S C U E L A P O L I T É C N I C A N A C I O N A L
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
CALIBRACIÓN Y COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL
SISTEMA DE LA EMPRESA ELÉCTRICA "REGIONAL DEL
Tesis de Grado previa a la
obtención del título de In
geniero Eléctrico con la
Especialización de Poten-
cia.
BAYARDO A. HHRIQUEZ M.
Quito, marzo de 1978
D E D I C A T O R I
A MIS QUERIDOS PADRES
DON AUDELIO ENRIQUES
y
DOÑA TERESA MAFLA
CERTIFICO, que la presente tesis de
Grado, fue elaborada en su totalidad
por el Sr. Bayardo A. Enriques M. ,
bajo mi dirección.
Ing. Jilio Juradq/yU
DIRECTOR DE TESIS
A G R A D E C I M I E N T O
Al Sr* Ingeniero Don Julio Jurado
Martínez, por sus valiosos conse-
jos y acertada dirección.
A los compañeros integrantes del
laboratorio de Sistemas de Poten-
cia , por su colaboración.
D I C E
Página
CAPITULO I
GENERALIDADES
1.1. Antecedentes . ,.„..».. 1
1.2. Cbjetivo y alcance del tema......... 2
CAPITULO II
DESCRIPCIÓN DEL TEMA
II.2. Proyección de la demanda. 3
II.3o Características eléctricas de laslíneas de transmisión............... 4
II.4. Características de las subestaciones 7
LxLcLL. ICOS s . B * e a a a a . a e a . a . . . . a a « . i > O D B . J-¿*
CAPITULO III
CÁLCULOS DE CORRIENTES DE FALLA
III. Cálculos de corrientes de falla., o.. 20
III o 1. Cálculos de impedancias 22
CAPITULO I
GENERALIDADES
Antecedentes
En la mayoría de las ciudades ecuatorianas, la provisión
de energía eléctrica se realizó en base a pequeñas plan-
tas instaladas y administradas generalmente por los Con-
cejos Municipales, los intereses políticos, la inadecua-
da comercialización y la limitación de recursos humanos,
técnicos y económicos, evitaron el crecimiento de los Sis
temas Eléctricos frenando el desarrollo industrial, así -
como también la extensión y mejoramiento del servicio eléc
trico.
Lo expuesto anteriormente, aconteció también en las provin_
cias de ID ja y Zamora, por lo que se vio la necesidad de a
grupar todo el servicio eléctrico en una sola institución
encargada de la generación, distribución y comercializa -
ción de la energía» Esta institución se denominó2 "Bnpre
sa Regional del Sur", siendo la primera de su tipo en for-
marse dentro del país, teniendo como área de su influencia
a las provincias de Lo ja y Zamora.
Para cumplir su delicado cometido, la Empresa vio que se
hacía necesario contar con un sistema de transmisión y -
subtransmisión moderno, seguro y confiable f que permitie;
ra optimizar la utilización de las centrales eléctricas
de la zona y llegar a todos los sectores, inclusive a los
más apartados con un servicio de buena calidad.
?,El diseño de la parte fundamental,,del sistema fue encarga
do a la firma "INTEGRAL, Ingenieros Consultores C. Ltda.",
de donde se ha obtenido la mayor cantidad de información -
para el presente trabajo,
10 2 Objetivos y Alcance del Itema
El estudio encargado a INTEGRAL, Ingenieros Consultores -
C. Ltda., comprendía el diseño de las principales líneas
y subestaciones del Sistema, así como también las protec -
ciones para el mismo. De este estudio el presente trabajo,
constituye un complemento importante ya que en él se reali-
za el cálculo de las corrientes de falla, se analizan las
protecciones previstas, se efectúa la coordinación de las
mismas y la calibración de los relés.
CAPITULO II
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA
2,1 Antecedentes
Como consecuencia de lo expresado en el capítulo anterior,
la primera acción tomada por la "Empresa Eléctrica Regio-
nal del Sur" fue elaborar un plan de obras que permita la
integración física de la zona de su influencia, este plan
contempla en su parte fundamental un incremento de la capa
cidad de generación, la construcción de líneas de transmi-
sión, de subtransmisión y redes de distribución.
El esquema de este plan se muestra en el gráfico Ns 1, en
el que no se hace constar las líneas a 13 „ 8 Kv. programa-
das, ya que son de distribución y no influyen en el presen
te estudio.
2.2 Proyección de la Demanda
Entre los datos obtenidos en la Empresa Eléctrica Regional
del Sur? tenemos la demanda de los sitios principales del
Sistema proyectada a 20 años.
Gráfico N - 2 (1)
Estos datos fueron los que sirvieron como base para el di
seño de las líneas y subestaciones de este sistema, así -
como también para realizar el flujo de carga del mismo.
