proteccion de distancia

UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI

ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS

DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD

“COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE DISTANCIA ASOCIADAS A

LA INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL ESTADO NUEVA

ESPARTA CON LA RED DE TIERRA FIRME”

Realizado por:

VELÁSQUEZ GIL, MARIANA GABRIELA

C.I: V-18.400.251

Trabajo de grado presentado ante la ilustre Universidad de Oriente como

requisito para optar al título de:

INGENIERO ELECTRICISTA

Puerto la Cruz, Marzo de 2012








Revisado por:

Prof. Melquíades BermúdezAsesor Académico

Ing. Jesús Hernández Asesor Industrial

Puerto la Cruz, Marzo de 2012








JURADO:

El Jurado hace constar que asignó a esta Tesis la calificación de:

Prof. Melquíades BermúdezAsesor Académico

Ing. Hernán ParraJurado principal

Ing. Manuel MazaJurado Principal

Puerto La Cruz, Marzo de 2012

RESOLUCIÓN

De acuerdo al Artículo 41 del reglamento de trabajos de grado de la

Universidad de Oriente:

“Los trabajos de grado son de la exclusiva propiedad de la Universidad de

Oriente y sólo podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del

consejo de Núcleo respectivo, el cual lo notificará al Consejo Universitario”.

iv

DEDICATORIA

Primero que nada, se la dedico a mi Dios Todopoderoso y a mi

Virgencita del Valle, por permitirme existir; por todas las cosas maravillosas

que me han dado; y por darme el aliento, la paciencia y la fortaleza necesaria

para culminar esta gran meta.

A mi abuelita bella y preciosa, Sinforosa, por todo su amor, por estar allí

pendiente de mi en todo momento, por sus oraciones, regaños y por ser un

ejemplo de lucha y coraje para mí y toda mi familia.

A mis padres, Eulalia y Martín, por su amor infinito, por impulsarme e

incentivarme a luchar por mis sueños, por apoyarme en el transcurso de mi

carrera, por sus sabios consejos y comprensión, los cuales me han servido

de mucho.

A mis hermanas, Mariela y Marlyn, por cada palabra, cada gesto, por el

cariño que he recibido de una u otra forma en estos años de mi vida. Ustedes

más que nadie saben lo mucho que las quiero.

A mi sobrinita, por todo su cariño y amor, eres lo más bonito de mi

familia, te quiero muchisisisimo, mi pequeña negrita.

v

AGRADECIMIENTOS

A mi Dios y a la Virgencita del Valle, por darme fuerza para llevar a cabo este

sueño, por rodearme de personitas buenas, gracias por tenerme en sus

manos.

A mis amados abuelos Teresa Gil†, Domingo Velásquez† y Gabriel Marval†

porque aunque no estén físicamente siempre están allí cuidando mis pasos.

A mi abuelita bella, gracias por ser un ejemplo de vida para mí, te mega

adorooo.

A mis padres, por apoyarme a alcanzar esta meta tan importante para mí e

impartirme todos sus conocimientos y valores.

A mis hermanas, por todo su cariño, apoyo y comprensión, gracias por estar

allí cuando siempre las necesito. En especial a mi sobrinita, mi negrita

hermosa, por ser el corazón de la familia.

A la familia Garelli Boadas por ser mi segunda casa, por ser mis segundos

papas y hermanos, los adoro.

A mis tíos y primos de margarita, gracias por siempre estar pendientes de mí

y por todo su cariño. En especial a la familia Guevara, por apoyarme durante

toda mi carrera, los adoro y admiro un millón.

A mi nana Nelly y a Marielys, por sus regaños, cuidarme y consentirme

desde que era tan solo una bebe, las quierooo, son parte de mi familia.

A Jesús, mi poso, por apoyarme en los mejores y peores momentos, por

tener la paciencia suficiente para soportar mis necedades, por su inmenso

cariño, gracias.

vi

A mi Bruja, tu más que nadie sabes lo especial que eres para mi, te mega

quieroooo, gracias por siempre estar ahí, eres parte de mi familia.

A mi manita, a pesar de que son muy pocas las ocasiones en que nos

vemos, el cariño siempre está allí, y sé que siempre podré confiar en ti.

A mis amigos, Rei, Alfonsi, Jesús, Chris, Frank y dani, por su sincera amistad

y compartir conmigo grandes momentos, no importa lo necios que pueden

llegar a ser, los adorooo y los súper quieroo no saben cuánto.

