Revista 15 - Noviembre 2016

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Juan F. Piñeros Saldarriaga - Juan C. Botero Hidalgo Para el caso de distribución (conexiones radiales) se hace la falla monofásica a tierra y bifásica a tierra, en el punto de conexión del usuario, en el lado de alta. En caso de que la conexión del transformador aísle la secuencia cero (transformador Dy), deben examinarse los diferentes niveles de tensión. Es clave analizar las fallas, no solo en la fase A como se tiene acostumbrado, puesto que debido a las consideraciones de no transposición de las líneas, la falla monofásica en la fase B puede ser mayor. Como recomendación general se debe hacer falla monofásica en la fase A y en la fase B y tomar el mayor resultado. G. Diagrama del Procedimiento En la Fig. 13 se indica el diagrama básico para realizar el procedimiento. Trabajo futuro En la práctica, normalmente se toma el valor de la corriente inicial simétrica y con éste se calcula el GPR. Posteriormente, en el diseño, se adopta un factor de seguridad el cual trata de compensar aspectos como el nivel DC o asimetría que pueden llevar a un valor mayor. Es necesario revisar, con detalle, este tema y analizar cuándo no es viable considerar la corriente inicial simétrica y, mediante simulación, se debería determinar el mayor GPR al tiempo de interrupción o a un tiempo anterior. Uno de los aspectos más complejos de abordar es el crecimiento del nivel de cortocircuito de una subestación que hace parte de un sistema enmallado. La evolución de los niveles de cortocircuito está asociada a las perspectivas de crecimiento económico de la zona donde está ubicada la subestación. En algunos países existen los planes de expansión, no obstante en la práctica no aportan suficiente información para establecer bajo qué mecanismos (nueva generación, nuevas líneas, repotenciación) aumentará el nivel de cortocircuito de una subestación a un horizonte de 20 años o hasta lograr el nivel de cortocircuito de diseño. Se debe desarrollar una metodología que permita establecer, claramente, la evolución del cortocircuito, dado que en algunas ocasiones se tiene que forzar la simulación para lograr que el valor de la falla sea igual al nivel de cortocircuito de diseño, sin tener en cuenta si esta situación será factible. Es importante que los diseños se realimenten de los eventos que ocurren en la red y, particularmente, de los valores de falla que ocurren en la realidad. Un trabajo que se debería desarrollar es la validación de los valores de falla calculados por simulación y los valores de falla registrados para afinar el modelado propuesto. 52 Fig 13 Procedimiento para el cálculo de GPR usando EMTP/ATP Conclusiones Un cálculo preciso del GPR requiere de una simulación detallada que reproduzca, fielmente, la distribución de corrientes a tierra. Revista Asociación de Ingenieros Electricistas AIE UdeA / Número 15 /Noviembre 2016 /Medellín -Colombia / ISSN: 1794-6077
Simulación de distribución de corrientes de falla a tierra y cálculo de GPR Se deben emplear modelos acordes con el fenómeno, para garantizar resultados coherentes y evitar valores sobredimensionados. Aspectos como el tipo de falla, ubicación de la falla, el escenario seleccionado y la interconexión entre SPT, deben ser considerados para determinar el GPR y garantizar que el diseño de un SPT es adecuado y que tendrá validez para los años que debe durar. Agradecimientos Al ingeniero Jaime A. Blandón, gerente de la compañía, quien ha contribuido, significativamente, resolviendo nuestras inquietudes y explicando los conceptos clave, en numerosas discusiones técnicas en el tiempo destinado para elaboración de este artículo, el cual, tuvo su base en el proyecto: Generación del contexto técnico del cálculo de GPR para el diseño de sistemas de puesta a tierra, iniciado en el año 2010. Agradecemos a quienes aportaron en esta iniciativa. Referencias [1] Dawalibi, F.; Bouchard, M.; Mukhedkar, D. Survey on Power System Grounding Design Practices, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, 1980. [2] F. Dawalibi, Ground Fault Current Distribution Between Soil And Neutral Conductors, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-99No. 2 March/April 1980. [3] R. Verma, D. Mukhedkar, Ground Fault Current Distribution In Sub-Station, Towers And Ground Wire, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-98, No. 3 May/June 1979. [4] M.S. Tibensky, L.J. Perfecky, Methods For RMS Symmetrical Station Ground Potential Rise Calculations For Protection Of Telecommunications Circuits Entering Power Stations, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-100, No. 12 December 1981. [5] Janak R. Acharya, Yunfei Wang, Wilsun Xu, Temporary Overvoltage and GPR Characteristics of Distribution Feeders With Multigrounded Neutral, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 25, No. 2, April 2010. [6] Dommel H. W., “EMTP RULE BOOK”, Can/Am EMTP User Group, 1995 [7] Dommel H. W., “ELECTROMAGNETIC TRANSIENTS PROGRAM MANUAL (EMTP THEORY BOOK)”, Portland, OR: Bonneville Power Administration, 1986 [8] Høidalen H. K., “GRAPHICAL PREPRO- CESSOR TO ATP”, 2008. [9] IEEE STD 80-2000. Guide for Safety in AC Substation Grounding. [10]IEEE STD 367-1996. Recommended Practice for Determining the Electric Power Station Ground Potential Rise and Induced Voltages [11]BLANDÓN, Jaime A. Estado del arte en el diseño de mallas a tierra de subestaciones, Ingeniería Especializada S.A. 2005. 8p. [12]PIÑEROS, Juan Fdo. Benchmarking de EMTP/ATP Y DIgSILENT POWER FACTORY basado en IEC TR 60071-4, Trabajo de grado Ingeniero Electricista. Medellín, Universidad Nacional de Colombia, Facultad de Minas, Escuela de Ingeniería Eléctrica y Mecánica, 2008. 245p. 53 Revista Asociación de Ingenieros Electricistas AIE UdeA / Número 15 /Noviembre 2016 /Medellín -Colombia / ISSN: 1794-6077
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