de cortocircuito (ANSI, IEC, GOST), adicionalmente
ETAP tiene la posibilidad de verificar la capacidad de cortocircuito que tienen los
diferentes elementos del sistema de acuerdo con la selección de equipos realizada por el
Usuario.
Sobre el módulo de cortocircuito se ubica adicionalmente el módulo de Arc Flash, el cual
permite determinar la energía incidente de cada tablero al presentarse este fenómeno que
cobra cada vez más importancia en las instalaciones eléctricas de baja tensión, logrando
identificar los equipos de protección personal adecuados. Consecuentemente permite la
generación de las etiquetas de arc flash normalizadas, las contienen los resultados obtenidos
en el análisis.
En versiones comercialmente aún no disponibles, ETAP permite comparar por medio de un
analizador de cortocircuito los resultados obtenidos en el análisis de diferentes, verificando
con mayor facilidad y rapidez los escenarios críticos de un sistema de potencia.
4.1 Consideraciones Previas
Los sistemas de potencia son en general, sistemas bastantes complejos compuestos por una
vasta gama de equipos dedicados a la generación, transmisión y distribución de la energía
eléctrica a varios centros de consumo. La propia complejidad de estos sistemas indica que
la presencia de fallas es inevitables. Un cortocircuito resulta de la conexión de un elemento
de poca impedancia entre dos o varios puntos en los que existe una diferencia de potencia,
28
lo cual origina una circulación elevada de corriente [3]. Este tipo de fallas se pueden
originarse por lo siguiente:
Causas humanas: un mal conexionado de las fases sobre un determinado elemento.
Causas atmosféricas: el impacto directo de descargas eléctricas sobre líneas de
transmisión, humedad excesiva, etc.
Causas mecánicas: puede deberse a la ruptura de conductores, degradación de las capas
de aislamiento en los equipos, caídas de árboles sobre líneas de transmisión área.
De esta manera las fallas de cortocircuito se pueden clasificar en cuatro categorías:
trifásico, monofásico, línea a línea y línea a línea a tierra. Todos estos tipos de análisis se
logran clasificar adicionalmente en tres instantes de tiempo: ½ ciclo (periodo
subtransitorio), 1.5 a 4 ciclos (periodo transitorio) y 30 ciclos (periodo transitorio). La
magnitud de las corrientes de falla depende por lo tanto de la cantidad de fuentes que
contribuyen a la falla (generadores y motores sincrónos, máquinas de inducción y puntos de
red) y la magnitud de la impedancia que limita la circulación de ésta.
4.1.1 Información requerida
El software ETAP emplea métodos de cálculo estandarizados (ANSI/IEEE, IEC y GOST)
en la ejecución de análisis de cortocircuito, sin embargo, al igual que los análisis de flujo de
carga, la exactitud de los resultados dependen en gran parte del ingreso acertado de los
parámetros eléctricos del sistema a estudiar, la Tabla 3 describe la información necesaria
para llevar a cabo dichos análisis.
Tabla 3. Información requerida en el software
Elementos Información
Nodos Voltaje nominal en kV. El ángulo y %V.
Tipo de nodo (CCM, Alimentador, panel).
Ramas (transformadores,
líneas de transmisión,
cables, reactores e
impedancias)
Generalmente, resistencia, relación X/R, tolerancia y
temperatura, si es aplicable. Líneas de transmisión: Tipo de línea,
longitud y unidad. Transformadores: Voltaje y potencia nominal,
conexión de los devanados, cambiador manual o automático de
taps. Impedancia: Voltaje base y potencia nominal base
29
Elementos Información
Red Equivalente Voltaje y ángulo nominal. Potencia de cortocircuito trifásico,
monofásico y relación X/R.
Generadores Síncronos
Voltaje, potencia y factor de potencia nominal. Tipo de
generador, Xd´´, Xd´,Xd, X/R, X0, X2. Tipo de generador, tipo
de aterrizamiento.
Motor Sincrono Potencia en kW/HP y Voltaje nominal. Número de Polos. Xd'',
X/R, %LRC, Xd, Xo,X2, Tipo de aterrizamiento
Motor de Inducción Potencia en kW/HP y Voltaje nominal. Xsc´', X/R, %LRC,
Xo,X2, Tipo de aterrizamiento
Cargas de Potencia
constante (Convencional)*
Potencia en Kva/MVA y Voltaje nominal. Porcentaje de carga
motor o impedancia. %LRC, X/R, Xsc, X´´, tipo de
aterrizamiento.
UPS Voltaje, potencia y factor de potencia nominales en AC. Factor
Kac, tipo de aterrizamiento.
VFD Potencia, Voltaje y Factor de potencia nominal, factor K
Fusibles, CB,HVCB Voltaje máximo, corriente de capacidad de interrupción nominal
y máxima, ciclos
4.2 Guía para la Elaboración de Análisis de Cortocircuito
Posterior a la elaboración del modelo eléctrico y a la verificación de la información
ingresada al software, se establece a continuación la metodología para llevar acabo los
análisis de cortocircuito de acuerdo con la Figura 7, la cual conserva bases similares a las
planteadas para los análisis de flujo de carga.
Revisión de Parámetros: Aunque es una labor dispendiosa de elaborar en sistemas
eléctricos con numerosos elementos, es necesario chequear lo siguiente: la frecuencia del
sistema configurada en software; el correcto ingreso de longitudes de conductores; la
contribución al cortocircuito por parte de cargas de potencia constante expresadas mediante
%LRC (corriente de rotor bloqueado); para el caso de los generadores las reactancias de las
maquinas deben obedecer la condición física en la que Xd > Xd´ > Xd´´, para los
transformadores ingresar la impedancia de cortocircuito de acuerdo con la potencia base
expresada en la placa de características, así como fijar una posición definida del tap y
estableciendo el grupo de conexión a la cual corresponde.
30
NO
SI
Comparación de Resultados
Study
Wizard
Scenario
Wizard
Project
Wizard
¿Errores de
Modelado?
Configuración 3D de la
Base de Datos
Configuración de Casos
de Estudio
Análisis de Cortocircuito
Revisión de Parámetros
Reportes
Figura 7. Guía para la Elaboración de los Análisis de Cortocircuito
Configuración de la Base de Datos 3D de ETAP: Los sistemas eléctricos de potencia son
dinámicos en su operación como en expansión, flexibilidad y confiabilidad que puedan
ofrecer al usuario de consumo final. El ingreso de potencia eléctrica en determinado tramo
de la red o la repotenciación de algunos elementos originan dentro del sistema la alteración
de los niveles de cortocircuito y por tanto los ajustes en sus sistemas de protección.
Como se mencionó en las condiciones previas, la corriente de cortocircuito puede obtenerse
en tres instantes de tiempo diferentes (subtransitorio –transitorio –estable) relacionados
estrechamente con las reactancias Xd´´, Xd´ y Xd de las máquinas sincrónicas y de
inducción presentes en el sistema eléctrico. Por ende, atender dichas modificaciones dentro
de la base tridimensional de ETAP permite anticipar con rapidez el estado del sistema y
verificar la correcta selección de la capacidad de cortocircuito de los elementos de
protección, medición, control y de potencia.
31
Configuración del Caso de Estudio: Previo a la ejecución de los análisis de cortocircuito, el
Usuario deberá establecer las condiciones iniciales del sistema, conocidas como las
condiciones pre-falla más objetivamente, la tensión, la puede elegirse ante un porcentaje en
específico definido por el Usuario o las magnitudes nominales modeladas en el sistema. El
Usuario adicionalmente deberá seleccionar la normatividad de cálculo correspondiente:
ANSI, IEC y GOST, está última desconocida a nivel Latinoamericano debido a que su
formulación proviene de organismos de investigación rusos.
Configuración Wizard: Al configurar individualmente los escenarios de cortocircuito se
debe seleccionar adecuadamente el instante de tiempo de cortocircuito al cual se
programará la simulación de acuerdo con la normatividad de cálculo a realizar, por ejemplo
Scenario Wizard dispone para análisis de cortocircuito bajo la Standard ANSI el cálculo de
la corriente momentánea (ANSI All Fault Momentary), la corriente de interrupción (ANSI
All Fault Interrumpting) y la corriente permanente (ANSI All Fault 30Cycle) que
corresponden respectivamente a los estados subtransitorios ( ½ Ciclo), transitorio (1.5 – 4
Ciclos) y sostenido (30 Ciclos) de la corriente en falla.
Corrección de Errores frecuentes: los siguientes son los errores de modelado comunes que
cometen los Usuarios al ejecutar el módulo de cortocircuito:
El Usuario debe elegir las barras en falla previa a la ejecución del análisis de cortocircuito
mediante la configuración del caso de estudio o directamente sobre el diagrama unifilar, al
no adicionar un nodo en falla el software automáticamente impedirá la ejecución de los
cálculos hasta corrección de este error frecuentemente cometido.
Algunos usuarios confunden los botones de ejecución de cortocircuito subtransitorio,
transitorio y permanente con los botones de evaluación de cortocircuito en equipos (Duty),
este último determina la correcta selección de equipos de protección ante corrientes de falla
circulantes por el sistema eléctrico.
32
Al poseer varios transformadores trifásicos conectados en paralelo, es común que se pase
por alto establecer en los transformadores un igual grupo de conexión o grupo de conexión
equivalente, originando que el software detenga automáticamente el cálculo al detectar
corrientes circundantes entre los devanados de los transformadores.
Al establecer las tensiones de operación de los equipos, estos no pueden presentar
diferencias superiores al 40% respecto al valor fijado en las barras o nodos de alimentación.
Comparación de Resultados: Versiones previas de ETAP 12.6.5 no disponen de un
analizador de cortocircuito como si lo dispone el módulo de flujo de carga, permitiendo
solamente la impresión de reportes detallados por cada escenario planteado para su análisis.
Sin embargo, la versión ETAP 14 Beta 5.0 incluye está particular herramienta, la cual aún
no está comercialmente disponible.
33
V. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EMPLEANDO ETAP
Uno de los módulos más fuertes y con mayores librerías modeladas en ETAP, es el módulo
de coordinación de protecciones, este contiene las principales características de cientos de
numerosos dispositivos de protección que comercialmente son empleados en sistemas de
potencia reales. Adicionalmente permite modelar protecciones no disponibles en la librería
ETAP permitiendo su uso en proyectos futuros. Es también uno de los módulos más
novedosos al permitir la verificación de la selectividad de los esquemas de protección de un
sistema eléctrico acuerdo con los criterios de coordinación establecidos por el Usuario.
Estás coordinaciones se realizan a través de curvas de tiempo –corriente, que describen la
característica de la protección y que permiten su ajuste directamente sobre el gráfico
proporcionando un método visualmente cómodo para un ingeniero de protecciones,
consultor, diseñador, etc. Sin embargo no solamente son tenidas en cuenta los parámetros
de las protecciones, sino también características de los demás elementos del sistema que
directamente interactúa con determinada protección, como por ejemplo límite térmico del
cable, curva de daño de transformadores y generadores, aceleración y limitación de
corriente mediante dispositivos de arranque [4].
5.1 Consideraciones Previas
La confiabilidad de un sistema de potencia, está en gran parte determinada por la correcta
operación de sus elementos, dentro de los cuales se incluyen los dispositivos de protección,
los cuales deben responder rápidamente ante eventos en los que se vean afectados
primordialmente la vida humana y los equipos. Estos dispositivos de protección pueden
clasificarse de acuerdo al tipo de falla a detectar dentro del sistema, de esta manera se
disponen de:
Protecciones de Sobrecorriente [3]: Una de las consecuencias de las fallas, es que se
presentan altas corrientes durante la aparición de la misma, por ello es una de las variables
34
que se utiliza para detectar la presencia de fallas de corriente. En los sistemas eléctricos de
potencia se utilizan gran variedad de equipos para la detección y despeje de las fallas, en
los que se encuentran los siguientes:
Fusibles: El fusible es el medio más sencillo de interrupción automático de corriente en
caso de cortocircuitos y sobrecargas. En baja tensión (250V-600V) se encuentran hasta
600A. En este rango, la exigencia es que soporten continuamente la corriente nominal y que
se fundan en un tiempo máximo de 5 minutos, con un 15% de sobrecarga. En alta tensión
(10 a 138KV) se encuentran hasta 400A, con potencias de 0.1 a 20MVA. Un fusible se
compone de un elemento sensible a la corriente y un mecanismo de soporte. El elemento
fusible se funde, cuando circula una corriente peligrosa durante un tiempo determinado. El
mecanismo de soporte establece rápidamente una distancia eléctrica, para minimizar el
tiempo que dura el arco.
