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propias las creaciones de terceras personas.
Respeto hacia sí mismo y hacia los demás.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y
ELECTRÓNICA
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN EL
SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA
QUITO CONSIDERANDO LA CONEXIÓN DE LA LÍNEA
VICENTINA-SANTA ROSA 138 kV
TRABAJO DE TITULACIÓN PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERA ELÉCTRICA
YASMÍN CAROLINA CASTILLO RIVERA
DIRECTOR: DR.-ING. FABIÁN ERNESTO PÉREZ YAULI
Quito, enero 2018
I
AVAL
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Yasmín Carolina Castillo Rivera,
bajo mi supervisión.
Dr.-Ing. Fabián Ernesto Pérez Yauli
DIRECTOR DEL TRABAJO DE TITULACIÓN
II
DECLARACIÓN DE AUTORÍA
Yo, Yasmín Carolina Castillo Rivera, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito
es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación
profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este
documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido
por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional
vigente.
Yasmín Carolina Castillo Rivera
III
DEDICATORIA
A mis padres, por ser la razón de mi vida, por sus consejos, su apoyo y sobre todo por su amor
incondicional, gracias a ellos hoy soy lo que soy.
A mis hermanas, por ser el regalo más valioso que Dios me ha dado, por ser las que me impulsan a seguir
adelante y porque más que hermanas son mis verdaderas amigas.
A toda mi familia, por su confianza depositada en mí para alcanzar esta meta.
IV
AGRADECIMIENTO
A Dios, por haberme permitido cumplir con esta meta tan anhelada.
A mis padres Medardo y Zairi, por ser el eje fundamental en mi vida y porque gracias a sus esfuerzos hoy
estoy donde estoy.
A mis hermanas Liz y Dome, gracias por estar junto a mí cuando más he necesitado de una amiga, por
reír y llorar conmigo, simplemente la vida no sería igual sin ustedes.
A Mamicita, Papipelo, Ñaña, Abi y Paquito, mi segunda familia, gracias por compartir conmigo los
buenos y malos momentos, por celebrar mis triunfos y levantarme en mis derrotas.
Al Dr. Fabián Pérez, por sus conocimientos, paciencia, direccionamiento y apoyo incondicional para la
realización de este proyecto
Un agradecimiento especial a la Ing. Rossana Loor, Ing. Freddy Rivera y demás ingenieros de la
Empresa Eléctrica Quito, por su ayuda durante el desarrollo del presente trabajo.
A mis amigos y amigas, por cada una de las experiencias y locuras compartidas.
V
ÍNDICE DE CONTENIDO
AVAL ....................................................................................................................... I
DECLARACIÓN DE AUTORÍA ............................................................................... II
DEDICATORIA ...................................................................................................... III
AGRADECIMIENTO .............................................................................................. IV
ÍNDICE DE CONTENIDO ....................................................................................... V
RESUMEN .......................................................................................................... VIII
ABSTRACT ........................................................................................................... IX
1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 1
1.1. Objetivos ................................................................................................... 1
1.2. Alcance ..................................................................................................... 2
1.3. Justificación ............................................................................................... 2
2. MARCO TEÓRICO .......................................................................................... 4
2.1. Sistema de protección ............................................................................... 4
2.2. Propiedades de los sistemas de protección .............................................. 8
2.3. Clasificación de los relés de protección .................................................... 9
2.4. Transformadores de medida ................................................................... 10
2.5. Protección de elementos de un sistema eléctrico ................................... 11
2.6. Protección de sobrecorriente .................................................................. 12
2.7. Protección de distancia ........................................................................... 16
3. MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO (EEQ) .................................................................................. 23
3.1. Descripción del sistema de subtransmisión de la EEQ ........................... 24
3.2. Modelación del sistema de subtransmisión de la EEQ con la inclusión de
la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV ............................................................... 26
3.3. Delimitación de la zona de influencia ante la energización de la línea
Vicentina-Santa Rosa 138 kV ........................................................................... 31
VI
3.4. Cálculo de las relaciones de transformación de los transformadores de
corriente (TCs) y de potencial (TPs) ubicados en la zona de influencia............ 32
3.5. Verificación de la capacidad operativa de los equipos de corte y
seccionamiento instalados en la zona de influencia ......................................... 36
4. AJUSTES DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN ........................................ 40
4.1. Ajustes para los relés de sobrecorriente ................................................. 40
4.2. Ajustes para los relés de distancia .......................................................... 50
5. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ....................................................... 63
5.1. Coordinación de protecciones de las líneas de subtransmisión que se
encuentran en la zona de influencia del sistema de subtransmisión de la EEQ 63
5.2. Coordinación de las protecciones de sobrecorriente de los
transformadores de potencia circunscritos a la zona de influencia del sistema de
subtransmisión de la EEQ ................................................................................. 79
6. CONCLUSIONES .......................................................................................... 84
6.1. Conclusiones ........................................................................................... 84
6.2. Recomendaciones................................................................................... 86
7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................. 87
8. ANEXOS ........................................................................................................ 89
ANEXO I. Sistema de subtransmisión de la Empresa Eléctrica Quito modelado
en condiciones actuales de operación. ............................................................. 89
ANEXO II. Características de los elementos modelados en el sistema de
subtransmisión de la EEQ. ................................................................................ 89
ANEXO III. Tipos de estructuras a nivel de 138 kV y 46 kV utilizados para la
modelación del sistema de subtransmisión de la EEQ. .................................... 89
ANEXO IV. Valores de potencia y corriente de cortocircuito. ............................ 89
ANEXO V. Fotografías de placas de interruptores y seccionadores del sistema
de subtransmisión de la Empresa Eléctrica Quito. ............................................ 89
ANEXO VI. Ajustes de la protección de sobrecorriente direccional. ................. 89
VII
ANEXO VII. Ajustes de la protección de sobrecorriente temporizada. .............. 89
ANEXO VIII. Ajustes de los equipos de protección. .......................................... 89
ANEXO IX. Ajustes de la protección de distancia. ............................................ 89
ANEXO X. Diagramas de coordinación distancia vs tiempo de la Zona Sur-
Oriental del sistema de subtransmisión de la EEQ en otros escenarios
operativos. ........................................................................................................ 89
ANEXO XI. Coordinación de la protección de sobrecorriente direccional en el
escenario operativo L_MAX. ............................................................................. 89
ANEXO XII. Coordinación de la protección de sobrecorriente temporizado en el
escenario operativo L_MAX. ............................................................................. 89
9. ORDEN DE EMPASTADO ............................................................................ 90
VIII
RESUMEN
El presente trabajo realiza el estudio de coordinación de las protecciones de
sobrecorriente y de distancia ante la energización de la línea Vicentina-Santa Rosa 138
kV ubicada en la Zona Sur-Oriental del sistema de subtransmisión de la Empresa
Eléctrica Quito (EEQ).
El sistema de subtransmisión de la EEQ, considerando el cambio topológico originado por
la conexión de la línea en mención y con la información proporcionada por la
distribuidora, fue modelado en el programa PowerFactory bajo cuatro escenarios
operativos.
Sobre el sistema modelado se delimitó la zona de influencia del cambio topológico a
ejecutarse, para lo cual se llevó a cabo un estudio de cortocircuitos de las barras de dicho
sistema fundamentándose en las nuevas potencias de cortocircuito de aquellas
subestaciones que resultaron afectadas.
Además, los resultados obtenidos del estudio de cortocircuitos fueron utilizados para el
dimensionamiento de las relaciones de transformación de los transformadores de
corriente y de potencial localizados dentro de dicha zona, así como para la verificación de
la capacidad operativa de los equipos de corte y seccionamiento ante los nuevos
requerimientos de corriente.
En el mismo sistema, se llevó a cabo un estudio de coordinación de protecciones
utilizando criterios de ajuste para los relés de distancia y sobrecorriente instalados dentro
de la zona de influencia, cuya validación se realizó en los cuatro escenarios operativos
modelados a través de la simulación de distintos cortocircuitos, diferentes a los
considerados para el ajuste, de manera que se obtuvo un ajuste más fino para cada
protección.
PALABRAS CLAVE: Cortocircuitos, línea de subtransmisión, protección de distancia,
protección de sobrecorriente, transformadores.
IX
ABSTRACT
This work presents an overcurrent and distance protective relay coordination study before
the energization of the Vicentina-Santa Rosa 138 kV line located in the south-eastern
zone of the subtransmission system of the Empresa Eléctrica Quito (EEQ).
The EEQ subtransmission system and the topological change caused by the
interconnection of the Vicentina-Santa Rosa 138 kV line is modeled in DIgSILENT
PowerFactory under four operating scenarios with information provided by EEQ.
On the modeled system, the area of influence of the topological change was delimited
adequately, and a short-circuit study was performed to determine the new short-circuit
powers of the substations that were affected.
In addition, the results obtained from the short-circuit study were used for sizing current
and voltage transformation relations located within that area, as well as for the verification
of the operational capacity of breaking and switching equipment for the new current
requirements.
In the same system, a protection coordination study was performed using adjustment
criteria for the distance and overcurrent relays installed within the influence zone, whose
validation was studied in the four operating scenarios modeled through the simulation of
different short-circuit case studies. These cases were different from those considered for
determining the settings, so that a finer adjustment was obtained for each protective relay.
KEYWORDS: Distance protection, overcurrent protection, short-circuits, subtransmisión
line, transformers.
1
1. INTRODUCCIÓN
Dentro de los estudios de planificación de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ) se ha
identificado que a mediano plazo se requiere incrementar la capacidad de transferencia
de la Zona Sur-Oriental de su sistema de subtransmisión, zona que está compuesta por
las subestaciones Vicentina, Conocoto y Santa Rosa (CELEC EP – TRANSELECTRIC).
Para esto, la EEQ ha previsto realizar la energización de la línea Vicentina – Santa Rosa
138 kV, solución que se ha planteado para satisfacer la creciente demanda del sistema
eléctrico cumpliendo los parámetros establecidos en las respectivas regulaciones.
El cambio propuesto implica la desconexión y seccionamiento de la línea Vicentina-
Mulaló 138 kV, la cual pasará a ser Vicentina-Santa Rosa y Santa Rosa-Mulaló 138 kV,
formándose un anillo eléctrico compuesto por las líneas Vicentina-Santa Rosa 138 kV,
Santa Rosa-Conocoto 138 kV y Conocoto-Vicentina 138 kV. Para esto, un requerimiento
primordial es la ampliación de la barra de 138 kV de la subestación Santa Rosa para la
construcción de dos bahías a las cuales se conectarán las líneas hacia Mulaló y Vicentina
respectivamente.
Este cambio topológico en el sistema eléctrico de la EEQ implica la realización de
diferentes estudios técnicos entre los que se encuentra la coordinación de protecciones,
lo cual será realizado en el presente trabajo de titulación.
1.1. Objetivos
1.1.1. Objetivo general
· Realizar un estudio de coordinación de protecciones del sistema de subtransmisión
de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ) considerando el cambio topológico ocasionado
por la conexión de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV, con el fin de asegurar una
operación adecuada frente a eventos de cortocircuito.
1.1.2. Objetivos específicos
· Delimitar la zona de influencia de la energización de la línea Vicentina-Santa Rosa
138 kV mediante análisis de cortocircuitos en barras del sistema de subtransmisión
de la EEQ.
· Verificar la capacidad operativa de los equipos de corte y seccionamiento instalados
dentro de la zona de influencia bajo las nuevas condiciones operativas.
2
· Establecer las relaciones de transformación adecuadas para los transformadores de
corriente y de potencial que alimentan a los relés de protección situados dentro de la
zona de influencia, considerando las nuevas potencias de cortocircuito.
· Coordinar las protecciones de distancia y de sobrecorriente direccional instaladas en
las líneas de subtransmisión que se localizan dentro de la zona de influencia, para
su adecuada operación ante la conexión de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV.
· Coordinar las protecciones de sobrecorriente de los transformadores de potencia
que se circunscriben dentro de la zona de influencia, para su adecuada operación
ante la conexión de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV.
1.2. Alcance
El presente estudio técnico establecerá los ajustes, para una operación coordinada, de
las protecciones eléctricas (distancia y sobrecorriente) que se vean afectadas por el
cambio topológico que se llevará a cabo en el sistema de subtransmisión de la EEQ.
Dentro del alcance del trabajo, se documentarán las características principales de
funcionamiento de las protecciones que intervendrán en el estudio, es decir las
protecciones de distancia y de sobrecorriente que se encuentran implementadas en el
sistema eléctrico bajo estudio.
El alcance contempla también la determinación de las relaciones de transformación para
los transformadores de corriente y de potencial que se encuentren dentro de la zona de
influencia del cambio topológico, y que alimentan a los relés de protección cuya
coordinación se vea afectada. La zona de influencia será determinada a través de un
estudio de cortocircuitos en barras del sistema de subtransmisión de la EEQ, el cual será
modelado en el programa computacional PowerFactory.
1.3. Justificación
La expansión de los sistemas eléctricos de potencia generalmente significa el cambio de
configuración o topología de sus redes, lo que tiene como fin incrementar la capacidad de
generación y transferencia de potencia para satisfacer la creciente demanda. Del mismo
modo, dicha expansión y/o cambio topológico modifica los flujos de potencia y las
potencias de cortocircuito en las barras que se circunscriben dentro de la zona de
influencia y que, por tanto, modifica también la coordinación de protecciones establecida
para las condiciones previas al cambio.
3
Bajo los antecedentes mencionados, con el fin de asegurar una operación adecuada de
las protecciones del sistema de subtransmisión de la EEQ ante la conexión de la línea
Vicentina-Santa Rosa 138 kV, el presente trabajo de titulación desarrollará el estudio de
coordinación de protecciones dentro de la zona de influencia.
Los ajustes que se obtendrán de las protecciones permitirán que éstas operen de manera
coordinada, logrando una correcta identificación de fallas y procurando un despeje tal que
el sistema eléctrico se mantenga en condiciones estables de operación, dentro de los
rangos establecidos por las respectivas regulaciones.
4
2. MARCO TEÓRICO
En esta sección se realiza una descripción de los sistemas de protección, lo que incluye
una revisión de los objetivos, componentes y propiedades de dichos sistemas para actuar
adecuadamente dentro del sistema eléctrico de potencia. Para esto, se ha realizado una
revisión bibliográfica sobre el funcionamiento de protecciones en sistemas de
subtransmisión, relacionada principalmente con relés de sobrecorriente y de distancia, de
tal modo de presentar sintetizadamente las principales características, los tipos de relés y
los ajustes necesarios para poder realizar una adecuada coordinación de estas
protecciones, las cuales son las establecidas para cumplir con el objetivo del presente
trabajo de titulación.
2.1. Sistema de protección
El sistema eléctrico o sistema de potencia está formado por un conjunto de elementos
que permiten generar, transmitir y distribuir energía de tal modo de satisfacer las
necesidades demandadas por los usuarios o consumidores. Estos elementos son:
generadores, motores, transformadores, barras, líneas de transmisión y elementos de
compensación denominados equipo primario, y para que el funcionamiento del sistema y
de todos estos elementos sea el correcto, se usan sistemas indispensables como:
sistemas de protección, comunicación y control, entre otros.
Debido al costo elevado que implica la construcción de un sistema eléctrico y a los
incidentes no deseados ni previstos como fallas y perturbaciones que influyen en el
comportamiento y rendimiento del sistema, se ha visto la necesidad de instalar un
sistema, cuyo objetivo sea brindar protección a las personas, al sistema eléctrico y a los
equipos que lo conforman, a fin de minimizar los efectos de las condiciones anormales e
intolerables que se originan en el sistema de potencia [1].
Este sistema de protección está compuesto por: interruptor de potencia, transformadores
de medida, relés de protección y una fuente DC, la cual permite desligar la operación del
sistema de protección respecto a los otros sistemas. Los relés de protección son los que
detectan la falla o perturbación haciendo que el interruptor opere, de manera que aísle el
elemento que se encuentra bajo falla [2].
La Figura 2.1 muestra los principales componentes de los sistemas de protección.
2.1.1. Zonas de protección
Con el fin de proteger al sistema de potencia y desconectar la región o área afectada por
una falla o perturbación, y además para mantener la continuidad del servicio a través de
5
las redes no afectadas, se divide al sistema en zonas que se denominan Zonas de
Protección Primaria. Estas zonas abarcan un equipo primario y los interruptores a él
asociados, de tal modo que cuando se presente una falla o perturbación dentro de una
zona, dicho equipo primario se desconectará con la operación de única y exclusivamente
los interruptores incluidos dentro de la misma.
Figura 2.1. Componentes de los sistemas de protección [2]
De manera general, un sistema de potencia puede dividirse en zonas primarias de
protección que delimiten: generadores, transformadores, barras, líneas (transmisión,
subtransmisión y distribución), motores, etc. [3], como se muestra en la Figura 2.2, las
cuales se definen considerando el punto en el cual se ubica el transformador de corriente
TC (ver sección 2.4).
En la Figura 2.2, se observa también que las zonas de protección primaria incluyen áreas
de solapamiento, lo que muestra que en caso de falla dentro de estas áreas se produciría
el disparo de más de un interruptor1 desenergizando más de una zona o región (equipos).
Sin embargo, las áreas de traslape contribuyen a que no haya áreas desprotegidas, dado
que en ningún sistema eléctrico pueden existir puntos muertos, es decir, todos los
equipos deben estar protegidos.
Al proteger a todos los elementos del sistema, se asegura que los relés de protección
operen ante cualquier perturbación que se presente en algún punto del sistema de
potencia. Los sistemas de protección que actúan como la primera línea de defensa ante
perturbaciones dentro de las zonas en las que están ubicados, se los denomina como
Protección Primaria. Por otro lado, aquellos sistemas que pueden operan dentro y fuera
de zona en la que están localizados, por lo general en zonas adyacentes de manera que
1 Todos los interruptores instalados dentro de las zonas primarias que se traslapan,
operarán ante perturbaciones o fallas ocurridas en el área de traslape.
6
respaldan a la protección primaria, se los conoce como Protección de Respaldo [3], las
cuales se detallan en las siguientes secciones.
Figura 2.2. Zonas de Protección Primaria [3]
2.1.2. Protección primaria
La protección primaria es la primera línea de defensa del sistema de potencia ante fallas
o perturbaciones, esta protección opera enviando una señal de disparo al (los)
interruptor(es) asociado(s) al elemento del sistema de potencia que se encuentra bajo
falla, de tal manera que permite desconectar únicamente dicho elemento. Es importante
recalcar que la protección primaria debe conectarse de forma tal que las zonas o
regiones que se desea proteger queden solapadas alrededor de los interruptores [3].
Generadores
Transformadores
Motores
Líneas
Barras Interruptores
Transformadores
Área de solapamiento o
traslape
7
En algunos casos, la protección primaria requiere de un esquema de teleprotección, el
cual le permite operar en instantáneo (tiempos inferiores a 100 ms). Un esquema de
teleprotección es el conjunto de un sistema de protección más un canal de comunicación,
el cual puede establecerse a través de fibra óptica, microonda o por comunicación por
onda portadora (PLC).
Cabe aclarar que en este estudio no se considera ningún esquema de teleprotección,
dado que en la actualidad la EEQ no cuenta con ningún medio de comunicación que
enlace sistemas de protección.
2.1.3. Protección de respaldo
La protección de respaldo o secundaria es la segunda línea de defensa del sistema ante
cortocircuitos o fallas. Esta protección actúa cuando por algún motivo, generalmente por
algún problema interno en los componentes, la protección primaria no operó. Por lo
general la protección secundaria opera con retardo de tiempo, permitiendo así, que actúe
primero la protección primaria. Además, se debe considerar que la protección de respaldo
de un elemento puede ser protección primaria de otro elemento y que un relé puede
operar como respaldo para varios elementos del sistema [3].
Existen dos tipos de protección de respaldo, los cuales se detallan a continuación.
2.1.3.1. Protección de respaldo local
La protección de respaldo local es aquella que se instala en la misma subestación donde
se ubica la protección primaria con la cual comparte el interruptor y la fuente DC. En
otras palabras, existe un relé secundario de la protección primaria en la subestación, el
cual está alimentado por la misma fuente DC y el cual envía la señal de disparo al mismo
interruptor. Sin embargo, la señal de voltaje y/o corriente es enviada a los dos relés
(primario y secundario) desde puntos diferentes dentro de la subestación, dado que estas
protecciones poseen transformadores de medida (TC y TP) independientes [4] .
Generalmente, la zona de protección de respaldo local coincide con la zona de protección
primaria [4].
2.1.3.2. Protección de respaldo remoto
La protección de respaldo remoto conocida como segundo respaldo es aquella que se
ubica en una subestación diferente a la que se encuentra instalada la protección primaria.
La zona de protección de respaldo remoto es mucho más amplia que la zona de
protección primaria y se expande en una sola dirección [5].
8
Como se había mencionado anteriormente, la protección primaria para ciertos elementos
del sistema se comporta como protección de respaldo para otros. Esto se conoce como
un beneficio incidental o accidental de las protecciones [5].
Es importante recalcar que la protección de respaldo remoto debe operar de forma
temporizada, luego de la protección primaria y de respaldo local.
2.2. Propiedades de los sistemas de protección
El equipo de protección opera únicamente después de ocurrida una perturbación, por lo
cual el término protección no garantiza que se evite la ocurrencia de problemas en los
sistemas eléctricos; es decir, un relé de protección no previene ni anticipa una
perturbación, pero sí es una herramienta útil para mitigar o minimizar los efectos
producidos en el sistema por dicha perturbación o falla.
Según [1] y [4] las propiedades fundamentales que todo sistema de protección (sea
primario o de respaldo) debe cumplir, son las que se detallan a continuación.
2.2.1. Sensitividad
Un sistema de protección debe tener la capacidad de distinguir cuando se produce una
situación anormal que exceda la capacidad nominal del equipo. En otras palabras, un
sistema sensitivo considera todas las condiciones que originarían la mínima tendencia de
operación.
2.2.2. Selectividad
Un sistema de protección se considera selectivo cuando asegura un alto grado de
continuidad del servicio, desconectando únicamente el elemento que se encuentra bajo
falla; es decir desconectando la mínima región del sistema, tomando en cuenta si el
equipo de protección debe operar de manera instantánea o temporizada, o en ciertos
casos simplemente no operar.