2.3 Características Eléctricas de las Líneas de Transmisión
La principal subestación del Sistema está localizada en -
Catamayo, de donde parten líneas a 69 KlT0 que alimentan -
las subestaciones de distribución 69/13.8 KV ubicadas en
los principales centros de consumo de la provincia de le-
ja. En la provincia de Zamora se tiene actualmente 22 JW0
como tensión de generación en la central San Francisco, -
por tanto se conservará esa tensión en esta provincia pa-
ra líneas de subransmisióno (1)
las líneas de subtransmisión y la que une la ciudad de Le-
ja con la central San Cayetano serán a 13.8 KV.
El diagrama unifilar del sistema se muestra en el gráfico
N^ 3 (2)
2,301 Líneas a 69 KV
Serán las principales del Sistema que coto se indicó , par-
tirán desde la subestación Catamayo, todas se construirán
sobre postes de homigón y estructuras metálicas, a excep-
ción de la línea loja - la Tona en la que se utilizarán to
rres metálicas y llevará además como hilo de guarda cable
de acero 5/16".
Conductor
En base más a consideraciones mecánicas que eléctricas, to-
das las líneas utilizarán conductor ACSR 2/0 AftT5 para las
fases.
De acuerdo a la disposición geométrica de los conductores
se calculó la impedancia de las líneas que se muestra a -
continuación:
Línea Longitud (Km) X (-n.) R (.n.)
Loja - La Toma 26 10,18 9,88
San Pedro - Catamayo 39.6 23.21 22002
Catacocha - Célica 39.6 23.21 22e02
la línea San Francisco - Zairora llevará energía a 22 KV a
la Ciudad de Zanora en donde se realizará la distribución
a 13 o 8 KV por medio de una subestación reductora.
2o303 Líneas a 13.8 KV
Son las más numerosas en este sistema, ya que se utilizarán
para distribución, pero para efectos del presente trabajo,
solamente interesa la línea Lo ja - San Cayetano que lleva
energía de las Centrales San Francisco y San Cayetano a la
Ciudad de loja, sus características son las siguientes:
Conductor Longitud (Km X (-a) R {- -)
Cu N^ 2 ATO 9 8.81 7.9
No se toman en cuenta las líneas restantes, ya que los cál-
culos de corrientes de falla se harán en las barras de
1308 KV.
2.4 Características Generales de las Subestaciones
El Sistema de la "Empresa Eléctrica Regional del Sur" cons_
tara de 10 subestaciones, 7 de ellas serán de relación 69/
13.8 KV de las cuales tendrán diseño especial las subesta-
ciones lo ja y Catamayo y las cinco restantes serán de dise
ño similar variando solamente en la capacidad del transfor
mador que se instale, estas subestaciones denominadas "Ti-
po" son las siguientes: Catacocha, Célica, Gonzanamá, Ca-
riamanga y Colaisaca. •
las Subestaciones Zamora y San Cayetano serán de relación
22/13.8 KV, y la de San Francisco de relación 2.3/22 KV.
(2),
2.4.1 Subestación Catamayo
Estará situada en la población de Catamayo, recibirá ener-
gía de la central de Catamayo a nivel de 13.8 KV y del Sis_
tema Nacional Interconectado a 69 KV por medio de una línea
proveniente de la Subestación San Pedro. Esta subestación
es la principal del Sistema, ya que a ella llegan los prin
cipales al inventadores de energía y parten las líneas a los
principales centros de consumo. El diagrama unifilar se -
muestra en el gráfico Ns 4 (2).
la capacidad inicial es de 5000 KVA relación 69-13.8-4.16
KV la que luego se aumentará con otro transformador de i-
guales características y capacidad, para efecto de este
estudio se considerarán los dos transformadores. El la-
do de 69 KV consta de una barra que será alimentada porV
el Sistema Nacional Interconectado desde la subestación
San Pedro (1.983) de esta barra sale un alimentador para
la ciudad de Lo ja, otro para las ciudades de Catacocha y
Célica y un tercero que servirá a Gonzanamá, Cariainanga
y Colaisaca»
El lado de 13.8 KV consta de una barra a la que llega un
alimantador de la Central Catamayo, y salen dos alimenta•F*% dores que servirán a la población de Catamayo y al área
circundante.
20402 Subestación Lo ja
Estará situada en la parte noroccidental de la ciudad de
Lo ja y será la que proveerá de energía a esta ciudad, la
\d inicial será de 5000 KVA, relación de transfor-s'
nación 69-13„8-4.16 KV proyectándose aumentar su capacidad
en el futuro con otro transformador de iguales capacidades
y características, para efecto de este estudio se conside-
rará a la subestación con capacidad de 10000 KVAa
10,
Esta subestación recibe energía a nivel de 69 KV. de la su-
bestación Catanayo, y a 13.8 KV de la Central San Cayetano,
de la barra de 13.8 KV. salen 5 alimentadores, 4 para la -
ciudad de Loja, y uno que alimentará a las poblaciones de
Malacatos, Taxiche y Vilcabamba .