A todos aquellos compañeros que me apoyaron en el transcurso de mi

carrera y me permitieron formar parte de su vida, Evic, Dougleidys, Pebbles,

johan, Giyelis, Oriana y Daniel. En especial a Regulo, por ser mi amigo de

pasantía, te quieroo muchísimo, gracias. A mi prima Paty y a Neito, por

soportarme y acogerme en estos 5 años de mi carrera, las adoro.

A mis compañeros de la gran sabana, China, Andrea, tati, Portu y Mary,

gracias por hacerme reír y formar parte de mi vida, son demasiado chéveres.

A los Profesores del Departamento de Electricidad, por impartir sus

conocimientos en el transcurso de mi carrera.

A mi Asesor Académico, Melquiades Bermúdez por brindarme su valiosa

colaboración, no solo académica sino como persona, eres una de las

personas que más admiro.

A mi Asesor Industrial, Jesús Hernández, por su gran ayuda que fue vital

para la realización de este proyecto.

A todas esas personas que forman parte de mi vida y se me pasa por alto

mencionarlos, a todos muchisimas gracias...

Mariana Gabriela Velásquez Gil

vii

RESUMEN

El sistema eléctrico de la Isla de Margarita está conformado por la

Planta Luisa Cáceres de Arismendi (PLCA), con una interconexión con el

Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por medio de la Subestación (S/E)

Casanay. Las modificaciones en la topología del sistema interno de la S/E

Luisa Cáceres de Arismendi y el de la S/E Casanay, no se contemplan en las

zonas de alcance de las protecciones de distancias correspondientes a la

interconexión eléctrica de la Isla de Margarita con Tierra Firme, por lo que se

corre el riesgo que el relé opere indebidamente para fallas que ocurran más

allá de la longitud de la línea de transmisión, ubicada entre la PLCA y la S/E

Chacopata II. Por otra parte, también está prevista la sustitución de los relés

de distancia electromecánicos (BBC L8A y BBC LZ32) utilizados

actualmente, por relés numéricos (SIEMENS 7SA61), cuyas características

en el plano de impedancias resultan distintas a las de los equipos previos. Es

evidente entonces que ambas situaciones ameritan realizar un estudio para

la coordinación de los relés de distancia asociados al sistema de

interconexión, de modo que se pueda proporcionar al sistema una protección

segura y confiable.

viii

ÍNDICE DE CONTENIDO

RESOLUCIÓN iv

DEDICATORIA v

AGRADECIMIENTOS vi

RESUMEN viii

ÍNDICE DE CONTENIDO ix

ÍNDICE DE FIGURAS xiv

ÍNDICE DE TABLAS xvii

INTRODUCCIÓN xx

CAPITULO I LA EMPRESA Y EL PROBLEMA 23

1.1. Reseña de la Empresa.................................................................23

1.2. Misión de CORPOELEC Nueva Esparta......................................24

1.3. Visión de CORPOELEC Nueva Esparta.......................................25

1.4. Valores Corporativos de CORPOELEC Nueva Esparta...............25

1.4.1. Ética y Conducta Impecable...................................................25

1.4.2. Satisfacción del Usuario.........................................................25

1.4.3. Productividad Social...............................................................26

1.4.4. Desarrollo de los Trabajadores y Trabajadoras.....................26

1.4.5. Seguridad...............................................................................26

1.4.6. Crecimiento y Desarrollo........................................................26

1.5. Estructura Organizativa................................................................27

1.6. Planteamiento del Problema.........................................................29

1.7. Objetivos de la investigación........................................................32

1.7.1. Objetivo General....................................................................32

1.7.2. Objetivos Específicos.............................................................32

CAPITULO II MARCO TEÓRICO 33

2.1. Antecedentes................................................................................33

ix

2.2. El Sistema Eléctrico de Potencia..................................................34

2.3. Concepto de Falla y Cortocircuito.................................................35

2.4. Tipos de Fallas por Cortocircuitos................................................36

2.5. Causas de las Fallas....................................................................37

2.6. Efectos de las Fallas.....................................................................38

2.7. Propósitos de los Sistemas de Protección....................................39

2.8. Características de los Sistemas de Protección.............................40

2.8.1. Confiabilidad...........................................................................40

2.8.2. Selectividad y Coordinación...................................................41

2.8.3. Estabilidad..............................................................................42

2.8.4. Sensibilidad............................................................................42

2.8.5. Velocidad o Rapidez...............................................................42

2.9. Tipos de Protección......................................................................43

2.9.1. Protección Principal o Propia del Equipo...............................43

2.9.2. Protección de Respaldo Local................................................43

2.9.3. Protección de Respaldo Remoto............................................43

2.10. Relés de Protección Según su Función......................................43

2.11. Relés de Distancia......................................................................45

2.12. Características de los Relevadores de Distancia en el Plano Complejo.............................................................................................46