2.2.3. Rapidez de la operación
La rapidez está relacionada con el tiempo en que la protección aísla la región o zona del
sistema que se encuentra bajo falla, idealmente este tiempo debería ser tan rápido como
sea posible, de tal modo de reducir los efectos en el sistema. Sin embargo, una operación
extremadamente rápida incrementaría la posibilidad de que se originen operaciones
indeseadas o erróneas del equipo de protección.
2.2.4. Confiabilidad
9
La confiabilidad está relacionada principalmente con dos elementos: la seguridad y la
dependabilidad. El primero está relacionado con la capacidad para evitar la actuación no
deseada del equipo de protección ante fallas o perturbaciones fuera de la zona de
operación. El segundo se refiere a la capacidad del equipo de protección para operar
adecuadamente ante fallas o perturbaciones en el sistema de potencia. En otras
palabras, un sistema de protección tiene dependabilidad cuando el equipo de protección
opera en los casos en que debe operar, por otro lado, dicho sistema se considerará
seguro cuando el equipo de protección no opere en los casos que no debe operar.
2.2.5. Simplicidad
La simplicidad está relacionada con la instalación del mínimo número de equipos y los
circuitos incorporados que se encuentran en el sistema de protección. A la vez se debe
considerar que un sistema simple implica una correcta implementación y mantenimiento
del equipo de protección. Es importante recalcar que la simplicidad está directamente
relacionada con la confiabilidad; es decir, mientras más simple sea el sistema de
protección, éste será más confiable.
2.2.6. Economía
En todo sistema lo que se pretende es obtener la máxima protección al menor costo
posible. Sin embargo, un ahorro en el costo inicial del sistema de protección no garantiza
que éste sea confiable y adecuado, dado que se puede generar inconvenientes en la
instalación u operación del mismo, lo que implicaría un gasto mayor en reparaciones o,
en el peor de los casos, un reemplazo de equipo debido a que no cumple con los
objetivos del sistema de protección.
2.3. Clasificación de los relés de protección
Los relés de protección son elementos compactos que pueden instalarse en cualquier
parte del sistema de potencia, para supervisar el funcionamiento de transformadores,
generadores, líneas, barras, entre otros. Estos relés se acoplan al sistema por medio de
equipos de medida como transformadores de corriente TCs y transformadores de
potencial TPs [4], los cuales se detallan en la sección 2.4.
Los relés de protección se pueden clasificar de acuerdo a la tecnología utilizada, de este
modo se tienen: relés electromecánicos, relés de estado sólido, relés digitales y relés
numéricos [6].
2.3.1. Relés electromecánicos
10
Los relés electromecánicos fueron los primeros relés en utilizarse y son aquellos que
operan generando un torque, el cual es originado por señales de entrada como voltaje o
corriente. Estos relés pueden ser de dos tipos: relés electromecánicos tipo émbolo o relés
electromecánicos con disco de inducción.
2.3.2. Relés de estado sólido
Los relés de estado sólido aparecieron ante la necesidad de los sistemas de potencia por
equipos con mayor rendimiento y mejores características de operación, es así que estos
relés basan su operación en un diseño electrónico, dado que utilizan dispositivos de baja
potencia como capacitores y tiristores.
En comparación con los relés electromecánicos los relés de estado sólido son más
precisos y no tienen elementos móviles, por lo que se tiene la ventaja de que son de
menor tamaño, lo que implica una disminución en su costo. Sin embargo, su principal
desventaja es que son muy sensibles a la temperatura y humedad. Estos relés pueden
ser analógicos o lógico-digitales.
2.3.3. Relés digitales y numéricos
Actualmente los relés numéricos son los más utilizados dado que cumplen con diferentes
funciones de protección. Estos relés utilizan un microprocesador que realiza diversas
operaciones sean estas matemáticas o lógicas, permitiendo así que se obtenga
información en tiempo real y a la vez permite que dicha información sea almacenada.
Además permiten establecer una comunicación directa con los centros de control [7].
Los relés digitales son los mismos que los relés de estado sólido, pero a éstos se añade
un conversor análogo-digital [7].
2.4. Transformadores de medida
Los transformadores de medida o mejor conocidos como transformadores de corriente
TCs y transformadores de potencial TPs están formados por un devanado primario y un
devanado secundario acoplados magnéticamente, permitiendo conectar los relés al
sistema de potencia. Para esto, toman del lado primario la señal de voltaje y corriente del
sistema y la transforman a un valor inferior y adecuado para el relé, el cual se conecta en
el devanado secundario del transformador.
Dado que los valores reales de voltajes y corrientes de los sistemas de potencias son
variados acorde a los niveles de transmisión, subtransmisión y distribución, se han
estandarizado los valores nominales de los devanados secundarios de estos equipos, de
11
tal manera de utilizar los mismos relés ya sea a nivel de transmisión, subtransmisión o en
distribución [3]. Los valores nominales establecidos para el secundario del TC son de 5 A
en Estados Unidos y otros países, y 1 A en Europa, mientras que para el devanado
secundario del TP se tiene 110, 115 o 120 V dependiendo del tipo de relé [3].
De manera general los TCs y TPs cumplen con las siguientes funciones [7]:
- Toman una señal de voltaje o corriente de un elevado valor y lo transforman a un
valor admisible para relés u otros equipos (como medidores).
- Aíslan los equipos de protección y medida del sistema primario de alto voltaje.
- Permiten estandarizar los relés y otros dispositivos ante valores de corriente y voltaje
nominales.
2.4.1. Transformadores de corriente TCs
Los TCs se han diseñado para soportar corrientes de cortocircuito durante intervalos
cortos de tiempo, se conectan en serie al sistema por el devanado primario permitiendo
convertir la corriente primaria que circula por éste a un valor menor. Se debe mencionar
que un TC se especifica por [8]:
- Una carga nominal a corriente nominal.
- La clase de precisión.
- El factor límite de precisión (ALF por sus siglas en inglés).
2.4.2. Transformadores de potencial TPs
El TP es un equipo diseñado para soportar sobrevoltajes del sistema por un intervalo
largo de tiempo, se conecta a la red en paralelo y por el devanado primario. Esta
conexión permite que el TP origine voltajes de menor valor, pero proporcionales al voltaje
primario presente en el mismo. Los TPs pueden ser de tipo inductivo conocidos tal cual
como TP, o de tipo capacitivo comúnmente llamados DCP (Divisor Capacitivo de
Potencial) los cuales son muy utilizados en sistemas de extra alto voltaje [8].
2.5. Protección de elementos de un sistema eléctrico
Con el fin de proteger al sistema y desconectar la mínima región afectada por alguna falla
o perturbación, el sistema de potencia puede dividirse en zonas de protección (ver
sección 2.1) que delimiten a los elementos principales como generadores,
12
transformadores, líneas barras, etc. Para lo cual, con el objetivo de proporcionar una
protección adecuada a estos elementos se utilizan, por ejemplo [3] 2:
- Relés de sobrecorriente instantáneo 50.
- Relés de sobrecorriente temporizado 51.
- Relés de sobrecorriente direccional 67 que operan, ya sea como protección primara
para alimentadores y en ciertos casos especiales para líneas, o como protección de
respaldo para transformadores, generadores, barras, entre otros.
- Para líneas de transmisión se utilizan relés de distancia 21 y el relé diferencial 87
como protección primaria mientras que los relés de sobrecorriente 50/51 y 67 actúan
como protección de respaldo.
- En el caso de los transformadores el relé diferencial 87T opera como protección
primaria y el relé de sobrecorriente 51 funciona como respaldo.
En el presente estudio, de acuerdo a los relés instalados en el sistema de subtransmisión
de la EEQ, se utilizó como protección primaria el relé de distancia 21 para las líneas de
subtransmisión y el relé de sobrecorriente direccional 67 como protección de respaldo,
mientras que para los transformadores se utilizó el relé de sobrecorriente temporizado 51
como protección de respaldo. Dado el alcance propuesto en el presente estudio, no se
analiza la protección diferencial de los transformadores de potencia.
El funcionamiento, características, tipos y ajustes de la protección de sobrecorriente
como de la protección de distancia se detallan a continuación.
2.6. Protección de sobrecorriente
Los relés de sobrecorriente pueden ser usados para proteger cualquier elemento del
sistema, dado que éstos son los más utilizados para enfrentar los problemas de
corrientes elevadas y sobrecargas [3].
El principio de funcionamiento de los relés de sobrecorriente se basa en utilizar la
magnitud de la corriente de cortocircuito para detección de falla, ya que ante un evento
de cortocircuito la corriente que mide el relé es mucho mayor a la corriente de arranque
de éste y por lo tanto el relé opera [10]. El tiempo de operación, el cual está en función de
la corriente, puede ser instantáneo o temporizado.
2 El número indicado corresponde al relé o función de protección según la norma ANSI
[9].
13
Acorde al código de las normas ANSI, el relé con característica instantánea es el relé 50,
mientras que el relé con característica temporizada es el 51, a los cuales se los
denomina: protección convencional. Por otro lado, el relé de sobrecorriente direccional,
siguiendo la misma codificación ANSI corresponde al relé 67, el cual se lo conoce como
protección direccional de sobrecorriente y se constituye por una protección convencional
más una unidad direccional.
Esta unidad direccional es la que permite limitar la zona de operación de la protección 67
con una dirección específica y altamente sensitiva, siendo ésta la dirección de disparo [7],
y para lo cual requiere realizar una comparación fasorial entre una señal de operación y
una señal de restricción, la primera corresponde a la corriente y la segunda al voltaje. De
esta forma se establece lo que se conoce como la direccionalidad del relé.
La dirección está estrechamente relacionada con la polarización, es decir, la cual
proporciona al relé la dirección sensitiva o de operación, para lo cual existen métodos que
permiten establecer dicha polaridad. Según [3], entre los principales métodos de
polarización se tiene:
- Voltaje cruzado en 90°.
- Voltaje cruzado en 30°.
- Voltaje de secuencia positiva
- Voltaje de secuencia negativa.
- Voltaje de secuencia cero.
Es importante mencionar que en cuanto a la protección de sobrecorriente temporizada 51
para transformadores de potencia, se requiere que las curvas características de
operación de los relés se encuentren por debajo de la curva de daño de dichos
transformadores, con el fin de lograr una adecuada operación de las protecciones. La
curva de daño de un transformador muestra, ante la presencia de corrientes de magnitud
elevada, la capacidad de resistir problemas térmicos o mecánicos.
La
Figura 2.3 muestra un ejemplo de una operación coordinada entre la curva característica
de operación de la protección 51 y la curva de daño de un transformador.
2.6.1. Tipos de relés de sobrecorriente
14
Según [3], los relés de sobrecorriente, sean convencionales o direccionales, y acorde a
su característica de operación se clasifican en: relés instantáneos, relés de tiempo
definido y relés de tiempo inverso.
Figura 2.3. Curva de daño de un transformador y curva de operación del relé 51
[Elaboración Propia]
2.6.1.1. Relés de corriente definida o relés instantáneos
Los relés de corriente definida como su nombre lo indica operan de manera instantánea
dado un valor determinado de corriente que supera un umbral, pero tienen la desventaja,
que ante valores sumamente elevados de corriente de cortocircuito pierden selectividad.
Otra de las dificultades es la poca discriminación de fallas entre dos puntos en los que la
impedancia es pequeña.
La característica típica de operación de los relés instantáneos se muestra en la Figura 2.4
(a).
2.6.1.2. Relés de tiempo definido o relés de tiempo-corriente definido
Los relés de tiempo definido son aquellos que operan de manera temporizada a un
tiempo fijo como se observa en la Figura 2.4 (b). Estos relés tienen la ventaja de poder
establecer su ajuste con diferentes valores de corriente a distintos tiempos de operación,
es decir, estos relés tienen un ajuste de pick-up o ajuste de tap que permite establecer el
valor de corriente al cual el relé debería operar, más un ajuste de dial o de tiempo, el cual
permite obtener el valor exacto de tiempo de operación del relé. En otras palabras, los
relés de tiempo-corriente definido pueden ajustarse en pasos más precisos en
t
I
Curva de daño del
transformador
Curva de
operación del relé
51
15
comparación a los relés de corriente definida, lo cual le da mayor selectividad a la
protección.
2.6.1.3. Relés de tiempo inverso
Los relés de tiempo inverso son aquellos en que el tiempo de operación es inversamente
proporcional al valor de la corriente de cortocircuito, por lo cual son muy utilizados para
obtener tiempos cortos de disparo ante valores elevados de corriente, asegurando la
selectividad de la protección.
Estos relés operan en base a su curva característica de operación, la cual indica la
rapidez con la que operaría el relé, de tal modo que se tienen relés de tiempo inverso con
curvas características: inversa, muy inversa y extremadamente inversa.
La Figura 2.4 (c) muestra una curva típica de operación de los relés de tiempo inverso.
Figura 2.4. Característica de operación de los relés de sobrecorrientes: (a) Relé de
corriente definida, (b) Relé de tiempo definido y (c) Relé de tiempo inverso [3]
I
t Corriente Definida
I
t Tiempo Inverso
Itap
I
t Tiempo Definido
tdial
(a) (b)
(c)
Itap
tdial
Itap
16
2.6.2. Ajuste de la protección de sobrecorriente
Para el ajuste de los relés de sobrecorriente convencionales 50/51 o direccionales 67 se
requiere de tres parámetros principales: (1) Tipo de curva, (2) Corriente de tap, (3) Dial,
los cuales se detallan en la sección 4.1.
2.6.3. Características
De las características de la protección de sobrecorriente se destaca que:
- La protección de sobrecorriente es muy sensible ante cambios topológicos en el
sistema, lo cual implica la realización de un nuevo estudio de coordinación de
protecciones ante cada cambio a realizarse.
- Por su principio de operación se la considera como una protección simple y
económica, en comparación con otro tipo de protección.
- Para el caso de sistemas mallados se utiliza protección de sobrecorriente direccional
debido a la complejidad de la configuración de la red.
2.7. Protección de distancia
La protección de distancia es la más utilizada para proteger al sistema contra
cortocircuitos que pueden ocurrir, por lo cual esta protección, en comparación a la
protección de sobrecorriente, es más selectiva y mucho más rápida [11].
La ventaja principal de esta protección es que tiene implícita la localización de fallas; es
decir, la operación de los relés de distancia se basa en determinar un valor de
impedancia3, para lo cual relaciona la corriente de falla y el voltaje que mide el relé, de tal
manera que se determina la impedancia desde la ubicación del relé hasta el punto de
falla. Considerando que la impedancia de la línea es proporcional a la longitud de la
misma, con el valor calculado de impedancia el relé estima la localización donde ocurrió
la falla [11]. Otro de los beneficios de la protección de distancia es que proporciona
protección de respaldo local y remoto a líneas adyacentes a la línea protegida a través de
las zonas naturales de operación4.
Es por esto que los relés de distancia son muy utilizados, pues están en la capacidad de
detectar fallas en diferentes partes del sistema independientemente del estado de
3 Los relés de distancia calculan únicamente la impedancia de secuencia positiva. 4 Zonas naturales de operación: ver sección 4.2.
17
demanda en el que se produzca la falla, ya que el alcance de la protección es fijo y su
ajuste depende únicamente de las características físicas (impedancia) de la línea.
Para evaluar el funcionamiento de la protección de distancia se utiliza el Diagrama R-X,
en el cual se muestra la característica de operación del relé, además de la zona de carga
y la impedancia calculada. La relación de estos tres componentes determina el
comportamiento de la protección de distancia en el sistema [11]. Se debe recalcar que la
característica direccional del relé permite establecer si un cortocircuito ocurrió hacia
adelante o hacia atrás de la ubicación del mismo. Además, se debe considerar que la
zona de operación del relé de distancia debe estar fuera de la zona de carga como se
observa en la Figura 2.5, donde se muestra una característica poligonal.
Figura 2.5. Característica de operación del relé de distancia [11].
De este modo, los relés de distancia se clasifican dependiendo de la característica de
operación en el diagrama R-X5 teniéndose así los más destacados: relés de impedancia,
relés de reactancia, relés tipo Mho, y relés poligonales [3], los cuales se detallan a
continuación.
2.7.1. Tipos de relés de distancia
Conforme a lo mencionado anteriormente, los relés de distancia más importantes son:
relés de impedancia, relés de reactancia, relés tipo Mho, y relés poligonales.
5 En el diagrama R-X, la resistencia R está en el eje de las abscisas mientras que la
reactancia X está en el eje de las ordenadas [11].
18
- Relés de impedancia:
Los relés de impedancia son aquellos que no tienen la característica de
direccionalidad, por lo cual no están en la capacidad de detectar fallas en una sola
dirección [3]. Su característica de operación se muestra en la Figura 2.6 (a).
- Relés de reactancia:
Los relés de reactancia son aquellos que sólo consideran el valor de la reactancia del
relé (Xr) por lo cual se los utiliza conjuntamente con un relé direccional, de tal modo
que se pueda delimitar la zona de operación. Estos relés son muy utilizados para
protección de líneas cortas. Su principal desventaja es la detección de fallas que
ocurren en líneas anteriores a la línea protegida [3].
La característica de operación del relé de reactancia se indica en la Figura 2.6 (b).
- Relés tipo Mho:
Los relés tipo Mho a diferencia de los dos anteriores son inherentemente
direccionales y su alcance es directamente proporcional al diámetro del circulo
establecido como zona de operación (ver característica de operación en la Figura 2.6
(c)). Estos relés tienen el inconveniente que su zona de operación comprende círculos
muy pequeños de tal modo que, ante un evento de cortocircuito con un valor elevado
de resistencia de falla, la impedancia calculada se desplaza hacia la derecha,
provocando así que salga de la zona de operación [3].
- Relés poligonales:
Los relés poligonales son exclusivos de la tecnología numérica, es decir, basan su
operación en algoritmos numéricos. En la actualidad son los más utilizados ya que
tienen la gran ventaja de independizar el alcance resistivo R del alcance reactivo X
como se observa en la Figura 2.6 (d) [3]. Dado que la característica de operación de
estos relés es definida a través de algoritmos, ésta puede tomar cualquier forma
deseada. De ahí que la característica mostrada en la Figura 2.6 (d) es solo un
ejemplo de la gran variedad que se puede presentar.
2.7.2. Lazos de impedancias
El principio de operación de la protección de distancia, como se mencionó anteriormente,
se basa en calcular una impedancia para cada tipo de falla, esta impedancia corresponde
a un porcentaje de la impedancia de secuencia positiva de la línea !"#### [11]. Para lo cual
es necesario determinar la relación entre el voltaje y la corriente de falla, de este modo el
19
relé calcula el valor de dicha impedancia desde su ubicación en el sistema hasta el punto
de falla. Esta relación se la denomina lazo de impedancia [12].
Figura 2.6. Características de operación de los relés de distancia: (a) Relé de
Impedancia, (b) Relé de reactancia, (c) Relé tipo Mho y (d) Relé poligonal [3].
Cada una de las zonas naturales de operación debe contar con unidades de fase y
unidades de tierra. Las primeras detectan fallas multifases que en total son siete (ab, bc,
ca, abg, bcg, cag, abc, g que significa tierra proviene del término inglés ground) y las
segundas detectan fallas monofásicas que en total son tres (ag, bg, cg).
Tanto las unidades de fase como de tierra deben calcular la impedancia de secuencia
positiva, independientemente del tipo de cortocircuito ocurrido. Para lo cual, cada una de
estas unidades deben ser alimentadas con las señales de voltaje y corriente conforme a
las ecuaciones que de describen a continuación.
- Unidades de fase
20
Figura 2.7. Lazo de impedancia para fallas fase-fase [11]
Partiendo de la Figura 2.7, ante una falla entre fases (ejemplo: fase b y fase c) la
impedancia que calcula el relé ( %###) se determina mediante la Ecuación 2.1 que indica la
relación entre el voltaje y la corriente de línea.
Para esto se tiene que:
&#'( = )'* × "'##### − )(* × "(#### "'##### = "(#### = , !"#### -./-0 , 01 2/ 3.450/6780 -0 !"####
Por lo tanto:
&#'( = , !"#### × ( )'* − )(*) &#'( = , !"#### × )'(####
De donde se obtiene que la impedancia que calcula el relé es igual a:
%### = , !"#### = &;5#####);5####
Ecuación 2.1. Cálculo de la impedancia para fallas entre las fases b y c
Considerando las fases a, b, c y a partir de la Ecuación 2.1, los lazos de impedancia para
una falla entre fases son:
%>?' = &7;#####)7;#####
Ecuación 2.2. Impedancia calculada por el relé para fallas entre las fases a y b
%>'( = &;5#####);5####
Ecuación 2.3. Impedancia calculada por el relé para fallas entre las fases b y c
21
%>?( = &75#####)75####
Ecuación 2.4. Impedancia calculada por el relé para fallas entre las fases a y c
- Unidades de tierra
La impedancia calculada por el relé ante una falla fase-tierra se determina mediante la
Ecuación 2.5, la cual es obtenida mediante un proceso similar al desarrollado para las
unidades de fase. Para mayor detalle de este proceso, se puede analizar la referencia [9].
%>? = , !"#### = @ &?*)?* + )B* × CD###E
Ecuación 2.5. Impedancia calculada por el relé ante fallas monofásicas en la fase a
Donde:
· )?* Corriente de la fase a (para este caso, corriente de falla )F*).
· )B* Corriente de desbalance que circula por tierra ()B* = 3 × )D* = )?* + )'* + )(*).
En la Ecuación 2.5 se considera el efecto de la corriente de cortocircuito que retorna por
tierra, para lo cual se utiliza el factor de compensación CD### que está definido por la
siguiente expresión matemática.
CD### = D### − !### 3 !###
Ecuación 2.6. Factor de compensación por corriente residual [12]
Si se considera que las fases no falladas son la fase b y fase c y se desprecia su
corriente de carga, la corriente )'* e )(* serán igual a 0, de modo que la )B* = )?* = )F* ,
obteniéndose así que el lazo de impedancia para la unidad de tierra de la fase a es:
%>? = &?*)F* H1 + CD###J
Ecuación 2.7. Impedancia calculada por el relé para la fase a [11]
Por lo tanto, los lazos de impedancia para las fases restantes, fase b y fase c, de manera
general6 son:
6 El caso general corresponde al cálculo de la impedancia considerando en )B* las
corrientes de carga de las fases sanas.
