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Medición del Factor de Tierra K0 en Medición del Factor de Tierra K0 en Líneas de Transmisión y Cables: Líneas de Transmisión y Cables: Mejora de la Confiabilidad de la Mejora de la Confiabilidad de la

Proteccion de DistanciaProteccion de Distancia

Ulrich Klapper, Michael Krugger, Miguel Gutierrez , Omicron electronics CIDEL 2010Ulrich Klapper, Michael Krugger, Miguel Gutierrez , Omicron electronics CIDEL 2010

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Contenido

• Importancia de la Zlinea y Ko en la operación de la protección de impedancia

• Cálculo y métodos de medición de ZL y Ko

• Procedimiento de medición

• Caso de estudio


Por que Medir la Impedancia de una Línea o Cable?


Zonas de Protección de la Protección de Distancia

Zona 1 = 80-90% línea 1, T1

Zona 2 = 10-20% línea 1 + línea 2, T2

P1 P2

A B C


Fundamentos de la Protección de Distancia

ZF = V/I => Z medida desde la protección a la falla

% = ZF/ZLinea x 100, posición de la falla

P

V I


Falla entre Fases

Localizacion de la falla es bastante precisa, Z distribuida a lo largo de la línea

ZL = V/I

% = ZL/ZLineaX100


Fallas a Tierra

LR

LR

LR

ER

LX

LX

LX

EX

L3

L2

E

L1

kL = ZE / ZL

LL K

IUZ

1

/

Localizacion de la falla no es tan precisa

El factor KL (K0) afecta la precisión del relé de distancia


KL (K0) Afecta Alcance de Zona 1

Zona 1 se puede extenderse a línea BC o acortar su zona de protección

P1 P2

A B C


Potenciales Consecuencias de la Falta de Precisión de la Proteccion

• 1- Perdida de selectividad (descordinacion)• Causa: sobrealcance• Efecto: Algunos abonados pierden servico electrico

• 2- Retraso despeje de la falla • Causa: subalcance• Efecto: Pérdida de estabilidad• Efecto: Mayor esfuerzo generadores y transformadores

• 3- Afecta la calidad del servicio electrico• 4- Afecta la confiabilidad del sistema electrico


Operacion Correcta de la Proteccion de Distancia

P1Zone 1

P 2

Zona 1

P 3Zone 1

P 4Zona 1

Consumidor

Linea 1 Linea 2



P 2

P 1Zone 1

Zone 1

P 3Zone 1

P 4Zone 1

Consumer

Line 1 Line 2



P 2

P 1Zone 1

Zone 1

P 3Zone 1

P 4Zone 1

Consumidor

Line 1 Line 2

•P 3 and P 4 abren linea en 60-100 ms.

•P1 ve falla en zona 2, T2 >>T1

•Consumidor no pierde servicio electrico


P 1Zone 1

Sobrealcance Proteccion de Distancia

P 2

Zone 1

P 3Zone 1

P 4Zone 1

Consumidor

Line 1 Line 2



Consumer

Line 1 Line 2

•P 1, P 3 y P 4 ven falla en Zona 1



Consumidor

Line 1 Line 2

•P 1, P 3 y P 4 ven falla en Zone 1

•Consumidor pierde servicio electrico


Subalcance de Proteccion de Distancia

Consumidor

Line 1 Line 2

•P 1 ve la falla en Zone 2 en lugar de zona 1, P2 en zona 1

•Retardo del disparo de P1, pe de 60 a 300mseg.


Cálculo de Parámetros de Línea• Los parámetros dependen de:

• 1- Disposicion geometrica de conductores en la torre


Cálculo de Parámetros de Línea• 2-Geometria torre

• 3- Longitud linea

• 4- Resistencia DC

• 5- Resistividad del terreno

• 6- Vano promedio

• Etc.

• El cálculo es proclive al error, ya que se necesitan demasiados parámetros

• Con una medicion real no hay error


Resistividad del Terreno• Parametro con mas incertidumbre

• Linea puede atravesar varios tipos de terreno

• 100-700 ohm-m, variacion verano-invierno


Medición de la Impedancia de Línea y Tierra

(K0)


Método Convencional

Conexiones a la línea

• Alta corriente > 100A

•Medicion a frecuencia nominal 60hz

•Senal/ruido >> => Ruido subestacion despreciable,


Nuevo Método

• Corriente reducida 1-100A

• Frecuencias de prueba diferente a 60hz

•Ruido no afecta medicion


• La señal generada difiere de la frecuencia de la red• La medición es selectiva en frecuencia, mediante un filtro se

excluyen todas las demás• => se eliminan las perturbaciones de la red

Principio de la Frecuencia Variable


Extrapolacion de Mediciones a 60 HZ


Prueba Corto Circuito Nuevo metodo Calculado

Programa

abs (100%) abs error abs error

X1/mOhm 167 168 + 0.5% 143 - 17%

X0/mOhm 801 787 - 1.7% 636 - 26%

Validez Nuevo Metodo

• Prueba de cortocircuito en cable de potencia para comprobar metodo.