2«4«3 Subestación Tipo
Es una subestación terminal, con relación de transformación
69-13.8 KV la capacidad máximo de diseño es de 2*500 KVA y
funcionará con transformadores de 1500 KVA en las ciudades
de Gonzanamá, Cariamanga y Colaisaca y de 2000 KVA, en Ca-
tacocha y Célica. Será alimentada a nivel de 69 KV y sal-
drán alimentadores a 13.8 KV para distribución.
El diagrama unifilar se muestra en el gráfico N¿ 6a.
2-4.4 Subestación Zamora
Preveerá de energía a la ciudad de Zamora, teñirá una capa
cidad de 1.500 KVA, relación 22-13.8 KV. Recibirá energía
a 22 KV proveniente de la Central San Francisco y saldrán
alimentadores a 13.8 KV para distribución a la ciudad y
zonas aledañas.
11.
El diagrama uni filar se muestra en el gráfico Na 7 «
2.4*5 Subestación San Cayetano
En la actualidad esta subestación es de elevación de la Gen
tral de su mismo nombre relación de transformación 2«,4-13.8
KV de las barras de 13.8 KV salen tres alimentadores que -
sirven a la zona de su influencia.
La ampliación proyectada consiste en aumentar a 6 los ali-
mentadores de 13.8 KV uno de los cuales se interconectará
con la subestación Lola, se elimina por tanto la línea a
22 KV San Cayetano - lo ja.
se conectará a la línea que viene de la Central San
Francisco mediante un transformador de 3575 KVA relación de
transformación 22/13.8 KV. Gráfico N¿ 8 a-
2.4.6 Subestación San Francisco
Es la subestación correspDndiente a la central del mismo
nombre, en la actualidad sirve a la ciudad de Loja por me-
dio de una línea a 22 KV que la une con la subestación San
Cayetano. Es de relación 2.3/22 KV. Capacidad 3000 KVA.
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19.
20.
CAPITULO III
CALCULO DE CORRIEIffEES DE FACÍA
En el Sistema objeto del presente estudio, se consideraron
las fallas: trifásica y fase-tierra localizadas en las ba
rras de las subestaciones a nivel de 69 KV, 22 KV y 13,8 KVaf
lo que nos permitirá seleccionar el rango de ajuste de los -
equipos de protección.
Para encontrar las corrientes de fallas con máxima genera-
ción, se supuso al Sistema Nacional Interconectado alimen-
tando al Sistema, y para mínima generación, se consideraron
solamente las Centrales Generadoras propias del Sistema de
la Brtpresa Eléctrica Regional del Sur S.A.
Las corrientes de falla y el flujo de carga del Sistema, se
obtuvieron utilizando el analizador de redes de corriente -
alterna de la Escuela Politécnica Nacional.
Procedimiento
En primer lugar se calcularon las impedancias para las se-
cuencias: Positiva, Negativa y cero de todos los elemen -
21.
tos del Sistema, luego los valores obtenidos se pusieron en
porcentaje y fueron corregidos previamente para ser introdu
cidos al analizador y efectuar la toma de datos parael flu-
jo de carga y corriente de falla para las condiciones de ge
neración ya indicadas.
El Analizador de Redes
El analizador de redes de corriente alterna es un computa -
dor analógico que consta de algunos elementos que represen-
tan: generadoresP líneas, transformadores, cargas, etc., u
tilizando éstos se puede formar un circuito semejante al -
real que se desea estudiar. El analizador posee aparatos de
medida que permiten tomar lecturas de potencia, corriente,
tensión en cada uno de los elementos, además para el estu-
dio de fallas se realiza físicamente la conexión de la fa-
lla que se desea y se tomaron lecturas de corriente y poten
cia»
Para representar el Sistema que se desea estudiar, las impe-
dancias reales deban ser puestas en porcentaje, las bases -
de potencia que acepta el analizador son: 10, 100, y 1000
M?A0 Ya que en el Sistema objeto de este estudio, las co-
rrientes de falla, no serán muy grandes, adoptamos como base
22,
de potencia 10 M7& y coto base de tensión 69 KVr por ser
la más común del Sistema (3) „
Corrección de Irr edancias
los valores de impedancia puestos en porcentaje en las ba-
ses indicadas, deben ser corregidos antes de ser ijitroduci
das al aparato conforme al procedimiento siguiente: La re_
presentación de impedancia en el analizador se hace física
mente f por esta razón las inductancias tienen resistencia
propia igual al 3 «7% del valor de la reactancia inductiva,
además dentro del analizador por la conexión de los instru
mantos de medida se introduce un error igual a 0.2, estos
valores deben ser restados del valor encontrado para la re_
sistencia-
Ejemplo:
Línea fían Pedro - Catacocha
Z % = 4.62 + 4*87 J
(corregida) Z % - 4.62 - (4.87 x 0.037) - 0.2 + 4087 J
(corregida) S5 % = 4.24 + 4.87 J
3.1 Cálculo de Impedancias
23,
3.1.1 Líneas de Transmisión
Por su longitud y tensión estas líneas pueden considerarse
"cortas", y para los efectos del presente estudio se consi_
aeraron cono tales, despreciando la capacitación entre lí-
nea y tierra considerando solamente la reactancia inducti-
va que depende del calibre, material y disposición geomé-
trica de los conductores.