Reconectadores: En los sistemas de distribución aérea, entre el 80% y 95% de las fallas
son de naturaleza temporal y duran como máximo pocos ciclos o segundos. Las causas
típicas de fallas temporales son: contactos de líneas empujadas por el viento, ramas de
árboles que tocan líneas energizadas, descargas de rayos sobre aisladores o animales que
cortocircuitan una linea. El recloser con su característica de disparo–cierre, elimina la
posibilidad de dejar por fuera un circuito de distribución debido a fallas de característica
temporal. El recloser es un interruptor con reconexión automática, instalado sobre todo en
líneas de distribución. Este dipositivo puede detectar una sobrecorriente, interrumpirla y
reconectarla automáticamente.
Seccionalizadores: Es un equipo de protección que automáticamente desconecta las
secciones en falla de un circuito de distribución; normalmente se utilizan en sitios aguas
debajo de un recloser. Como los seccionalizadores no tienen la capacidad para interrumpir
corrientes, ellos cuentan las operaciones del recloser durante condiciones de falla y después
de un número preseleccionado de aperturas, cuándo esté está abierto, el seccionalizador
abre y aísla la sección en falla de la línea. Esta operación permite al recloser cerrar y
35
establecer el servicio en las zonas libres de falla. Si la falla es temporal, el mecanismo de
operación del seccionalizador se puede reponer. El seccionalizador no tiene una
característica de operación Corriente Vs. Tiempo, por esto se puede usar entre dos
dispositivos cuyas curvas de operación son muy cercanas.
Interruptores: Los interruptores con voltajes de operación menores 1000V se pueden
clasificar de acuerdo con su forma constructiva en interruptor de potencia, los cuales son de
construcción abierta en marcos metálicos accesibles en todas sus partes para mantenimiento
y reparación, pueden ser utilizados en conjunto con fusibles limitadores de corriente para
lograr requerimientos hasta 200 KA simétricos de interrupción. Por otro lado los
interruptores de caja moldeada son en los que los elementos de interrupción y el de
protección están ensamblados integralmente en un compartimiento de material aislante
(difícil de reparar). Se utilizan en servicios auxiliares de plantas, subestaciones y a nivel
industrial.
Relés de Sobrecorriente [3]: Uno de los fenómenos más frecuentes que se presentan
durante las anormalidades en un SEP y en especial en cortocircuitos, es el aumento de
corriente sobre los valores normales de operación. Este aumento se utiliza para discriminar
los aumentos de fallas, ya sea como protección principal o de respaldo. Una de estas
protecciones es el relé de sobrecorriente. Es utilizada como protección principal en
alimentadores radiales de distribución y en transformadores de poca potencia. Como
protección principal, se utiliza en generadores, transformadores de mayor potencia, líneas
de media tensión, etc. El funcionamiento de un rele de sobrecorriente es simple y depende
de dos variables, nivel de corriente mínima de operación (corriente pick up), que es aquel
valor que produce el cambio de estado del rele y la característica de tiempo de operación,
que es la forma que el rele responde en cuanto al tiempo. La función principal de estos
relés, es proteger los elementos del sistema contra fallas y no contra sobrecarga (capacidad
térmica de máquinas y líneas). Sin embargo, los ajustes establecen algún compromiso para
establecer ambas anomalías.
36
Protecciones de Sobrecorriente Direccional [3]: Es utilizado para proteger contra
sobrecorrientes de falla que pueden circular en dos sentidos, y donde la protección de
sobrecorriente puede producir la desconexión innecesaria de otros circuitos. Los relés de
sobrecorriente direccional se utilizan en dos aplicaciones: sistemas en anillo o sistemas con
varias fuentes de alimentación. Los relés de sobrecorriente direccional están constituidos
por una unidad de sobrecorriente normal y de un elemento para controlar la direccionalidad.
El elemento direccional, requiere además de la señal de corriente del relé, una señal de
referencia para medir el ángulo de falla y determinar la operación o no, ante una falla.
Generalmente la señal de referencia y polarización es una señal de voltaje o de corriente. La
dirección del flujo de corriente, se detecta midiendo la diferencia del ángulo de fase entre la
corriente y la señal de polarización.
Protecciones Diferenciales [3]: Funcionan cuando el vector diferencia de dos o más
cantidades eléctricas similares exceden una cantidad predeterminada. No es la construcción
del relé sino la forma de conexión lo que lo hace un relé diferencial. La mayoría de las
aplicaciones son del tipo diferencial de corriente y toman una gran variedad de conexiones
dependiendo del equipo que están protegiendo. La protección diferencial responde ante
fallas línea a línea, línea a tierra y en algún grado a las fallas entre espiras.
5.1.1 Información requerida
La información requerida en el módulo de coordinación de protecciones es gran parte
dependiente a la requerida para llevar análisis de cortocircuito, pues cuando se valida la
selectividad de las protecciones este calcula las corrientes de cortocircuito para obtener el
tiempo de despeje de la falla calculada sobre las curvas características de las protecciones,
las cuales deben modelarse o seleccionar sobre la librería de ETAP. Ver Tabla 4.
Tabla 4. Información requerida en el software
Elementos Información
Nodos Voltaje nominal en kV. El ángulo y %V.
Tipo de nodo (CCM, Alimentador, panel).
37
Elementos Información
Ramas (transformadores, líneas
de transmisión, cables, reactores
e impedancias)
Generalmente, resistencia, relación X/R, tolerancia y
temperatura, si es aplicable.Líneas de transmisión: Tipo de línea,
longitud y unidad. Transformadores: Voltaje y potencia nominal,
conexión de los devanados,cambiador manual o automático de
taps. Impedancia: Voltaje base y potencia nominal base
Red Equivalente Voltaje y ángulo nominal. Potencia de cortocircuito trifásico,
monofásico y relación X/R.
Generadores Síncronos
Voltaje, potencia y factor de potencia nominal. Tipo de
generador, Xd´´, Xd´,Xd, X/R, X0, X2. Tipo de generador, tipo
de aterrizamiento.
Motor Síncrono Potencia en kW/HP y Voltaje nominal. Número de Polos. Xd'',
X/R, %LRC, Xd, Xo,X2, Tipo de aterrizamiento
Motor de Inducción Potencia en kW/HP y Voltaje nominal. Xsc´', X/R, %LRC,
Xo,X2, Tipo de aterrizamiento
Cargas de Potencia constante
(Convencional)*
Potencia en Kva/MVA y Voltaje nominal. Porcentaje de carga
motor o impedancia. %LRC, X/R, Xsc, X´´, tipo de
aterrizamiento.
UPS Voltaje, potencia y factor de potencia nominales en AC. Factor
Kac, tipo de aterrizamiento.
VFD Potencia, Voltaje y Factor de potencia nominal, factor K
Fusibles, CB,HVCB Voltaje máximo, corriente de capacidad de interrupción nominal
y máxima, ciclos
5.2 Guía para la de Coordinación de Protecciones
Tradicionalmente, la coordinación de protecciones se realiza de manera gráfica, donde la
experiencia y criterios definidos por el Ingeniero de Protecciones determinan en gran parte
un adecuado y selectivo funcionamiento de los dispositivos de protección, pues exige el
conocimiento en pleno del sistema de potencia para prever las situaciones en las cuales las
protecciones deben operar o no. ETAP brinda herramientas que a pesar de ser gráficas
permiten al Usuario determinar los ajustes de las protecciones más adecuados para su
operación. A continuación se establece una guía para la coordinación de protecciones a
partir del empleo del Software ETAP. Ver Figura 8.
Revisión de Parámetros: Debido que dentro del módulo de coordinación de protecciones se
corre internamente el módulo de cortocircuito para la evaluación de la selectividad de las
protecciones, es necesario por lo tanto chequear los mismo parámetros en la guía de
cortocircuito: la frecuencia del sistema correctamente configurada en el software; el
correcto ingreso de longitudes de conductores; la contribución al cortocircuito por parte de
38
cargas de potencia constante expresadas mediante %LRC (corriente de rotor bloqueado);
las reactancias de las maquinas deben obedecer la condición física en la que Xd > Xd´ >
Xd´´, la impedancia de cortocircuito de los transformadores acuerdo con la potencia base
expresada en la placa de características y grupo de conexión.
Figura 8. Guía para la Elaboración de Coordinación de Protecciones
Adicional a lo anterior debe chequearse que las curvas de las protecciones modeladas y
adicionadas a la librería por el Usuario correspondan aproximadamente a las suministradas
en el catálogo del fabricante, considerando la banda de tolerancia de los equipos y la
característica de la curva (inversa, muy inversa, extremadamente inversa, etc).
39
Modelado de las Protecciones: Aunque versión tras versión ETAP actualiza su librería
incluyendo numerosos dispositivos de protección comercialmente disponibles, en ocasiones
en algunos proyectos no es posible encontrar el dispositivo de protección deseado para su
respectivo ajuste, por lo cual el Usuario tiene la posibilidad de incluir su característica de
tiempo y corriente a la librería de protecciones de ETAP.
Para realizar cambios en la librería, en
este caso adicionar un nuevo dispositivo
de protección, el nivel de acceso del
proyecto deberá ser Librarian.
De esta manera el Usuario podrá acceder a la librería de ETAP y almacenar adecuadamente
los cambios que se realicen en ésta. Adicionalmente el Usuario puede combinar librerías de
otros Usuarios, de este modo las referencias de protecciones no disponibles en ETAP
pueden incluirse fácil y rápidamente.
40
41
Para este ejemplo se ilustra la edición de parámetros de un fusible. La Figura ilustra los
campos numéricos de tiempo y corriente que debe ingresar el usuario, los cuales
corresponden a la banda de incertidumbre que los dispositivos de protección como el
fusible presentan.
Definición de los Criterios de Ajustes: como se ha mencionado anteriormente la
coordinación de los sistemas de potencia depende de la experiencia del Ingeniero y los
criterios que éste emplee para garantizar la selectividad de los dispositivos de protección. A
continuación se presentan los criterios de ajuste de sobrecorriente empleados por la
Compañía Consultora Potencia y Tecnologías Incorporadas S.A, los cuales son los
Representantes exclusivos del software ETAP
Para Transformadores de Potencia la unidad temporizada se ha establecido de la siguiente
manera:
Donde:
: Valor mínimo entre la corriente nominal ONAN del transformador y la
nominal del TC.
RTC : Relación del transformador de corriente.
El Pickup de la unidad temporizada de tierra se calcula con base en la corriente ONAF del
transformador de potencia, de la siguiente forma:
Capacidad ONAF 1 MVA:
1MVA < Capacidad ONAF 3 MVA:
42
Capacidad ONAF > 3 MVA:
La selección del dial se hace de forma tal que la curva de protección del transformador este
por debajo de la curva de soporte del mismo, garantizando selectividad con las protecciones
existentes aguas arriba y aguas abajo.
La unidad instantánea de fase de los relés de sobrecorriente ubicados en el lado de alta
tensión de los transformadores de potencia, se ajusta al 150% de la ICC3, ante falla en el
barraje de baja tensión del transformador de potencia.
Además se debe cumplir la siguiente restricción:
Instantáneo IINR * 1 / RTC
Donde:
IINR: Corriente inrush del transformador de potencia.
RTC: Relación del transformador de corriente.
La unidad instantánea de tierra de los relés de sobrecorriente ubicados en el lado de alta
tensión de los transformadores de potencia, se ajusta al 150% de la ICC1, ante falla en el
barraje de baja tensión del transformador de potencia. Igualmente, para los transformadores
con grupo de conexión delta-estrella, los relés de sobrecorriente de tierra ubicados en el
lado de alta tensión deben cumplir con la siguiente restricción:
Instantáneo 0.50* I INR * 1/RTC
Donde:
IINR: Corriente inrush del transformador de potencia.
RTC: Relación del transformador de corriente.
43
La unidad instantánea de fase y tierra de los relés de sobrecorriente ubicados en el lado de
baja de tensión de los transformadores de potencia se deberán anular o en su defecto
temporizar con el fin de garantizar selectividad con las unidades instantáneas ubicadas
aguas abajo.
Para Motores la unidad temporizada se considera un margen de sobrecarga de acuerdo con
lo siguiente:
Fs = 1.0
Fs = 1.15
Donde:
In : La corriente nominal del motor.
Fs : Factor de servicio.
El Pickup de la unidad temporizada de tierra se calcula a partir de la menor corriente que
se presente entre las dos condiciones.