2.12.1. Relé tipo Impedancia............................................................47

2.12.2. Relé tipo Reactancia............................................................48

2.12.3. Relé tipo Mho.......................................................................49

2.12.4. Relevador con Características Poligonales..........................50

2.13. Factores que Afectan la Medición de la Impedancia en los Relés de Distancia.........................................................................................52

2.13.1. Efecto Infeed........................................................................53

2.13.2. Resistencia de Falla.............................................................54

2.13.3. Factor de Compensación Residual K0..................................58

x

2.14. Zonas de Protección...................................................................59

2.15. Sistemas de Comunicación Asociados a las Protecciones........60

2.15.1. Sistema de Telecomunicación..............................................61

2.15.2. Sistema de Teleprotección...................................................62

2.16. Funciones Adicionales que Complementan a los Esquemas de Protección de Distancia.......................................................................70

2.16.1. Lógica de Inversión de Corriente..........................................70

2.16.2. Oscilaciones de Potencia.....................................................71

2.16.3. Detección de Carga..............................................................72

2.16.4. Cierre en Falla......................................................................72

2.16.5. Discrepancia de Polos..........................................................72

2.16.6. Relé de Re-cierre y Verificación de Sincronismo.................72

2.16.7. Protección de Falla Interruptor.............................................73

2.17. Procedimientos para la Coordinación.........................................73

CAPITULO III DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ASOCIADO

A LA INTERCONEXIÓN INSULAR CON LA RED DE TIERRA FIRME

75

3.1. Descripción del Sistema Eléctrico en Estudio...............................75

3.2. Esquemas de Protección Empleados en el Sistema de Interconexión a 115 KV de CORPOELEC Nueva Esparta..................83

3.3. Esquema de Conexión de la Región Insular con Tierra Firme.....86

3.4. Esquemas de Teleprotección Empleados en el Sistema de Interconexión a 115 KV de CORPOELEC Nueva Esparta..................87

CAPITULO IV FLUJO DE CARGA Y CORTOCIRCUITO 90

4.1. Estudio de Flujo de Carga............................................................90

4.1.1. Simulación del Flujo de Carga................................................91

4.2. Estudio de Corriente de Cortocircuito.........................................108

4.2.1. Simulación del Estudio de Cortocircuito...............................110

4.2.2. Cálculos Aplicados para el Estudio de Cortocircuito............112

xi

4.2.3. Comprobación del Estudio de Cortocircuito.........................122

CAPITULO V COORDINACIÓN DE PROTECCIONES 124

5.1. Estudio de Coordinación de Protecciones..................................124

5.2. Descripción de los Relés de Distancia en Estudio......................126

5.2.1. Descripción del Relé marca Siemens modelo 7SA61..........126

5.3. Criterios Utilizados para el Ajuste de los Relés de Distancia que Protegen el Circuito de Interconexión de la Región Insular con Tierra Firme.................................................................................................134

5.3.1. Criterios de Ajuste para la Zona 1........................................135


5.3.3. Criterios de Ajuste para la Z1B.............................................143




5.4. Ajuste de los Relés en estudio...................................................148

5.4.1. Ajuste del tramo Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II.149

5.4.2. Ajuste del tramo Chacopata II – Casanay............................158

5.5. Simulación de la Coordinación de Distancia...............................164

5.5.1. Evaluación del Comportamiento del Sistema Eléctrico con el Ajuste Propuesto............................................................................166

5.5.2. Ajustes Actuales versus Ajustes propuestos........................171

CONCLUSIONES 174

RECOMENDACIONES 176

BIBLIOGRAFÍA 177

ANEXOS 179

ANEXO A. DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA ISLA DE MARGARITA.......................................................................180

ANEXO B. AJUSTES ACTUALES EN OHMIOS PRIMARIOS DE LOS RELÉS DE DISTANCIA QUE PROTEGEN AL SISTEMA DE

xii

INTERCONEXIÓN DE LA ISLA DE MARGARITA CON TIERRA FIRME...............................................................................................182