Utilizando las tablas de características eléctricas de con
ductores (4) se calcularon las impedancias de las líneas,
los valores así obtenidos se adoptaron para las secuencias
positiva y negativa, en cambio para las secuencias cero -
las impedancias se calcularon utilizando las fórmulas res-
pectivas (5) *
Los valores reales se pusieron en porcentaje, y se corri-
gieton de la forma ya indicada.
Los datos obtenidos para las secuencias positiva y negati-
va constan en la tabla Na 1 y los de secuencia cero en la
tabla N& 2.
3 o 1 o 2 Subestaciones
24,
3.1.4
Coito irnpedancia de las subestaciones se tomó la reactancia
de los transformadores que viene dada en porcentaje referí
da a sus propias bases del Sistema y este valor se adoptó
para las secuencias positiva y negativa. Tabla N^ 3,
Para la secuencia cero se tetó además de la reactancia ya
indicada, la resistencia de puesta a tierra, calculada en
base de los datos de la malla de tierra de cada subesta -
ciónp los valores reales se pusieron un porcentaje y se co
rrigieron de la forma ya indicada, los datos obtenidos se
muestran en las tablar. Na 4 y 5.
3.1.3 Generadores
Como reactancia de secuencia positiva y negativa se adoptó
el valor de 22% correspondiente a la reactancia subtransi-
toria (KÍJ f y para secuencia cero 18%. Aderas se adoptó
xana resistencia de puesta a tierra igual a 3 _a „
Como cargas se temaron los valores de la proyección de la
demando para el año 1993, estos expresados en porcentaje a
las bases indicadas y corregidos se introdujeron al anali-
zador»
25,
302 Diagrama de Impedancias Secuenciales
Con los valores obtenidos se elaboraron los diaqraras de
impedancias Secuenciales los mismos que se muestran en los
gráficos NA 6 y 7
3.3 Flujo de Carga
Luego de elaborados los diagramas de impedancias, se proc£
dio a representar en el analizador de redes los circuitos
secuencialesf los elementos utilizados y los valores asig
nados se muestran en las hojas que para este fin existen
en el laboratorio; gráficos 8, 9 y 10.
El estudio del flujo de carga sirve para la determinación
de las tensiones y potencias activa y reactiva de todas -
las partes del sistema, cuando éste opera bajo condicio -
nes establecidas previamente de generación y carga, de a-
cuerdo a estas condiciones se distinguen en el sistema -
las siguientes clases de nodos:
Es un nodo en el cual se especifica la magnitud del volta-
26.
ge (v) y su ángulo de fase ( ) en este nodo se desconocen
las potencias: activa (P) y reactiva (Q). El generador -
conectado a este nodo se encarga de suministrar las perdi-
das que tiene la red. En el Sistema de este estudio este
nodo se fija a la salida del generador Gil que representa
al Sistema Nacional Interconectado que proveerá la energía
que no puedan suministrar los generadores propios del Sis-
tema.
b) Nodo de Carga
Es el nodo en el cual hay demanda de energía, en el cual se
conocen las potencias activa (P) y reactiva (Q), y se desco-
nocen el voltaje (V) y el ángulo de fase ( ).
c) Nodo de Generación
Son los nodos a los cuales se conectan los generadores, se
especifican la magnitud del voltaje de operación V y la
potencia P ya que estas magnitudes se pueden controlar
físicamente en la planta generadora.
Después de haber conseguido el equilibrio en el Sistema, se
procedió a tomar medidas de tensión en las barras y de Po -
27,
tencia activa y reactiva en las líneas y generadores.
Los valores obtenidos se muestran .en los gráficos 11, 12 y
13.
3.4 Cálcalo de Corrientes de Falla
En el analizador de redes es posible realizar las fallas fí_
sicaraente y tonar lecturas de corriente directamente „
3.4.1 Falla Trifásica
Esta falla se realizó para las condiciones de generación: -
con todas las centrales del Sistema más el Sistema Nacional
Interconectado y sin el mismo.