El dial de fase se selecciona de tal forma que la curva de arranque del motor quede por
debajo de la curva de sobrecarga, y así evitar disparos durante el arranque del motor. Como
criterio se toma que el tiempo entre las dos curvas (arranque y sobrecarga) debe ser como
mínimo 250 ms
El dial de tierra de se fija en t = 100 ms con el fin de tener en cuenta el desbalance de
corrientes durante el arranque del motor.
La unidad instantánea del dispositivo de protección del motor se ajusta en 13 veces la
corriente nominal del motor.
44
Para la unidad temporizada de fase de los circuitos o ramales se emplea el siguiente criterio
de ajuste.
Para la unidad temporizada de tierra se calcula a partir de la menor corriente que se
presente entre las dos condiciones.
Las unidades instantáneas de fase y tierra se ajustan en 150% x ICC que circula por el
circuito (línea/conductor) ante falla en la barra siguiente.
Verificación de la Selectividad de las Protecciones: Generalmente para llevar a cabo la
validación de la selectividad de los dispositivos de protección de acuerdo con los criterios
de ajuste definidos se deben realizar pruebas de inyección de corriente que permitan
determinar la operatividad de las protecciones según lo coordinado. Sin embargo el
software ETAP permite corroborar la selectividad propuesta en los esquemas protección
empleando dentro del módulo de coordinación de protección la herramienta secuencia de
operación, en la que se verifica los tiempos de operación de los dispositivos de protección
trasladando el valor en falla del nodo seleccionado a las curvas de tiempo-corriente
seleccionado o modelado en el Software, proporcionando al Ingeniero verificar de manera
gráfica y tabular la coordinación realizada.
45
Figura 9. Verificación de Selectividad
A partir de los resultados de la secuencia de operación el Usuario puede decidir un ajuste
adicional de la coordinación u optar por otra referencia de protección, realizando los
cambios directamente sobre la protección o sobre el diagrama de selectividad del esquema
de protección seleccionado – Star View.
Característica Ajustable de la
46
Figura 10. Ajuste de la Protección
47
VI. CASO DE ESTUDIO: SISTEMA DE POTENCIA IEEE 14 NODOS
El Sistema de Potencia IEEE 14 Nodos es una red anillada de baja tensión de 1kV, la cual
representa una porción del Sistema Eléctrico Americano, específicamente del medio Oeste
a mediados de los años 1962. Este sistema consta de dos (2) Unidades de Generación, tres
(3) nodos de compensación reactiva, tres (3) unidades de transformación y once (11) cargas
eléctricas, la disposición física de la red se ilustra en la Figura 11.
Figura 11. Sistema de Potencia IEEE 14 Nodos [5]
Las Tablas 5, 6 y 7 se describen los parámetros eléctricos de cada componente de la red, la
cual será modelada en ETAP para llevar a cabo estudios de flujo de carga, cortocircuito y
coordinación de protecciones empleando las guías descritas en el capítulo previo.
48
Tabla 5. Parámetros eléctricos de los Generadores Generador 1 2 3 4 5
MVA 615 60 60 25 25
X1 (p.u) 0.2396 0.00 0.00 0.134 0.134
Ra (p.u) 0.00 0.0031 0.0031 0.0014 0.0041
Xd (p.u) 0.8979 1.05 1.05 1.25 1.25
X´d (p.u) 0.2995 0.1850 0.1850 0.1850 0.1850
X´´d (p.u) 0.23 0.13 0.13 0.12 0.12
Tabla 6. Condiciones operativas de los nodos Nodo Pg (p.u) Qg (p.u) Pc (p.u) Qc (p.u) Tipo Qmax-g (p.u) Qmin-g (p.u)
1 2.32 0.00 0.00 0.00 2 10.00 -10.00
2 0.4 -0.424 0.2170 0.1270 1 0.50 -0.40
3 0.00 0.00 0.9420 0.1900 2 0.40 0.00
4 0.00 0.00 0.4780 0.00 3 0.00 0.00
5 0.00 0.00 0.0760 0.0160 3 0.00 0.00
6 0.00 0.00 00.1120 0.0750 2 0.24 -0.06
7 0.00 0.00 0.00 0.00 3 0.00 0.00
8 0.00 0.00 0.00 0.00 2 0.24 -0.06
9 0.00 0.00 0.2950 0.1660 3 0.00 0.00
10 0.00 0.00 0.0900 0.0580 3 0.00 0.00
11 0.00 0.00 0.0350 0.0180 3 0.00 0.00
12 0.00 0.00 0.0610 0.0160 3 0.00 0.00
13 0.00 0.00 0.1350 0.0580 3 0.00 0.00
14 0.00 0.00 0.1490 0.0500 3 0.00 0.00
Donde:
Pg: Potencia activa generada en el nodo.
Qg: Potencia reactiva generada en el nodo.
Pc: Potencia activa consumida en el nodo.
Qc: Potencia reactiva consumida en el nodo.
Tipo: (1)- Swing, (2)- PV, (3)- PQ.
Qmax-g: Potencia reactiva límite máxima a generar.
Qmin-g: Potencia reactiva límite mínima a generar.
Tabla 7. Impedancia de los ramales Nodo-Salida Nodo-Llegada R (p.u) X (p.u) Y (p.u) Tap
1 2 0.01938 0.05917 0.0528 1
1 5 0.05403 0.22304 0.0492 1
2 3 0.04699 0.19797 0.0438 1
2 4 0.05811 0.17632 0.0374 1
2 5 0.05695 0.17388 0.034 1
3 4 0.06701 0.17103 0.0346 1
49
Nodo-Salida Nodo-Llegada R (p.u) X (p.u) Y (p.u) Tap
4 5 0.01335 0.04211 0.0128 1
4 7 0.00 0.20912 0.00 0.978
4 9 0.00 0.55618 0.00 0.969
5 6 0.00 0.25202 0.00 0.932
6 11 0.09498 0.1989 0.00 1
6 12 0.12291 0.25581 0.00 1
6 13 0.06615 0.13027 0.00 1
7 8 0.00 0.17615 0.00 1
7 9 0.00 0.11001 0.00 1
9 10 0.03181 0.08450 0.00 1
9 14 0.12711 0.27038 0.00 1
10 11 0.08205 0.19207 0.00 1
12 13 0.22092 0.19988 0.00 1
13 14 0.17093 0.34802 0.00 1
Donde:
R: Resistencia del ramal.
X: Reactancia del ramal.
Y: Susceptancia del ramal.
Tap: Parámetros asociado al transformador.
6.1 Consideraciones previas al modelado
El voltaje y potencia base correspondiente al sistema eléctrico es de 1 kV – 100 MVA, esto
permitirá ingresar adecuadamente los parámetros eléctricos descritos en la Tabla 7, los
cuales han sido representados en valores por unidad (p.u).
Las unidades de generación PV a las cuales no se le asignó un valor de potencia activa,
serán las unidades que operarán en vacío de manera que suministren netamente reactivos al
sistema compensando localmente la deficiencia de reactivos, lo cual puede representar un
incremento importante en la tensión del nodo compensado.
50
Las cargas a emplear serán modeladas como cargas de potencia constante, con el fin de
mantener la demanda de potencia a pesar de las variaciones de voltaje que puedan resultar
en la operación del sistema eléctrico.
La impedancia de cortocircuito de los transformadores deberá concordar con los parámetros
consignados en la Tabla 7, además de tener en cuenta el porcentaje de tensión determinado
por el cambiador de taps, por lo cual debe calcularse la posición correspondiente al valor
suministrado en la Tabla anteriormente mencionada.
El modelado de los ramales se llevará a cabo empleando directamente impedancias,
especificando en estás la potencia y el voltaje base indicado anteriormente, sin limitar la
ampacidad admisible del ramal.
6.2 Planteamiento de los escenarios de operación
La Tabla 6, describe un escenario de operación típico para el sistema eléctrico en estudio,
por lo cual se establecerá como la red base a partir de la cual se plantearán nuevas
condiciones operativas y analizar por medio de las herramientas descritas y planteadas en
las guías el comportamiento del sistema de potencia, de este modo proponer alternativas de
solución en los escenarios en los que se identifique alguna anormalidad.
La coordinación de protecciones se realizará para un solo escenario de estudio
considerando, enlaces radiales, debido que los criterios consultados obedecen a dispositivos
de protección de sobrecorriente, de manera que el análisis de otro tipo de protección cómo
distancia, diferencial, direccional, etc podrían llegar a ser objeto de estudio en un trabajo
futuro.
A continuación se describen las condiciones a tener en cuenta en la ejecución de los análisis
de flujo de carga:
51
Demanda Mínima y Máxima (descrita en la Tabla 13) de las cargas.
Topologías de operación:
-Todos los enlaces cerrados-CLOSE.
- Enlace 6-12 OPEN- Enlace 5-6 OPEN -Enlace 1-5 OPEN.
Estado de los compensadores:
- GEN-3 OFF - GEN-6 ON - GEN-8 ON
- GEN-3 OFF - GEN-6 OFF - GEN-8 ON
- GEN-3 OFF - GEN-6 OFF - GEN-8 OFF
De manera que se analizarán 12 escenarios de estudio, los cuales serán configurados en el
software ETAP de la siguiente manera:
Tabla 8. Escenarios de Flujo de Carga
ESCENARIOS ID REVISIÓN CONFIGURACIÓN CASO DE ESTUDIO
1 ESCENARIO-1-FC GEN-3-OFF ALL-CLOSE DEM-MAX
2 ESCENARIO-2-FC GEN-3-OFF ALL-CLOSE DEM-MIN
3 ESCENARIO-3-FC GEN-3-OFF 1-5-6-12 OPEN DEM-MAX
4 ESCENARIO-4-FC GEN-3-OFF 1-5-6-12 OPEN DEM-MIN
5 ESCENARIO-5-FC GEN-3-6-OFF ALL-CLOSE DEM-MAX
6 ESCENARIO 6-FC GEN-3-6-OFF ALL-CLOSE DEM-MIN
7 ESCENARIO-7-FC GEN-3-6-OFF 1-5-6-12 OPEN DEM-MAX
8 ESCENARIO-8-FC GEN-3-6-OFF 1-5-6-12 OPEN DEM-MIN
9 ESCENARIO-9-FC GEN-3-6-8-OFF ALL-CLOSE DEM-MAX
10 ESCENARIO-10-FC GEN-3-6-8-OFF ALL-CLOSE DEM-MIN
11 ESCENARIO-11-FC GEN-3-6-8-OFF 1-5-6-12 OPEN DEM-MAX
12 ESCENARIO-12-FC GEN-3-6-8-OFF 1-5-6-12 OPEN DEM-MIN
Para la ejecución de los análisis de cortocircuito se tendrán en cuenta la configuración base
del sistema, descrita en la Tabla 9, con el fin de obtener en diferentes ciclos las magnitudes
de la corriente de cortocircuito para fallas simétricas (trifásica) y asimétricas (línea a línea -
monofásica), el cálculo de dichas corriente permite lo siguiente:
52
Corriente de cortocircuito momentánea simétrica: Ésta corriente de cortocircuito se
emplea como base en el ajuste de las protecciones eléctricas, en la selección y
evaluación de interruptores de baja tensión (< a 1000V) y en el cálculo de mallas a
tierra.
Corriente de interrupción simétrica: Es la corriente rms a comparar con la capacidad
interruptiva rms simétrica de los interruptores superiores a 1000 V, por lo que se
emplea principalmente en la selección y evaluación de interruptores de alta tensión.
Corriente de estado estacionario: Esta corriente puede ser empleada en la evaluación
térmica de los conductores.
La configuración de los escenarios de estudio se realizará en el Software ETAP de la
siguiente manera:
Tabla 9. Escenarios de Flujo de Carga
ESCENARIOS ID REVISIÓN CONFIGURACIÓN TIPO DE FALLA
1 ESCENARIO- 1-CC BASE ALL-CLOSE MOMENTARY
2 ESCENARIO-2-CC BASE ALL-CLOSE INTERRUPTING
3 ESCENARIO-3-CC BASE ALL-CLOSE STEADY-STATE
6.3 Resultados de los Análisis de Flujo de Carga
Como se ha mencionado anteriormente, uno de los estudios con los que se determinan las
condiciones operativas de un sistema eléctrico es el estudio de flujo de carga, mediante éste
se determinan los perfiles de tensión en las barras principales, el transporte de potencia
activa y reactiva por los cables y transformadores de la red, además de la cargabilidad de
tales elementos. En particular, los análisis estarán enfocados en 1kV con el fin de realizar el
diagnóstico del Sistema de Potencia IEEE - 14 Nodos. Las topologías utilizadas para
realizar los estudios de flujo de carga corresponden a las con los escenarios de estudio
descritos en la Tabla 8. Como criterio para evaluar los niveles de tensión se establece un
±5% de la tensión nominal de las barras principales del sistema eléctrico. En el Cuadro 1 se
describen los 12 escenarios analizados en el flujo de carga.