ANEXO C. REPORTES GENERADOS POR EL SOFWARE ETAP® 6.0.0 PARA LA SIMULACIÓN DEL FLUJO DE CARGA EN CONDICIONES NORMALES............................................................184

ANEXO D. REPORTES GENERADOS POR EL SOFWARE ETAP® 6.0.0 PARA LA SIMULACIÓN DEL FLUJO DE CARGA EN CONDICIONES DE CONTINGENCIA...............................................189

ANEXO E. REPORTES GENERADOS POR EL SOFWARE ETAP® 6.0.0 PARA LA SIMULACIÓN DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO200

ANEXO F. AJUSTES DE LOS RELÉS DE DISTANCIA....................203

ANEXO G. DIAGRAMA DE IMPEDANCIA DE LOS RELÉS QUE PROTEGEN AL CIRCUITO DE INTERCONEXIÓN..........................212

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:

.. 216

xiii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1. Estructura Organizativa de la Unidad de Transmisión y

Distribución.............................................................................................27

Figura 1.2. Organigrama del Departamento de Transmisión y

Subtransmisión.......................................................................................28

Figura 1.3. Estructura Organizativa del Departamento de Protecciones y

Automatización.......................................................................................28

Figura 2.1. Fallas por cortocircuito..........................................................37

Figura 2.2. Característica general de un relevador tipo impedancia.......47

Figura 2.3. Característica general de relevador tipo reactancia..............48

Figura 2.4.a) Característica general de un relevador tipo mho...............49

Figura 2.4.b) Relevador tipo mho desplazado........................................49

Figura 2.5. Zonas de operación de los relevadores de distancia............51

Figura 2.6. Efecto Infeed sobre la medida de impedancia por Relé de

Distancia.................................................................................................53

Figura 2.7. Influencia de la resistencia de falla respecto a la impedancia

medida....................................................................................................57

Figura 2.8. Alcance de zonas de protección de distancia.......................59

Figura 2.9. Alcances de zonas de Protección de Distancia....................60

Figura 2.10. Sistema de Protección........................................................61

Figura 2.11. Esquema de disparo directo transferido de sub-alcance....63

Figura 2.12. Esquema de disparo permisivo transferido de sub-alcance.64

Figura 2.13. Esquema de disparo permisivo transferido de sobre-alcance65

Figura 2.14. Esquema de aceleración de zona.......................................66

Figura 2.15. Esquema de disparo transferido permisivo por comparación

direccional...............................................................................................67

Figura 2.16. Esquema de bloqueo por comparación direccional............68

xiv

Figura 2.17. Esquema híbrido por comparación direccional...................69

Figura 3.1. Distribución geográfica de las principales líneas y

subestaciones eléctricas de CORPOELEC Nueva Esparta....................78

Figura 3.2. Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico a 115 KV................79

Figura 3.3. Diagrama Unifilar. Fuente: Autora........................................81

Figura 3.4. Tipos de relés asociados a la Interconexión.........................83

Figura 3.5. Ubicación de los interruptores y seccionadores que permiten

la conexión de la Región Insular con Tierra Firme..................................86

Figura 3.6. Esquema para una falla cercana a la barra de la S/E CH2.. 88

Figura 4.1. Diagrama Unifilar correspondiente al escenario N°1 en

condiciones Normales de operación.......................................................93

Figura 4.2. Diagrama Unifilar correspondiente al escenario N°2 en

condiciones Normales de operación.......................................................95

Figura 4.3. Diagrama Unifilar correspondiente al escenario N°3 para

condiciones de contingencia...................................................................98


condiciones de contingencia.................................................................100







Figura 4.8. Diagrama unifilar del sistema eléctrico al cual se le aplicó el

estudio de cortocircuito.........................................................................111

Figura 4.9. Diagrama unifilar empleado para el cálculo de la corriente de

cortocircuito...........................................................................................112

Figura 4.10. Diagrama equivalente para el cálculo de cortocircuito

trifásico..................................................................................................116

xv

Figura 4.11. Diagrama unifilar del sistema eléctrico para el cálculo de la

corriente de cortocircuito trifásica.........................................................117

Figura 4.12. Circuito equivalente para el cálculo de la impedancia vista

desde el punto de la falla......................................................................117

Figura 4.13. Diagrama de impedancias para una falla de Línea a Tierra.