Para encontrar las corrientes de falla, se pone a tierra la
barra que se desea estudiar y se lee directamente los valo-
res de corriente0
Los valores obtenidos se muestran en los gráficos N^ 14 y -
15.
0o4.2 Falla Fase - Tierra
28.
Para obtener la falla Fase - Tierra, se conecta a tierra la
barra fallosa luego se hace circular una corriente unitaria
y se toman valores de tensión y ángulos de fase que permiten
calcular la impedancia entre los generadores y la barra en
estudio, este valor se adopta como impedancia de secuencia
negativa.
En el circuito formado por las tres secuencias se toman va-
lores de corrientes de falla, este procedimiento se siguió
para los dos casos de generación.
Los valores obtenidos se muestran en los gráficos Na 16 y 17,
L I N E A S D E S U B T R A N S M I S I O N
MPEDANCIAS DE SECUENCIA POSITIVA Y NEGHTIV&
29,
L I N E A
San Pedro - Catacocha
Catacncha - Célica
Loja - La Toma
Catamayo - Gonsanamá
Gonzanamá - Cariamanqa
Cariananga - Colaisaca
Loja - San Cayetano
San Feo» - San Cayetano
San Feo. - Zamora
MPEDANCIA %
4.62 + 4.87 5
4.62 + 4.87 j
2,07 + 1.79 j
3,43 + 3.62 j
2.03 + 2.15 j
1.83 + 1.91 j
1.66 + 1.85 j
4.13 + 4.6 j
2.65 + 2.57 j
IMPEQANCIAS 0
% CORREGIDA
4,24 + 4.87 j
4.24 + 4.87 j
1.79 + 2.13 j
3.10 + 3.62 j
1.75 +• 2.15 j
Ic56 + 1.91 j
1.66 + 1.85 j
3076 + 4.6 j
2.35 + 2D57 j
TABLA
30,
L I N E A S D E S Ü B T R A N S M I S I O N
IMPEDANCIAS DE SECUENCIA CERO
L I N E A
San Pairo - Catacocha
Cataoocha - Célica
Catamyo - Gonzanamá
Gonzanamá - Cariamanga
Cariamanga - Colaisaca
Lo ja - Catamayo
LDja - San Cayetano
S. Fcoa - San Cayetano
San Feo* - Zamora
3MPFDANCIA %
5.93 + 25.4 j
5.93 + 25.4 j
4.53 + 18.8 j
2.68 + 11.2 j
2.42 + 10.1 j
10-27 + 7.84 j
1.16 +6 j
2.76 + 14.4 j
3.51 + 14.6 j
IMPEDANCIA %
CORREGIDA
4.79 + 25.4 j
4.79 + 25.4 j
3.63 + 18.8 j
2007 + 11.2 j
1.85 + 10.1 j
9.78 + 7.84 j
0.74 +6 j
2.03 + 14.4 j
2.77 + 14.6 j
TABIA
S U B E S T A C I O N E S
IMPEDA1XCIA DE SECUENCIA POSITIVA
31.
SUBESTACIÓN
Catamayo 69 - 13.8
13.8 - 2.3
Catacocha
Célica
Gonzanamá
Cariamanga
Golaisaca
loja
San Cayetano 13.8 - 22
13,8 - 2.3
Zamora
San Francisco
3MPEDMCIA %
7 j
9.2 j
35 j
35 j
46.7 j
46.7 j
46.7 j
7 j
16 j
78.6 j
40 j
18.4 j
TABIA
S U B E S T A C I O N E S
BíPEDANCIA DE SECUENCIA CEK)
33.
SUBESTACIÓN
Catamayo Z P
Z SZ T
Catacocha
Célica
Gonzanamá
Cariartanga
Colaisaca
toja Z P
Z SZ T
San Cayetano
Zamora
IMPEDACCIA %
4 j
3 j
1,74 + 2 j
3,33 4- 35 j
3.33 + 35 j
3.33 + 46.7
3.33 + 46*7
3.33 + 46.7
j
j
j
4 j
3 j
2.17 + 2 j
3.15 + 16 j
3.99 + 40 j
TABIA
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ICO
N
2 17
46.
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE LAS FRACCIONES
Las protecciones para este Sistema, se incluyen en el di-
seño realizado por INTÉGRALA Ingenieros Consultores C» Ltda.
para dar una mayor claridad y considerando que el sistema -
está compuesto de una subestación principal de donde se de-
rivan los alimentadores que sirven a las subestaciones res-
tantes,, en este capítulo se tomarán las subestaciones con -
las líneas que involucran y se realizará el análisis, la ca
libración y la coordinación de las protecciones en una for-
ma conjunta de cada elemento del sistema que vaya siendo -
considerado „
las protecciones adoptadas se indican en el gráfico Na 18,
las mismas que se analizarán a lo largo del presente capí-
tulo.