53
Cuadro 1. Descripción de los escenarios de análisis para el flujo de carga
ESCENARIO DESCRIPCIÓN
Escenario 1 – FC
Para este escenario de operación todos los enlaces de impedancia se encuentran cerrados (Configuración ALL-CLOSE), el generador-compensador GEN-3 se encuentra fuera de servicio (Revisión GEN-3-OFF) con una demanda máxima de las cargas (Caso de estudio DEM-MAX).
Escenario 2 – FC
Para este escenario de operación todos los enlaces de impedancia se encuentran cerrados (Configuración ALL-CLOSE), el generador-compensador GEN-3 se encuentra fuera de servicio (Revisión GEN-3-OFF) con una demanda de las cargas mínima (Caso de estudio DEM-MIN).
Escenario 3 – FC
Para este escenario de operación los enlaces de impedancia entre 1-5, 5-6 y 6-12 se encuentran abiertos (Configuración 1-5-6-12 OPEN), el generador-compensador GEN-3 se encuentra fuera de servicio (Revisión GEN-3-OFF) con una demanda de las cargas máxima (Caso de estudio DEM-MAX).
Escenario 4 – FC
Para este escenario de operación los enlaces de impedancia entre 1-5, 5-6 y 6-12 se encuentran abiertos (Configuración 1-5-6-12 OPEN), el generador-compensador GEN-3 se encuentra fuera de servicio (Revisión GEN-3-OFF) con una demanda de las cargas mínima (Caso de estudio DEM-MIN).
Escenario 5 – FC
Para este escenario de operación todos los enlaces de impedancia se encuentran cerrados (Configuración ALL-CLOSE), los generadores-compensadores GEN-3 y GEN-6 se encuentran fuera de servicio (Revisión GEN-3-6-OFF) con una demanda de las cargas máxima (Caso de estudio DEM-MAX).
Escenario 6 – FC
Para este escenario de operación todos los enlaces de impedancia se encuentran cerrados (Configuración ALL-CLOSE), los generadores-compensadores GEN-3 y GEN-6 se encuentran fuera de servicio (Revisión GEN-3-6-OFF) con una demanda de las cargas mínima (Caso de estudio DEM-MIN).
Escenario 7 – FC
Para este escenario de operación los enlaces de impedancia entre 1-5, 5-6 y 6-12 se encuentran abiertos (Configuración 1-5-6-12 OPEN), los generadores-compensadores GEN-3 y GEN-6 se encuentran fuera de servicio (Revisión GEN-3-6-OFF) con una demanda de las cargas máxima (Caso de estudio DEM-MAX).
Escenario 8 – FC
Para este escenario de operación los enlaces de impedancia entre 1-5, 5-6 y 6-12 se encuentran abiertos (Configuración 1-5-6-12 OPEN), los generadores-compensadores GEN-3 y GEN-6 se encuentran fuera de servicio (Revisión GEN-3-6-OFF) con una demanda de las cargas mínima (Caso de estudio DEM-MIN).
Escenario 9 – FC
Para este escenario de operación todos los enlaces de impedancia se encuentran cerrados (Configuración ALL-CLOSE), los generadores-compensadores GEN-3, GEN-6 y GEN-8 se encuentran fuera de servicio (Revisión GEN-3-6-8-OFF) con una demanda de las cargas máxima (Caso de estudio DEM-MAX).
Escenario 10 – FC
Para este escenario de operación todos los enlaces de impedancia se encuentran cerrados (Configuración ALL-CLOSE), los generadores-compensadores GEN-3, GEN-6 y GEN-8 se encuentran fuera de servicio (Revisión GEN-3-6-8-OFF) con una demanda de las cargas mínima (Caso de estudio DEM-MIN).
Escenario 11 – FC
Para este escenario de operación los enlaces de impedancia entre 1-5, 5-6 y 6-12 se encuentran abiertos (Configuración 1-5-6-12 OPEN), los generadores-compensadores GEN-3, GEN-6 y GEN-8 se encuentran fuera de servicio (Revisión GEN-3-6-8-OFF) con una demanda de las cargas máxima (Caso de estudio DEM-MAX).
Escenario 12 – FC
Para este escenario de operación los enlaces de impedancia entre 1-5, 5-6 y 6-12 se encuentran abiertos (Configuración 1-5-6-12 OPEN), los generadores-compensadores GEN-3, GEN-6 y GEN-8 se encuentran fuera de servicio (Revisión GEN-3-6-8-OFF) con una demanda de las cargas mínima (Caso de estudio DEM-MIN).
54
Tabla 10. Resultados de Flujo de Carga - Escenarios 1, 2, 3 y 4
NODO Nominal
kV ESCENARIO 1 ESCENARIO 2 ESCENARIO 3 ESCENARIO 4
NODO 1 1.00 103.00 103.00 103.00 103.00
NODO 2 1.00 104.50 104.50 104.50 104.50
NODO 3 1.00 97.57 101.03 95.76 100.88
NODO 4 1.00 99.87 102.46 96.57 102.03
NODO 5 1.00 100.25 102.51 97.84 102.41
NODO 6 1.00 105.74 109.00 90.46 106.15
NODO 7 1.00 103.46 106.42 97.26 106.12
NODO 8 1.00 107.40 109.00 101.43 109.00
NODO 9 1.00 101.83 105.72 94.52 105.44
NODO 10 1.00 101.75 105.86 92.98 105.16
NODO 11 1.00 103.36 107.19 91.36 105.47
NODO 12 1.00 104.05 107.96 86.38 103.64
NODO 13 1.00 103.39 107.50 88.32 104.60
NODO 14 1.00 100.66 105.44 89.56 103.97
Tabla 11. Resultados de Flujo de Carga- Escenarios 5, 6, 7 y 8
NODO Nominal
kV ESCENARIO 5 ESCENARIO 6 ESCENARIO 7 ESCENARIO 8
NODO 1 1.00 103.00 103.00 103.00 103.00
NODO 2 1.00 104.50 104.50 104.50 104.50
NODO 3 1.00 96.78 100.69 93.36 100.05
NODO 4 1.00 98.46 101.83 92.31 100.51
NODO 5 1.00 98.78 101.77 94.41 101.19
NODO 6 1.00 100.12 105.71 64.31 93.19
NODO 7 1.00 100.89 105.63 86.52 102.22
NODO 8 1.00 104.92 109.00 91.15 106.20
NODO 9 1.00 98.63 104.35 80.45 99.64
NODO 10 1.00 98.10 104.14 76.60 98.08
NODO 11 1.00 98.73 104.70 70.10 95.51
NODO 12 1.00 98.53 104.78 60.40 91.65
NODO 13 1.00 98.02 104.45 63.17 92.74
NODO 14 1.00 96.43 103.32 70.01 95.45
55
Tabla 12. Resultados de Flujo de Carga- Escenarios 9, 10, 11 y 12
NODO Nominal
kV ESCENARIO 9
ESCENARIO 10
ESCENARIO 11
ESCENARIO 12
NODO 1 1.00 103.00 103.00 NA 103.00
NODO 2 1.00 104.50 104.50 NA 104.50
NODO 3 1.00 95.87 99.99 NA 98.93
NODO 4 1.00 96.85 100.57 NA 98.46
NODO 5 1.00 97.48 100.76 NA 99.55
NODO 6 1.00 97.41 103.63 NA 87.08
NODO 7 1.00 95.99 101.70 NA 96.15
NODO 8 1.00 95.99 101.70 NA 96.15
NODO 9 1.00 94.54 101.15 NA 94.00
NODO 10 1.00 94.22 101.12 NA 92.33
NODO 11 1.00 95.41 102.14 NA 89.57
NODO 12 1.00 95.67 102.60 NA 85.43
NODO 13 1.00 95.05 102.19 NA 86.60
NODO 14 1.00 92.75 100.49 NA 89.51
Como se observa en las Tablas 10 a 12 de resultados, en algunos escenarios se evidencia
repetitivamente sobretensiones y bajos voltajes, los cuales no cumplen con el valor
establecido como el límite de regulación. En los escenarios en los cuales el resultado NA
(NO APLICA), el software no logró arrojar resultados debido a la no convergencia de la
solución del flujo de potencia.
Aunque se presenta una sobretensión marginal en el nodo swing, los escenarios de
operación favorables para el sistema eléctrico resultan ser el 5 y 10, los cuales tienen en
común los enlaces de impedancia completamente cerrados. Las Tablas 13, 14 y 15, ilustran
el resumen de la simulación para cada escenario analizado.