Fuente: Autora......................................................................................119

Figura 4.14. Circuito equivalente para el cálculo de la impedancia de

secuencia (0)........................................................................................120

Figura 5.1.a. Ejemplo de falla al 60% de la línea..................................125

Figura 5.1.b. Influencia de la resistencia de falla en la impedancia vista

por el relé..............................................................................................125

Figura 5.2. Característica cuadrilátera..................................................131

Figura 5.3. Característica direccional en el diagrama R-X....................133

Figura 5.4. a) Falla en el tramo Casanay – Cariaco; b) Comportamiento

del relé en LCA para una falla en el tramo Casanay–Cariaco..............141

Figura 5.5. Diagrama unifilar del sistema de interconexión eléctrica....149

Figura 5.6. Diagrama unifilar del sistema de interconexión eléctrica

arrojado por el simulador NEPLAN®....................................................165

Figura 5.7. Impedancia vista por el Relé 2 para una falla en la barra de la

S/E CH2................................................................................................167


S/E CSN................................................................................................168


S/E CRC...............................................................................................169

Figura 5.10. Impedancia vista por el Relé 2 para una falla en la barra de

la S/E CRP............................................................................................170

ÍNDICE DE TABLAS

xvi

Tabla 2.1. Tipos de Relés de Protección.…………………………………….44

Tabla 3.1. Características técnicas de las unidades

turbogeneradoras………………………………………………………………..75

Tabla 3.2. Características técnicas de las unidades turbogeneradores a

instalar en la PLCA…………………………………………………...…...........76

Tabla 3.4. Características de los transformadores elevadores…….………77

Tabla 3.5. Características de los transformadores elevadores a

instalar……………………………………………………………………………77

Tabla 3.4. Características de las líneas de transmisión a 115 KV de la

Isla de Margarita…………………………………………………………….......80

Tabla 3.5. Características de las líneas de transmisión de tierra firme a

115 KV……………………………………………………………………………82

Tabla 3.6. Protección actual de las líneas del sistema a 115 KV

asociadas a la interconexión…………………………………………………...84

Tabla 3.6. (cont.). Protección actual de las líneas del sistema a 115 KV

asociadas a la interconexión…………………………………………………...85

Tabla 3.7. Características de las protecciones tomando en consideración

la marca y modelo del relé………………………………...............................85

Tabla 3.8. Tiempos de operación correspondientes para ejecutar la

apertura de los interruptores asociados………………………………….......88

Tabla 4.1. Estándares ANSI/IEEE para el Cálculo de Corriente de

Cortocircuito……………………………………………………………………..109

Tabla 4.2. Resultados de las corrientes de cortocircuito, originados por el

simulador………………………………………………………………………...110

Tabla 4.2. Características de las líneas de transmisión…………………....113

Tabla 4.3. Características de las fuentes de alimentación………………....113

Tabla 4.4. Impedancias en PU de las líneas de transmisión……………....115

Tabla 4.5. Impedancias en PU de las fuentes de alimentación….………..116

xvii

Tabla 4.6. Resumen de los resultados de la corriente de cortocircuito

trifásica originados por los cálculos teóricos…………………………………118

Tabla 4.7. Resumen de los resultados de la corriente de cortocircuito

monofásica originados por los cálculos teóricos…………………………….121

Tabla 4.8. Comprobación de los resultados de la corriente de

cortocircuito trifásica y monofásica………………………………..…………..122

Tabla 4.9. Características de los interruptores asociados al sistema de

Interconexión eléctrica……………………..…………………………………..123

Tabla 5.1. Datos de las líneas de transmisión requeridos para el ajuste

del relé R1……………………………………………..…………………………150

Tabla 5.2. Corrientes de cortocircuitos que intervienen en el ajuste del

relé R1……………………………………………………………………………150

Tabla 5.3. Ajustes de las zonas para el relé R1 en ohmios primarios…….156

Tabla 5.4. Ajustes de las zonas para el relé R1 en ohmios

secundarios………………………………………………………………………157


primarios………………………………………………………………………….157


secundarios.................................................................................................157