Consideraciones a Tener en Cuenta para la Medición


Voltaje Peligroso Debido a Acople Capacitivo de Linea Paralela

CCCE

U0

IC

kmmACUI

kVCC

CUU

kmnF

r

hl

C

kmnF

r

al

r

a

r

a

lC

mpFandmrmhma

CC

CE

C

E

C

/283101,73143

220000

2,48107,18

101,7

3

220000

/6,11)2ln(

2

/1,7)ln(1)

2(

2ln

/1085,82,0,12,10

910

9

9

100

0

0

2

00

120

U10

En Operacion

Fuera de servicio

a

h

r0


kVVU

isvoltagethekmoflengthlineaWith

kmVkmAU

inresultsAofcurrentfaultA

kmmHM

tomeasuedwasM

35,45,4145,10

:5,10

/5,414/1044,03143000

:3000

/44,0

:

2

32

Fuera de Servicio En Operacion

Voltaje Peligroso Debido a Acople Inductivo de Linea Paralela


Procedimiento de Medida


Conexion de Equipos de Inyeccion-Medicion


Disposición de Equipos


Conexión Tierra de Trabajo

Seccionadora de tierra

Tierra de trabajo


Medición de corriente inducida (15.5A !!), determina posible voltaje inducido.

Medición Crítica!!!

V < 500v => Medición segura

V > 500v => No realizar prueba


Mediciones


Medición Impedancia Fase-Fase


Medición Impedancia Fase-Tierra


Medición Impedancia Sec. Cero


7 Mediciones

Mediciones redundantes garantizan mejor estimacion de parámetros


Medición Factor de Acople Mutuo Km en Línea Paralela

Sistema I

Sistema II

3.I0

Medic. 1 – Sistema II aterrizado en ambos extremosMedic. 2 – Sistema II flotante en un extremo

ZM = 1/3 (V02 – V01)/I0 . V02/I0

V01 ( V02 ) Z0 = V0/I0)


Resultados L1-L2Measured Values L1-L2 f [Hz] V1 [V] sec ° I [A] sec ° R [Ω] X [Ω] Z [Ω]

30 46.785 0 0.9742 -65.64 19.809 43.751 48.0265250 76.715 0 0.9741 -74.37 21.218 75.84 78.752270 100.99 0 0.9679 -78.73 20.39 102.32 104.331890 79.278 0 0.5935 -81.03 20.828 131.95 133.5837

110 96.91 0 0.5934 -82.51 21.289 161.92 163.3135

Interpolated Value for 50 Hz50 73.8875 0 0.97415 -74.613 20.0995 73.0355 75.75074

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 50 100 150

Frequency [Hz]

Oh

m

R (f)

X (f)

R calc (50Hz)

X calc (50Hz)


Mediciones Realizadas en Linea 230KV, 170Km

ZE from Measurement L1-E 36.298 84.197 91.688 66.68°



Impedance results: R [Ω] X [Ω] Z [Ω] Phi (°)

Line impedance ZL 18.692 91.175 93.071 78.41°

Ground impedance ZE 36.865 80.156 88.226 65.30°

Positive sequence impedance Z1 18.692 91.175 93.071 78.41°

Zero sequence impedance Z0 129.287 331.641 355.950 68.70°

Grounding Factor: [1]

kL = ZE / ZL 0.948 -13.11°

RE / RL and XE / XL 1.972 0.879

Z0 / Z1 3.825 -9.71°

Caculation from L-E tests [2]

Z0 128.424 332.006 355.978 68.85°

kL = ZE / ZL 0.948 -12.93°

Calculated Data (Cusomer)Line impedance ZL 16.5148 86.1379 Difference [%] -11.6497 -5.52413 Zero sequence impedance Z0 92.7101 356.7974 Difference [%] -28.291 7.585431

Iprueba = 1.5A,


Caso de Análisis : México • Disparo línea paralela 400KV por sobrealcance

• Sobrecarga en otras líneas causó salida parcial sistema eléctrico.

• Se sospecha de un mal cáculo de Ko .

• Resistividad usada 100 Ω-m.


Disparo Erróneo Protección de Distancia : Kl Erróneo

ZONA DISPARO

ρ=100 (Ω-m)


Cálculo y Medición de ZL, Zo

• Recálculo con 3 programas difererentes

• Medición real de parametros

• Errores

• Recálculo Zo (K0) variando la resistividad ρ, Zo= f(ρ)

Resistencia Reactancia Impedancia Angulo

CPCU 1Z1 8.337 54.72 55.352 81.337

Zo 29.314 136.185 139.304 77.853

PROGRAMAZ1 8.86 54.78 55.49 80.81

Zo 39.283 160.25 165 76.22

Error Z1 % -6.2732398 -0.1096491 -0.2493135 % 0.647922

Error Zo % -34.007641 -17.670815 -18.445989 % 2.097543


Reconstrucción de la Falla con el Factor K-factor Corregido : no Disparo

ZONA DISPARO

ρ =60 (Ω-m)


Concluciones

• Asumir una resistividad 100 Ω-m, produjo una mala estimación de K0 y problemas de sobrealcance.

• Se implementó programa para medir los parámetros de línea y reajuste de protecciones.

• En general el error de Z1 es pequeño pero el error de Z0 puede ser considerable.

• La medición de una línea toma menos de 20 minutos.

•


FIN

Preguntas?

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