Tabla 13. Resumen - Escenarios 1, 2, 3 y 4
Study ID ESCENARIO 1 ESCENARIO 2 ESCENARIO 3 ESCENARIO 4
Study Case ID DEM-MAX DEM-MIN DEM-MAX DEM-MIN
Data Revision GEN-3-OFF GEN-3-OFF GEN-3-OFF GEN-3-OFF
Configuration ALL-CLOSE ALL-CLOSE 1-5-6-12OPEN 1-5-6-12OPEN
Load-MW 274.205 165.722 285.398 171.37
56
Study ID ESCENARIO 1 ESCENARIO 2 ESCENARIO 3 ESCENARIO 4
Load-Mvar 110.829 57.328 157.388 80.262
Generation-MW 274.205 165.722 285.398 171.37
Generation-Mvar
110.829 57.328 157.388 80.262
Loss-MW 15.205 10.322 26.398 15.97
Loss-Mvar 37.329 13.228 83.888 36.162
Tabla 14. Resumen- Escenarios 5, 6, 7 y 8
Study ID ESCENARIO-5 ESCENARIO-6 ESCENARIO-7 ESCENARIO-8
Study Case ID DEM-MAX DEM-MIN DEM-MAX DEM-MIN
Data Revision GEN-3-6-OFF GEN-3-6-OFF GEN-3-6-OFF GEN-3-6-OFF
Configuration ALL-CLOSE ALL-CLOSE 1-5-6-12OPEN 1-5-6-12OPEN
Load-MW 274.58 165.711 291.547 171.617
Load-Mvar 114.37 58.314 189.179 82.693
Generation-MW 274.58 165.711 291.547 171.617
Generation-Mvar
114.37 58.314 189.179 82.693
Loss-MW 15.58 10.311 32.547 16.217
Loss-Mvar 40.87 14.214 115.679 38.593
Tabla 15. Resumen- Escenarios 9, 10, 11 y 12
Study ID ESCENARIO-9 ESCENARIO-10 ESCENARIO-11 ESCENARIO-12
Study Case ID DEM-MAX DEM-MIN DEM-MAX DEM-MIN
Data Revision GEN-3-6-8-OFF GEN-3-6-8-OFF GEN-3-6-8-OFF GEN-3-6-8-OFF
Configuration ALL-CLOSE ALL-CLOSE 1-5-6-12OPEN 1-5-6-12OPEN
Load-MW 275.364 165.979 290.694 172.244
Load-Mvar 117.866 59.009 187.052 85.957
Generation-MW 275.364 165.979 290.694 172.244
Generation-Mvar
117.866 59.009 187.052 85.957
Loss-MW 16.364 10.579 33.589 16.844
Loss-Mvar 44.366 14.909 117.235 41.857
57
Figura 12. Escenario 5 - Flujo de Carga
NODO 14
1 kV
95.23%
NODO 9
1 kV
97.19%
NODO 4
1 kV
98.47%
NODO 7
1 kV
1 0 0. 0 6
%
NODO 8
1 kV
1 0 4. 1 2
%
NODO 2
1 kV
104.5%
NODO 3
1 kV
96.78%
o
30000/5
NODO 1
1 kV
103%
NODO 5
1 kV
98.7%
NODO 6
1 kV
99.41%
NODO 11
1 kV 97.7%
NODO 10
1 kV
96.77%
NODO 12
1 kV
97.75%
NODO 13
1 kV
97.18%
Load_14
15.717 MVA
9 5 2 8 . 9 A
Load_9
33.85 MVA
2 0 1 0 8 . 6 A
BusShunt_9
19 MVA
Load_4
47.959 MVA
2 8 1 2 0 . 7 A
Load_2
25.143 MVA
1 3 8 9 1 . 3 A
GEN-2
51 MW
9 0 3 0 8 . 9 A
GEN-1
522.75 MW
1 3 5 2 9 3 . 7 A
Load_5
7.767 MVA
4 5 4 3 . 2 A
2_5
4_5
Load_6
13.479 MVA
7 8 2 8 . 8 A
GEN-6
22.25 MW
Load_12
6.306 MVA
3 7 2 4 . 8 A
Load_13
14.693 MVA
8 7 2 9 . 3 A
6_13
13_14
12_13
6_12
Load_11
3.936 MVA
2 3 2 5 . 9 A
Load_10
10.707 MVA
6 3 8 7 . 8 A
9_10
10_11
6_11
5_6
100 MVA
3 1 2 9 7 . 4 A
1_5
1_2
GEN-3
51 MW
R
3_4
Load_3
96.097 MVA
5 7 3 2 4 . 9 A
2_3
2_4
GEN-8
22.25 MW
1 3 3 0 7 . 5 A
7_8
7_9
4_7
100 MVA
1 7 0 0 4 . 9 A9 0 0 2 . 9 A
4_9
100 MVA
9_14
GEN-1
522.75 MW
GEN-3
51 MW
GEN-6
22.25 MW
1_2
1_5
2_3
2_4
2_5
3_4
4_5
6_11
6_12
6_13
7_8
7_9
9_10
9_14
10_11
12_13
13_14
NODO 1
1 kV
NODO 2
1 kV
NODO 4
1 kV
NODO 5
1 kV
NODO 7
1 kV
NODO 8
1 kV
9 7 1 7 6 . 5 A 4 1 6 5 1 . 8 A
4 2 7 6 6 . 8 A
3 3 1 8 1 A2 6 0 6 4 . 3 A
1 4 1 2 4 . 1 A
3 6 2 6 5 . 7 A
5 2 5 2 . 6 A4 8 3 4 . 1 A 1 1 4 0 1 . 3 A
- 1 3 3 0 7 . 5 A
2 2 5 0 8 . 3 A
3 4 5 4 . 8 A 5 7 4 7 . 1 A
2 9 4 5 . 6 A
1 1 3 5 . 9 A
3 8 0 3 . 1 A
4_7
100 MVA
4_9
100 MVA
5_6
100 MVA
NODO 3
1 kV
NODO 9
1 kV
NODO 10
1 kV
NODO 11
1 kV
NODO 13
1 kV
NODO 14
1 kV
GEN-2
51 MW
GEN-8
22.25 MW
95.23%
97.18%
97.7%
96.77%
97.19%
1 0 4. 1 2
%
1 0 0. 0 6
%
98.7%
98.47%
96.78%
104.5%
103%
1 3 5 2 9 3 . 7 A
1 3 8 9 1 . 3 A 9 0 3 0 8 . 9 A
2 8 1 2 0 . 7 A
4 5 4 3 . 2 A
7 8 2 8 . 8 A
1 3 3 0 7 . 5 A
2 0 1 0 8 . 6 A
6 3 8 7 . 8 A
2 3 2 5 . 9 A
3 7 2 4 . 8 A
8 7 2 9 . 3 A
9 5 2 8 . 9 A
9 7 1 7 6 . 5 A 4 1 6 5 1 . 8 A
4 2 7 6 6 . 8 A
3 3 1 8 1 A2 6 0 6 4 . 3 A
1 4 1 2 4 . 1 A
3 6 2 6 5 . 7 A
1 7 0 0 4 . 9 A9 0 0 2 . 9 A
3 1 2 9 7 . 4 A
4 8 3 4 . 1 A 1 1 4 0 1 . 3 A
- 1 3 3 0 7 . 5 A
2 2 5 0 8 . 3 A
3 4 5 4 . 8 A 5 7 4 7 . 1 A
2 9 4 5 . 6 A
1 1 3 5 . 9 A
3 8 0 3 . 1 A
5 2 5 2 . 6 A
30000/5
5 7 3 2 4 . 9 A
NODO 6
1 kV
99.41%
NODO 12
1 kV
97.75%
58
Figura 13. Escenario 10 - Flujo de Carga
NODO 14
1 kV
1 0 0. 4 9
%
NODO 9
1 kV
1 0 1. 1 5
%
NODO 4
1 kV
1 0 0. 5 7
%
NODO 7
1 kV
101.7%
NODO 8
1 kV
101.7%
NODO 2
1 kV
104.5%
NODO 3
1 kV
99.99%
o
30000/5
NODO 1
1 kV
103%
NODO 5
1 kV
1 0 0. 7 6
%
NODO 6
1 kV
1 0 3. 6 3
%
NODO 11
1 kV 1 0 2. 1 4
%
NODO 10
1 kV
1 0 1. 1 2
%
NODO 12
1 kV
102.6%
NODO 13
1 kV
1 0 2. 1 9
%
Load_14
15.717 MVA
5 4 1 7 . 6 A
Load_9
33.85 MVA
1 1 5 9 2 . 8 A
BusShunt_9
19 MVA
Load_4
47.959 MVA
1 6 5 1 9 . 4 A
Load_2
25.143 MVA
8 3 3 4 . 8 A
GEN-2
51 MW
8 3 8 4 9 . 7 A
GEN-1
522.75 MW
1 3 7 1 3 3 . 8 A
Load_5
7.767 MVA
2 6 7 0 . 2 A
2_5
4_5
Load_6
13.479 MVA
4 5 0 5 . 8 A
GEN-6
22.25 MW
Load_12
6.306 MVA
2 1 2 9 . 2 A
Load_13
14.693 MVA
4 9 8 0 . 7 A
6_13
13_14
12_13
6_12
Load_11
3.936 MVA
1 3 3 4 . 8 A
Load_10
10.707 MVA
3 6 6 7 . 9 A
9_10
10_11
6_11
5_6
100 MVA
1 9 6 4 4 . 6 A
1_5
1_2
GEN-3
51 MW
R
3_4
Load_3
96.097 MVA
3 3 2 9 1 . 3 A
2_3
2_4
GEN-8
22.25 MW
7_8
7_9
4_7
100 MVA
9 7 1 0 . 6 A6 0 5 1 . 8 A
4_9
100 MVA
9_14
GEN-1
522.75 MW
GEN-3
51 MW
GEN-6
22.25 MW
GEN-8
22.25 MW
1_2
1_5
2_3
2_4
2_5
3_4
4_5
6_11
6_12
6_13
7_8
7_9
9_10
9_14
10_11
12_13
13_14
NODO 1
1 kV
NODO 2
1 kV
NODO 3
1 kV
NODO 4
1 kV
NODO 5
1 kV
NODO 6
1 kV
NODO 7
1 kV
NODO 8
1 kV
NODO 9
1 kV
NODO 10
1 kV
NODO 11
1 kV
NODO 12
1 kV
NODO 13
1 kV
NODO 14
1 kV
1 0 5 3 4 6 . 2 A 3 3 4 3 7 . 7 A
2 3 6 0 8 A
1 7 1 3 6 . 6 A1 2 8 6 9 . 4 A
9 8 8 2 A
2 5 1 6 1 . 8 A
4 1 3 1 A2 8 8 8 . 4 A 6 9 7 1 . 1 A
9 4 9 6 . 9 A
1 3 9 7 . 9 A 2 8 6 2 . 5 A
2 8 9 1 . 7 A
7 9 9 . 1 A
2 8 3 4 . 6 A
4_7
100 MVA
4_9
100 MVA
5_6
100 MVA
GEN-2
51 MW
1 0 0. 4 9
%
1 0 2. 1 9
%
102.6%
1 0 2. 1 4
%
1 0 1. 1 2
%
1 0 1. 1 5
%
101.7%
101.7%
1 0 3. 6 3
%
1 0 0. 7 6
%
1 0 0. 5 7
%
99.99%
104.5%
103%
1 3 7 1 3 3 . 8 A
8 3 3 4 . 8 A 8 3 8 4 9 . 7 A
1 6 5 1 9 . 4 A
2 6 7 0 . 2 A
4 5 0 5 . 8 A
1 1 5 9 2 . 8 A
3 6 6 7 . 9 A
1 3 3 4 . 8 A
2 1 2 9 . 2 A
4 9 8 0 . 7 A
5 4 1 7 . 6 A
1 0 5 3 4 6 . 2 A 3 3 4 3 7 . 7 A
2 3 6 0 8 A
1 7 1 3 6 . 6 A1 2 8 6 9 . 4 A
9 8 8 2 A
2 5 1 6 1 . 8 A
9 7 1 0 . 6 A6 0 5 1 . 8 A
1 9 6 4 4 . 6 A
2 8 8 8 . 4 A 6 9 7 1 . 1 A
9 4 9 6 . 9 A
1 3 9 7 . 9 A 2 8 6 2 . 5 A
2 8 9 1 . 7 A
7 9 9 . 1 A
2 8 3 4 . 6 A
4 1 3 1 A
30000/5
3 3 2 9 1 . 3 A
59
6.4 Resultados de los Análisis de Cortocircuito
El cálculo de cortocircuito trifásico, bifásico y monofásico se realiza para cada barra del
sistema eléctrico en el nivel de tensión de 1 kV, considerando la topología base de
operación de la red, empleando como norma de cálculo para los escenarios de estudio la
estándar ANSI IEEE C37.010.
6.4.1 ESCENARIO - 1 - CC
Considerando todos los enlaces de impedancia cerrados (Configuración ALL-CLOSE),
bajo la operación típica o normal del sistema (Revisión BASE) se calculan los niveles de
cortocircuito de medio ciclo (MOMENTARY) para las fallas de tipo trifásico, monofásico
y línea-línea en todos los nodos de la red eléctrica (Caso de estudio SC).
Tabla 16. Resultados de Cortocircuito - Escenario 1
Nodo kV Magnitud Falla Trifásica (kA)
Magnitud Falla Monofásica (kA)
Magnitud Falla Línea-Línea (kA)
NODO 1 1.00 2040.75 1980.09 1767.40
NODO 2 1.00 1357.90 1246.44 1175.51
NODO 3 1.00 922.41 783.80 798.27
NODO 4 1.00 1001.73 817.73 867.44
NODO 5 1.00 933.80 794.00 808.63
NODO 6 1.00 493.90 484.47 427.61
NODO 7 1.00 474.90 489.65 411.21
NODO 8 1.00 298.22 301.06 258.24
NODO 9 1.00 494.37 474.99 428.08
NODO 10 1.00 364.39 349.81 315.56
NODO 11 1.00 295.65 288.96 256.04
NODO 12 1.00 234.36 225.74 202.97
NODO 13 1.00 339.90 321.73 294.36
NODO 14 1.00 260.12 242.07 225.28
6.4.2 ESCENARIO - 2 - CC
Considerando todos los enlaces de impedancia cerrados (Configuración ALL-CLOSE),
bajo la operación típica o normal del sistema (Revisión BASE) se calculan los niveles de
60
cortocircuito transitorio (INTERRUMPING) para las fallas de tipo trifásico, monofásico y
línea-línea en todos los nodos de la red eléctrica (Caso de estudio SC).
Tabla 17. Resultados de Cortocircuito- Escenario 2
Nodo kV Magnitud Falla Trifásica (kA)
Magnitud Falla Monofásica (kA)
Magnitud Falla Línea-Línea (kA)
NODO 1 1.00 1985.95 1945.30 1720.08
NODO 2 1.00 1245.92 1181.19 1078.65
NODO 3 1.00 751.08 693.58 650.04
NODO 4 1.00 845.97 743.16 732.63
NODO 5 1.00 825.52 739.00 714.91
NODO 6 1.00 420.27 434.32 363.88
NODO 7 1.00 419.54 448.86 363.29
NODO 8 1.00 285.51 292.30 247.23
NODO 9 1.00 397.07 410.13 343.84
NODO 10 1.00 305.82 311.41 264.85
NODO 11 1.00 261.88 266.45 226.81
NODO 12 1.00 207.61 208.43 179.82
NODO 13 1.00 286.34 287.63 247.99
NODO 14 1.00 217.22 215.58 188.13
6.4.3 ESCENARIO - 3 - CC
Considerando todos los enlaces de impedancia cerrados (Configuración ALL-CLOSE),
bajo la operación típica o normal del sistema (Revisión BASE) se calculan los niveles de
cortocircuito de estado estable (STEADY STATE) para las fallas de tipo trifásico,
monofásico y línea-línea en todos los nodos de la red eléctrica (Caso de estudio SC).