22
%>' = &'###)'* + H)B* × CD###J
Ecuación 2.8. Impedancia calculada por el relé para la fase b [11]
%>( = &(*)(* + H)B* × CD###J
Ecuación 2.9. Impedancia calculada por el relé para la fase c [11]
Para la Ecuación 2.8 y Ecuación 2.9, en los casos particulares en los que no se
consideran la corriente de carga de las fases sanas, la corriente )B* será igual a la
corriente de la fase fallada.
2.7.3. Ajuste de la protección de distancia
Para el ajuste de los relés de distancia de fase 21P y neutro 21N, se requiere determinar
el alcance que se desea proteger en cada zona y el tiempo de operación en el que éstas
actuarán. Los ajustes típicos para cada una de las zonas naturales de operación se
detallan en la sección 4.2.
2.7.4. Características
Las principales características que se destacan de la protección de distancia son:
- La protección de distancia tiene la capacidad de estimar la localización de una falla,
en comparación con la protección de sobrecorriente sea convencional o direccional
que no lo hace.
- Para que la protección de distancia pueda estimar la ubicación de la falla, requiere
tomar dos señales, una señal de voltaje y otra señal de corriente, con las cuales
calcula una impedancia desde la ubicación del relé hasta el punto donde ocurre la
falla.
- El alcance de la protección de distancia depende únicamente de las características
físicas de la línea a proteger; es decir del valor de impedancia, por lo cual este
alcance es fijo e independiente del estado de demanda en que se produzca un
cortocircuito.
23
3. MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE LA
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO (EEQ)
La expansión de los sistemas eléctricos de potencia por lo general está relacionada con
variaciones en la configuración o topología de sus redes, con el fin de incrementar la
capacidad de generación y transferencia de potencia. Es así que, dentro de los estudios
de planificación de la EEQ se ha identificado que a mediano plazo se requiere
incrementar la capacidad de transferencia de la Zona Sur-Oriental de su sistema de
subtransmisión, para lo cual se consideró la implementación de la línea Vicentina-Santa
Rosa 138 kV a través del seccionamiento de la línea Mulaló-Vicentina 138 kV. Esta línea
será desenergizada y luego pasará a ser las líneas Santa Rosa-Mulaló 138 kV y
Vicentina-Santa Rosa 138 kV como se observa en la Figura 3.1 (a) y (b).
Figura 3.1. Configuración de la Zona Sur-Oriental del sistema de subtransmisión de la
EEQ: (a) Sin cambio topológico, (b) Con cambio topológico [Impresión de PowerFactory]
Con este preámbulo, en esta sección se presenta la modelación del sistema de
subtransmisión de la EEQ con el cambio mencionado, además se describe el
procedimiento a seguir para delimitar la zona de estudio ante la energización de la línea
Vicentina-Santa Rosa 138 kV. En la zona de influencia delimitada se modelaron los relés
utilizados para el estudio de coordinación de protecciones, así como también el equipo de
(a)
(b)
24
medida (transformadores de corriente y de potencial) calculando previamente las
correspondientes relaciones de transformación. Además, se verifica si la capacidad
operativa del equipo de corte y seccionamiento instalado en la zona de influencia cumple
con los nuevos requerimientos.
3.1. Descripción del sistema de subtransmisión de la EEQ
La Empresa Eléctrica Quito tiene como objetivo principal satisfacer las necesidades de
sus clientes (de su demanda eléctrica), así como el de suministrar energía con calidad y
responsabilidad; además de garantizar la seguridad y confiabilidad del servicio ante el
constante crecimiento del sector.
El área de concesión de la EEQ abarca los barrios, parroquias urbanas y rurales de los
cantones de la provincia de Pichincha y Napo con aproximadamente 15 555 km2 de
extensión [13].
En la Tabla 3.1 se mencionan las provincias y cantones que pertenecen al área de
concesión de la EEQ.
Tabla 3.1. Área de Concesión EEQ – Provincias y Cantones [13]
Provincia Cantón
Pichincha
Quito Mejía
Rumiñahui Pedro Vicente Maldonado San Miguel de los Bancos Puerto Quito (cierta parte)
Cayambe (parte rural)
Napo Quijos
El Chaco
Además, la EEQ brinda sus servicios a ciertos sectores rurales de las provincias de Santo
Domingo de los Tsáchilas, Cotopaxi e Imbabura como se indica en la Tabla 3.2.
Tabla 3.2. Área de Concesión EEQ – Provincias y Sectores Rurales [13]
Provincia Sectores Rurales
Cotopaxi
La Comuna de Pastocalle Tinopamba
La Isla Cuchuco
San Bartolomé
Santo Domingo de los Tsáchilas Ganaderos Orenses
Los Andes Mirador de Concanigua
Imbabura El Salto del Tigre
Comunas aledañas del cantón Cotacachi
25
La Figura 3.2 muestra el área de concesión de la EEQ.
Figura 3.2. Área de concesión de la Empresa Eléctrica Quito [13]
La EEQ para abastecer la demanda de sus clientes dispone de cuatro subestaciones de
reducción 138/46 kV y 39 subestaciones de distribución alimentadas con líneas de
subtransmisión a 138, 69 y 46 kV. Para el sistema de medio voltaje dispone de 193
circuitos a 23, 13,2 y 6,3 kV. De la misma manera para brindar un servicio de calidad y
sin restricciones, el Sistema Eléctrico Quito (SEQ) tiene 15 puntos de suministro y
conexión con el Sistema Nacional de Transmisión (SNT) y puntos de conexión con
centrales hidroeléctricas y térmicas propias y algunos Autoproductores [13].
La Tabla 3.3 muestra los puntos de conexión del SEQ con el SNT y en la Tabla 3.4 se
presentan las centrales propias del sistema de la EEQ.
Tabla 3.3. Puntos de Suministro y conexión del SEQ con el SNT [13]
S/E Puntos de Conexión
138 kV 69 kV 46 kV Santa Rosa TRANSELECTRIC 3 1 Pomasqui TRANSELECTRIC 2 Vicentina EEQ 2 Conocoto EEQ 1 Alangasí EEQ 1 Gualo EEQ 1 Inga TRANSELECTRIC 1
26
Santo Domingo TRANSELECTRIC 1 San Antonio EEQ 1 Móvil Papallacta EEQ 1
Tabla 3.4. Centrales propias del SEQ [13]
Central Tipo Capacidad [MW] Cumbayá Hidráulica 40,00 Nayón Hidráulica 30,00 Guangopolo Hidráulica 20,92 Pasochoa Hidráulica 4,50 Chillos Hidráulica 1,76 Victoria Hidráulica 10,00 Gualberto Hernández Térmica 34,32
3.2. Modelación del sistema de subtransmisión de la EEQ con la
inclusión de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV
Para la modelación en el programa PowerFactory se consideró una base de datos
proporcionada por la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP TRANSELECTRIC
(transmisor), en la cual se contempla la modelación del sistema de subtransmisión de la
Empresa Eléctrica Quito en diferentes escenarios operativos (seco y lluvioso) tanto en
demanda máxima como en demanda mínima. Esta modelación fue realizada por el
transmisor considerando el plan de expansión y la información que le fue proporcionada
por la EEQ para el periodo bajo estudio. Cabe mencionar que la base de datos
proporcionada por el transmisor no resulta ser como tal la más adecuada para la
ejecución de estudios de ajuste y coordinación de protecciones, esto dado que en dicha
base no se considera el acoplamiento entre líneas, ni la geometría y tipos de torre. De
esta manera en el presente estudio el sistema de subtransmisión de la EEQ fue
modelado dentro de dicha base, considerando la información proporcionada por la
distribuidora en cuanto a la geometría de sus estructuras y líneas, manteniendo la
información de generación y carga para los escenarios y estados de demanda
modelados.
Es decir, en el sistema de subtransmisión de la EEQ existen líneas a nivel de 138 kV y
líneas de 46 kV que están acopladas eléctricamente y dado que la base proporcionada
por el transmisor consistía en un sistema modelado con líneas de subtransmisión simple
(ver Anexo I), esta modelación fue modificada considerando el tipo de torre para poder
establecer dicho acoplamiento y a la vez incluir el seccionamiento de la línea Mulaló-
Vicentina 138 kV, la cual operará a futuro como la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV y
27
Santa Rosa-Mulaló 138 kV. Además, se incluyeron dos bahías en la subestación Santa
Rosa (Mulaló 138 kV y Vicentina 138 kV) los cuales facilitarán dicho seccionamiento,
obteniendo así una modelación correcta para el estudio de protecciones planteado.
En base a lo indicado, los elementos modelados se describen a continuación.
3.2.1. Generadores
En base a la información proporcionada por la EEQ, los generadores de las centrales
hidráulicas propias del SEQ con sus correspondientes características se muestran en la
Tabla 3.5.
Tabla 3.5. Generadores de Centrales Hidráulicas del SEQ
Nombre [MVA] [kV] fp* xd xq
[p.u] [p.u]
G_HPAS_Chillos Unidad 1 y 2 1,13 2,30 0,8 1,10 0,80 G_HPAS_Cumbayá Unidad 1-4 11,12 4,16 0,9 0,86 0,64 G_HPAS_El Carmen Unidad 1 10,00 6,60 0,8 1,18 0,70
G_HPAS_Guangopolo Unidad 1-5 2,50 6,30 0,8 1,04 0,75 G_HPAS_Guangopolo Unidad 6 12,80 6,30 0,9 1,04 0,75
G_HPAS_Loreto Unidad 1 2,70 4,16 0,8 1,10 0,80 G_HPAS_Nayón Unidad 1 y 2 16,50 6,90 0,9 1,08 0,62 G_HPAS_Papallacta Unidad 1 2,70 2,90 0,8 1,10 0,80 G_HPAS_Papallacta Unidad 2 4,80 4,16 0,85 1,54 1,00
G_HPAS_Pasochoa Unidad 1 y 2 2,81 4,16 0,8 0,87 0,80 G_HPAS_Recuperadora Unidad 1 15,50 6,90 0,95 1,10 0,60
NOTA: · (*) fp: Factor de potencia inductivo. · Los generadores de las centrales térmicas se encuentran fuera
de servicio en la base modelada, esto conforme a la información proporcionada.
3.2.2. Transformadores
El sistema modelado dispone de 76 transformadores de potencia con una capacidad total
instalada de 3184 MVA, distribuidos de la siguiente manera: 5 transformadores de
138/46/13,8 kV, 1 transformador de 138/46/6,3 kV, 1 transformador de 138/46/23 kV, 21
transformadores de 138/23 kV, 1 transformador de 138/13,8 kV, 3 transformadores de
138/6,6 kV, 16 transformadores de 46/23 kV, 2 transformadores de 46/13,8 kV, 18
transformadores de 46/6,3 kV, 1 transformador de 46/6,9 kV, 2 transformadores de
46/4,16 kV, 1 transformador de 46/2,3 kV, 3 transformadores de 23/4,16 kV y 1
transformador de 23/2,9 kV.
28
En la Tabla 3.6 (y en la Tabla A2.1 del Anexo II) se muestran las características de los
transformadores disponibles en el sistema de subtransmisión de la EEQ.
Tabla 3.6. Transformadores de tres devanados del SEQ
Nombre HV MV LV HV MV LV
Z HV-MV
Z MV-LV
Z LV-HV Grupo
Conexión [MVA] [MVA] [MVA] [kV] [kV] [kV] [%] [%] [%]
Santa Rosa TRN 75 75 25 138 46 13,8 15,45 3,59 9,80 YNynd1
Santa Rosa TRP 75 75 25 138 46 13,8 15,45 3,59 9,80 YNynd1
Selva Alegre T1 100 100 13 138 46 13,8 14,20 4,10 6,40 YNynd1
Selva Alegre T2 100 100 13 138 46 13,8 13,87 4,20 6,42 YNynd1
Vicentina T1 100 100 33 138 46 13,8 15,12 6,55 24,09 YNynd1
Vicentina T2 100 100 13 138 46 6,3 13,99 4,17 6,33 YNynd1 NOTA: · Todos los transformadores operan a frecuencia nominal f de 60 Hz. · HV: Alto voltaje por sus siglas en inglés. · MV: Medio voltaje por sus siglas en inglés. · LV: Bajo voltaje por sus siglas en inglés. · Z: Impedancia
3.2.3. Cargas
En base a la información proporcionada por el Departamento de Planificación de la EEQ
para el periodo en el que se prevé se energice la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV se
tendría una demanda máxima estimada de 816 MVA, mientras que para condiciones de
demanda mínima se tiene un valor estimado de 319 MVA, las cuales se distribuyen como
se detalla en el Anexo II, Tabla A2.2 y Tabla A2.3.
Cada una de las cargas consideradas en el SEQ, fueron modeladas como cargas
generales7 dentro de PowerFactory. Esta modelación es necesaria para establecer los
ajustes adecuados de las protecciones, pues se debe asegurar que en condiciones
normales de operación (demanda máxima y mínima) los relés no operen. Es decir, los
resultados de los flujos de potencia obtenidos mediante simulación en los diferentes
escenarios modelados determinan el grado de sensibilidad de las protecciones.
3.2.4. Líneas de Subtransmisión
En el SEQ existen 43 líneas de subtransmisión que operan a 138 kV, 47 líneas a 46 kV y
2 líneas de medio voltaje a 23 kV, las cuales difieren en su capacidad de transferencia,
debido a que éstas han sido implementadas con diferentes tipos de conductor y
estructura, de tal modo que, las líneas de subtransmisión fueron modeladas considerando
7 Tipo de carga modelada en la herramienta computacional utilizada.
29
dichas características. Es decir, para la modelación en PowerFactory se consideraron las
características de los conductores de fase y de los hilos de guarda (conductores de
tierra), así como la geometría de las distintas estructuras o torres dispuestas para las
diferentes líneas, según sea su nivel de voltaje.
Es importante recalcar que la modelación de las líneas de subtransmisión considerando
el acoplamiento entre ellas, es decir utilizando las torres modeladas, permite estimar los
efectos de dicho acoplamiento en las señales de voltaje y corriente que alimentan a los
relés de protección. Por lo tanto, en base a la información proporcionada por el
Departamento de Sistemas y Potencia de la EEQ, en la Tabla 3.7 y Tabla 3.8 se detallan
las características correspondientes a los diferentes tipos de torres modeladas en el
presente estudio a nivel de 138 kV, en la Tabla 3.9 y Tabla 3.10 para aquellas a nivel de
46 kV y en la Tabla 3.11 y Tabla 3.12 las estructuras para 23 kV. Por otro lado, en el
Anexo II, en la Tabla A2.4 se indican las características de las líneas de subtransmisión a
138 kV y 46 kV, así como las líneas de medio voltaje a 23 kV modeladas en el SEQ.
La geometría correspondiente a las estructuras a nivel de 138 kV y 46 kV se muestra en
el Anexo III [14].
Tabla 3.7. Características de las torres a nivel de 138 kV – Conductores de Fase
Voltaje
[kV] Circuitos de Fase
Coordenadas Circuitos de Fase [m] Conductor
X1 X2 X3 Y1 Y2 Y3
Torre 1 138 Circuito 1 -3,75 -3,75 -3,75 25 20 15
636 ACSR Circuito 2 3,75 3,75 3,75 15 20 25
Torre 2 138 Circuito 1 -0,875 -0,875 -0,875 11,6 10,3 9
350 ACAR Circuito 2 0,875 0,875 0,875 9 10,3 11,6
Torre 3 138 Circuito 1 -1,476 -1,476 -1,476 12,2 11,1 10
477 ACSR Circuito 2 1,476 1,476 1,476 12,2 11,1 10
Tabla 3.8. Características de las torres a nivel de 138 kV – Conductores de Tierra
Conductores
de Tierra
Coordenadas Conductores de
Tierra [m] Conductor
X Y
Torre 1 Conductor 1 -2 28,2
3/8 ACERO GALVANIZADO Conductor 2 2 28,2
Torre 2 Conductor 1 0 12,7 3/8 ACERO GALVANIZADO
Conductor 2 - - -
Torre 3 Conductor 1 0 13,95 3/8 ACERO GALVANIZADO
Conductor 2 - - -
30
Tabla 3.9. Características de las torres a nivel de 46 kV – Conductores de Fase
Voltaje
[kV] Circuitos de Fase
Coordenadas Circuitos de Fase [m] Conductor
X1 X2 X3 Y1 Y2 Y3
Torre 1 46 Circuito 1 1,2 -1,5 1,5 12 10 10 397.5 ACSR 477 ACSR
Torre 2 46 Circuito 1 1,45 -1,45 1,45 12,3 11,15 10 300 ACAR
Torre 3 46 Circuito 1 -1,476 1,476 -1,476 12,2 11,1 10 3/0 AWG-ACSR
Torre 4 46 Circuito 1 1,5 -1,5 1,5 12,1 11,05 10 477 ACSR
Torre 5 46 Circuito 1 -1,1 -1,1 -1,1 13 11 9
477 ACSR Circuito 2 1,1 1,1 1,1 9 11 13
Tabla 3.10. Características de las torres a nivel de 46 kV – Conductores de Tierra
Conductores
de Tierra
Coordenadas Conductores de
Tierra [m] Conductor
X Y
Torre 1 Conductor 1 0 14,5 3/8 ACERO GALVANIZADO
Torre 2 Conductor 1 0 14,03 3/8 ACERO GALVANIZADO
Torre 3 Conductor 1 0 13,95 3/8 ACERO GALVANIZADO
Torre 4 Conductor 1 0 14,7 3/8 ACERO GALVANIZADO
Torre 5 Conductor 1 0 15,5 3/8 ACERO GALVANIZADO
Tabla 3.11. Características de las torres a nivel de 23 kV – Conductores de Fase
Voltaje
[kV] Circuitos de Fase
Coordenadas Circuitos de Fase [m] Conductor
X1 X2 X3 Y1 Y2 Y3
Torre 1 23 Circuito 1 -1,476 -2,5 -1,476 12,2 11,1 10
2/0 AWG-ACSR Circuito 2 1,46 2,5 1,46 12,2 11,1 10
Torre 2 23 Circuito 1 -1,476 1,476 -1,476 12,2 11,1 10 2/0 AWG-ACSR
Tabla 3.12. Características de las torres a nivel de 23 kV – Conductores de Tierra
Conductores
de Tierra
Coordenadas Conductores de
Tierra [m] Conductor
X Y
Torre 1 Conductor 1 -1,46 13,95
3/8 ACERO GALVANIZADO Conductor 2 1,46 13,95
Torre 2 Conductor 1 0 13,95 3/8 ACERO GALVANIZADO
31
3.3. Delimitación de la zona de influencia ante la energización de
la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV
Para la delimitación de la zona de influencia ante la energización de la línea Vicentina-
Santa Rosa 138 kV se consideraron las nuevas potencias de cortocircuito en aquellas
subestaciones que resultan afectadas, para lo cual se realizó un estudio de cortocircuitos
en las barras del sistema de subtransmisión de la EEQ modelado.
El estudio de cortocircuitos se lo realizó en el programa computacional PowerFactory
utilizando como método de simulación aquel establecido por la norma IEC 60909. Este
método ejecuta el cálculo introduciendo una fuente de voltaje equivalente en el lugar en
donde ocurre la falla, permitiendo así, obtener parámetros útiles para distintos fines,
como: dimensionamiento de equipo de medida, coordinación de protecciones, verificación
de la capacidad operativa del equipo de corte y seccionamiento, entre otros [15].
Para el estudio se simularon cortocircuitos trifásicos, bifásicos aislados, monofásicos y
bifásicos a tierra en los escenarios seco y lluvioso, en demanda máxima, considerando el
sistema con y sin la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV. Con los resultados obtenidos se
realizó una comparación (restando los resultados del sistema en condiciones actuales de
los resultados del sistema considerando la inclusión de la nueva línea), con la cual se
establecieron los casos en los que existe una variación mayor a 20 MVA8 en el valor de la
potencia de cortocircuito (Sk’’), de tal manera que se seleccionaron las subestaciones
que delimitan la zona de influencia (ver Anexo IV, Tabla A4.1, Tabla A4.2, Tabla A4.3 y
Tabla A4.4).
Una vez realizado el estudio de cortocircuitos con las consideraciones establecidas, se
obtuvo que las subestaciones que delimitan la zona de influencia y los transformadores
que se circunscriben a la misma son las que se indican en la Tabla 3.13.
Tabla 3.13. Subestaciones y transformadores que delimitan la zona de influencia
S/E Transformadores [kV]
Vicentina T1 138/46 T2 138/46
Conocoto T1 138/23 T2 138/23
Santa Rosa TRN 138/46 TRP 138/46
8 Valor considerado para niveles de subtransmisión, que ocasionan un reajuste de las
protecciones.
32
Santa Rosa
ATT 230/138/13,8 ATU 230/138/13,8 T1 46/23 T2 46/23
Chilibulo T1 138/23
Eugenio Espejo T1 138/23 T2 138/23
Selva Alegre T1 138/46/13,8 T2 138/46/13,8
Cotocollao T1 138/46/23 T2 138/23
Pomasqui EEQ T1 138/23 T2 138/23
Pomasqui T1 230/138/13,8 Gualo T1 138/23
Vicentina T1 T1 46/6.3 Vicentina T2 - -
Norte - - Cumbayá T1 46/23
NOTA: (-): No existen transformadores conectados a estas subestaciones.
La Figura 3.3 muestra la zona de influencia delimitada por las subestaciones,
transformadores y líneas de subtransmisión correspondientes. Cabe mencionar que la
zona de influencia determinada circunscribe equipos que operan únicamente a voltajes
de 138 kV y 46 kV.
3.4. Cálculo de las relaciones de transformación de los
transformadores de corriente (TCs) y de potencial (TPs)
ubicados en la zona de influencia
Para el cálculo de las relaciones de transformación adecuadas para los transformadores
de corriente (RTC) ubicados en la zona de influencia, en primera instancia se establece la
clase de precisión del transformador que se va a utilizar, la cual, para el presente estudio
es:
CLASE DE TC: 5P20
Donde:
· 5 Porcentaje máximo de error (5%).
· P Protección.
33
· 20 Factor límite de precisión (20 veces la corriente nominal antes de la
saturación).