Subestaciones Terminales
En el sistema, son seis subestaciones de este tipo, las mis_
mas que tienen como protección de sobrecorrientes fusibles
en el lado de alta tensión (69 KV y 22 KV), y reconectado-
47.
res automáticos en el de baja tensión (13.8 KV) „
Los reconectadores automáticos dan una protección selecti-
va, ya que estos aparatos pueden distinguir entre fallas -
temporales y permanentes,. El reconectador cuando se ejecu
ta una falla prueba automáticamente la línea mediante ope-
raciones sucesivas f esto da a las fallas temporales oportu
nidad de despejarse o de que opere otro elemento de protec-
ción.
Si la falla no se elimina? es decir es permanente,, el reco
nectador actúa dejando abiertos sus contactos que serán ce_
rrados manualmente cuando se haya eliminado la causa que -
produjo la falla.
La capacidad de los transformadores en estas subestaciones
no será muy grande (tres de 1500 KVA, dos de 2000 KVA y una
de 3000 KVA) F por lo que se colocará solamente fusibles de
potencia en el lado de alta tensión, que darán protección
al transformador y a las barras de 13,8 KV, además brinda-
rán protección de respaldo a los reconectadores automáti-
cas por lo que se hace necesario coordinarlos adecuadamen
te.
48.
Para efectuar la coordinación de los fusibles con los reco-
nectadores,, se siguió la regla que a continuación se indica:
"Para la corriente máxima de falla en el sitio del reconec_
tador, el tiempo mínimo de fusión del fusible del lado de
la fuente de energía, debe ser mucho más grande que el tiem
po de apertura del reconectador en la curva retardada nultl
plicada por un factor que depende del tiempo del intervalo
de reconexión, y de la secuencia de operación". (6) .
El reconectador esdogido es el tipo 6H de la McGRAW-EDISON
con control hidráulico, para este reconectador con un Ínter
valo de reconexión de 120 ciclos y una secuencia de opera-
ción 2A 2C, el factor por el que debe multiplicarse la cur
va retardada es 1.86 (6).
Utilizando las curvas tiempo - corriente de los reconecta-
dores y los fusibles se efectuó la coordinación que se mués
tra en los gráficos Na 19, 20 y 21 y el resumen en el si -
guíente cuadro:
49.
Subestación
Catacocba
Célica
Gonzanamá
Cariamanga
Colaisaca
Zamora! , ,.,..
Corrientede falla(Airp)
920
837
753
711
669
628
Cap, de labobina delreconectad „
35 A
35 A
25 A
25 A
25 A
25 A
Capacidadfusible
25 A
20 A
25 A
20 A
20 A
30 A
Tiempo delreconecta-dor sg „
Or31
0,31
0,28
0,29
0,30
0,31
Tiempofusiblesg.
1,49
1,5 .
2,1
1/3
1,6
0,6
La capacidad del fusible se seleccionó en base a los crite-
rios indicados, y a los que se enunciarán en la coordinación
con los reconectadores de línea.
4*2 Subestación Catanayo
Corro se expresó, es la principal del sistema» En el presen-
te trabajo se tratará de las protecciones de los alimentacb-
res a 69 KV,
50.
4.2.1 Líneas Radiales
De la barra de 69 KV parten dos líneas radiales, la una que
alimenta a las ciudades: Catacocha y Célica, y la otra a:
Gonzanamá, Cariartenga y Colaisaca.
Corra protección de sobrecorrientes, estas líneas tienen pre
visto reconectadores automáticos, los cuales brindan además
una protección de respaldo a los fusible de primario en las
subestaciones situadas a lo largo de las líneas, por lo que
se hace necesario coordinarlos adecuadamente siguiendo los
ladeamientos siguientes:
"La máxima coordinación entre reconectadores y fusibles se
obtiene para una secuencia de operación de dos acciones rá
pidas y dos lentas del reconectador» La primera apertura
del reconectador permite eliminar cerca del 80% de las fa-
llas temporales, la segunda permite eliminar el 10%, antes
de la tercera operación se funde el fusible, por efecto de
las fallas permanentes" (¿).
Reglas para la coordinación
1. Para todos los valores de corriente de falla en la sec-
51.
ción protegida por el fusible, el tiempo mínimo de fusión
del fusible debe ser más grande que el tiempo de apertura
del reconectador en su operación rápida multiplicada por un
factor que depende del número de operaciones rápidas y el -
tiempo del intervalo de reconección entre operaciones rápi-
das" (6). En este caso para dos operaciones rápidas y dos
lentas, y un intervalo de reconección de 120 ciclos, el -
factor de multiplicación es 1.5 (6).