Tabla 18. Resultados de Cortocircuito- Escenario 3
Nodo kV Magnitud Falla Trifásica (kA)
Magnitud Falla Monofásica (kA)
Magnitud Falla Línea-Línea (kA)
NODO 1 1.00 1493.23 1742.20 1459.62
NODO 2 1.00 945.31 1048.45 898.85
NODO 3 1.00 524.95 582.64 496.77
NODO 4 1.00 617.82 642.43 577.81
NODO 5 1.00 629.21 653.78 586.65
NODO 6 1.00 290.32 359.10 279.21
NODO 7 1.00 313.28 384.31 294.15
61
NODO 8 1.00 207.70 255.44 204.09
NODO 9 1.00 284.93 338.73 263.48
NODO 10 1.00 232.36 266.90 212.70
NODO 11 1.00 207.04 235.49 190.00
NODO 12 1.00 166.30 185.91 152.23
NODO 13 1.00 212.82 245.63 197.56
NODO 14 1.00 169.57 187.37 153.25
Estos resultados permitirían a un Ingeniero diseñador seleccionar adecuadamente los
elementos del sistema eléctrico, tales como nodos, transformadores, celdas, conductores,
protecciones, de manera que tengan la capacidad suficiente de soportar los niveles de
cortocircuito para los diferentes tipos de falla que pueden presentarse en la red. Debido que
se analizó el comportamiento del sistema eléctrico bajo condiciones de operación típicas,
en los cuales todas las unidades de generación se encuentran en servicio, y respectivamente
los enlaces de impedancia cerrados, por tanto los cálculos de las corrientes de cortocircuito
realizados a través del software resultan ser las máximas que pueden presentarse en el
sistema eléctrico.
62
Figura 14. Escenario 1 – Cortocircuito
NODO 14
1 kV
0 kV 0
259.4 kA -68.7
NODO 9
1 kV
0 kV 0
490.7 kA -77.4
NODO 4
1 kV
0 kV 0
950.5 kA -75.4
NODO 7
1 kV
0 kV 0
470.4 kA -82.9
NODO 8
1 kV
0 kV 0
297.3 kA -87.4
NODO 2
1 kV
0 kV 0
1301 kA -78.9
NODO 3
1 kV
0 kV 0
664 kA -72
o
NODO 1
1 kV
0 kV 0
2014 kA -86.8
NODO 5
1 kV
0 kV 0
903.1 kA -76.6
NODO 6
1 kV
0 kV 0
491.3 kA -79.2
NODO 11
1 kV 0 kV 0
294.6 kA -71.2
NODO 10
1 kV
0 kV 0
362.6 kA -73.6
NODO 12
1 kV
0 kV 0
233.8 kA -65.5
NODO 13
1 kV
0 kV 0
338.8 kA -70.7
Load_14
15.717 MVA
4 1 . 8 3
Load_9
33.85 MVA
9 0 . 0 9
Load_4
47.959 MVA
1 2 7 . 6
Load_2
25.143 MVA
6 6 . 9 2
GEN-2
51 MW
2 6 6 . 4
GEN-1
522.75 MW
1 5 4 4
Load_5
7.767 MVA
2 0 . 6 7
2_5
4_5
Load_6
13.479 MVA
3 5 . 8 7
GEN-6
22.25 MW
1 2 0 . 3
Load_12
6.306 MVA
1 6 . 7 8
Load_13
14.693 MVA
3 9 . 1
6_13
13_14
12_13
6_12
Load_11
3.936 MVA
1 0 . 4 7
Load_10
10.707 MVA
2 8 . 5
9_10
10_11
6_11
1 6 8 . 7
5_6
100 MVA
1 1 7 . 6
1_5
1_2
GEN-3
51 MW
R
3_4
2 0 4 . 1
Load_3
96.097 MVA
2 5 5 . 8
2_3
2_4
GEN-8
22.25 MW
1 2 0 . 3
7_8
7_9
1 9 2 . 5
4_7
100 MVA
1 0 3 . 44 8 . 5 8
4_9
100 MVA
7 5 . 3 1
9_14
NODO 14
1 kV
0 kV 0
259.4 kA -68.7
NODO 13
1 kV
0 kV 0
338.8 kA -70.7
NODO 12
1 kV
0 kV 0
233.8 kA -65.5
NODO 11
1 kV 0 kV 0
294.6 kA -71.2
NODO 10
1 kV
0 kV 0
362.6 kA -73.6
NODO 9
1 kV
0 kV 0
490.7 kA -77.4
NODO 8
1 kV
0 kV 0
297.3 kA -87.4
NODO 7
1 kV
0 kV 0
470.4 kA -82.9
NODO 6
1 kV
0 kV 0
491.3 kA -79.2
NODO 5
1 kV
0 kV 0
903.1 kA -76.6
NODO 4
1 kV
0 kV 0
950.5 kA -75.4
NODO 3
1 kV
0 kV 0
664 kA -72
NODO 2
1 kV
0 kV 0
1301 kA -78.9
NODO 1
1 kV
0 kV 0
2014 kA -86.8
GEN-1
522.75 MW
Load_2
25.143 MVAGEN-2
51 MW
Load_3
96.097 MVA
GEN-3
51 MW
Load_4
47.959 MVA
Load_5
7.767 MVA
Load_6
13.479 MVA
GEN-6
22.25 MW
GEN-8
22.25 MW
Load_9
33.85 MVA
Load_10
10.707 MVA
Load_11
3.936 MVA
Load_12
6.306 MVA
Load_13
14.693 MVA
Load_14
15.717 MVA
3 5 7 . 6
5 6 8 . 5
1_2
1 2 3 . 1
1 9 5 . 5
1_5
1 3 1 . 6
2 0 6 . 4
2_3
1 3 7 . 9
1 8 5 . 3
2_4
1 3 5 . 9
1 9 1 . 3
2_5
1 5 5 . 8
3_4
3 3 3 . 2
3 8 0 . 2
4_5
4_7
100 MVA
4_9
100 MVA
5_6
100 MVA
7 8 . 7 7
1 5 4 . 6
6_11
2 5 . 3 2
1 2 2 . 6
6_12
7 0 . 3 8
1 7 7 . 8
6_13
8 7 . 9 9
1 7 7 . 1
7_8
1 9 1 . 3
1 7 0 . 2
7_9
9 5 . 2 9
2 3 9 . 7
9_10
6 6 . 8 1
1 2 7 . 9
9_14
9 4 . 9 6
1 2 9 . 6
10_11
9 7 . 3 3
5 1 . 6
12_13
7 1 . 4 3
8 9 . 8 1
13_14
1 5 4 4
6 6 . 9 2 2 6 6 . 4
1 2 7 . 6
2 0 . 6 7
3 5 . 8 71 2 0 . 3
1 2 0 . 3
9 0 . 0 9
2 8 . 5
1 0 . 4 7
1 6 . 7 8
3 9 . 1
4 1 . 8 3
3 5 7 . 6
5 6 8 . 5
1 2 3 . 1
1 9 5 . 5
1 3 1 . 6
2 0 6 . 4
1 3 7 . 9
1 8 5 . 3
1 3 5 . 9
1 9 1 . 3
1 5 5 . 83 3 3 . 2
3 8 0 . 2
1 0 3 . 4
1 9 2 . 5
4 8 . 5 8
7 5 . 3 1
1 1 7 . 6
1 6 8 . 7
1 5 4 . 6
2 5 . 3 2
1 2 2 . 6
7 0 . 3 8
1 7 7 . 8
8 7 . 9 9
1 7 7 . 1
1 9 1 . 3
1 7 0 . 29 5 . 2 9
2 3 9 . 7
6 6 . 8 1
1 2 7 . 9
9 4 . 9 6
1 2 9 . 6
9 7 . 3 3
5 1 . 6
8 9 . 8 1
7 1 . 4 3
7 8 . 7 7
2 0 4 . 1
2 5 5 . 8
63
Figura 15. Escenario 2 - Cortocircuito
NODO 14
1 kV
0 kV 0
215.4 kA -70.6
NODO 9
1 kV
0 kV 0
389.5 kA -80
NODO 4
1 kV
0 kV 0
770.6 kA -77.2
NODO 7
1 kV
0 kV 0
410.1 kA -83.5
NODO 8
1 kV
0 kV 0
283.2 kA -87.3
NODO 2
1 kV
0 kV 0
1154 kA -80.3
NODO 3
1 kV
0 kV 0
490.3 kA -74
o
NODO 1
1 kV
0 kV 0
1937 kA -87.7
NODO 5
1 kV
0 kV 0
774.6 kA -78.1
NODO 6
1 kV
0 kV 0
414.4 kA -81.7
NODO 11
1 kV 0 kV 0
259.2 kA -73.5
NODO 10
1 kV
0 kV 0
301.7 kA -76
NODO 12
1 kV
0 kV 0
206.2 kA -67.8
NODO 13
1 kV
0 kV 0
283.7 kA -73.1
Load_14
15.717 MVA
1 6 . 7 3
Load_9
33.85 MVA
3 6 . 0 3
Load_4
47.959 MVA
5 1 . 0 5
Load_2
25.143 MVA
2 6 . 7 7
GEN-2
51 MW
2 6 6 . 4
GEN-1
522.75 MW
1 5 4 4
Load_5
7.767 MVA
8 . 2 7
2_5
4_5
Load_6
13.479 MVA
1 4 . 3 5
GEN-6
22.25 MW
1 2 0 . 3
Load_12
6.306 MVA
6 . 7 1
Load_13
14.693 MVA
1 5 . 6 4
6_13
13_14
12_13
6_12
Load_11
3.936 MVA
4 . 1 9
Load_10
10.707 MVA
1 1 . 4
9_10
10_11
6_11
1 5 8 . 8
5_6
100 MVA
9 6 . 8 4
1_5
1_2
GEN-3
51 MW
R
3_4
1 8 9 . 6
Load_3
96.097 MVA
1 0 2 . 3
2_3
2_4
GEN-8
22.25 MW
1 2 0 . 3
7_8
7_9
1 7 6 . 1
4_7
100 MVA
8 5 . 3 83 7 . 0 6
4_9
100 MVA
7 0 . 1 8
9_14
Load_2
25.143 MVA
Load_3
96.097 MVA
Load_4
47.959 MVA
Load_5
7.767 MVA
Load_6
13.479 MVA
Load_9
33.85 MVA
Load_10
10.707 MVA
Load_11
3.936 MVA
Load_12
6.306 MVA
Load_13
14.693 MVA
Load_14
15.717 MVA
GEN-1
522.75 MW
GEN-2
51 MW
GEN-3
51 MW
GEN-6
22.25 MW
GEN-8
22.25 MW
1_2
1_5
2_3
2_4
2_5
3_4
4_5
6_11
6_12
6_13
7_8
7_9
9_10
9_14
10_11
12_13
13_14
4_7
100 MVA
4_9
100 MVA
5_6
100 MVA
NODO 1
1 kV
NODO 2
1 kV
NODO 3
1 kV
NODO 4
1 kV
NODO 5
1 kV
NODO 6
1 kV
NODO 7
1 kV
NODO 8
1 kV
NODO 9
1 kV
NODO 10
1 kV
NODO 11
1 kV
NODO 12
1 kV
NODO 13
1 kV
NODO 14
1 kV
2 9 9 . 7
5 6 2 . 1
9 9 . 3 1
1 9 2 . 4
8 5 . 2
2 0 0
1 0 6 . 6
1 7 5 . 4
1 1 1 . 5
1 7 9 . 1
1 1 7 . 23 0 6 . 6
2 9 9 . 7
6 4 . 8 6
1 4 2
1 5 . 0 1
1 1 4 . 6
4 6 . 5 1
1 6 4 . 2
8 7 . 9 9
1 6 3
1 4 7 . 2
1 6 2 . 17 4 . 6 8
2 0 5 . 6
5 1 . 2
1 1 6 . 9
8 5 . 1 6
1 1 3 . 1
8 7 . 4 1
4 4 . 5 6
6 0 . 1 6
8 1 . 8 9
0 kV 0
215.4 kA -70.6
0 kV 0
283.7 kA -73.1
0 kV 0
206.2 kA -67.8 0 kV 0
259.2 kA -73.5
0 kV 0
301.7 kA -76
0 kV 0
389.5 kA -80
0 kV 0
283.2 kA -87.3
0 kV 0
410.1 kA -83.5
0 kV 0
414.4 kA -81.7
0 kV 0
774.6 kA -78.1
0 kV 0
770.6 kA -77.2
0 kV 0
490.3 kA -74
0 kV 0
1154 kA -80.3
0 kV 0
1937 kA -87.7
1 5 4 4
2 6 . 7 7 2 6 6 . 4
5 1 . 0 5
8 . 2 7
1 4 . 3 51 2 0 . 3
1 2 0 . 3
3 6 . 0 3
1 1 . 4
4 . 1 9
6 . 7 1
1 5 . 6 4
1 6 . 7 3
2 9 9 . 7
5 6 2 . 1
9 9 . 3 1
1 9 2 . 4
8 5 . 2
2 0 0
1 0 6 . 6
1 7 5 . 4
1 1 1 . 5
1 7 9 . 1
1 1 7 . 23 0 6 . 6
2 9 9 . 7
8 5 . 3 8
1 7 6 . 1
3 7 . 0 6
7 0 . 1 8
9 6 . 8 4
1 5 8 . 8
1 4 2
1 5 . 0 1
1 1 4 . 6
4 6 . 5 1
1 6 4 . 2
8 7 . 9 9
1 6 3
1 4 7 . 2
1 6 2 . 17 4 . 6 8
2 0 5 . 6
5 1 . 2
1 1 6 . 9
8 5 . 1 6
1 1 3 . 1
8 7 . 4 1
4 4 . 5 6
8 1 . 8 9
6 0 . 1 6
6 4 . 8 6
1 8 9 . 6
1 0 2 . 3
64
Figura 16. Escenario 3 – Cortocircuito
NODO 14
1 kV
0 kV 0
165 kA -74.4
NODO 9
1 kV
0 kV 0
271.1 kA -83.6
NODO 4
1 kV
0 kV 0
533.3 kA -80.3
NODO 7
1 kV
0 kV 0
296.6 kA -84.9
NODO 8
1 kV
0 kV 0
202.4 kA -87.4
NODO 2
1 kV
0 kV 0
833.2 kA -83