Una vez definida la clase de precisión del transformador se determina la corriente pico
máxima de cortocircuito (Ip máx.) que va a medir el TC, para lo cual se realiza un estudio
de cortocircuitos simulando los cuatro tipos de fallas en las barras que delimitan la zona
de influencia (ver Tabla 3.13). De los valores obtenidos se elige el máximo y se lo divide
para el factor límite de precisión obteniéndose así la corriente nominal del primario del
transformador (ITC). Dado que los resultados son diferentes en cada caso, este valor se
aproxima al límite superior normalizado (ITC normalizada), de tal manera de establecer una
RTC estandarizada (ver Anexo IV, Tabla A4.5).
Para asegurar que la RTC sea la adecuada, se debe verificar que la ITC normalizada sea
mayor a la corriente de demanda máxima (IDMÁX), la cual se obtiene corriendo flujos de
potencia en los estados máximos de demanda; es decir en seco máximo (S_MAX) y
lluvioso máximo (L_MAX) (ver Anexo IV, Tabla A4.6 y Tabla A4.7). En el caso en que
esta condición no se cumpla se debe seleccionar una ITC normalizada mayor a la IDMÁX.
Tomando en cuenta que la corriente nominal de los relés de protección modelados para
el presente estudio es igual a 5 A, este valor determina la corriente nominal del
secundario del TC.
De este modo, siguiendo el procedimiento establecido, a continuación, se presenta un
ejemplo de cálculo de la RTC considerando el TC ubicado en la subestación Vicentina, en
la bahía Conocoto 138 kV (ver Figura 3.4.).
Figura 3.3. Ubicación del TC para el ejemplo de cálculo de la RTC
[Impresión de PowerFactory]
)3 ,áK = 35,22 [CO] (Falla 2ø-g, ver Tabla A4.5, valor en color verde)
)PQ = RS,TT TD × 1000 = 1761 [O 34X,. ]
TC y TP
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DIgSILENT
35
)PQ = 1761 [O 34X,. ] → )PQ B\%^?_`a?b? = 2000 [O 34X,. ] (Ver Anexo IV, Tabla A4.5)
)cdÁe = 203 [O] (Escenario: S_MÁX, ver Tabla A4.6, valor en color verde)
)PQ B\%^?_`a?b? > )cdÁe → )PQ = 2000 [O 34X,. ]
ghi = 2000/5 (Ver Tabla 3.14, valor en color verde)
Por lo tanto, realizado el estudio de cortocircuitos y acorde al procedimiento establecido
se obtiene que las relaciones de transformación adecuadas para los TCs [16] ubicados
en la zona de influencia son las que se presentan en la Tabla 3.14.
Tabla 3.14. Relaciones de transformación de los TCs ubicados en la zona de influencia9
Barra RTC
Chilibulo 138 kV 1500 / 5 Chilibulo 23 kV* 800 / 5
Conocoto 138 kV 1600 / 5 Conocoto 23 kV* 1500 / 5
Cotocollao 138 kV 1500 / 5 Cotocollao 23 kV* 1200 / 5 Cotocollao 46 kV* 1500 / 5 Cumbayá 46 kV 2000 / 5
Diez Nueva 6,3 kV* 2000 / 5 Eugenio Espejo 138 kV 1600 / 5
Eugenio Espejo T1 23 kV* 1200 / 5 Eugenio Espejo T2 23 kV* 1000 / 5
Gualo 138 kV 1500 / 5 Gualo 23 kV* 800 / 5 Mulaló 138 kV 600 / 5 Norte 46 kV 2500 / 5
Nueva Cumbayá 23 kV* 1200 / 5 Pomasqui 138 kV 3000 / 5 Pomasqui 230 kV* 2500 / 5
Pomasqui EEQ 138 kV 2000 / 5 Pomasqui EEQ T1 23 kV* 1200 / 5 Pomasqui EEQ T2 23 kV* 1200 / 5
Santa Rosa 138 kV 4000 / 5 Santa Rosa 230 kV* 3000 / 5 Santa Rosa 46 kV 3000 / 5
Santa Rosa T1 23 kV* 1200 / 5 Santa Rosa T2 23 kV* 800 / 5
9 Todos los TCs de las bahías conectadas a las barras indicadas, tienen la misma RTC.
36
Selva Alegre 138 kV 2000 / 5 Selva Alegre 46 kV* 3000 / 5
Vicentina 138 kV 2000 / 5 Vicentina T1 46 kV 2000 / 5 Vicentina T2 46 kV 2500 / 5
NOTA: (*): Subestaciones que no son parte de la zona de influencia delimitada.
Por otro lado, para determinar la relación de transformación de los transformadores de
potencial (RTP), se considera el voltaje nominal de la barra para el primario del TP,
mientras que para el secundario del TP se considera el voltaje nominal con el que operan
los relés de protección modelados, en este caso igual a 110 V. De este modo las RTPs
establecidas dentro de la zona de influencia se presentan en la Tabla 3.15.
Tabla 3.15. Relaciones de transformación de los TPs ubicados en la zona de influencia10
Barra RTP
Chilibulo 138 kV 138000 / 110 Conocoto 138 kV 138000 / 110 Cotocollao 138 kV 138000 / 110 Cumbayá 46 kV 46000 / 110
Eugenio Espejo 138 kV 138000 / 110 Gualo 138 kV 138000 / 110 Mulaló 138 kV 138000 / 110 Norte 46 kV 46000 / 110
Pomasqui 138 kV 138000 / 110 Pomasqui EEQ 138 kV 138000 / 110
Santa Rosa 138 kV 138000 / 110 Santa Rosa 46 kV 46000 / 110
Selva Alegre 138 kV 138000 / 110 Vicentina 138 kV 138000 / 110
Vicentina T1 46 kV 46000 / 110 Vicentina T2 46 kV 46000 / 110
3.5. Verificación de la capacidad operativa de los equipos de
corte y seccionamiento instalados en la zona de influencia
Para verificar si la capacidad operativa de los equipos de corte y seccionamiento
instalados dentro de la zona de influencia cumplen con los requerimientos de las nuevas
10 Todos los TPs de las bahías conectadas a las barras indicadas, tienen la misma RTP.
37
potencias y corrientes de cortocircuito, se realizó el estudio correspondiente a fin de
obtener la corriente de cortocircuito máxima (Ik’’).
La verificación se lleva a cabo comparando el valor de la corriente nominal de ruptura en
cortocircuito (Isc) de los interruptores y la corriente momentánea nominal (Ith11)
seccionadores a nivel de 138 kV y 46 kV, con el valor máximo de Ik’’ obtenido del estudio
de cortocircuitos. De esta manera se verifica si los equipos instalados tienen la capacidad
de soportar los incrementos en los parámetros mencionados (ver Anexo IV, Tabla A4.8,
Tablas A4.9, Tablas A4.10 y Tablas A4.11).
Acorde a la información proporcionada por la EEQ los interruptores y seccionadores
instalados a nivel de 138 kV y 46 kV tienen las mismas características técnicas, por lo
tanto, a continuación, se presenta un ejemplo de las características de los interruptores y
seccionadores para 138 kV y un ejemplo de los equipos instalados a nivel de 46 kV.
En la Tabla 3.16 y Tabla 3.17 se presentan las características técnicas de un interruptor y
un seccionador a nivel de 138 kV (ver Anexo V, Figura A5.1 y Figura A5.2).
Tabla 3.16. Características técnicas del interruptor ubicado en la subestación Santa Rosa
a 138 kV
SIEMENS
Tipo 3AP1FG Año de fabricación / Número de fábrica 06/35097629
Voltaje Nominal Ur 145 kV Voltaje soportado al impulso tipo rayo Up 750 kV Frecuencia nominal fr 60 Hz Corriente nominal de servicio It 2000 A Corriente nominal de ruptura en cortocircuito Isc 40 kA Duración nominal del cortocircuito tk 3 s Factor de primer polo kpp 1,5 Corriente nominal de ruptura de línea Il 50 A Corriente nominal de ruptura por cable Ic 160 A Secuencia nominal de maniobra O-0,3s – CO-3min - CO Sobrepresión nominal de SF6 a +20°C 6,0 bar Peso de la carga de SF6 m 9,5 kg Peso M 1680 kg Clase de temperatura -25… + 40 °C Norma IEC 62271 - 100
En la Tabla 3.18 y Tabla 3.19 se presentan las características técnicas de un interruptor
[17] y un seccionador (ver Anexo V, Figura A5.3) a nivel de 46 kV.
11 Es la corriente de cortocircuito que soporta el seccionador sin que sus contactos se
fundan ni se deformen.
38
Tabla 3.17. Características técnicas del seccionador ubicado en la subestación Cristianía
a 138 kV
MANUFACTURAS ELÉCTRICAS, S.A. MESA – MESA GATICA Referencia SG30 – 170/1500 Voltaje nominal U 170 kV Corriente nominal In 1600 A Corriente momentánea nominal Ith 40 kA Duración de la corriente Ith t 1s
Tabla 3.18. Características técnicas del interruptor a nivel de 46 kV
Disyuntor de Potencia Trifásico Tanque Muerto en SF6 Voltaje Nominal Ur 46 kV Rigidez dieléctrica a impulsos atmosféricos Up ≤ 325 kV Frecuencia nominal fr 60 Hz Corriente nominal It ≤ 2000 A Corriente nominal de ruptura en cortocircuito Isc 40 kA Duración nominal del cortocircuito tk 3 s Capacidad nominal de ruptura de línea I1 50 A Máximo tiempo total de interrupción 5 ciclos Secuencia nominal de operación O-0,3s – CO-3min - CO
Tabla 3.19. Características técnicas del seccionador ubicado en la subestación Pérez
Guerrero a 46 kV
TAKAOKA ELECTRIC MFG CO., LTD. Norma ANSI C37.32 (1972) Serie 6403881004 - 1 Voltaje nominal U 46 kV Corriente nominal In 1250 A Frecuencia nominal fr 60 Hz Corriente momentánea nominal Ith 40 kA Duración de la Corriente Ith t 1 s Nivel básico de aislamiento BIL 950 kV
Considerando el valor de la corriente Isc para los interruptores y la corriente Ith para los
seccionadores instalados en la zona de influencia a nivel de 138 kV y 46 kV, se verifica
que la Ik’’ máxima obtenida del estudio de cortocircuitos no sobrepasa la capacidad de
operación de estos equipos como se indica en la Tabla 3.20 y Tabla 3.21.
De los resultados obtenidos se observa que el cambio topológico a realizarse en el
sistema de subtransmisión de la EEQ con la energización de la línea Vicentina-Santa
Rosa 138 kV, no implica un cambio o remplazo de los equipos de corte y seccionamiento
ya instalados, pues su capacidad operativa soporta las nuevas corrientes de cortocircuito.
39
Tabla 3.20. Corrientes máximas de cortocircuito (Ik’’), capacidad nominal de ruptura en
cortocircuito (Isc) para interruptores y corriente momentánea nominal (Ith) para
seccionadores a nivel de 138 kV
S/E [kV] Interruptores Seccionadores
Ik'' máx. Observación
ISC [kA] Ith [kA] [kA]
Chilibulo 138 40 40 10,727 Cumple* Conocoto 138 40 40 11,22 Cumple*
Cotocollao 138 40 40 10,18 Cumple*
Eugenio Espejo 138 40 40 11,724 Cumple*
Gualo 138 40 40 11,003 Cumple*
Pomasqui 138 40 40 17,651 Cumple*
Pomasqui EEQ 138 40 40 13,634 Cumple*
Santa Rosa 138 40 40 24,578 Cumple*
Selva Alegre 138 40 40 12,938 Cumple*
Vicentina 138 40 40 13,29 Cumple* NOTA: (*): No se sobrepasa la capacidad de corte de los interruptores ni la corriente momentánea nominal de los seccionadores. · Mulaló no se considera en esta tabla dado que no es propiedad de la
Empresa Eléctrica Quito.
Tabla 3.21. Corrientes máximas de cortocircuito (Ik’’), capacidad nominal de interrupción
en cortocircuito (Isc) para interruptores y corriente momentánea nominal (Ith) para
seccionadores a nivel de 46 kV
S/E [kV] Interruptores Seccionadores
Ik'' máx. Observación
ISC [kA] Ith [kA] [kA] Cumbayá 46 40 40 12,875 Cumple* Norte 46 40 40 16,749 Cumple*
Santa Rosa 46 40 40 18,497 Cumple*
Vicentina T1 46 40 40 11,127 Cumple*
Vicentina T2 46 40 40 17,073 Cumple* NOTA: (*): No se sobrepasa la capacidad de corte de los interruptores ni la corriente momentánea nominal de los seccionadores.
40
4. AJUSTES DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN
En esta sección se detalla el procedimiento y criterios empleados para obtener los ajustes
de los relés de sobrecorriente (67/67N y 51/51N) y de los relés de distancia (21P/21N)
utilizados en el presente estudio. Los resultados obtenidos se presentan en tablas
agrupadas por nivel de voltaje 138 kV y 46 kV. Además, considerando el ejemplo más
representativo de cada caso, se muestran los parámetros ajustados y las figuras
correspondientes.
4.1. Ajustes para los relés de sobrecorriente
Los relés de sobrecorriente, sean convencionales o direccionales, se agrupan en base a
su característica de funcionamiento en: relés de corriente definida o relés instantáneos,
relés de tiempo definido y relés de tiempo inverso. La configuración general de un relé de
sobrecorriente está dada por una función instantánea y una función temporizada, tal
como se puede observar en la Figura 4.1.
Figura 4.1. Función temporizada y función instantánea de un relé de sobrecorriente
[Elaboración Propia]
Para establecer los ajustes de cualquier tipo de relé de sobrecorriente (convencional o
direccional) se debe encontrar los valores de los parámetros requeridos de la función
instantánea y de la función temporizada, los mismos que delimitan la característica
tiempo-corriente tanto para fase como para neutro. Los ajustes de cada relé dependen de
las corrientes de falla12 que se obtienen al simular diferentes tipos de cortocircuito, de tal
manera que para relés de fase se usan cortocircuitos fase-fase y fase-tierra y para relés
de neutro únicamente cortocircuitos de fase a tierra.
12 Las corrientes de falla se obtienen simulando eventos de cortocircuito cuando el
sistema se encuentra en su estado normal de operación.
Función
Temporizada
Función
Instantánea
t
I
t dial
k lmnop k lmnoq
41
En el presente estudio, dado que la protección de sobrecorriente opera como protección
de respaldo para los transformadores de potencia y para las líneas de subtransmisión, se
ajusta únicamente la función temporizada.
Por lo tanto, para determinar los ajustes de los parámetros del relé de sobrecorriente
temporizado (51) se debe considerar que el tiempo de operación es un tiempo de retardo,
de tal forma que se evite el disparo del relé antes que cualquier otra protección ubicada
próxima al lugar en donde ocurra la falla.
Es así que, los parámetros requeridos para el ajuste son [3]:
- Tipo de Curva: Indica la rapidez de operación de la curva característica con que se
desee que actúe la protección, ésta puede ser: inversa, muy inversa y
extremadamente inversa.
- Corriente de Tap (ITAP): Para el ajuste debe considerarse el mínimo valor de corriente
de falla, se la conoce como corriente de pick-up (arranque) del relé y todas las
corrientes que son vistas por el relé se expresan como múltiplos de ésta. En el caso
de los relés de neutro, para el ajuste se puede tomar como referencia el máximo valor
de la corriente de desbalance que se presenta cuando el sistema se encuentra en
condiciones normales de operación13. Cabe aclarar que este valor es una referencia
únicamente, pues la ITAP a ser ajustada debe ser mayor al mismo.
- Dial: Es aquel que permite establecer el retardo de tiempo para la operación del relé
siempre y cuando la corriente de falla sea mayor o igual a la corriente de arranque del
relé considerada para el ajuste de corriente de tap.
Por otro lado, el relé de sobrecorriente direccional (67) está compuesto por el relé de
sobrecorriente convencional instantáneo y/o temporizado (50/51) más una unidad
direccional, cuya dirección de supervisión puede considerarse hacia adelante o hacia
atrás de la ubicación del relé, y es aquella que delimita la zona de operación de la
protección. Por lo tanto, para el ajuste de estos relés se contempla los parámetros ya
mencionados.
De esta manera, con una visión general del seteo de los relés de sobrecorriente, a
continuación, se presenta un ejemplo del procedimiento para obtener los ajustes de los
13 Para el presente estudio este valor no se considera para el ajuste de la corriente de tap
de los relés de neutro, debido a que el sistema de subtransmisión de la EEQ fue
modelado para flujos de carga balanceadas, por tal razón no se aplica esta condición.
42
relés de sobrecorriente direccional de fase y neutro (67/67N) para líneas de
subtransmisión, y sobrecorriente temporizado de fase y neutro (51/51N) para
transformadores de potencia.
4.1.1. Configuración para el relé de sobrecorriente direccional de fase (67)
para líneas de subtransmisión
Para el ajuste del relé de sobrecorriente direccional de fase se efectúa un estudio de
cortocircuitos con el fin de obtener: la corriente de cortocircuito mínima (Iccmín) para el
ajuste de la corriente de tap y la corriente de cortocircuito máxima (Iccmáx) para el ajuste
del dial. La direccionalidad establecida es hacia adelante del relé.
Considerando lo mencionado y acorde al criterio seleccionado para el presente estudio, el
ajuste de los parámetros requeridos por el relé localizado en la subestación Santa Rosa,
de la bahía Vicentina 138 kV, que protege la línea de subtransmisión Vicentina-Santa
Rosa 138 kV (ejemplo a analizar, ver Figura 4.2.) se define de la siguiente manera:
Figura 4.2. Ubicación del relé considerado para el ejemplo de ajuste
[Impresión de PowerFactory]
- Tipo de Curva:
La curva característica de operación seleccionada es la curva normalmente inversa, la
misma que en la librería del programa PowerFactory, y considerando las normas IEC, se
la encuentra con el nombre IEC 255-3 inverse [15].
- Corriente de Tap (ITAP):
La ITAP o corriente de pick-up se ajusta con la Iccmín. Dado que la realización del estudio
se contempla en varios estados de demanda, es indispensable determinar el estado seco
mínimo S_MIN o lluvioso mínimo L_MIN en el que se encuentra la Iccmín, para lo cual se
simulan fallas (considerando cortocircuitos: trifásico, bifásico aislado, monofásico y
RELÉ A SER AJUSTADO
LÍNEA A SER PROTEGIDA
43
bifásico a tierra) al 99% de la línea respecto a la localización del relé. Para cortocircuitos
fase-fase se considera una resistencia de falla (Rf) de 5 ohmios y para los cortocircuitos
fase-tierra se los simula con una Rf igual a 10 ohmios.
Para que el seteo con la Iccmín sea correcto, debe cumplirse que esta corriente sea
mayor a la corriente de demanda máxima (IDMÁX)14 (Ver Anexo VI, Tabla A6.1 y Tabla
A6.2).
Si bien el valor de ITAP se calcula en valores primarios, para ingresar el dato al programa
PowerFactory se lo ingresa en valores secundarios, para lo cual es necesario el uso de la
relación de transformación (RTC), convirtiendo así el valor de la ITAP de amperios
primarios (A prim.) a amperios secundarios (A sec.).
Por lo tanto, los datos obtenidos son los siguientes (ver Anexo VI, Tabla A6.1):
)55,í/ = 1800 [O 34X,. ] (Falla 2ø-g, Estado: S_MIN, valor en color verde)
)cdÁe = 322 [O 34X,. ] (Estado: S_MAX, valor en color verde)
)55,í/ > )cdÁe → )Pst = )55,í/ = 1800 [O 34X,. ]
ghi = uDDD S = 800 (Ver Tabla 3.14, valor en color anaranjado)
)Pst = )55,í/ ghi = 1800
800 = 2,25 [O 105. ]
- Dial:
En este caso el seteo del dial se ajusta con la Iccmáx, para lo cual es necesario verificar
en qué estado de demanda máxima (seco o lluvioso) se encuentra este valor, y para
determinarlo se simulan los cuatro tipos de falla al 1% de la línea respecto a la
localización del relé y con una Rf de 0 ohmios (ver Anexo VI, Tabla A6.3 y Tablas A6.4).
Es importante tomar en cuenta que, para que el relé opere como una protección de
respaldo el tiempo mínimo de operación debe ser de 300 ms, lo cual se consigue
ajustando el dial con el valor de Iccmáx encontrado.
De este modo, los datos obtenidos son (ver Anexo VI, Tabla A6.3):
14 La corriente de demanda máxima (IDMÁX) se determina corriendo flujos de potencia en
los estados máximos de demanda; es decir en seco máximo S_MAX y lluvioso máximo
L_MAX.
44
)55,áK = 22684 [O 34X,. ] (Falla 1ø, Estado: S_MAX, valor en color verde)
wX7x = 0, 12 [1] → 6\yz%?(`óB^`B = 323 ,1
Determinados los parámetros requeridos para el relé de sobrecorriente direccional de
fase (67), se ingresan los valores en el relé de sobrecorriente 7SJ6005 de la librería de
PowerFactory, como se observa en la Figura 4.3.
Figura 4.3. Ajustes del relé de sobrecorriente direccional de fase (67)
[Impresión de PowerFactory]
La Figura 4.4 muestra la curva característica con los parámetros ajustados, donde se
observa además el tiempo de operación del relé 323 ms ante la Iccmáx.
Figura 4.4. Curva característica de operación del relé de sobrecorriente direccional de
fase (67) [Impresión de PowerFactory]
4.1.2. Configuración para el relé de sobrecorriente direccional de neutro
(67N) para líneas de subtransmisión
1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Santa_Rosa_138\Cub_13(1)\67_SROS_VICE_138
I =22684,000 pri.A
0.323 s
67_SROS_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 2,25 sec.A 0,12
DIg
SIL
ENT
45
Para el seteo del relé de sobrecorriente direccional de neutro (67N) el procedimiento es
similar al expuesto para el relé de sobrecorriente direccional de fase (67). Sin embargo,
se debe tomar en cuenta que, al realizar el estudio de cortocircuitos, lo que se pretende
obtener es la corriente mínima de desbalance (3I0mín) para el ajuste de la corriente de
tap y la corriente máxima de desbalance (3I0máx) para el ajuste del dial. Por lo tanto, se
considera únicamente fallas fase-tierra (cortocircuitos monofásico y bifásico a tierra).
Las demás consideraciones establecidas para cada uno de los parámetros requeridos
para el ajuste del relé 67N son las mismas que para el ajuste del relé 67.