Tabla 5.7. Datos de las líneas de transmisión requeridos para el ajuste

del relé R3………………………………………………………………….........158

Tabla 5.8. Corrientes de cortocircuitos que intervienen en el ajuste del

relé R3……………………………………………………………………………158

Tabla 5.9. Ajustes de las zonas para el relé R3 en ohmios primarios…….163


secundarios………………………………………………………………………163


primarios………………………………………………………………………….164

xviii


secundarios………………………………………………………………………164

Tabla 5.13. Resumen de impedancia vista por el relé 1 ante fallas en las

barras asociadas…………………………………………………….………….171

Tabla 5.14. Resumen de impedancias vistas por el relé 2 ante fallas

monofásicas aplicadas en la línea LCA – CH2………………………………171

Tabla 5.15. Porcentaje de línea adyacente que se cubre con la Zona 2

para los relés en estudio…………………………………..……………………172

Tabla 5.16. Porcentaje de línea adyacente que se cubre con la Zona 3

para los relés en estudio………………………………………..………………173

xix

INTRODUCCIÓN

Una manera de medir el nivel de desarrollo de un país o una región es

conociendo cuánta energía eléctrica consume, ya que el mismo se mueve en

función de su expansión industrial, la cual consume grandes cantidades de

energía que debe ser entregada en una forma económica y segura.

En este orden de ideas, para un correcto suministro de la energía

eléctrica a cada una de las cargas, se debe diseñar adecuadamente todo el

sistema eléctrico de potencia, considerando fundamentalmente, los requisitos

de la calidad del servicio, los cuales son esenciales para que el

funcionamiento del sistema eléctrico de potencia sea satisfactorio.

El requisito de continuidad hace referencia al hecho de que el sistema

eléctrico de potencia debe garantizar que la energía producida sea

suministrada de forma ininterrumpida a los consumidores. Mientras que la

calidad se refiere a que la energía debe ser suministrada en unas

determinadas condiciones, con el fin de garantizar la adecuada operación de

los diferentes equipos conectados a la red.

Ahora bien, tanto por razones técnicas como económicas, es imposible

evitar que se produzcan las fallas en un sistema eléctrico de potencia.

Aunque una falla puede aparecer en cualquiera de los elementos que lo

componen, los estudios realizados al efecto ponen de manifiesto que

alrededor del 90% de las fallas se producen en las líneas de transmisión.

Este dato es fácilmente justificable por el hecho que las líneas abarcan

grandes extensiones de terreno, se encuentran a la intemperie y están

sometidas a acciones exteriores que escapan de cualquier tipo de control.

xx

Es por ello que, la actuación de un sistema de protección adecuado es

imprescindible para mantener tanto la calidad como la continuidad del

servicio, pues de no ser así, la falla se propagaría a través de la red y sus

efectos se irían extendiendo, afectando importantes zonas de ella.

La protección de distancia ha sido utilizada por mucho tiempo en la

protección de líneas de transmisión. Su principio de funcionamiento se basa

en la medición de impedancia a la frecuencia fundamental entre el punto de

ubicación del relé y el punto de falla, para determinar si está o no dentro de

una zona de protección previamente ajustada. Éstos dispositivos son los más

convenientes a ser empleados debido a que su medición es independiente

de las variaciones de la impedancia de la fuente.

El presente trabajo de grado está estructurado en cinco (5) capítulos,

los cuales establecen las pautas requeridas para la coordinación de

protecciones de distancia asociadas a la interconexión del sistema eléctrico

de Nueva Esparta con la red de Tierra Firme. A continuación se presenta un

breve resumen de cada uno de ellos:

En el Capítulo I se da una breve descripción de la empresa en donde se

efectuó el periodo de pasantía; contiene: la reseña histórica, misión, visión,

valores corporativos y la estructura organizativa. Asimismo, se presenta el

planteamiento del problema junto con los objetivos de la investigación, los

cuales se han de cumplir para el desarrollo del proyecto.

El capítulo II presenta las bases teóricas relacionadas con la

coordinación de protecciones de distancia de líneas de transmisión.

En el capítulo III se explica la situación actual del sistema eléctrico

asociado a la interconexión insular con tierra firme; incluye los diagramas

unifilares de las subestaciones asociadas a la interconexión, en la que se

xxi

especifican las características técnicas de los equipos de potencia instalados

(transformadores, generadores), cargas asociadas, parámetros eléctricos

constitutivos del sistema de transmisión, entre otros.

En el capítulo IV se aprecian los resultados del estudio de flujo de carga

y del estudio de corriente de cortocircuito, ambos obtenidos mediante el uso

de la herramienta computacional ETAP® versión 6.0.0.