NODO 3
1 kV
0 kV 0
340.2 kA -77.5
o
NODO 1
1 kV
0 kV 0
1413 kA -89.3
NODO 5
1 kV
0 kV 0
562.1 kA -80.9
NODO 6
1 kV
0 kV 0
278.9 kA -84.3
NODO 11
1 kV 0 kV 0
200.6 kA -77.5
NODO 10
1 kV
0 kV 0
223.4 kA -80
NODO 12
1 kV
0 kV 0
162.5 kA -72
NODO 13
1 kV
0 kV 0
206.5 kA -77.2
Load_14
15.717 MVA
Load_9
33.85 MVA
Load_4
47.959 MVA
Load_2
25.143 MVAGEN-2
51 MW
1 8 7 . 2
GEN-1
522.75 MW
1 1 8 6
Load_5
7.767 MVA
2_5
4_5
Load_6
13.479 MVA
GEN-6
22.25 MW
6 2 . 2 1
Load_12
6.306 MVA
Load_13
14.693 MVA
6_13
13_14
12_13
6_12
Load_11
3.936 MVA
Load_10
10.707 MVA
9_10
10_11
6_11
1 4 0 . 7
5_6
100 MVA
5 0 . 4 3
1_5
1_2
GEN-3
51 MW
R
3_4
1 6 0 . 4
Load_3
96.097 MVA
2_3
2_4
GEN-8
22.25 MW
6 2 . 2 1
7_8
7_9
1 4 9 . 4
4_7
100 MVA
4 6 . 7 11 8 . 2 1
4_9
100 MVA
6 0 . 4 5
9_14
Load_2
25.143 MVA
Load_3
96.097 MVA
Load_4
47.959 MVA
Load_5
7.767 MVA
Load_6
13.479 MVA
Load_9
33.85 MVA
Load_10
10.707 MVA
Load_11
3.936 MVA
Load_12
6.306 MVA
Load_13
14.693 MVA
Load_14
15.717 MVA
GEN-1
522.75 MW
GEN-2
51 MW
GEN-3
51 MW
GEN-6
22.25 MW
GEN-8
22.25 MW
1_2
1_5
2_3
2_4
2_5
3_4
4_5
6_11
6_12
6_13
7_8
7_9
9_10
9_14
10_11
12_13
13_14
4_7
100 MVA
4_9
100 MVA
5_6
100 MVA
NODO 1
1 kV
NODO 2
1 kV
NODO 3
1 kV
NODO 4
1 kV
NODO 5
1 kV
NODO 6
1 kV
NODO 7
1 kV
NODO 8
1 kV
NODO 9
1 kV
NODO 10
1 kV
NODO 11
1 kV
NODO 12
1 kV
NODO 13
1 kV
NODO 14
1 kV
1 7 5 . 9
4 9 2 . 1
5 2 . 4 4
1 7 4 . 2
2 8 . 0 6
1 8 0 . 3
5 8 . 3 8
1 4 9 . 8
6 9 . 0 5
1 4 9 . 6
7 2 . 0 32 4 7 . 2
1 8 8 . 9
4 7 . 3 7
1 1 1 . 6
6 . 2 6
9 4 . 4 3
2 4 . 4 6
1 2 8 . 6
5 2 . 2 9
1 4 0 . 2
9 5 . 3 7
1 3 14 9 . 3 4
1 5 7 . 9
3 1 . 9 1
9 8 . 2 2
6 5 . 8 5
8 8 . 9 6
6 9 . 9 5
3 2 . 9 2
4 5 . 4 3
6 6 . 8 5
0 kV 0
165 kA -74.4
0 kV 0
206.5 kA -77.2
0 kV 0
162.5 kA -72 0 kV 0
200.6 kA -77.5
0 kV 0
223.4 kA -80
0 kV 0
271.1 kA -83.6
0 kV 0
202.4 kA -87.4
0 kV 0
296.6 kA -84.9
0 kV 0
278.9 kA -84.3
0 kV 0
562.1 kA -80.9
0 kV 0
533.3 kA -80.3
0 kV 0
340.2 kA -77.5
0 kV 0
833.2 kA -83
0 kV 0
1413 kA -89.3
1 1 8 6
1 8 7 . 2
6 2 . 2 1
6 2 . 2 1
1 7 5 . 9
4 9 2 . 1
5 2 . 4 4
1 7 4 . 2
2 8 . 0 6
1 8 0 . 3
5 8 . 3 8
1 4 9 . 8
6 9 . 0 5
1 4 9 . 6
7 2 . 0 32 4 7 . 2
1 8 8 . 9
4 6 . 7 1
1 4 9 . 4
1 8 . 2 1
6 0 . 4 5
5 0 . 4 3
1 4 0 . 7
1 1 1 . 6
6 . 2 6
9 4 . 4 3
2 4 . 4 6
1 2 8 . 6
5 2 . 2 9
1 4 0 . 2
9 5 . 3 7
1 3 14 9 . 3 4
1 5 7 . 9
3 1 . 9 1
9 8 . 2 2
6 5 . 8 5
8 8 . 9 6
6 9 . 9 5
3 2 . 9 2
6 6 . 8 5
4 5 . 4 3
4 7 . 3 7
1 6 0 . 4
65
6.5 Coordinación de Protecciones
La coordinación de protecciones se realiza para una sola topología de operación, se
considera el enlacen entre 2-3 abierto, con GEN-3 fuera de servicio y un consumo de carga
al 50%. Se coordinarán tres relés de sobrecorriente, dos (2) relés ubicados entre los enlaces
3-4 y un (1) relé ubicado sobre la carga del Nodo 3, los detalles del esquema de protección
se describe en la Tabla 19, Figura 17
Tabla 19. Esquema de Protección
ITEM RT -TC RELÉ CB
1 30000/5 SQUARE D SEPAM 20 34
2 30000/5 SQUARE D SEPAM 20 33
3 30000/5 SQUARE D SEPAM 20 46
6.5.1 Ajuste Relé 1
Ajuste de la Unidad Temporizada
Ipickup = 1.25 I nom
Ipickup = 1.25 x 28957.3 A= 36196.6 A
Ipickup = 36000A –Ajuste Disponible
Dial = 0.30
Ajuste de la Unidad Instantánea
Ipickup = 150% x I cc- 3
Ipickup = 1.5 x 223.4 kA = 335.1 kA
Ipickup = 360 kA –Ajuste Disponible
Dial = 0.3
6.5.2 Ajuste Relé 2
Ajuste de la Unidad Temporizada
Ipickup = 1.25 I nom
66
Ipickup = 1.25 x 28957.3 A= 36196.6 A
Ipickup = 36000A –Ajuste Disponible
Dial = 0.20
Ajuste de la Unidad Instantánea
Ipickup = 150% x I cc- 3
Ipickup = 1.5 x 223.4 kA = 335.1 kA
Ipickup = 360 kA –Ajuste Disponible
Dial = 0.15
6.5.3 Ajuste Relé 3
Ajuste de la Unidad Temporizada
Ipickup = 1.25 I nom
Ipickup = 1.25 x 29120 A= 36400 A
Ipickup = 36000 A –Ajuste Disponible más cercano
Dial = 0.10
Ajuste de la Unidad Instantánea
Ipickup = 13% x I nom
Ipickup = 13 x 29120 A = 378 kA
Ipickup = 378 kA –Ajuste Disponible
Dial = 0.05
El diagrama de selectividad se ilustra en la Figura 19, al verificar el diagrama de
selectividad se obtienen los tiempos de operación de los relés descritos en la Figura 18, en
el que se puede demostrar la correcta selectividad del esquema de protección del circuito
radial propuesto.
67
Figura 17. Esquema de Protección Enlace 3-4
Figura 18. Resultados de la Secuencia de Operación
68
Figura 19. Diagrama de Selectividad
69
VII. CONCLUSIONES
Se elaboraron tres guías para llevar a cabo de manera correcta los análisis de flujo de carga,
de cortocircuito y de coordinación de protecciones, empleando una de las herramientas
ampliamente empleadas en la planeación, operación y mantenimiento de sistemas eléctricos
de potencia como lo es el Software ETAP.
Se establecieron criterios de coordinación para protecciones de sobrecorriente en sistemas
radiales, con los cuales un Usuario inexperto en el área y en manejo del software ETAP
pueda garantizar la correcta selectividad en la operación de las protecciones.
Se implementó en el Software ETAP el Sistema Eléctrico de Potencia IEEE 14 Nodos
como ejemplo complementario a las metodologías y guías de estudio planteadas para la
elaboración de los estudios de flujo de carga, cortocircuito y coordinación de protecciones.
Los resultados obtenidos en las diferentes simulaciones y análisis dependen exclusivamente
de la calidad de la información que describe el sistema eléctrico, y el adecuado ingreso de
sus parámetros al Software, para lo cual el ETAP ofrece numerosas herramientas del
modelado con las cuales se facilita y optimiza las labores del Usuario.
70
BIBLIOGRAFÍA
[1] IEEE Std 399-1990. IEEE Recommended Practice for Industrial and Commercial
Power System Analysis.
[2] Opetation Technology Incoporate. Software ETAP. En línea
http://ETAP.com/company/oti-operation-technology.htm?lang=en-US. Visitado 05
de Diciembre de 2014.
[3] IEEE Std 242-2001. IEEE Recimmended Practice for Protection and Coordination
of Industrial and Commercial Power System.
[4] Aplicación de ETAP a la Coordinación de Protecciones en Circuitos de Distribución
de EMCALI. Vergara, A. Universidad del Valle. Tesis Junio 2013.
[5] Modeling and Simulation of IEEE 14 Bus System With Facts Controllers. Kamel, S.
Cañizares, C. Technical Report 2013-3.
71
ANEXO 1. INGRESO DE INFORMACIÓN DE LOS PRINCIALES ELEMENTOS
DE LOS SISTEMAS DE POTENCIA
Nodos
A. Nombre del Nodo.
B. Tensión del Nodo en kV.
Transformador Bidevanado
72
A. Nombre del Transformador
B. Nodos conectados a los terminales primarios y secundarios del transformador.
C. Niveles de Tensión, Potencia Nominal, Corriente Nominal.
D. Tipo de Refrigeración.
73
E. Impedancia de Transformador. El botón Typical Z & X/R proporciona los valores
estándar tanto de impedancia como de la relación X/R del transformador de acuerdo
con la tensión y potencia especificada, siendo útil para el Usuario cuando éste
desconoce dichos parámetros.
Cable
A. Nombre del Cable.
B. Longitud y unidad de longitud del cable.
C. Librería de Cables. Está opción permite desplegar una de las más importantes
librerías del Software, en la que el Usuario puede realizar una rápida búsqueda del
cable a emplear mediante el filtro por tensión, material, clase, número de
conductores, aislamiento.
74
D. Impedancia del cable, la cual puede ser calculada o simplemente tomada
directamente desde la librería del conductor seleccionado.