Por consiguiente, los valores obtenidos para el ajuste del relé localizado en la
subestación Santa Rosa, de la bahía Vicentina 138 kV que protege la línea de
subtransmisión Vicentina-Santa Rosa 138 kV (ejemplo, ver Figura 4.2.) son (Ver Anexo
VI, Tabla A6.5 y Tabla A6.7):
3)0,í/ = 1826 [O 34X,. ] (Falla 2ø-g, Estado: S_MIN, valor en color verde)
)Pst = 3)0,í/ = 1826 [O 34X,. ]
ghi = uDDD S = 800 (Ver Tabla 3.14, valor en color anaranjado)
)Pst = 3)0,í/ ghi = 1826
800 = 2,283 [O 105. ]
3)0,áK = 24729 [O 34X,. ] (Falla 1ø, Estado: S_MAX, valor en color verde)
wX7x = 0, 12 [1] → 6\yz%?(`óB^`B = 314 ,1 Estos valores se ingresan en el relé de sobrecorriente 7SJ6005 de la librería de
PowerFactory, como se observa en la Figura 4.5, cuya curva característica se muestra en
la Figura 4.6. El tiempo mínimo de operación de este relé, que se presenta con la 3I0máx,
es de 314 ms como se observa también en la Figura 4.6.
4.1.3. Configuración para el relé temporizado de fase (51) y para el relé
temporizado de neutro (51N) para transformadores de potencia
Los ajustes de los relés 51 y 51N se establecen siguiendo un procedimiento similar que el
explicado anteriormente para los relés 67 y 67N, tomando las debidas consideraciones
tanto para los ajustes de fase como para los ajustes de neutro.
46
Figura 4.5. Ajustes del relé de sobrecorriente direccional de neutro (67N)
[Impresión de PowerFactory]
Figura 4.6. Curva característica de operación del relé de sobrecorriente direccional de
neutro (67N) [Impresión de PowerFactory]
En este caso, dado que se trata de una protección para transformadores es importante
considerar que, primero se ajusta el lado de bajo voltaje del transformador con un tiempo
mínimo de operación de 300 ms y posteriormente se ajusta el lado de alto voltaje, el cual
debe operar entre 250 ms y 300 ms después del lado de bajo voltaje, con el fin de lograr
que la protección opere coordinadamente.
Para simular las fallas correspondientes se debe considerar el límite en el alcance de
protección que se desea cubrir, de tal manera que para ajustar la corriente de tap el límite
es la barra más alejada (al mismo nivel de voltaje) respecto al lado de bajo voltaje del
transformador y para el ajuste del dial el límite es la barra de bajo voltaje del
transformador a la cual está conectado.
1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Santa_Rosa_138\Cub_13(1)\67_SROS_VICE_138
I =22684,000 pri.A
0.325 s
67_SROS_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 2,28 sec.A 0,12
DIg
SIL
ENT
47
Tomando como ejemplo el transformador T1 138/46 kV de la subestación Vicentina (ver
Figura 4.7), los valores obtenidos para el ajuste de los relés de sobrecorriente
temporizado de fase (51) y neutro (51N) tanto para el lado de alto como de bajo voltaje
son:
Figura 4.7. Ubicación de los relés considerados para el ejemplo de ajuste
[Elaboración Propia]
Relé 51 (Ver Anexo VII, Tabla A7.1 y Tabla A7.2):
- Bajo Voltaje:
)55,í/ = 2182 [O 34X,. ] (Falla 2ø-g, Estado: S_MIN, valor en color verde)
)cdÁe = 572 [O 34X,. ] (Estado: L_MAX, valor en color verde)
)55,í/ > )cdÁe → )Pst = )55,í/ = 2182 [O 34X,. ]
ghi = TDDD S = 400 (Ver Tabla 3.14, valor en color azul)
)Pst = |((^íB }PQ = T!~T
uDD = 5,455 [O 105. ]
)55,áK = 11280 [O 34X,. ] (Falla 2ø-g, Estado: L_MAX, valor en color verde)
wX7x = 0, 08 [1] → 6\yz%?(`óB^`B = 335 ,1
- Alto Voltaje:
)55,í/ = 628 [O 34X,. ] (Falla 1ø, Estado: S_MIN, valor en color verde)
)cdÁe = 192 [O 34X,. ] (Estado: L_MAX, valor en color verde)
Relé a ser ajustado (Lado: bajo voltaje)
Relé a ser ajustado (Lado: alto voltaje)
48
)55,í/ > )cdÁe → )Pst = )55,í/ = 628 [O 34X,. ]
ghi = TDDD S = 400 (Ver Tabla 3.14, valor en color verde)
)Pst = |((^íB }PQ = �T~
uDD = 1,57 [O 105. ]
)55,áK = 2977 [O 34X,. ] (Falla 2ø-g, Estado: L_MAX, valor en color verde)
wX7x = 0, 14 [1] → 6\yz%?(`óB^`B = 620 ,1
Tanto para el relé de bajo voltaje como para el relé de alto voltaje la curva característica
de operación utilizada para el ajuste es la IEC 255-3 inverse de la librería de
PowerFactory.
Estos valores se ingresan en el relé de sobrecorriente 7SJ6005 de la librería de
PowerFactory, obteniendo que la curva característica de operación de los relés de fase
de alto y bajo voltaje (51) es la que se muestra en la Figura 4.8, en donde también se
observa la operación coordinada de protecciones cuando se presenta la Iccmáx.
Figura 4.8. Característica de operación del relé temporizado de fase en el lado de bajo y
alto voltaje [Impresión de PowerFactory]
Relé 51N (Ver Anexo VII, Tabla A7.3 y Tabla A7.4):
- Bajo Voltaje:
3)0,í/ = 2208 [O 34X,. ] (Falla 2ø-g, Estado: S_MIN, valor en color verde)
)Pst = 3)0,í/ = 2208 [O 34X,. ]
1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
46,00 kV B_Vicentina(39)_T1_46\Cub_4\51_VICE_T1_46
I =11280,000 pri.A
0.335 s
51_VICE_T1_46 IEC 255-3 inverse Ipset: 5,45 sec.A 0,08
100 1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
100
[s]
138,00 kV B_Vicentina_138\Cub_1\51_VICE_T1_138
I =2977,000 pri.A
0.620 s
I =2977,000 pri.A
0.620 s
51_VICE_T1_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,57 sec.A 0,14
Fase 46kVFase 138kV
DIg
SIL
EN
T
49
ghi = TDDD S = 400 (Ver Tabla 3.14, valor en color azul)
)Pst = R|D^íB }PQ = TTD~
uDD = 5,52 [O 105. ]
3)0,áK = 18809 [O 34X,. ] (Falla 2ø-g, Estado: L_MAX, valor en color verde)
wX7x = 0, 10 [1] → 6\yz%?(`óB^`B = 320 ,1
- Alto Voltaje:
3)0,í/ = 383 [O 34X,. ] (Falla 2ø-g, Estado: S_MIN, valor en color verde)
)Pst = 3)0,í/ = 383 [O 34X,. ]
ghi = TDDD S = 400 (Ver Tabla 3.14, valor en color verde)
)Pst = R|D^íB }PQ = R~R
uDD = 0,958 [O 105. ]
3)0,áK = 3262 [O 34X,. ] (Falla 2ø-g, Estado: L_MAX, valor en color verde)
wX7x = 0, 19 [1] → 6\yz%?(`óB^`B = 608 ,1
Tal como los ajustes de los relés 51, estos valores se ingresan en el relé de
sobrecorriente 7SJ6005 de la librería de PowerFactory considerando el tipo de curva IEC
255-3 inverse.
La operación coordinada de los relés de neutro de alto y bajo voltaje (51N) cuando se
presenta la corriente 3I0máx se muestra en la Figura 4.9, cuyos tiempos de operación
son 320 ms para bajo voltaje y 608 ms para alto voltaje.
Figura 4.9. Característica de operación del relé temporizado de neutro en el lado de bajo
y alto voltaje [Impresión de PowerFactory]
1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
46,00 kV B_Vicentina(39)_T1_46\Cub_4\51_VICE_T1_46
3*I0 =18809,000 pri.A
0.320 s
3*I0 =18809,000 pri.A
0.320 s
51_VICE_T1_46 IEC 255-3 inverse Ipset: 5,52 sec.A 0,10
100 1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
100
[s]
138,00 kV B_Vicentina_138\Cub_1\51_VICE_T1_138
3*I0 =3262,000 pri.A
0.608 s
3*I0 =3262,000 pri.A
0.608 s
51_VICE_T1_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 0,96 sec.A 0,19
Neutro 46kVNeutro 138kV
DIg
SIL
EN
T
50
Por lo tanto, en base a los criterios seleccionados para el presente trabajo y una vez
realizados los estudios de cortocircuitos para determinar las corrientes de cortocircuito
máximas y mínimas para los ajustes de fase y las corrientes de desbalance máximas y
mínimas para los ajustes de neutro, se obtienen los ajustes para los relés de
sobrecorriente: 67/67N para líneas de subtransmisión y 51/51N para transformadores de
potencia presentados en las tablas que se detallan en el Anexo VIII.
En el Anexo VIII, en la Tabla A8.1 y Tabla A8.2 se muestra los ajustes de los relés de
sobrecorriente direccional de fase (67) para líneas de subtransmisión a nivel de 138 kV y
46 kV, respectivamente. Mientras que en la Tabla A8.3 y Tabla A8.4 se presenta los
ajustes de los relés de sobrecorriente direccional de neutro (67N).
Por otro lado, para los relés ubicados en el lado de alto y bajo voltaje de los
transformadores de potencia, los ajustes obtenidos para el relé de sobrecorriente
temporizado de fase (51) se muestran en la Tabla A8.5, mientras que los ajustes para el
relé de sobrecorriente temporizado de neutro (51N) se presentan en la Tabla A8.6.
4.2. Ajustes para los relés de distancia
Sea cual sea el tipo de relé (ver sección 2.7), es importante mencionar que la protección
de distancia puede operar ya sea como protección primaria o como protección
secundaria.
Para que la protección de distancia opere como protección primaria se requiere de un
sistema de comunicación, la misma que puede ser establecida por medio de
comunicación por onda portadora (PLC por sus siglas en inglés), microondas o por fibra
óptica. Desafortunadamente la EEQ, en la actualidad, no cuenta con ningún medio de
comunicación, por lo cual en este estudio se utilizaron relés de distancia del tipo
poligonal, los cuales funcionan a través de las denominadas zonas naturales de
operación.
Estos relés proporcionan un mayor alcance para cubrir resistencias de falla y su
característica de operación en el diagrama R-X se ajusta considerando: reactancia,
resistencia y dirección [3].
Generalmente se utilizan tres zonas de protección, las mismas que se encuentran
supervisando la línea que protegen de modo que su impedancia se ubica en el primer
cuadrante del diagrama R-X (ver Figura 4.14).
51
Figura 4.14. Zonas naturales de protección [Elaboración Propia]
Para el ajuste de estas zonas existen algunas consideraciones generales que se
describen en la literatura técnica, como las que se detallan a continuación [3]:
- Zona 1 (Z1):
El ajuste para esta zona considera entre el 80% y 85% de la longitud de la línea
protegida.
- Zona 2 (Z2):
Esta zona opera como protección de respaldo local para la línea protegida, por lo que se
considera que el ajuste de Z2 cubre toda la línea protegida más el 50% de la línea
siguiente más corta.
- Zona 3 (Z3):
Esta zona tiene un alcance mayor ya que proporciona protección de respaldo remoto a
líneas adyacentes a la línea protegida, por lo cual el ajuste cubre el total de la línea
protegida más el 100% de la línea adyacente más larga más el 25% de la línea
subsiguiente más corta.
Para completar el ajuste, se debe tomar en cuenta el tiempo de disparo de cada zona,
por lo que, para Z1 se considera un disparo instantáneo mientras que para Z2 y Z3 es un
disparo temporizado cuyo tiempo de operación está entre 250 ms y 400 ms para Z2, y
entre 600 ms y 1 s para Z3.
X
R
ZONA 1
ZONA 2
ZONA 3
Línea Protegida
52
De esta manera, a continuación, se presenta un ejemplo del procedimiento que se siguió
para obtener los ajustes de los relés de distancia de fase 21P y neutro 21N.
4.2.1. Configuración para el relé de distancia de fase 21P y relé de distancia
de neutro 21N
Como punto de partida, para el ajuste del relé de distancia de fase (21P) y para el relé de
distancia de neutro (21N), se consideran los ajustes típicos referenciales para cada una
de las zonas de protección, de tal modo que:
- Zona 1:
El alcance reactivo de Z1 (XZ1) se lo ajusta considerando el 80% del valor de reactancia
de la línea de subtransmisión protegida. Mientras que el alcance resistivo de Z1 (RZ1) se
lo ajusta en base a la siguiente ecuación:
g�! = 2,5 × ��!
Ecuación 4.1. Alcance resistivo para Zona 1 [18]
La operación es instantánea y la dirección de supervisión es hacia adelante del relé
(supervisando la línea protegida).
- Zona 2:
El criterio seleccionado para Z2 está definido de la siguiente manera: el alcance reactivo
de Z2 (XZ2) se lo determina considerando el 100% del valor de reactancia de la línea de
subtransmisión protegida más el 20% o 50% del valor de reactancia de la línea de
transmisión adyacente más corta. El alcance resistivo de Z2 (RZ2) está dado por:
g�T = 4 × ��T
Ecuación 4.2. Alcance resistivo para Zona 2 [18]
El límite máximo de Z2 para el alcance RZ2 es de 100 ohmios primarios, esta zona actúa
en un tiempo de operación igual a 300ms y la dirección de supervisión es hacia adelante
del relé.
- Zona 3:
Acorde al criterio establecido en el presente estudio, en el alcance reactivo de Z3 (XZ3) se
pretende cubrir el 100% del valor de reactancia de la línea de subtransmisión protegida
más el 100% del valor de reactancia de la línea de subtransmisión adyacente más larga,
53
mientras que el alcance resistivo de Z3 (RZ3) depende del alcance RZ1 tal como se
expresa en la Ecuación 4.3.
g�R = 3 × g�!
Ecuación 4.3. Alcance resistivo para Zona 3 [18]
Al igual que el alcance RZ2 el límite máximo del alcance RZ3 es 100 ohmios primarios,
pero esta zona opera en un tiempo igual a 1s, hacia delante del relé.
El objetivo de Zona 3 es proteger todo lo que pueda al mismo nivel de voltaje. En el caso
en que el límite establecido cubra otro nivel de voltaje se debe reducir el alcance ya sea
resistivo o reactivo, de tal manera de evitar disparos no deseados dentro de esta zona.
De esta manera, una vez calculados los valores referenciales del alcance resistivo y
reactivo para cada zona, éstos se ingresan (en ohmios primarios u ohmios secundarios)
al relé de distancia Dist Poly Z4-Ph-Ph (relé de fase) y Dist Poly Z4-Ph-E (relé de neutro)
de la librería de PowerFactory.
Además, se debe definir, tanto el ángulo del relé o ángulo de la característica que acorde
al criterio seleccionado es igual a 75°15 (tanto para fase como para neutro), como los
ángulos de direccionalidad que son igual a: α=25° y β=25°16.
Para verificar que el alcance de cada zona sea el correcto y así evitar subalcance o
sobrealcance, se simulan cortocircuitos trifásicos y bifásicos aislados con una resistencia
de falla de 0 y 5 ohmios para fase, y, cortocircuitos bifásicos a tierra y monofásicos con
una resistencia de falla de 0, 5 y 10 ohmios para neutro17 (en los diferentes estados de
demanda). Para Z1 al 80% de la línea de subtransmisión protegida, al 20% o 50% (según
sea el caso) de la línea de subtransmisión adyacente más corta a la línea protegida para
Z2 y al 99% de la línea de subtransmisión adyacente más larga a la línea protegida para
Z3. Con lo cual se asegura que fallas que deben disparar en Z2 no disparen en Z1, que
fallas que deben disparar en Z3 no ingresen en el límite de Z2 ni Z1 y que fallas a otro
nivel de voltaje no disparen en ninguna zona.
En el caso en que se presente un subalcance, sobrealcance o que alguna de las
condiciones mencionadas no se cumpla, se debe incrementar o reducir (según el caso)
15 Valor de ángulo del relé utilizado en el sistema de transmisión ecuatoriano. 16 Valores referenciales del modelo de relé elegido en PowerFactory para el presente
estudio. 17 Valores de resistencia de falla considerados para niveles de subtransmisión.
54
guiándose gráficamente en el diagrama R-X, el alcance resistivo o reactivo hasta lograr
ajustar cada zona con las consideraciones correspondientes, y así, obtener los ajustes
definitivos.
Para el ajuste del relé 21N una condición adicional a considerarse es el factor de
compensación CD###, cuyo valor se calcula automáticamente (conforme a la Ecuación 2.6)
desde la opción de PowerFactory como se muestra en la Figura 4.15.
Figura 4.15. Factor de compensación CD### seteado en PowerFactory
[Impresión de PowerFactory]
Para aclarar lo expuesto, a continuación, se presenta un ejemplo del procedimiento
seguido para obtener los ajustes de los relés de distancia 21P y 21N, para lo cual se
considera el relé localizado en la barra Conocoto, en la bahía Santa Rosa 138 kV que
protege la línea de subtransmisión Conocoto-Santa Rosa138kV (ver Figura 4.16.).
Figura 4.16. Ubicación del relé considerado para el ejemplo
[Impresión de PowerFactory]
Los valores referenciales calculados son (ver Anexo IX, Tabla A9.1):
- Zona 1: ��! = 4,921 [.ℎ,X.1 34X,. ] g�! = 12,304 [.ℎ,X.1 34X,. ]
- Zona 2: ��T = 6,418 [.ℎ,X.1 34X,. ]
LÍNEA A SER PROTEGIDA
55
g�T = 25,674 [.ℎ,X.1 34X,. ] - Zona 3: ��R = 21,603 [.ℎ,X.1 34X,. ]
g�R = 36,911 [.ℎ,X.1 34X,. ] Estos valores se ingresan en el modelo de relé elegido de la librería de PowerFactory
como se observa en la Figura 4.17 para Z1, Figura 4.18 para Z2 y Figura 4.19 para Z3.
La Figura 4.20 muestra el diagrama R-X de los valores referenciales de Z1, Z2 y Z3
ajustados para el relé de distancia de fase (21P) y de neutro (21N).
Al simular diferentes tipos de fallas en distintos puntos del sistema, se presentaron casos
que implicaron realizar cambios en los valores de ajuste de las zonas de protección. Para
este ejemplo, luego de un gran número de simulaciones se realizaron varias
modificaciones a los ajustes referenciales, dentro de las cuales destacan tres cambios
importantes: el primero es aumentar el alcance resistivo de Z1 (RZ1), el segundo es
ajustar el alcance resistivo de Z2 (RZ2) y Z3 (RZ3) a 100 ohmios primarios18, a pesar de
que una falla bifásica con Rf de 5 ohmios exceda este alcance como se observa en la
Figura 4.21, y el tercero es reducir el alcance reactivo de Z3 para evitar disparos a otro
nivel de voltaje; es decir, evitar que fallas en la barra Santa Rosa 230 kV ingresen a las
zonas de protección como se indica en la Figura 4.22. En esta figura, la zona 3 tiene un
alcance mucho mayor al referencial debido a que una falla simulada al 100% de la línea
adyacente más larga provocó que temporalmente se establezca un alcance reactivo
elevado, sin embargo, el análisis final determinó que el alcance de zona 3 adecuado es
21,05 ohmios prim.
Los análisis iniciales para cada relé se realizaron en el estado L_MAX, para luego
continuar con las modificaciones necesarias de los ajustes conforme los requerimientos
impuestos por las simulaciones en los demás estados operativos modelados. De tal modo
que los ajustes sugeridos, con los cambios realizados, para el relé 21P son (ver Anexo
VIII, Tabla A8.7, valores resaltados en color verde):
- Zona 1: ��! = 4,95 [.ℎ,X.1 34X,. ] g�! = 39,10 [.ℎ,X.1 34X,. ]
- Zona 2: ��T = 10,94 [.ℎ,X.1 34X,. ]
18 Valor máximo al que se puede ajustar el alcance resistivo conforme al criterio
establecido.
56
g�T = 100,00 [.ℎ,X.1 34X,. ] - Zona 3: ��R = 21,05 [.ℎ,X.1 34X,. ]
g�R = 100,00 [.ℎ,X.1 34X,. ]
Figura 4.17. Ajuste referencial del relé de distancia de fase (21P) para Z1
[Impresión de PowerFactory]
Figura 4.18. Ajuste referencial del relé de distancia de fase (21P) para Z2
[Impresión de PowerFactory]
57
Figura 4.19. Ajuste referencial del relé de distancia de fase (21P) para Z3
[Impresión de PowerFactory]
Figura 4.20. Ajustes referenciales del relé de distancia de fase (21P) y de neutro (21N)
[Impresión de PowerFactory]
La Figura 4.23 muestra el diagrama R-X de los valores sugeridos de Z1, Z2 y Z3
ajustados para el relé de distancia de fase (21P).
Verificando que los ajustes obtenidos funcionan correctamente en otros estados de
demanda, se presenta la Figura 4.24 la cual muestra los ajustes del relé 21P y la
simulación de fallas en otro nivel de voltaje (barra Santa Rosa 230 kV) en el estado
S_MAX. Se observa que la impedancia calculada no ingresa a las zonas de operación del
relé.