2» "Para todos los valores de corriente de falla en la se£
ción protegida por el fusible, el tiempo máximo de apertura
del fusible debe ser menor que el tiempo de apertura del re
conectador en sus operaciones retardadas" (6)0
Estas dos reñías permiten obtener un rango de coordinación,
comprendido entre un punto máximo dado por la regla Na 1 y
un punto mínimo dado por la regla Na 2. El punto mínimo es
la intersección de la curva lenta del reconectador con la -
curva de tiempo máximo de apertura del fusible, si estas no
cortan, el punto mínimo está dado por la mínima corriente
de operación del reconectador r el punto máximo es la Ínter
sección de la curva de mínimo tiempo de fusión del fusible
con la curva rápida del reconectador multiplicada por el
factor ya indicado*
52.
Para estas líneas fueron seleccionados reconectadores McGraw-
Biison tipo CZE con control electrónico tipo ME, mínima co -
rriente de operación 100 Amp., secuencia de operación 2A -
2C, intervalo de reconección 120 ciclos.
Las curvas tiempo-corriente para la coordinación se muestran
en el gráfico Na 22 y el resumen en el cuadro siguiente:
Subestación
Catacocha
Célica
Gonzanamá
Cariamanga
Colaisaca
Cap. Fusi.ble
25
20
I0 de Fa-lla
LINEA CATAMAYC
610
380
T. Reconec.Curva 15 A
H3ATACOCHA-CE
0,09
0,1
TiempoFusib.MMT
LIGA
0,15
0,21
TiempoFusib0M T
0,29
0,4
LINEA C&TAMAYO-< S!ZA]S!ñ - CARIAMANGA - COLAISACA
25
20
20
700
540
440
0,09
0,09
0,095
0,12
0,11
0,15
0,23
0,22
0,3
tiempoRecon.Curva C
0,45
0,9
0,39
0,54
0,7
53,
4.2.2 Transformadores
Esta subestación tendrá dos transformadores de tres devan-
dos, conexión estrella - delta - estrell a tensiones: 69 -
4,16 - 13,8 KV, capacidad 5
Corro protección para fallas internas del transformador se
tiene un relé de temperatura y uno de presión súbita que
comandan: un interruptor automático en el lado de 69 KV
y un reconectador bloqueado la reconexión en 13,8 KV0
40203 Línea Loja - Catamayo
Como se expresó ya, es la principal línea del Sistema por
lo que requiere un análisis especial en lo que se refiere
a las protecciones« Esta línea tiene doble alimentación
por lo que se hace necesario protegerla en sus extremos Ca_
tamayo y Loja.
a) Catamayp
En este extremo se colocarán relés de distancia tipo GGC51 de
la General Electric que cubrirán el 90% de la línea en prime_
ra Zona y la totalidad de la línea más los transformadores
54,
de la Subestación Lo ja en segunda zona, además la unidad de
disparo instantáneo se calibrará para que opere con 115 por
ciento de la carga máxima .
Calibración
Z primario = (9,88 + 10,18 j)
Corriente máxima de carga 83 Amp.
Corriente de falla trifásica mínima 165 Amp.
Relación de los Transformadores de Corriente 100/5
Relación de los transformadores de potencial 69000/115
Z sec = Zpi Relación T. C0
Relación T. P.
Z sec = (9.88 + 10,18 j) 0,9 x 20
600
Z sec = 0,2964 + Or3054 j
Z sec = 0,426 [46°
El tap para primera zona se obtiene con la siguiente ecuación:
T = X min x 100
X L
55.
en donde:
T «• Porcentaje del Tap
X min = Alearle básico de la -unidad de reactancia
X L = Alcaitoe deseado de reactancia mirado del se
cundario, fase - neutro.
X L = 0,3054
El relé tiene los taps: Orl - 0,2 - 0,4 de los cuales sele£
cionamos 0,2
T = O ?1 —5¿£¿— x 100
0,3054
T = 65,48 %
Puesto que 65,48 no es entero, escógenos el tap 66%
Calibración de la Segunda Zona.
ZL = 9,88 + 10,18 j
XT = 33,45 j
Z = 9,88 + (10,18 + 33f45) j =
z = 9,88 + 43,64 j
Z sec = (9,88 + 43,64 j) 20
600
56,
Z sec = 0,3293 + 1,454 j
Z sec = 1,4908 ¡77,2°
Z min = 1
T = Zmin = 10 eos (60o- 77,2°)
Zsec
T = 1 x 100 eos 17,2°
1,4908
T = 64,07 %
Luego, elegimos el tap 65%
Unidad de Disparo Instantáneo
Isec = 1,15 x 83
20
Isec = 4,77
La unidad de disparo instantáneo se calibrará sobre
4,77 Amp.
b) Lo ja
En este extremo se colocarán relés direccionales de sobreco-
rrientep que se coordinarán con los reconectadores de las lí_
neas a Catacocha y Cariamanga„
La corriente nominal de la línea es de 62 ñmp. en sentido con
trario por tanto, se colocará 2 transformadores de corriente
100/5 conectados en paralelo que da una relación total: N=10.