Línea de Transmisión
75
A. Nombre de la línea de transmisión.
B. Longitud y unidad de longitud de la línea de transmisión.
C. Impedancia de la línea de la transmisión, al igual que los conductores, cuentan con
una librería de líneas sobre la pestaña Parameter, la configuración de la torre se
ubica en la pestaña Configuration.
Equivalente de Red
A
B
C
C
A. Nombre de la Red Equivalente.
B. Modo de Operación:
Swing: permite compensar las pérdidas de
potencia activa y reactiva del sistema
Voltage Control: Mantiene fio el voltaje y
la potencia activa definida por el usuario
mediante la variación de la potencia
reactiva.
MVar Control: Mantiene fija la potencia
activa y reactiva definida por el Usuario, se
calcula el voltaje de la barra
76
Ventana principal del Software ETAP
A B
D C
77
A. Barra de Sistemas.
Los elementos de esta barra permiten explorar en mayor detalle las características del
proyecto creado, diagrama unifilar, navegación de los últimos análisis de coordinación de
protecciones, ductos subterráneos, malla de puesta a tierra, halado de cables, diagramas de
control, modelos definidos por el usuario y programación de escenarios.
B. Barra de Elementos
Esta barra contiene los elementos en AC, DC e Instrumentación de sistemas de potencia
que se pueden modelar en Software ETAP, la descripción detallada de cada uno de estos
elementos se describen en el ANEXO A.
C. Barra de Módulos
Esta barra contiene el modo de operación del proyecto, agrupando los diferentes análisis
eléctricos que pueden llevarse a cabo dentro de las capacidades del software.
1. Modo Edición
2. Flujo de Carga
3. Cortocircuito
4. Arranque de Motores
5. Armónicos
6. Estabilidad Transitoria
7. Coordinación de Protecciones
8. Flujo de Carga en DC
9. Cortocircuito en DC
10. Descarga de Baterías
11. Flujo de Carga Desbalanceado
12. Flujo de Potencia Óptimo
13. Confiabilidad
14. Ubicación Óptima de Capacitores
15. Secuencia de Switcheo
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
2
14 15
78
D. Barra de Base de Datos
En esta barra se ubican las tres alternativas que afectan la base de datos del proyecto, cada
una de ellas contiene restricciones y alcances determinados de edición.
4. Base y Revisión de datos: Permite la creación de revisiones del sistema eléctrico a
partir de la copia de una base de datos Base, en dichas revisiones no es posible
adicionar o eliminar elementos del diagrama unifilar, más sin embargo es posible
modificar parámetros eléctricos tales como potencia, impedancias, despachos,
condiciones, ajustes de protecciones, etc.
1 2 3
79
5. Presentaciones: Permite la creación de varias pantallas del diagrama unifilar, sobre
las cuales se pueden ilustrar los resultados de diferentes tipos de análisis, así como
la ubicación, visibilidad y simbología de los elementos que conforman el sistema de
potencia en estudio.
Creación de Presentaciones
6. Configuraciones: Permite definir el estatus o estado de operación de interruptores,
motores, cargas, tipo de operación de los generadores, a diferencia del gestor de
revisiones, sólo es posible modificar las condiciones operativas de los componentes
del sistema eléctrico más no su parámetros físicos.
80
Creación de Presentaciones
Conexionado de elementos
Al momento de conexionar los elementos que se disponen sobre el diagrama unifilar, el
usuario tiene tres (3) posibles alternativas para llevar a cabo este procedimiento, cabe tener
en cuenta que no es posible conexionar dos buses sin que exista entre ellos una impedancia
ofrecida por un cable o transformador, a estos dos últimos elementos se les conoce como
ramales (branch).
A. Auto-conexionado: es una de las opciones más rápidas para el conexionado de los
elementos dentro del diagrama unifilar, esta función se activa al dar click sobre
ubicado en la parte superior de la barra de elemento de AC. Automáticamente al
Estado de operación
Configuraciones creadas
Elementos Opciones de visualización
81
agregar un elemento sobre este se desplegarán líneas guías de color magenta listas para
ser conectadas donde el Usuario lo requiera.
Auto-conexionado
B. Conexión directa: es la manera más sencilla de llevar a cabo la conexión de dos
elementos, consiste en ubicar en el/los terminal/es el cursor e inmediatamente sobre
estos se iluminará un cuadro de color magenta indicando la disponibilidad de ser
conectado donde el Usuario lo requiera.
Conexión directa
C. Conexión desde el elemento: el usuario define sobre la pestaña general de cada
elemento el nodo (bus) disponible al cual estará conectado, esta herramienta puede
ser útil al momento de validar correctamente las tensiones a la cual es sometida
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elemento. Por ejemplo para un conductor se debe indicar el nodo de alimentación
(from) y el nodo de carga (to).
Conexionado desde el elemento
Creación múltiple de elementos y plantillas
Generalmente la adición de elementos al diagrama unifilar es una labor repetitiva,
principalmente cuando se inicia el modelado de sistemas eléctricos industriales, pues
además del número de motores los esquemas de protección resultan ser similares, por lo
cual ETAP dispone de dos (2) herramientas de apoyo para el usuario, las cuales se
describen a continuación:
A. Adición múltiple de elementos: el usuario deberá dar doble click sobre el elemento a
adicionar al diagrama unifilar, de esta manera podrá repetitivamente adicionar el
elemento seleccionado. Esta herramienta combinada con el auto-conexionado permiten
al usuario un ahorro importante de tiempo en el modelado de sistemas eléctricos.
B. Creación de plantillas (Templates): ETAP dispone dentro de sus herramientas de
edición plantillas normalizadas (ANSI-IEC) de las principales estructuras eléctricas
empleadas a nivel industrial, tales como centros de control de motores, esquemas de
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protección, configuración de subestaciones. El usuario deberá estar posicionado en
módulo de edición, para lo cual el usuario deberá seguir lo siguiente:
Dar click derecho sobre el área de trabajo.
Seleccionar Get From Template...
Seleccionar la plantilla requerida.
Selección de Plantillas
Por otro lado ETAP permite adicionar a las plantillas existentes en el software, plantillas
creadas por el Usuario de acuerdo con las necesidades y campo de acción del mismo. El
Usuario debe seleccionar los elementos a incluir como plantilla, dar click derecho sobre
estos y elegir la opción Add To Template, asignando finalmente un nombre de fácil
identificación.
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Creación de una plantilla
Copiado y Pegado de Propiedades
A menudo es posible encontrar elementos con características eléctricas similares dentro de
un sistema de potencia, con el fin de ahorrar tiempo de modelado ETAP permite copiar los
parámetros modelados de un elemento para ser pegados en otros. Estas opciones de edición
rápida se ubican en la parte inferior de la primera pestaña de edición de un elemento, así
mismo sobre esta franja se encuentran elementos de navegación y visualización de
elementos.
1. Copiar.
2. Pegar.
3. Revertir cambios.
4. Listado de elementos.
5. Navegación.
1 2 3 4 5
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Exportación/Importación de Datos
ETAP cuenta con numerosas herramientas de edición que permiten el intercambio de
información de su base de datos con software externo de uso cotidiano en Ingeniería
Eléctrica, la complejidad del intercambio de información dependerá en gran parte del nivel
de complejidad de la base de datos a exportar o importar. Sin embargo, ETAP cuenta con
opciones básicas de intercambio disponible en el paquete base de cada licencia:
Exportación a extensiones DXF (AutoCAD / MicroStation).
Exportación a extensiones de imagen Metafile.
Importación a Proyectos ETAP DOS.
Importación de archivos de texto abierto CSV Files.
Exportación de Reportes a MS Excel.
Exportación de Reportes a MS Word.
Exportación de Reportes a PDF.
Exportación de Estatus de Configuración.
Exportación a Formato COMTRADE (IEC 363).
A continuación se describen los procedimientos para llevar acabo algunos de los intercambios
listados anteriormente:
Exportación a archivos DXF
Actualmente los diagramas unifilares de los sistemas eléctricos son plasmados en Software
especializados en la generación de dibujos 2D, como por ejemplo Autodesk Autocad.
ETAP cuenta con la capacidad de exportar gráficamente el sistema de potencia modelado
en un proyecto en archivos de dibujo DXF, para ello se realiza lo siguiente:
Verificar el modo de operación del proyecto en Edición.
Abrir el menú de File ubicado sobre la barra de tareas.
Seleccionar la opción Data Exchange.
Seleccionar el ítem Export to DXF.
Asignar nombre al archivo.
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Exportación a archivos de imagen Metafile
La exportación de este tipo de archivos permite una mejor visualización del diagrama
unifilar creado cuando el Usuario requiera adjuntar un archivo de imagen a un editor de
texto como lo es Word. Para lo cual, se debe acceder al menú desplegado en Data
Exchange y seleccionar la opción Export Metafile.
Importar/Exportar de elementos a otros archivos ETAP
En ocasiones es necesario trasladar parcial o totalmente un sistema eléctrico modelado en el
software a otro proyecto creado en ETAP, de manera que no signifique para el usuario una
inversión de tiempo adicional en laborales realizadas previamente. El modo de proceder es
el siguiente:
Verificar el modo de operación del proyecto en Edición.
Seleccionar los elementos a trasladar.
Abrir el menú de File ubicado sobre la barra de tareas.
Seleccionar la opción Data Exchange.
Seleccionar el ítem Clipboard → Export to Clipboard.
Abrir el Proyecto al cual se require trasladar los elementos.
Abrir el menú de File ubicado sobre la barra de tareas.
Seleccionar la opción Data Exchange.
Seleccionar el ítem Clipboard → Import from Clipboard.
Exportación de motores de inducción
La operación de centros de control de motores requiere la conformación de una base de
datos que contenga información detallada del componente fundamental del sistema, el
motor. ETAP permite al usuario reportar de manera ordenada y minuciosa en un archivo
Excel los parámetros modelados de los motores de inducción, para ello se debe proceder
del siguiente modo:
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Verificar el modo de operación del proyecto en Edición.
Abrir el menú de File ubicado sobre la barra de tareas.
Seleccionar la opción Data Exchange.
Seleccionar el ítem Export Load Ticket → Induction Motor.
Cerrar la ventana generada posterior a la exportación.
Automáticamente se desplegará una hoja en Excel.
Envío de Proyectos por E-mail
Actualmente una de las maneras más comunes de intercambiar información es a través de
medios digitales y virtuales. El Administrador de un archivo ETAP puede compartir el
proyecto a otros Usuarios, para lo cual debe proceder lo descrito a continuación.
Abrir el menú de File ubicado sobre la barra de tareas.
Seleccionar la opción Data Exchange.
Seleccionar el ítem E-mail Project Files.
Seleccionar el modo de envío → E-mail, FTP o Hard Disk.
Ahorro de Nodos
Frecuentemente uno los principales inconvenientes que tienen los Usuarios al momento de
modelar y analizar un sistema eléctrico es agotar el número límite de nodos adquiridos en
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sus licencias ETAP, pues algunos elementos como los conductores requieren de dos nodos
en sus terminales al momento de realizar el conexionado de cargas. ETAP tiene la
capacidad de minimizar el número de buses al no considerar en el cable el nodo de cargas
de conexión cargas de impedancia constante, bancos de condensadores, y por supuesto
motores síncronos y de inducción. A continuación se describe el procedimiento:
Realizar el conexionado sin cable de la carga al nodo de alimentación.
Ingresar a las propiedades del elemento.
Seleccionar la pestaña Cable/Vd.
Seleccionar el calibre del conductor y definir su longitud.
Ingresar al Display Options → AC →Check Show Eq. Cable para visualizar el cable
sobre el diagram unifilar.
Verificar el número de nodos en el Project View.
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Papelera de Reciclaje
Generalmente el Usuario al construir un sistema eléctrico debe eliminar elementos
innecesarios dentro del diagrama unifilar, estos elementos eliminados son almacenados en
una papelera de reciclaje, conservando de este modo la filosofía de los sistemas operativos
como Windows, esta papelera es útil al momento de recuperar elementos modelados
previamente. Sin embargo, al contener elementos eliminados del diagrama unifilar en la
papelera de reciclaje estos son considerados en el tamaño de proyecto ETAP y pueden
llegar agotar el número de nodos útiles para llevar a cabo los análisis disponibles dentro de
las capacidades la licencia de cada usuario, por ende, es recomendable limpiar la papelera
al finalizar el modelado del sistema eléctrico.
Para limpiar la papelera de reciclaje el Usuario deberá proceder de la siguiente manera:
Ingresar a la papelera de reciclaje ubicada en lateral izquierdo de la ventana →