52,048,044,040,036,032,028,024,020,016,012,08,004,00-4,00-8,00-12,0
24,0
20,0
16,0
12,0
8,00
4,00
-4,00
-8,00
-12,0
-16,0
-20,0
B_Conocoto_138\Cub_3\21P_CONO_SROS_138
X
R
58
Figura 4.21. Falla bifásica con Rf=5 ohmios [Impresión de PowerFactory]
Figura 4.22. Falla bifásica con Rf=0 ohmios en barra Santa Rosa 230 kV
[Impresión de PowerFactory]
Figura 4.23. Ajustes del relé de distancia de fase (21P). Falla en barra Santa Rosa 230
kV en el escenario L_MAX [Impresión de PowerFactory]
105,100,95,090,085,080,075,070,065,060,055,050,045,040,035,030,025,020,015,010,05,00-5,00-10,0-15,0 [pri.Ohm]
40,0
35,0
30,0
25,0
20,0
15,0
10,0
5,00
-5,00
-10,0
-15,0
-20,0
-25,0
B_Conocoto_138\Cub_3\21P_CONO_SROS_138
21P_CONO_SROS_138Zone (All): Polarizing Zl A 333,914 pri.Ohm -14,36° Zl B 58,818 pri.Ohm 22,4° Zl C 253,829 pri.Ohm 144,16°Fault Type: BC (Starting)Tripping Time: 9999,999 s
Falla Bifásica con Rf de 5 ohmios en la barra Santa Rosa 230 kV
L_MAX
144,136,128,120,112,104,96,088,080,072,064,056,048,040,032,024,016,08,00-8,00-16,0-24,0-32,0-40,0-48,0
80,0
72,0
64,0
56,0
48,0
40,0
32,0
24,0
16,0
8,00
-8,00
-16,0
-24,0
-32,0
-40,0
21P_CONO_SROS_138Zone (All): Polarizing Zl A 1,49 + j 23,016 pri.Ohm Zl B 1,49 + j 23,016 pri.Ohm Zl C 1,49 + j 23,016 pri.OhmFault Type: ABC (Starting)Tripping Time: 1,04 s
144,136,128,120,112,104,96,088,080,072,064,056,048,040,032,024,016,08,00-8,00-16,0-24,0-32,0-40,0-48,0
80,0
72,0
64,0
56,0
48,0
40,0
32,0
24,0
16,0
8,00
-8,00
-16,0
-24,0
-32,0
-40,0
21P_CONO_SROS_138Zone (All): Polarizing Zl A 1,49 + j 23,016 pri.Ohm Zl B 1,49 + j 23,016 pri.Ohm Zl C 1,49 + j 23,016 pri.OhmFault Type: ABC (Starting)Tripping Time: 1,04 s
59
.
Figura 4.24. Ajustes del relé de distancia de fase (21P). Falla en barra Santa Rosa 230
kV en el escenario S_MAX [Impresión de PowerFactory]
La Figura 4.25 y Figura 4.26 muestran los ajustes del relé 21P y la impedancia calculada
ante fallas en la barra Santa Rosa 230 kV en los estados S_MIN y L_MIN,
respectivamente, donde se verifica un funcionamiento correcto de la protección.
Figura 4.25. Ajustes del relé de distancia de fase (21P). Falla en barra Santa Rosa 230
kV en el escenario S_MIN [Impresión de PowerFactory]
Es conveniente resaltar, para este ejemplo, que dentro del conjunto de fallas que fueron
simuladas para establecer los ajustes adecuados del relé 21P, fue la falla bifásica con
una Rf de 5 ohmios en la barra Santa Rosa 230 kV la que delimitó el alcance reactivo de
Z3 (XZ3), la misma que se muestra en la Figura 4.23 a la Figura 4.26.
Para el relé 21N se sigue el mismo procedimiento que para el relé 21P, luego del cual,
además de las modificaciones realizadas al alcance resistivo y reactivo de las zonas, se
105,100,95,090,085,080,075,070,065,060,055,050,045,040,035,030,025,020,015,010,05,00-5,00-10,0-15,0 [pri.Ohm]
35,0
30,0
25,0
20,0
15,0
10,0
5,00
-5,00
-10,0
-15,0
-20,0
-25,0
B_Conocoto_138\Cub_3\21P_CONO_SROS_138
21P_CONO_SROS_138Zone (All): Polarizing Zl A 365,216 pri.Ohm -13,77° Zl B 65,464 pri.Ohm 21,69° Zl C 276,134 pri.Ohm 144,96°Fault Type: BC (Starting)Tripping Time: 9999,999 s
S_MAX
Falla bifásica con Rf de 5 ohmios en la barra Santa Rosa 230 kV
105,100,95,090,085,080,075,070,065,060,055,050,045,040,035,030,025,020,015,010,05,00-5,00-10,0-15,0 [pri.Ohm]
35,0
30,0
25,0
20,0
15,0
10,0
5,00
-5,00
-10,0
-15,0
-20,0
-25,0
B_Conocoto_138\Cub_3\21P_CONO_SROS_138
21P_CONO_SROS_138Zone (All): Polarizing Zl A 484,539 pri.Ohm -10,67° Zl B 73,32 pri.Ohm 23,62° Zl C 377,408 pri.Ohm 153,55°Fault Type: BC (Starting)Tripping Time: 9999,999 s
S_MIN
Falla bifásica con Rf de 5 ohmios en la barra Santa Rosa 230 kV
60
detectó uno adicional, el cual es reducir el ángulo de direccionalidad α de 25° a 5° con el
fin de evitar que fallas con contacto a tierra en la barra Santa Rosa 230 kV ingresen a las
zonas de protección como se observa en la Figura 4.27.
Figura 4.26. Ajustes del relé de distancia de fase (21P) Falla en barra Santa Rosa 230 kV
en el escenario L_MIN [Impresión de PowerFactory]
Figura 4.27. Falla bifásica a tierra con Rf=5 ohmios en barra Santa Rosa 230 kV en
L_MAX [Impresión de PowerFactory]
Con los cambios realizados, los ajustes sugeridos para el relé 21N son (ver Anexo VIII,
Tabla A8.9, valores resaltados en color verde).
- Zona 1: ��! = 3,60 [.ℎ,X.1 34X,. ] g�! = 53,28 [.ℎ,X.1 34X,. ]
- Zona 2: ��T = 9,66 [.ℎ,X.1 34X,. ] g�T = 100,00 [.ℎ,X.1 34X,. ]
105,100,95,090,085,080,075,070,065,060,055,050,045,040,035,030,025,020,015,010,05,00-5,00-10,0-15,0 [pri.Ohm]
35,0
30,0
25,0
20,0
15,0
10,0
5,00
-5,00
-10,0
-15,0
-20,0
-25,0
B_Conocoto_138\Cub_3\21P_CONO_SROS_138
21P_CONO_SROS_138Zone (All): Polarizing Zl A 331,938 pri.Ohm -12,75° Zl B 56,187 pri.Ohm 23,21° Zl C 255,103 pri.Ohm 144,92°Fault Type: BC (Starting)Tripping Time: 9999,999 s
L_MIN
Falla bifásica con Rf de 5 ohmios en la barra Santa Rosa 230 kV
105,100,95,090,085,080,075,070,065,060,055,050,045,040,035,030,025,020,015,010,05,00-5,00-10,0-15,0 [pri.Ohm]
20,0
15,0
10,0
5,00
-5,00
-10,0
-15,0
-20,0
-25,0
B_Conocoto_138\Cub_3\21N_CONO_SROS_138
21N_CONO_SROS_138Zone (All): Polarizing Z A 132,372 pri.Ohm -123,37° Z B 61,434 pri.Ohm 53,23° Z C 45,66 pri.Ohm -13,1°Fault Type: ABC (Starting)Tripping Time: 1,04 s
L_MAX
61
- Zona 3: ��R = 14,70 [.ℎ,X.1 34X,. ] g�R = 100,00 [.ℎ,X.1 ]
La Figura 4.28 muestra el diagrama R-X con los nuevos valores y los cambios sugeridos
de los ajustes para el relé 21N.
Figura 4.28. Ajustes del relé de distancia de neutro 21N. Falla en barra Santa Rosa en el
escenario L_MAX [Impresión de PowerFactory]
Verificando que los ajustes obtenidos funcionan correctamente en otros estados de
demanda, se presenta la Figura 4.29 la cual muestra los ajustes del relé 21N además de
la impedancia calculada ante una falla bifásica a tierra (simulada en el escenario S_MAX)
con una Rf de 5 ohmios, cuyo valor no ingresa a las zonas de protección.
La Figura 4.30 y Figura 4.31 muestran los ajustes del relé 21N y las impedancias de fallas
simuladas en los escenarios S_MIN y L_MIN, respectivamente. Se verifica que ante las
fallas simuladas, las impedancias calculadas no ingresan en las zonas de protección.
A partir de este ejemplo se valida que el procedimiento y los criterios seleccionados para
el presente estudio son adecuados para establecer los ajustes de los relés de distancia
de fase (21P) y neutro (21N) a nivel de 138 kV y 46 kV. De tal manera que los ajustes
sugeridos para los relés 21P y 21N se presentan en las tablas que se detallan en el
Anexo VIII en formato de Word (y en formato de Excel en el Anexo IX, desde la Tabla
A9.2 hasta la Tabla A9.5).
La Tabla A8.7 y Tabla A8.8 del Anexo VIII muestran los ajustes de los relés de distancia
de fase (21P) a nivel de 138 kV y 46 kV, respectivamente. Por otro lado, en la Tabla A8.9
y Tabla A8.10 del Anexo VIII se presentan los ajustes de los relés de distancia de neutro
(21N) a nivel de 138 kV y 46 kV, respectivamente.
105,100,95,090,085,080,075,070,065,060,055,050,045,040,035,030,025,020,015,010,05,00-5,00-10,0-15,0 [pri.Ohm]
25,0
20,0
15,0
10,0
5,00
-5,00
-10,0
-15,0
-20,0
-25,0
B_Conocoto_138\Cub_3\21N_CONO_SROS_138
Falla bifásica a tierra con Rf de 5 ohmios en la barra Santa Rosa 230 kV
L_MAX
62
Figura 4.29. Ajustes del relé de distancia de fase 21N. Falla en barra Santa Rosa 230 kV
en el escenario S_MAX [Impresión de PowerFactory]
Figura 4.30. Ajustes del relé de distancia de fase 21N. Falla en barra Santa Rosa 230 kV
en el escenario S_MIN [Impresión de PowerFactory]
Figura 4.31. Ajustes del relé de distancia de fase 21N. Falla en barra Santa Rosa 230 kV
en el escenario L_MIN [Impresión de PowerFactory]
105,100,95,090,085,080,075,070,065,060,055,050,045,040,035,030,025,020,015,010,05,00-5,00-10,0-15,0 [pri.Ohm]
20,0
15,0
10,0
5,00
-5,00
-10,0
-15,0
-20,0
-25,0
B_Conocoto_138\Cub_3\21N_CONO_SROS_138
21N_CONO_SROS_138Zone (All): Polarizing Z A 128,3 pri.Ohm -123,01° Z B 62,063 pri.Ohm 56,59° Z C 46,035 pri.Ohm -16,61°Fault Type: ABC (Starting)Tripping Time: 9999,999 s
S_MIN
Falla bifásica a tierra con Rf de 5 ohmios en la barra Santa Rosa 230 kV
110,105,100,95,090,085,080,075,070,065,060,055,050,045,040,035,030,025,020,015,010,05,00-5,00-10,0 [pri.Ohm]
20,0
15,0
10,0
5,00
-5,00
-10,0
-15,0
-20,0
-25,0
B_Conocoto_138\Cub_3\21N_CONO_SROS_138
S_MAX
Falla bifásica a tierra con Rf de 5 ohmios en la barra Santa Rosa 230 kV
105,100,95,090,085,080,075,070,065,060,055,050,045,040,035,030,025,020,015,010,05,00-5,00-10,0-15,0 [pri.Ohm]
20,0
15,0
10,0
5,00
-5,00
-10,0
-15,0
-20,0
-25,0
B_Conocoto_138\Cub_3\21N_CONO_SROS_138
L_MIN
Falla bifásica a tierra con Rf de 5 ohmios en la barra Santa Rosa 230 kV
63
5. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
En esta sección se validan los ajustes obtenidos en la Sección 4 para las protecciones de
las líneas de subtransmisión y los transformadores de potencia ubicados en la zona de
influencia a través de la simulación de diversos tipos de cortocircuito, distintos a aquellos
utilizados para encontrar el ajuste. En este caso se ha considerado para las líneas de
subtransmisión cortocircuitos trifásicos y monofásicos al 15% y 85% de la línea protegida,
mientras que para los transformadores de potencia se simulan fallas trifásicas y
monofásicas en la barra conectada al lado de bajo voltaje del transformador. Al igual que
para las primeras simulaciones de fallas contempladas en la Sección 4, para los nuevos
cortocircuitos se consideran los diferentes escenarios operativos modelados, lo cual
permite obtener un ajuste más fino para cada protección.
5.1. Coordinación de protecciones de las líneas de
subtransmisión que se encuentran en la zona de influencia
del sistema de subtransmisión de la EEQ
Debido al gran número de relés ubicados y ajustados en la zona de influencia delimitada
en la sección 3.3, se ha establecido presentar como ejemplo para la validación de la
coordinación de protecciones, únicamente la coordinación de los relés de sobrecorriente
y distancia ubicados en la Zona Sur-Oriental del sistema de subtransmisión de la EEQ,
específicamente en el anillo formado por las líneas Vicentina-Santa Rosa 138 kV, Santa
Rosa-Conocoto 138 kV y Conocoto-Vicentina 138 kV (ver Figura 5.1.), objeto de estudio
para el presente trabajo.
Figura 5.1. Relés considerados para el ejemplo de validación de la coordinación de
protecciones en líneas de subtransmisión [Impresión de PowerFactory]
64
5.1.1. Coordinación de los relés de distancia 21P/21N en la Zona Sur-Oriental
del sistema de subtransmisión de la EEQ
La protección de distancia para el caso de estudio opera como protección principal, y
para validar la operación coordinada de los relés 21P y 21N se hace uso del Diagrama
Distancia vs Tiempo, para lo cual se ha definido una ruta alrededor del anillo formado por
las subestaciones Vicentina, Conocoto y Santa Rosa a 138 kV como se muestra en la
Figura 5.2.
Figura 5.2. Ruta establecida para validación de la coordinación de la protección de
distancia [Impresión de PowerFactory]
En el diagrama Distancia vs Tiempo lo que se muestra es la actuación de todos los relés
ubicados a lo largo de la ruta ante los eventos de fallas mencionados previamente. En
este caso se valida la coordinación de protecciones simulando fallas trifásicas para relés
de fase y cortocircuitos monofásicos para relés de tierra.
5.1.1.1. Coordinación de la RUTA 1 de derecha a izquierda – Escenario: Seco
Máximo (S_MAX)
En la Figura 5.3 (a) y (b) se observa que los relés ubicados en la subestación Vicentina
(21P/21N) operan como protección principal de la línea Vicentina-Conocoto 138 kV, es
decir, actúan de manera instantánea hasta aproximadamente un 80% de la línea y luego
operan de manera temporizada y como protección de respaldo para la línea Conocoto-
Santa Rosa 138 kV.
Por otro lado, los relés ubicados en la subestación Conocoto (21P/21N) operan como
protección principal y en instantáneo hasta un 80% de la línea Conocoto-Santa Rosa 138
kV y luego actúan de manera temporizada y como respaldo hasta cierto porcentaje de la
línea Santa Rosa-Vicentina 138 kV.
Finalmente, los relés ubicados en la subestación Santa Rosa (21P/21N) operan en
instantáneo y como protección principal de la línea Santa Rosa-Vicentina 138 kV hasta un
65
80% y posteriormente actúan de manera temporizada y como respaldo para un tramo de
la línea Vicentina-Conocoto 138 kV.
Es importante recalcar que el alcance de la protección en instantáneo de los relés de
neutro 21N (ver Figura 5.3. (b)) es menor en comparación con el alcance de los relés de
fase 21P (ver Figura 5.3. (a)). Esto se debe a que con los ajustes obtenidos con el
procedimiento descrito en la sección 4 (ver Tabla A8.7 y Tabla A8.9) se evita que los
relés ubicados en las subestaciones Vicentina, Conocoto y Santa Rosa a 138 kV disparen
ante fallas en otro nivel de voltaje.
Figura 5.3. Diagrama de coordinación de la Ruta 1 Distancia vs Tiempo de derecha a
izquierda en S_MAX: (a) Fase (b) Neutro [Impresión de PowerFactory]
5.1.1.2. Coordinación de la RUTA 1 de izquierda a derecha – Escenario: Seco
Máximo (S_MAX)
En la Figura 5.4 (a) y (b) se observa que los relés ubicados en la subestación Vicentina
(21P/21N) operan como protección principal de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV, es
decir actúan de manera instantánea hasta aproximadamente un 80% de la línea
protegida y luego operan de manera temporizada y como protección de respaldo hasta
cierto porcentaje de la línea Santa Rosa-Conocoto 138 kV.
Por otro lado, los relés ubicados en la subestación Santa Rosa (21P/21N) operan como
protección principal y en instantáneo hasta un 80% de la línea Santa Rosa-Conocoto 138
kV y luego actúan de manera temporizada y como respaldo de la línea Conocoto-
(a)
(b)
66
Vicentina 138 kV y además cubren un porcentaje mínimo del tramo Vicentina-Santa
Rosa.
Finalmente, los relés ubicados en la subestación Conocoto (21P/21N) operan en
instantáneo y como protección principal de la línea Conocoto-Vicentina 138 kV hasta un
80% y posteriormente actúan de manera temporizada y como respaldo hasta cierto
porcentaje de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV.
De la misma manera, el alcance de la protección en instantáneo de los relés de neutro
21N (ver Figura 5.4. (b)) es menor en comparación al alcance de los relés de fase 21P
(ver Figura 5.4. (a)). Esto se debe a que con los ajustes obtenidos con el procedimiento
detallado en la sección 4 (ver Tabla A8.7 y Tabla A8.9) se evita que los relés ubicados en
las subestaciones Vicentina, Conocoto y Santa Rosa a 138 kV disparen ante fallas en
otro nivel de voltaje.
Figura 5.4. Diagrama de coordinación de la Ruta 1 Distancia vs Tiempo de izquierda a
derecha en S_MAX: (a) Fase (b) Neutro [Impresión de PowerFactory]
La verificación de la coordinación de las protecciones de distancia que se incluyen en la
Ruta 1 (y por lo tanto la validación del ajuste propuesto) en los demás escenarios
operativos modelados, se detallan en el Anexo X.
5.1.2. Coordinación de los relés de sobrecorriente direccional 67/67N de la
Zona Sur-Oriental del sistema de subtransmisión de la EEQ
(a)
(b)
67
La protección de sobrecorriente direccional para el caso en estudio opera como
protección de respaldo, de tal modo que para la validación de la coordinación se ha
establecido que el relé ubicado en la misma subestación que la protección principal
(protección de distancia) opere como protección de respaldo local con un tiempo mínimo
de 300 ms en caso de que la protección principal no actúe.
Por otro lado, el relé ubicado en una subestación diferente respecto a la protección
principal pero que se encuentra supervisando en la misma dirección que el relé de
protección de respaldo local, opera como protección de respaldo remoto con un retardo
de tiempo mínimo de 300 ms respecto a la protección de respaldo local. La protección de
respaldo remoto operará si la protección principal y protección de respaldo local no lo
hacen.
Considerando los relés ubicados en el anillo formado por las subestaciones Vicentina,
Conocoto y Santa Rosa a 138 kV como se muestra en la Figura 5.1 se tiene que las
protecciones de respaldo local y de respaldo remoto para las líneas de subtransmisión
que delimitan dicho anillo son las que se indican en la Tabla 5.1.
Tabla 5.1. Protección de respaldo local y respaldo remoto para el anillo formado en la
Zona Sur-Oriental del sistema de subtransmisión de la EEQ
S/E Bahía Protección Protección de Respaldo
Local Remoto
Vicentina Conocoto 138 kV 67/67N Relé 1 Relé 5
Santa Rosa 138 kV 67/67N Relé 6 Relé 2
Conocoto Vicentina 138 kV 67/67N Relé 2 Relé 4
Santa Rosa 138 kV 67/67N Relé 3 Relé 1
Santa Rosa Conocoto 138 kV 67/67N Relé 4 Relé 6
Vicentina 138 kV 67/67N Relé 5 Relé 3
Como se mencionó anteriormente, el sistema de subtransmisión de la EEQ ha sido
modelado en cuatro escenarios, teniéndose los estados seco y lluvioso en demanda
máxima y mínima, respectivamente. Sin embargo, dada la cantidad de figuras requeridas
para ilustrar el análisis correspondiente a la coordinación de las protecciones de
sobrecorriente direccional para todos estos escenarios, se ha seleccionado presentar
únicamente los resultados obtenidos en dos de ellos: seco mínimo S_MIN y lluvioso
máximo L_MAX.
68
De este modo, a continuación, se presenta el análisis de los resultados obtenidos en el
escenario S_MIN para fallas trifásicas y monofásicas al 15% y 85% de la línea protegida,
mientras que el análisis de los resultados en el escenario lluvioso máximo (L_MAX) se
detalla en el Anexo XI.
5.1.2.1. Coordinación de la protección de sobrecorriente direccional en
S_MIN
· Falla 3ø y 1ø al 15% respecto del Relé 1:
Figura 5.5. Operación del Relé 1 (protección respaldo local) y Relé 5 (protección
respaldo remoto) ante una falla al 15% de la línea Vicentina-Conocoto 138 kV respecto al
relé ubicado en la S/E Vicentina: (a) Fase-Falla 3ø (b) Neutro-Falla 1ø
[Impresión de PowerFactory]
En la Figura 5.5 (a) se observa la operación del Relé 1 (protección de respaldo local) y
del Relé 5 (protección de respaldo remoto) de fase ante una falla 3ø al 15% de la línea
Vicentina-Conocoto 138 kV respecto del Relé 1. Las corrientes de cortocircuito que miden
los relés son diferentes, el tiempo de operación del Relé 1 es de 362 ms mientras que del
Relé 5 es de 1745 ms, existiendo un retardo de tiempo del Relé 5 respecto del Relé 1 de
1383 ms. Como se observa, existe una diferencia considerable en el retardo debido a que
el Relé 1 mide una corriente mayor y en el caso en que el Relé 5 llegara a despejar la
falla, éste la vería considerando una distancia mucho mayor (y con menor corriente
medida) hacia el punto en donde ocurre la falla en comparación al Relé 1.