57.
Calibración
Ip = 18 Amp
Isec = 18 = 1,8 Amp.
10
Tap = 0,5
Múltiplo del Taps 1,8 =3,6
0,5
Tap de tiempo III
Tiempo del Relé: 1,3 seg.
Tiempo máximo del reconectador: 0,9 seg.
4.3 Líneas Alimentadas por los dos extremos
En el Sistema tenemos tres líneas con alimentación por los
dos extremos que son: Lo ja, Catamayo a 69 KV cuya protec-
ción fue indicada en el párrafo anterior y las''líneas, Lo-
ja - San Cayetano a 13.8 KV y San Francisco - San Cayetano
a 22 KV, como protección de estas líneas se prevé colocar
en los extremos reconectadores bloqueada la reconexión en
su operación rápida.
Para una falla en cualquiera de estas líneas, se desconecta
rán ambos extremos permitiendo que el principal centro de
58.
consumo que es la ciudad de Lo ja no salga fuera de servicio „
En el otro sector, las poblaciones quedarán servidas con sus
propias centrales*
Para las líneas San Cayetano - Loja se escogieron reconecta
dores de la McGraw Edison tipo R de 100 Amp y para la línea
San Francisco - San Cayetano tipo VW de 50
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61.
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63.
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G R Á F I C O 22
64,
GAPITUIO V
COECIÜSIONES
Coito consecuencia de la realización de este trabajo, pode-
mos concluir que se completó el diseño original con la rea
lización del flujo de carga y la obtención de las corrien-
tes de falla, además en lo referente a las protecciones -
previstas, éstas sí cumplen con la finalidad para la que
fueron diseñadas f es decir proporcionar al sistema un me-
dio de protección selectiva y eficaz.
Con la coordinación de las mismas se evita que cuando se
produzca una falla salgan fuera de servicio zonas que no
están directamente aféctalas, y así poder mantener la con-
tinuidad del servicio.
Solamente deberán cambiarse las protecciones de la línea
Lo ja - Catamayo, en donde se tienen relés de sobrecorrien
te y deberán colocarse direccional de sobrecorriente en un
extremo y de distancia en el otro.
65.
B I B L I O G R A F Í A
(1) Datos Estadísticos de la Rrpresa Eléctrica Regional del
Sur.
(2) Empresa Eléctrica Regional del Sur* Diseño de Subesta-
ciones. 1973.
(3) Prácticas de Laboratorio de Sistemas de Potencia.
la Politécnica Nacional,, 1972.
(4) Standard Handbook for Electrical Engineers. 1972
(5) Copiados de Líneas de Transmisión
Prof : Ing. Honorato Placencia. 1971
(6) L. Me Distribution Protection and Aparatus Coordination
Bolletin N^ 5.00 5 - 64
(7) Ms Graw Edison. Catálogos y curvas.
Elecíronicaiiy Controlled, Tfiree PílaseTime/Currení Curves Page 9
• Type CE, CVE, CXE & CZE wiíh Type ME Control, Phase Trip
20
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Socket # 1: Use Piug A, N, or RSocket #2: Use Plug B, C, D, or E
Caution: To trip, Socket #2 must have a plug(Curves are from Eng'g Stds. Nos. 431R, 478492R & 495R of 7/30/68)
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~ CM so sr 10 to © o o o o o o o o
1N PERCENTAGE OF M I N I M U M T R I PRECLOSER TOTAL CLEARING (sofid lines) & CONTROL RESPONSE (dotted lines)
McGRAW-EDISON POWER SYSTEMS DIVISIÓN December J1968
INSTANTANEOUSUNiT
MÚLTIPLES OF PICK-UP SETTiNG
FÍQ. 10. Type IAC rolays. Invorsc Timo-charactcristic Curvo (GES-7001}
CURRENT IN AMPERES
GOOOOO4800OO
MÍNIMUM CLEAUING TIME ( l .SCYCLE) FO» SAFE COORÜINATIONJ i
MÁXIMUM CLEARING TCCCuivtis of ME fus.) tinks in M E H\ Povu-t C5.S, ;!1Í.O Si -Jií.^KR.IÍIS for djuí: NÍ.MA St.iiuKiui St-:Ti-sts at rali'd cuiout Volts ,ii\\, st.i:: "ii .it no nuli.il lo.nl. ?!tC^1.l\i[IHJfn test pi^inli nlotti'it so v,"'.itinns -'HuiM lv ( u-.
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