Por último, en el capítulo V, se da a conocer una breve descripción de

los relés que se van a utilizar; asimismo, se indican los ajustes de los relés

de protección de distancia correspondiente al estudio, los cálculos

necesarios para la coordinación de distancia y los resultados del

comportamiento de la coordinación de protecciones mediante la herramienta

computacional NEPLAN® versión 5.4.

xxii

CAPITULO I

LA EMPRESA Y EL PROBLEMA

1.1. Reseña de la Empresa.

El servicio de energía eléctrica en el Estado Nueva Esparta,

anteriormente, estaba en poder de la empresa SENECA (Sistema Eléctrico

del Estado Nueva Esparta), cuya creación data del año 1998, cuando a

través de un proceso de licitación internacional, llevado a cabo por el

Ejecutivo Nacional, se dio en concesión a la compañía americana CMS

Energy Corporation, la facultad de proveer la energía eléctrica en la Región

Insular.

Ahora bien, el Estado Venezolano, a partir del anuncio presidencial

realizado a finales del año 2006, consideró el servicio eléctrico como

elemento estratégico dentro de la política interna nacional y retomó el control

de las operaciones de las empresas del sector. De allí que, mediante decreto

presidencial Nº 5.330, en julio de 2007, cuando el Presidente de la

República, Hugo Rafael Chávez Frías, establece la reorganización del sector

eléctrico nacional, se crea la Corporación Eléctrica Nacional S.A.

(CORPOELEC). En el Artículo 2º de ese documento se define a

CORPOELEC como una empresa operadora estatal encargada de la

realización de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución y

Comercialización de potencia y energía eléctrica en todo el país.

Desde que se publicó el decreto de creación de CORPOELEC, con el

fin de procurar el bien común y el alcance de este servicio a todas las

24

poblaciones, sobre todo las más desasistidas, SENECA pasó a ser una de

sus empresas filiales. Posteriormente, para el año 2010, con el traspaso

definitivo de sus activos y su integración total a CORPOELEC, SENECA

pasa a ser llamada CORPOELEC Nueva Esparta, convirtiéndose netamente

en la empresa de servicio público encargada de la generación, transmisión,

distribución y comercialización de la energía Eléctrica para las islas de

Margarita y Coche.

Actualmente, CORPOELEC Nueva Esparta cuenta con dos (2) plantas

generadoras, Planta Luisa Cáceres de Arismendi y Planta Coche, la primera

se encarga de alimentar la demanda de la Isla de Margarita y la segunda

cumple con lo misma función en la Isla de Coche. Posee, además doce (12)

Subestaciones situadas en diferentes sectores del Estado, las cuales se

encargan de distribuir la energía eléctrica a los usuarios del servicio.

A continuación se presenta en detalle, la Misión, Visión y Valores

Corporativos, que la empresa tiene establecido hasta los momentos.

1.2. Misión de CORPOELEC Nueva Esparta.

Proveer servicios energéticos buscando soluciones que satisfagan las

necesidades de sus clientes, apoyándose en la ética, tecnología y desarrollo

de su personal y proveedores, optimizando los recursos y resultados, a fin de

promover el bienestar y crecimiento de la comunidad. La nueva

CORPOELEC Nueva Esparta, es una empresa socialista del estado

venezolano dedicada a proveer el mejor servicio eléctrico y comprometido a

responder las expectativas de sus usuarios, trabajadores y accionistas,

contribuyendo así a elevar la calidad de vida de la sociedad neoespartana.

25

1.3. Visión de CORPOELEC Nueva Esparta.

En los próximos años CORPOELEC Nueva Esparta será reconocida

como la empresa de servicios eléctricos más eficiente del país y líder en el

desarrollo de la comunidad, por la calidad de su tecnología, la competencia

de su recurso humano y por su permanente orientación a satisfacer las

necesidades del mercado y a promover el desarrollo económico y social del

estado Nueva Esparta. La nueva CORPOELEC Nueva Esparta, se esmerará

en ser una empresa socialista reconocida por la comunidad a la cual sirve,

por satisfacerle sus necesidades de energía eléctrica, con procesos

confiables y de alta calidad.

1.4. Valores Corporativos de CORPOELEC Nueva Esparta.

Como lineamientos que orientan la razón de ser de la empresa, se

señalan los siguientes:

1.4.1. Ética y Conducta Impecable.

Todos los empleados de CORPOELEC Nueva Esparta interactúan con

sus clientes, reguladores, funcionarios públicos, vendedores y compañeros

de trabajo con el más alto nivel de ética y conducta.

1.4.2. Satisfacción del Usuario.

CORPOELEC Nueva Esparta se esfuerza constantemente en darles a

sus clientes la mejor atención y calidad en los productos. CORPOELEC

Nueva Esparta escucha las preocupaciones de sus clientes y reguladores a

fin de adaptar el negocio para entregar un producto con sus expectativas de

mercado.