1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Vicentina_138\Cub_3\67_VICE_CONO_138 B_Santa_Rosa_138\Cub_13(1)\67_SROS_VICE_138
I =2905,934 pri.A
1.745 s
I =8173,748 pri.A
0.362 s 0.000
1.383
0.000
0.000
1.383
0.000
67_VICE_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 6,49 sec.A Tpset: 0,06 Tripping Time: 0,362 s
67_SROS_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 2,25 sec.A Tpset: 0,12 Tripping Time: 1,745 s
1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Vicentina_138\Cub_3\67_VICE_CONO_138 B_Santa_Rosa_138\Cub_13(1)\67_SROS_VICE_138
3*I0 =3006,743 pri.A
1.677 s
3*I0 =8722,311 pri.A
0.387 s 0.000
1.289
0.000
0.000
1.289
0.000
67_VICE_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 6,25 sec.A Tpset: 0,07 Tripping Time: 0,387 s
67_SROS_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 2,28 sec.A Tpset: 0,12 Tripping Time: 1,677 s
DIg
SIL
EN
T
FASE NEUTRO
(a) (b)
69
Por otro lado, en la Figura 5.5 (b) se observa la operación del Relé 1 y Relé 5 de neutro,
los cuales actúan de manera similar a los relés de fase. En este caso la corriente de
desbalance que calcula el Relé 1 es mucho mayor a la corriente que calcula el Relé 5, el
tiempo de operación para el Relé 1 es igual a 387 ms y para el Relé 5 es igual a 1677 ms,
existiendo un retardo de tiempo del Relé 5 respecto del Relé 1 de 1289 ms.
Es importante recalcar que el Relé 5 actúa como segundo respaldo, por lo tanto, se
podrían justificar los elevados tiempos de operación. De esta manera se considera que la
coordinación de las protecciones de fase como de neutro es adecuada, ya que se cumple
con las consideraciones previamente establecidas.
· Falla 3ø y 1ø al 85% respecto del Relé 1:
Figura 5.6. Operación del Relé 1 (protección respaldo local) y Relé 5 (protección
respaldo remoto) ante una falla al 85% de la línea Vicentina-Conocoto 138 kV respecto al
relé ubicado en la S/E Vicentina: (a) Fase-Falla 3ø (b) Neutro-Falla 1ø
[Impresión de PowerFactory]
En la Figura 5.6 (a) se observa la operación del Relé 1 (protección de respaldo local) y
del Relé 5 (protección de respaldo remoto) de fase ante una falla 3ø al 85% de la línea
Vicentina-Conocoto 138 kV respecto del Relé 1. En este caso el Relé 1 opera en un
tiempo igual a 613 ms mientras que el Relé 5 no detecta la falla debido a que la corriente
de cortocircuito que mide es menor a la ITAP ajustada.
1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Vicentina_138\Cub_3\67_VICE_CONO_138 B_Santa_Rosa_138\Cub_13(1)\67_SROS_VICE_138
67_VICE_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 6,49 sec.A Tpset: 0,06 Tripping Time: 0,613 s
67_SROS_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 2,25 sec.A Tpset: 0,12 Tripping Time: 9999,999 s
I =1573,337 pri.A I =5125,515 pri.A
0.613 s
DIg
SIL
EN
T
1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Vicentina_138\Cub_3\67_VICE_CONO_138 B_Santa_Rosa_138\Cub_13(1)\67_SROS_VICE_138
67_VICE_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 6,25 sec.A Tpset: 0,07 Tripping Time: 0,692 s
67_SROS_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 2,28 sec.A Tpset: 0,12 Tripping Time: 9999,999 s
3*I0 =1670,502 pri.A 3*I0 =5050,307 pri.A
0.692 s
DIg
SIL
EN
T
FASE NEUTRO
(a) (b)
70
En la Figura 5.6 (b) se observa la operación del Relé 1 y Relé 5 de neutro, en este caso
el Relé 1 opera en un tiempo igual 692 ms y al igual que en la operación de fase el Relé 5
no actúa dado que no detecta la falla pues la corriente de desbalance que calcula es
menor a la ITAP ajustada.
Como se ya se mencionó, el Relé 5 opera como segundo respaldo, pero solo hasta un
porcentaje de la línea Vicentina-Conocoto 138 kV. La Figura 5.6 muestra que ese
porcentaje no llega al 85% de la línea. Por lo tanto, ante fallas simuladas en diferentes
puntos de la línea protegida, las cuales son detectadas por el Relé 1 y Relé 5, se
demuestra que las protecciones de fase y neutro operan de manera coordinada.
· Falla 3ø y 1ø al 15% respecto del Relé 2:
Figura 5.7. Operación del Relé 2 (protección respaldo local) y Relé 4 (protección
respaldo remoto) ante una falla al 15% de la línea Vicentina-Conocoto 138 kV respecto al
relé ubicado en la S/E Conocoto: (a) Fase-Falla 3ø (b) Neutro-Falla 1ø
[Impresión de PowerFactory]
La operación del Relé 2 (protección de respaldo local) y Relé 4 (protección de respaldo
remota) de fase ante una falla 3ø al 15% de la línea Vicentina-Conocoto 138 kV respecto
del Relé 2, se muestra en la Figura 5.7 (a). En esta figura se observa que el mismo valor
de corriente de cortocircuito es medido por los dos relés. El retardo de tiempo entre el
1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Conocoto_138\Cub_2\67_CONO_VICE_138 B_Santa_Rosa_138\Cub_4\67_SROS_CONO_138
I =5073,214 pri.A
0.340 s
1.365 s
0.000
1.025
0.000
0.000
1.025
0.000
67_SROS_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 4,01 sec.A Tpset: 0,09 Tripping Time: 1,365 s
67_CONO_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 4,68 sec.A Tpset: 0,06 Tripping Time: 0,340 s
1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Conocoto_138\Cub_2\67_CONO_VICE_138 B_Santa_Rosa_138\Cub_4\67_SROS_CONO_138
3*I0 =5016,885 pri.A
1.247 s
3*I0 =5015,626 pri.A
0.364 s 0.000
0.883
0.000
0.000
0.883
0.000
67_SROS_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 3,79 sec.A Tpset: 0,09 Tripping Time: 1,247 s
67_CONO_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 5,00 sec.A Tpset: 0,06 Tripping Time: 0,364 s
(a) (b)
FASE NEUTRO
71
Relé 4 y el Relé 2 es de 1025 ms, dado que el Relé 2 actúa a los 340 ms y el Relé 4 a los
1365 ms si el Relé 2 no opera.
El Relé 2 y Relé 4 de neutro operan de manera similar a los relés de fase tal como se
muestra en la Figura 5.7 (b), en donde el mismo valor de la corriente de desbalance es
calculado por el Relé 2 como por el Relé 4. En este caso operarían en un tiempo igual a
364 ms y 1247 ms, respectivamente.
Se observa que el Relé 4 opera como segundo respaldo de tal modo que la coordinación
de las protecciones de fase como de neutro es adecuada.
· Falla 3ø y 1ø al 85% respecto del Relé 2:
Figura 5.8. Operación del Relé 2 (protección respaldo local) y Relé 4 (protección
respaldo remoto) ante una falla al 85% de la línea Vicentina-Conocoto 138 kV respecto al
relé ubicado en la S/E Conocoto: (a) Fase-Falla 3ø (b) Neutro-Falla 1ø
[Impresión de PowerFactory]
La Figura 5.8 (a) muestra que ante una falla trifásica en la línea Vicentina-Conocoto 138
kV simulada al 85% respecto del Relé 2 de fase (ubicado en la subestación Conocoto),
dicho relé opera a los 571 ms, mientras que el Relé 4 de fase (respaldo remoto del Relé
2) ubicado en la subestación Santa Rosa no detecta dicha falla. Esto se debe a que la
corriente que mide el Relé 4 (3106 A prim.) es menor a la corriente de tap ajustada (3205
A prim.).
1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Conocoto_138\Cub_2\67_CONO_VICE_138 B_Santa_Rosa_138\Cub_4\67_SROS_CONO_138
0.000
4.114
0.000
0.000
4.114
0.000
3*I0 =3473,829 pri.A
4.652 s
3*I0 =3473,109 pri.A
0.538 s
67_SROS_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 3,79 sec.A Tpset: 0,09 Tripping Time: 4,652 s
67_CONO_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 5,00 sec.A Tpset: 0,06 Tripping Time: 0,538 s
1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Conocoto_138\Cub_2\67_CONO_VICE_138 B_Santa_Rosa_138\Cub_4\67_SROS_CONO_138
67_SROS_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 4,01 sec.A Tpset: 0,09 Tripping Time: 9999,999 s
67_CONO_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 4,68 sec.A Tpset: 0,06 Tripping Time: 0,571 s
I =3106,081 pri.A
0.571 s
FASE NEUTRO
(a) (b)
72
A diferencia del relé de fase, para una falla monofásica al 85% de la línea protegida el
Relé 4 de neutro operaría como respaldo remoto a los 4652 ms, un tiempo muy elevado
debido a la distancia (que implica menor corriente) a la que se encuentra ubicado el relé
respecto del punto de falla. El Relé 2 actúa a los 538 ms como se observa en la Figura
5.8 (b). En este caso, existe un retardo de tiempo entre los relés de 4114 ms, una
diferencia bastante considerable y que se justifica debido a la ubicación del Relé 4 y su
elevado tiempo de operación. Sin embargo, la coordinación de las protecciones se la
considera correcta debido a que el Relé 4 actuaría como segundo respaldo.
· Falla 3ø y 1ø al 15% respecto del Relé 3:
Figura 5.9. Operación del Relé 3 (protección respaldo local) y Relé 1 (protección
respaldo remoto) ante una falla al 15% de la línea Conocoto-Santa Rosa 138 kV respecto
al relé ubicado en la S/E Conocoto: (a) Fase-Falla 3ø (b) Neutro-Falla 1ø
[Impresión de PowerFactory]
En la Figura 5.9 (a) y (b) se observa una operación coordinada de las protecciones de
fase como de neutro ante una falla trifásica y monofásica, respectivamente. En este caso
el Relé 3 y Relé 1 de fase miden la misma corriente de cortocircuito, mientras que los
relés de neutro calculan la misma corriente de desbalance. Los tiempos de operación
para fase son: Relé 3 igual a 337 ms y Relé 1 igual a 912 ms existiendo un retardo de
tiempo entre relés de 575 ms.
100 1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Conocoto_138\Cub_3\67_CONO_SROS_138 B_Vicentina_138\Cub_3\67_VICE_CONO_138
0.000
0.575
0.000
0.000
0.575
0.000
I =4104,803 pri.A
0.337 s
0.912 s
67_VICE_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 6,49 sec.A Tpset: 0,06 Tripping Time: 0,912 s
67_CONO_SROS_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,37 sec.A Tpset: 0,11 Tripping Time: 0,337 s
100 1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Conocoto_138\Cub_3\67_CONO_SROS_138 B_Vicentina_138\Cub_3\67_VICE_CONO_138
0.000
0.663
0.000
67_VICE_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 6,25 sec.A Tpset: 0,07 Tripping Time: 1,001 s
3*I0 =4069,999 pri.A
1.001 s
3*I0 =4068,914 pri.A
0.337 s
67_CONO_SROS_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,36 sec.A Tpset: 0,11 Tripping Time: 0,337 s
FASE NEUTRO
(a) (b)
73
Por otro lado, el Relé 3 de neutro opera a 337 ms y el Relé 1 de neutro operaría a los
1001 ms. El retardo del Relé 1 respecto del Relé 3 es de 663 ms. Como se observa los
tiempos de operación son adecuados, validando la coordinación de las protecciones.
· Falla 3ø y 1ø al 85% respecto del Relé 3:
Figura 5.10. Operación del Relé 3 (protección respaldo local) y Relé 1 (protección
respaldo remoto) ante una falla al 85% de la línea Conocoto-Santa Rosa 138 kV respecto
al relé ubicado en la S/E Conocoto: (a) Fase-Falla 3ø (b) Neutro-Falla 1ø
[Impresión de PowerFactory]
La operación del Relé 3 y Relé 1 (respaldo remoto del Relé 3) ante una falla al 85% de la
línea Conocoto-Santa Rosa 138 kV respecto del Relé 3, es diferente a la presentada en
el caso anterior. Esto se debe a que en este evento de falla el Relé 1 de fase como de
neutro no detecta la falla dado que la corriente de tap es mayor a la corriente de
cortocircuito medida por este relé tal como se observa en la Figura 5.10 (a) y (b). En este
caso el Relé 3 de fase dispara el interruptor asociado a los 597 ms mientras que el de
neutro actúa a 508 ms.
· Falla 3ø y 1ø al 15% respecto del Relé 4:
En la Figura 5.11 (a) y (b) se observa la operación de los relés de fase y neutro ante una
falla al 15% de la línea Conocoto-Santa Rosa 138 kV respecto al relé ubicado en la
100 1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Conocoto_138\Cub_3\67_CONO_SROS_138 B_Vicentina_138\Cub_3\67_VICE_CONO_138
67_VICE_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 6,49 sec.A Tpset: 0,06 Tripping Time: 9999,999 s
67_CONO_SROS_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,37 sec.A Tpset: 0,11 Tripping Time: 0,597 s
I =1568,419 pri.A
0.597 s
100 1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Conocoto_138\Cub_3\67_CONO_SROS_138 B_Vicentina_138\Cub_3\67_VICE_CONO_138
67_VICE_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 6,25 sec.A Tpset: 0,07 Tripping Time: 9999,999 s
67_CONO_SROS_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,36 sec.A Tpset: 0,11 Tripping Time: 0,508 s
3*I0 =1944,155 pri.A3*I0 =1943,407 pri.A
0.508 s
FASE NEUTRO
(a) (b)
74
subestación Santa Rosa (Relé 4), de tal modo que éste opera como protección de
respaldo local con un tiempo igual a 441 ms para fase (falla 3ø) y a los 395 ms para
neutro (falla 1ø).
La protección de respaldo remoto es el Relé 6 ubicado en la subestación Vicentina, pero
en este caso este relé no detecta la falla debido a que a la corriente de cortocircuito que
mide el Relé 6 de fase es mucho menor a la corriente de tap ajustada. Algo similar
sucede con los relés de neutro, aquí la corriente de desbalance que calcula el Relé 6 no
iguala o supera la corriente de tap ajustada, por lo que el Relé 6 de neutro no operaría
pues no detecta la falla.
A pesar de lo mencionado anteriormente, el Relé 6 de fase y neutro opera como segundo
respaldo (de la protección primaria y protección de respaldo local) ante fallas que
suceden hasta cierto porcentaje de la línea Conocoto-Santa Rosa 138 kV (inferior al
15%), y su operación se efectuaría de manera coordinada en caso de requerirse.
Figura 5.11. Operación del Relé 4 (protección respaldo local) y Relé 6 (protección
respaldo remoto) ante una falla al 15% de la línea Conocoto-Santa Rosa 138 kV respecto
al relé ubicado en la S/E Santa Rosa: (a) Fase-Falla 3ø (b) Neutro-Falla 1ø
[Impresión de PowerFactory]
· Falla 3ø y 1ø al 85% respecto del Relé 4:
100 1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
100
[s]
138,00 kV B_Santa_Rosa_138\Cub_4\67_SROS_CONO_138 B_Vicentina_138\Cub_11(1)\67_VICE_SROS_138
3*I0 =528,135 pri.A 3*I0 =14560,911 pri.A
0.395 s
67_SROS_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 3,79 sec.A Tpset: 0,09 Tripping Time: 0,395 s
67_VICE_SROS_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,25 sec.A Tpset: 0,14 Tripping Time: 9999,999 s
100 1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
100
[s]
138,00 kV B_Santa_Rosa_138\Cub_4\67_SROS_CONO_138 B_Vicentina_138\Cub_11(1)\67_VICE_SROS_138
67_SROS_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 4,01 sec.A Tpset: 0,09 Tripping Time: 0,441 s
67_VICE_SROS_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,26 sec.A Tpset: 0,14 Tripping Time: 9999,999 s
I =410,116 pri.A I =13119,759 pri.A
0.441 s
FASE NEUTRO
(a) (b)
75
Para fallas trifásicas y monofásicas simuladas al 85% de la línea de subtransmisión
Conocoto-Santa Rosa 138 kV respecto del Relé 4 ubicado en la subestación Santa Rosa,
la Figura 5.12 (a) y (b) muestra la operación adecuada de este relé, a los 918 ms la
protección de fase y a los 878 ms la protección de neutro.
Por otro lado, en la misma figura se observa que el relé de respaldo remoto Relé 6, tanto
de fase como de neutro, no opera debido a que el sentido de la corriente de cortocircuito
medida por este relé no corresponde a la dirección en la que supervisa (ver Figura 5.18
(c)).
Figura 5.12. Operación del Relé 4 (protección respaldo local) y Relé 6 (protección
respaldo remoto) ante una falla al 85% de la línea Conocoto-Santa Rosa 138 kV respecto
al relé ubicado en la S/E Santa Rosa: (a) Fase-Falla 3ø, (b) Neutro-Falla 1ø y (c)
Corriente con dirección opuesta para el Relé 6 [Impresión de PowerFactory]
100 1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
100
[s]
138,00 kV B_Santa_Rosa_138\Cub_4\67_SROS_CONO_138 B_Vicentina_138\Cub_11(1)\67_VICE_SROS_138
67_SROS_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 3,79 sec.A Tpset: 0,09 Tripping Time: 0,878 s
3*I0 =6188,457 pri.A
0.878 s
100 1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
100
[s]
138,00 kV B_Santa_Rosa_138\Cub_4\67_SROS_CONO_138 B_Vicentina_138\Cub_11(1)\67_VICE_SROS_138
67_SROS_CONO_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 4,01 sec.A Tpset: 0,09 Tripping Time: 0,918 s
I =6335,257 pri.A
0.918 s
FASE NEUTRO
(a) (b)
(c)
Dirección de la corriente
76
· Falla 3ø y 1ø al 15% respecto del Relé 5:
La operación del Relé 5 y del Relé 3 ante una falla al 15% de la línea Santa Rosa-
Vicentina 138 kV respecto al Relé 5 es un caso muy similar a uno de los presentados
anteriormente como se observa en la Figura 5.13 (a) y (b). En este caso el Relé 3, que
actúa como protección de respaldo remoto, no detecta la falla debido a que la corriente
de cortocircuito medida para fase y la corriente de desbalance calculada para neutro es
mucho menor que la corriente de tap del relé de fase y de neutro respectivamente. Por
otro lado, el Relé 5, que actúa como protección de respaldo local, opera a los 439 ms en
fase (para la falla 3ø) y a los 425 ms en neutro (para la falla 1ø), cumpliéndose así la
condición de que el tiempo mínimo de operación sea 300 ms.
Figura 5.13. Operación del Relé 5 (protección respaldo local) y Relé 3 (protección
respaldo remoto) ante una falla al 15% de la línea Santa Rosa-Vicentina 138 kV respecto
al relé ubicado en la S/E Santa Rosa: (a) Fase-Falla 3ø (b) Neutro-Falla 1ø
[Impresión de PowerFactory]
· Falla 3ø y 1ø al 85% respecto del Relé 5:
Ante eventos de fallas trifásicas y monofásicas simuladas al 85% de la línea de
subtransmisión Santa Rosa-Vicentina 138 kV respecto del Relé 5 ubicado en la
subestación Santa Rosa, en la Figura 5.14 (a) y (b) se indica la operación del Relé 5 de
fase y neutro, que opera a los 979 ms y a los 954 ms, respectivamente.
100 1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Santa_Rosa_138\Cub_13(1)\67_SROS_VICE_138 B_Conocoto_138\Cub_3\67_CONO_SROS_138
3*I0 =207,981 pri.A 3*I0 =12715,986 pri.A
0.425 s67_CONO_SROS_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,36 sec.A Tpset: 0,11 Tripping Time: 9999,999 s
67_SROS_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 2,28 sec.A Tpset: 0,12 Tripping Time: 0,425 s
10 100 1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Santa_Rosa_138\Cub_13(1)\67_SROS_VICE_138 B_Conocoto_138\Cub_3\67_CONO_SROS_138
67_CONO_SROS_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,37 sec.A Tpset: 0,11 Tripping Time: 9999,999 s
I = 80,408 pri.A I =11788,310 pri.A
0.439 s
67_SROS_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 2,25 sec.A Tpset: 0,12 Tripping Time: 0,439 s
FASE NEUTRO
(a) (b)
77
En la Figura 5.14 (c), se observa que el relé que operaría como respaldo remoto Relé 3,
ubicado en la subestación Conocoto, no opera ni en fase ni en neutro debido a que el
sentido de la corriente de cortocircuito medida por este relé no corresponde a la dirección
en la que supervisa (ver Figura 5.14 (c)).
Figura 5.14. Operación del Relé 5 (protección respaldo local) y Relé 3 (protección
respaldo remoto) ante una falla al 85% de la línea Santa Rosa-Vicentina 138 kV respecto
al relé ubicado en la S/E Santa Rosa: (a) Fase-Falla 3ø, (b) Neutro-Falla 1ø y (c)
Corriente con dirección opuesta para el Relé 3 [Impresión de PowerFactory]
· Falla 3ø y 1ø al 15% respecto del Relé 6:
Ante un evento de falla trifásica al 15% de la línea Santa Rosa-Vicentina 138 kV respecto
del relé ubicado en la subestación Vicentina (Relé 6), éste opera a los 365 ms mientras
que su respaldo remoto (Relé 2) actuaría a los 1275 ms (si el Relé 6 no lo hace) como se
observa en la Figura 5.15 (a). El tiempo de operación del Relé 2 es elevado debido a que
100 1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Santa_Rosa_138\Cub_13(1)\67_SROS_VICE_138 B_Conocoto_138\Cub_3\67_CONO_SROS_138
3*I0 =4372,057 pri.A
0.954 s
67_SROS_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 2,28 sec.A Tpset: 0,12 Tripping Time: 0,954 s
100 1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
[s]
138,00 kV B_Santa_Rosa_138\Cub_13(1)\67_SROS_VICE_138 B_Conocoto_138\Cub_3\67_CONO_SROS_138
I =4213,846 pri.A
0.979 s
67_SROS_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 2,25 sec.A Tpset: 0,12 Tripping Time: 0,979 s
FASE NEUTRO
(a) (b)
(c)
Dirección de la corriente
78
la corriente de cortocircuito que mide este relé en comparación con el Relé 6 es
aproximadamente cuatro veces menor, lo que implica también un retardo de tiempo
mayor entre los relés, en este caso igual a 910 ms.
En cuanto a la operación de los relés de neutro, el Relé 6 actúa a los 354 ms mientras
que el Relé 2 operaría a los 1185 ms (si el Relé 6 no actúa) existiendo un retardo de
tiempo del Relé 2 respecto del Relé 6 de 831 ms como se observa en la Figura 5.15 (b).
En este caso el tiempo de operación del relé que actúa como segundo respaldo (Relé 2)
es elevado, al igual que lo que sucede con los relés de fase, debido a que la corriente de
desbalance calculada por éste es mucho menor que la calculada por el Relé 6. Esto
demuestra que los relés de fase como de neutro operan coordinadamente ante eventos
de falla trifásicos y monofásicos, respectivamente.
Figura 5.15. Operación del Relé 6 (protección respaldo local) y Relé 2 (protección
respaldo remoto) ante una falla al 15% de la línea Santa Rosa-Vicentina 138 kV respecto
al relé ubicado en la S/E Vicentina: (a) Fase-Falla 3ø (b) Neutro-Falla 1ø
[Impresión de PowerFactory]
· Falla 3ø y 1ø al 85% respecto del Relé 6:
En la Figura 5.16 (a) y (b) se observa el comportamiento de los relés de fase y neutro,
respectivamente, ante una falla al 85% de la línea Santa Rosa-Vicentina 138 kV respecto
del Relé 6 ubicado en la subestación Vicentina. En este caso, el relé que funciona como
100 1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
100
[s]
138,00 kV B_Vicentina_138\Cub_11(1)\67_VICE_SROS_138 B_Conocoto_138\Cub_2\67_CONO_VICE_138
0.000
0.831
0.000
0.000
0.831
0.000
67_VICE_SROS_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,25 sec.A Tpset: 0,14 Tripping Time: 0,354 s
67_CONO_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 5,00 sec.A Tpset: 0,06 Tripping Time: 1,185 s
3*I0 =2279,099 pri.A
1.185 s
3*I0 =7367,262 pri.A
0.354 s
100 1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
100
[s]
138,00 kV B_Vicentina_138\Cub_11(1)\67_VICE_SROS_138 B_Conocoto_138\Cub_2\67_CONO_VICE_138
67_VICE_SROS_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,26 sec.A Tpset: 0,14 Tripping Time: 0,365 s
67_CONO_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 4,68 sec.A Tpset: 0,06 Tripping Time: 1,275 s
I =2078,682 pri.A
1.275 s
I =6902,293 pri.A
0.365 s 0.000
0.910
0.000
0.000
0.910
0.000
FASE NEUTRO
(a) (b)
79
segundo respaldo Relé 2 no opera ni en fase ni en neutro, debido a que la corriente de
cortocircuito medida en fase y la corriente de desbalance calculada en neutro, es mucho
menor que la corriente que mide y calcula el Relé 6, además existe una distancia
considerable a la cual el Relé 2 está ubicado respecto al punto de falla. La operación del
Relé 6 es adecuada, en fase opera en 663 ms (ante falla 3ø) y en neutro opera a los 595
ms (ante falla 1ø).
Figura 5.16. Operación del Relé 6 (protección respaldo local) y Relé 2 (protección
respaldo remoto) ante una falla al 85% de la línea Santa Rosa-Vicentina 138 kV respecto
al relé ubicado en la S/E Vicentina: (a) Fase-Falla 3ø (b) Neutro-Falla 1ø
[Impresión de PowerFactory]
5.2. Coordinación de las protecciones de sobrecorriente de los
transformadores de potencia circunscritos a la zona de
influencia del sistema de subtransmisión de la EEQ
Para la verificación de la coordinación de las protecciones de sobrecorriente
temporizadas de fase (51) y neutro (51N) en los transformadores de potencia, y por lo
tanto la validación de los ajustes, se ha considerado presentar como ejemplo el análisis
de los resultados obtenidos en los escenarios operativos seco mínimo S_MIN y lluvioso
máximo L_MAX. Esto debido al gran número de transformadores circunscritos a la zona
de influencia.
100 1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
100
[s]
138,00 kV B_Vicentina_138\Cub_11(1)\67_VICE_SROS_138 B_Conocoto_138\Cub_2\67_CONO_VICE_138
3*I0 =207,981 pri.A 3*I0 =2522,169 pri.A
0.595 s
67_VICE_SROS_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,25 sec.A Tpset: 0,14 Tripping Time: 0,595 s
67_CONO_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 5,00 sec.A Tpset: 0,06 Tripping Time: 9999,999 s
100 1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
100
[s]
138,00 kV B_Vicentina_138\Cub_11(1)\67_VICE_SROS_138 B_Conocoto_138\Cub_2\67_CONO_VICE_138
67_VICE_SROS_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,26 sec.A Tpset: 0,14 Tripping Time: 0,663 s
67_CONO_VICE_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 4,68 sec.A Tpset: 0,06 Tripping Time: 9999,999 s
I =2170,368 pri.A
0.663 s
FASE NEUTRO
(a) (b)
80
El análisis de la verificación de la coordinación de protecciones en S_MIN corresponde a
los transformadores T1 138/46 kV y T2 138/46 kV de la subestación Vicentina como se
observa en la Figura 5.17, los cuales están ubicados en la Zona Sur-Oriental del sistema
de subtransmisión de la EEQ.
Por otro lado, el análisis de los resultados correspondiente al escenario L_MAX se detalla
en el Anexo XII.
Figura 5.17. Relés considerados para la verificación de la coordinación de protecciones
de sobrecorriente de los transformadores de potencia [Impresión de PowerFactory]
5.2.1. Coordinación de la protección de sobrecorriente temporizada (51/51N)
en S_MIN
Para verificar la coordinación de los relés de sobrecorriente temporizados se ha
considerado simular fallas trifásicas y monofásicas en la barra de bajo voltaje del
transformador. Además, las curvas de operación del lado de bajo como de alto voltaje
deben encontrarse por debajo de la curva de daño del transformador, de este modo se
asegura que la operación de los relés 51 y 51N sea la adecuada ante diferentes eventos
de falla.
De esta forma las protecciones de fase y neutro instalados en el lado de bajo y alto
voltaje de los transformadores, deben operar coordinadamente con un intervalo mínimo
de tiempo entre ellos de 250 ms.
· Falla 3ø y 1ø en la barra de bajo voltaje del transformador T1 138/46 kV de
la S/E Vicentina:
En la Figura 5.18 se observa la operación de los relés de sobrecorriente temporizado de
fase (51) ubicados en alto y bajo voltaje, y la curva de daño correspondiente a la del
81
transformador T1 138/46 kV de la subestación Vicentina. Como se muestra, los dos relés
miden la misma corriente de cortocircuito (corriente equivalente a un mismo nivel de
voltaje) ante una falla trifásica en la barra de 46 kV.
En este caso, el relé 51 instalado en el devanado de bajo voltaje opera a los 476 ms
mientras que el relé instalado en el lado de alto voltaje actúa a los 739 ms, existiendo un
intervalo de tiempo de 263 ms. De este modo se verifica que los relés operan
coordinadamente, cumpliendo con los tiempos mínimos de operación y por debajo de la
curva de daño del transformador.
Figura 5.18. Coordinación de los relés de sobrecorriente de fase (51) del transformador
T1 138/46 kV de la Subestación Vicentina [Impresión de PowerFactory]
La operación de los relés de neutro (51N) ubicados en el lado de bajo y alto voltaje del
transformador T1 138/46 kV de la subestación Vicentina, es similar al comportamiento de
los relés de fase como se observa en la Figura 5.19. En este caso la corriente de
desbalance calculada por el relé 51N ubicado en el lado de bajo voltaje es diferente a la
calculada por el relé 51N instalado en el devanado de alto voltaje, de tal manera que el
relé ubicado en el lado de 46 kV actúa a los 450 ms y el del lado de 138 kV actuaría a los
855 ms ante una falla monofásica en la barra de 46 kV, manteniéndose un retardo de
tiempo de la protección en alto voltaje respecto de la protección de bajo voltaje, de 405
ms y cumpliéndose que la operación se da por debajo de la curva de daño. Así se verifica
que la coordinación de protecciones es adecuada ante eventos de falla con contacto a
tierra.
100 1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
100
1000
[s]
138,00 kV B_Vicentina(39)_T1_46\Cub_4\51_VICE_T1_46 B_Vicentina_138\Cub_1\51_VICE_T1_138
T_VICE_T1
0.000 0.263 0.000
I =2324,685 pri.A
0.476 s
0.739 s
51_VICE_T1_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,57 sec.A Tpset: 0,14 Tripping Time: 0,739 s
51_VICE_T1_46 IEC 255-3 inverse Ipset: 5,45 sec.A Tpset: 0,08 Tripping Time: 0,476 s
FASE DIg
SIL
EN
T
82
· Falla 3ø y 1ø en la barra de bajo voltaje del transformador T2 138/46 kV de
la S/E Vicentina:
La coordinación de los relés de sobrecorriente temporizado de fase (51) y de neutro
(51N) ubicados en el lado de bajo y alto voltaje del transformador T2 138/46 kV de la
subestación Vicentina, ante fallas trifásicas y monofásicas en la barra de 46 kV se
muestra en la Figura 5.20 y Figura 5.21 respectivamente. En este caso se observa que
los ajustes son mucho más finos para cada protección, dado que los tiempos de
operación son más precisos, de tal modo que para fase se tiene que el relé 51 ubicado en
bajo voltaje opera a los 384 ms mientras que el relé 51 instalado en alto voltaje actúa a
los 694 ms, obteniéndose así un retardo de tiempo entre relés de 309 ms ante fallas fase-
fase.
Por otro lado, ante fallas con contacto a tierra los relés 51N instalados en bajo y alto
voltaje actúan a los 312 ms y a los 620 ms, respectivamente. En este caso el relé 51N del
lado de alto voltaje respecto del relé 51N del lado de bajo voltaje opera con un retardo de
308 ms.
Como se indica, tanto los relés de fase como los relés de neutro operan por debajo de la
curva de daño del transformador T2 de Vicentina, verificando de este modo, la
coordinación de las protecciones para diferentes eventos de falla y validando los ajustes
planteados.
Figura 5.19. Coordinación de los relés de sobrecorriente de neutro (51N) del
transformador T1 138/46 kV de la Subestación Vicentina [Impresión de PowerFactory]
100 1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
100
1000
10000
[s]
138,00 kV B_Vicentina(39)_T1_46\Cub_4\51_VICE_T1_46 B_Vicentina_138\Cub_1\51_VICE_T1_138
T_VICE_T1
3*I0 =1771,949 pri.A
0.855 s
3*I0 =3403,112 pri.A
0.450 s 0.000
0.405
0.000
0.000
0.405
0.000
51_VICE_T1_46 IEC 255-3 inverse Ipset: 5,52 sec.A Tpset: 0,10 Tripping Time: 0,450 s
51_VICE_T1_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 0,96 sec.A Tpset: 0,19 Tripping Time: 0,855 s
NEUTRO DIg
SIL
EN
T
83
Figura 5.20. Coordinación de los relés de sobrecorriente de fase (51) del transformador
T2 138/46 kV de la Subestación Vicentina [Impresión de PowerFactory]
Figura 5.21. Coordinación de los relés de sobrecorriente de neutro (51N) del
transformador T2 138/46 kV de la Subestación Vicentina [Impresión de PowerFactory]
100 1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
100
1000
10000
[s]
138,00 kV B_Vicentina(39)_T2_46\Cub_4\51_VICE_T2_46 B_Vicentina_138\Cub_2\51_VICE_T2_138
T_VICE_T2
I =2098,319 pri.A
0.384 s
0.694 s
0.000 0.309 0.000
51_VICE_T2_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,30 sec.A Tpset: 0,14 Tripping Time: 0,694 s
51_VICE_T2_46 IEC 255-3 inverse Ipset: 2,51 sec.A Tpset: 0,09 Tripping Time: 0,384 s
FASE DIg
SIL
EN
T
100 1000 10000 100000[pri.A]0,1
1
10
100
1000
10000
[s]
138,00 kV B_Vicentina(39)_T2_46\Cub_4\51_VICE_T2_46 B_Vicentina_138\Cub_2\51_VICE_T2_138
T_VICE_T2
0.000
0.308
0.000
3*I0 =2517,434 pri.A
0.620 s
3*I0 =3833,043 pri.A
0.312 s
51_VICE_T2_46 IEC 255-3 inverse Ipset: 2,07 sec.A Tpset: 0,11 Tripping Time: 0,312 s
51_VICE_T2_138 IEC 255-3 inverse Ipset: 0,56 sec.A Tpset: 0,22 Tripping Time: 0,620 s
NEUTRO DIg
SIL
EN
T
84
6. CONCLUSIONES
6.1. Conclusiones
- La implementación de la línea de subtransmisión Vicentina – Santa Rosa 138 kV
cuyo objetivo es incrementar la capacidad de transferencia de la Zona Sur –
Oriental del sistema de subtransmisión de la EEQ, representa un cambio
topológico importante que ocasiona un nuevo ajuste de sus protecciones de
distancia y de sobrecorriente instaladas dentro de la zona de influencia
establecida a través de estudios de cortocircuito.
- La zona de influencia establecida para este estudio corresponde a las variaciones
de la potencia de cortocircuito originadas por el cambio topológico y por las
condiciones operativas esperadas conforme al plan de expansión de la EEQ y del
Sistema Nacional Interconectado. Es decir, los resultados obtenidos con el
desarrollo de este trabajo consideran un alcance mayor al originalmente
contemplado (variaciones debidas únicamente al cambio topológico), de ahí que
la zona de influencia delimitada corresponde a un área que cubre gran parte del
sistema de subtransmisión de la EEQ.
- Para determinar las relaciones de transformación de los TCs instalados dentro de
la zona de influencia, se consideraron las condiciones más exigentes bajo las
cuales estos equipos pueden operar. De este modo, dado el tamaño de la zona de
influencia no se contemplaron diferentes casos de estudio con diversas
condiciones topológicas para dimensionar cada RTC. En lugar de ello, y
asumiendo que las corrientes de cortocircuito se amortiguan de manera muy
lenta, se utilizaron las corrientes pico de cortocircuito para determinar la RTC más
adecuada en cada punto de la zona de influencia.
- La metodología utilizada para establecer las RTCs dentro de la zona de influencia,
es aplicable a sistemas eléctricos con gran cantidad de TCs a ser dimensionados
pues permite simplificar un elevado número de casos de estudio, sin embargo,
causa un ligero sobredimensionamiento al considerar fallas simuladas
directamente en barras y no en bahías, lo que debe tomarse en cuenta en campo.
- Con las nuevas potencias de cortocircuito y en base a la información
proporcionada por la EEQ, se determinó que los equipos de corte y
seccionamiento instalados dentro de la zona de influencia tienen la capacidad
operativa para seguir funcionando luego del cambio topológico y con el
85
crecimiento planificado del sistema. De esta manera se concluye que los
interruptores de potencia serán capaces de interrumpir las corrientes de
cortocircuito esperadas y los seccionadores soportarán el paso de las mismas sin
sufrir deformaciones o inconvenientes térmicos y mecánicos, hasta que dichas
corrientes sean interrumpidas.
- De los resultados de los estudios de cortocircuito ejecutados, se observa que los
equipos de corte y seccionamiento con mayores exigencias (mayores corrientes
de falla a ser interrumpidas), son aquellos pertenecientes a las subestaciones
Santa Rosa y Pomasqui. A pesar de ello, estos equipos cuentan todavía con la
capacidad operativa para continuar funcionando bajo las nuevas condiciones del
sistema.
- Para realizar un estudio de ajuste y coordinación de protecciones, es necesario
considerar diferentes escenarios operativos del sistema bajo estudio de modo que
se pueda asegurar que las protecciones cumplan con las propiedades de
sensibilidad, rapidez y selectividad. En ese sentido, los cuatro escenarios
operativos en los que fue modelado el sistema bajo estudio posibilitaron
establecer ajustes adecuados para las protecciones de distancia y sobrecorriente
modeladas.
- Con los ajustes sugeridos para las protecciones analizadas, existen casos en que
la protección de sobrecorriente direccional brinda hasta un segundo nivel de
respaldo remoto antes fallas en líneas de subtransmisión. Esto es factible debido
a la sensibilidad dada a través de la corriente de tap. Sin embargo, es conveniente
aclarar que los tiempos de operación de estas protecciones son elevados y se
pueden justificar al ser un respaldo remoto de segundo nivel.
- Reducir los tiempos de operación de las protecciones mencionadas en la
conclusión anterior, provocaría perder la selectividad cuando estas protecciones
de sobrecorriente actúan como respaldo remoto de primer nivel.
- Dado que los transformadores de potencia cuentan con relés de sobrecorriente
convencional para proporcionar protección de respaldo, es difícil lograr
coordinación de las mismas cuando existen fuentes en cada devanado del
transformador. De esta manera, la metodología utilizada asegura una adecuada
coordinación cuando las corrientes de cortocircuito fluyen en un sentido, mientras
que hay que tomar las precauciones necesarias o establecer los eventos que se
pueden presentar cuando las corrientes de falla circulen en sentido opuesto.
86
6.2. Recomendaciones
- Con el fin de mejorar el funcionamiento de la protección de distancia instalada en
las diferentes líneas de subtransmisión de la EEQ, se recomienda instalar algún
medio de comunicación de modo que se pueda implementar esquemas de
teleprotección que aseguren una operación instantánea cuando se produzcan
fallas a lo largo de toda la línea de transmisión y no solo hasta cierto porcentaje
de la misma.
- Al contar con canales de comunicación se podría implementar también esquemas
de teleprotección con la protección de sobrecorriente direccional, lo que mejoraría
su desempeño o efectividad.
- Dado que la verificación de la capacidad de los interruptores y seccionadores ante
las nuevas condiciones operativas se llevó a cabo con la información
proporcionada por la EEQ, la cual fue obtenida de una muestra de varios equipos
de patio y de manuales de fabricantes, se recomienda realizar una verificación
completa en campo de todos y cada uno de estos equipos localizados dentro de la
zona de influencia delimitada.
87
7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] P. M. Anderson, Power System Protection. New York, United States of America:
The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc., 1999.
[2] Pérez Yauli Fabián Ernesto, «Wavelets Adaptivas Aplicadas a Funciones de
Protección de Líneas de Transmisión», Tesis Doctoral, Universidad Nacional de San
Juan, San Juan, Argentina, 2012.
[3] Juan M. Gers y Edward J. Holmes, Protection of Electricity Distribution Networks,
Third Edition. Stevenage, United Kingdom: The Institution of Electrical Technology, 2011.
[4] J. L. B. Thomas J. Domin, Protective Relaying Principles and Applications, Third
Edition. Boca Ratón, Florida: Taylor & Francis Group, 2007.
[5] C. Russell Mason, The Art & Science Of Protective Relaying, First Edition. New
York, United States of America: Jhon Wiley & Sons Inc., 1956.
[6] Stanley H. Horowitz y Arun G. Phadke, Power System Relaying, Third Edition.
Hertfordshire, England: Jhon Wiley & Sons, Ltd., 2008.
[7] Walter A. Elmore, Protective Relaying Theory and Applications, Second Edition.
New York, United States of America: Marcel Dekker, Inc.
[8] L. G. Hewitson, Mark Brown, y Ramesh Balakrishnan, Practical Power System
Protection. Oxford: IDC Technologies, 2004.
[9] Power Systems Relaying Comittee of the IEEE Power and Energy Society, «IEEE
Standard for Electrical Power System Device Fuction Numbers, Acronyms, and Contact
Designations». The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc., 12-jun-2008.
[10] Arun G. Phadke y James S. Thorp, Computer Relaying for Power Systems,
Second Edition. Hertfordshire, England: Jhon Wiley & Sons, Ltd., 2009.
[11] Gerhard Ziegler, Numerical Distance Protection, Principles and Applications,
Second Edition. Erlangen, Germany: Publicis Corporate Publishing, 2006.
[12] Quisilema Carrera Edwin Wladimir, «Efecto de la Inducción Electromagnética de
Circuitos Paralelos en la Operación de las Protecciones Eléctricas, Aplicación a la Barra
138 kV de la S/E Machala», Tesis de Grado, Escuela Politécnica Nacional, Quito,
Ecuador, 2013.
88
[13] Dirección de Planificación y Departamento de Planificación Técnica, «Plan de
Expansión 2018-2027 del Sistema de la EEQ», Empresa Eléctrica Quito, Quito, Ecuador,
2017.
[14] Departamento de Sistemas y Potencia, «Elementos del Sistema de la EEQ,
Conductores, Estructuras, Transformadores y Generadores». Empresa Eléctrica Quito,
2016.
[15] DIgSILENT, «DIgSILENT PowerFactory User Manual». DIgSILENT GmbH, dic-
2013.
[16] Carlos Felipe Ramírez, Subestaciones de Alta y Extra Alta Tensión, Segunda
Edición. Colombia: Mejía Villegas S.A, 2003.
[17] Departamento de Operación y Mantenimiento de Líneas y Subestaciones,
«Especificaciones Técnica de los Bienes». Empresa Eléctrica Quito, 2017.
[18] Guamán Herrera Juan Carlos, «Estudio de Coordinación de Protecciones del
Sistema de Subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos ante un nuevo punto de Conexión al
Sistema Nacional Interconectado», Tesis de Grado, Escuela Politécnica Nacional, Quito,
Ecuador, 2017.
89
8. ANEXOS
La información correspondiente a los anexos se presenta en formato digital debido a la
gran extensión de las tablas y la cantidad de datos que en ellas contiene.
Los anexos correspondientes al presente estudio son:
ANEXO I. Sistema de subtransmisión de la Empresa Eléctrica Quito modelado en
condiciones actuales de operación.
ANEXO II. Características de los elementos modelados en el sistema de subtransmisión
de la EEQ.
ANEXO III. Tipos de estructuras a nivel de 138 kV y 46 kV utilizados para la modelación
del sistema de subtransmisión de la EEQ.
ANEXO IV. Valores de potencia y corriente de cortocircuito.
ANEXO V. Fotografías de placas de interruptores y seccionadores del sistema de
subtransmisión de la Empresa Eléctrica Quito.
ANEXO VI. Ajustes de la protección de sobrecorriente direccional.
ANEXO VII. Ajustes de la protección de sobrecorriente temporizada.
ANEXO VIII. Ajustes de los equipos de protección.
ANEXO IX. Ajustes de la protección de distancia.
ANEXO X. Diagramas de coordinación distancia vs tiempo de la Zona Sur-Oriental del
sistema de subtransmisión de la EEQ en otros escenarios operativos.
ANEXO XI. Coordinación de la protección de sobrecorriente direccional en el escenario
operativo L_MAX.
ANEXO XII. Coordinación de la protección de sobrecorriente temporizado en el escenario
operativo L_MAX.
90
9. ORDEN DE EMPASTADO