26

1.4.3. Productividad Social.

Uno de los retos que debe asumir la empresa en busca de su

permanente crecimiento y desarrollo es lograr los niveles óptimos de

productividad, que hagan del negocio una actividad eficiente, eficaz, de

óptima calidad y carácter sustentable. Esto asegura además, el cumplimiento

de sus obligaciones y responsabilidades con su personal, sus clientes y la

comunidad en general.

1.4.4. Desarrollo de los Trabajadores y Trabajadoras.

La empresa tiene la obligación de entrenar y capacitar a sus

empleados, a fin de alcanzar un nivel de trabajo competente y motivado. Las

políticas de la compañía, procedimientos y programas deben ser flexibles y

efectivas, para que a los empleados que tengan el entusiasmo de contribuir

tanto con el éxito de la compañía como con el crecimiento personal, les sea

dada la oportunidad de crear valores y desarrollar su creatividad.

1.4.5. Seguridad.

CORPOELEC Nueva Esparta establece condiciones de trabajo para la

prestación del servicio eléctrico que brinden seguridad a sus empleados y al

público en general con la más alta consideración. Está consciente

constantemente y actúa de acuerdo a las normas de seguridad, sentido

común y a las disposiciones de política general para la conservación del

medio ambiente.

1.4.6. Crecimiento y Desarrollo.

CORPOELEC Nueva Esparta cree en el vínculo innegable entre el éxito

de la compañía y el éxito de la comunidad a la que sirve. Se esmera en

27

mejorar la calidad de sus servicios y el medio ambiente del negocio en

general, a fin de atraer nuevos negocios y expandir los existentes, para

promover el desarrollo económico de la comunidad neoespartana.

1.5. Estructura Organizativa.

La estructura organizativa de CORPOELEC Nueva Esparta consta de

dos unidades, la Unidad de Transmisión y Distribución, y la Unidad de

Generación.

A continuación, en la figura 1.1, la Unidad de Transmisión y Distribución

se muestra detalladamente en forma de organigrama.

Figura 1.1. Estructura Organizativa de la Unidad de Transmisión y Distribución. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta

Por otra parte, en la figura 1.2 se muestra la estructura organizativa

correspondiente al Departamento de Transmisión y Subtransmisión.

28

Figura 1.2. Organigrama del Departamento de Transmisión y Subtransmisión. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.

Finalmente, en la figura 1.3, se observa el organigrama del

Departamento de Protecciones y Automatización, unidad técnica donde se

efectuó la pasantía de investigación.

Figura 1.3. Estructura Organizativa del Departamento de Protecciones y Automatización. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.

29

1.6. Planteamiento del Problema.

El sistema eléctrico de la Isla de Margarita, en sus inicios, sólo contaba

con el suministro de electricidad de un parque de generación que se

encontraba ubicado en Pampatar, Municipio Maneiro. No obstante, con el

pasar del tiempo, la población junto con el desarrollo económico del estado,

experimentaron un crecimiento notable, por lo que la empresa de servicios

públicos encargada de la Generación, Transmisión y Distribución de la

energía eléctrica en la Isla de Margarita se vio en la necesidad de revisar los

esquemas operativos de infraestructura eléctrica, con la finalidad de ampliar

su capacidad y reformar ciertos sectores del sistema.

En respuesta al continuo incremento en la demanda de energía

eléctrica, se llevó a cabo la creación de la Planta Luisa Cáceres de Arismendi

(PLCA), con una capacidad de generación de 30 Megavatios (MW).

Posteriormente, se realizó la interconexión de la región insular con el

Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por medio de la Subestación (S/E)

Chacopata I, la cual suministra energía proveniente desde el SEN, a través

de la S/E Casanay. Este sistema que emplea un cable submarino con una

longitud aproximada de 30 Km, desde la S/E Chacopata I hasta la S/E Luisa

Cáceres de Arismendi, está energizado a un nivel de tensión de 115

Kilovoltios (KV).

En la actualidad, el sistema eléctrico de la Isla de Margarita posee una

capacidad disponible de generación de 389 MW, de los cuales 260 MW se

obtienen de 12 unidades turbogeneradoras ubicadas en la PLCA, 64 MW son

producidos a través de 8 bloques de Generación Distribuida y los 65 MW

restantes son suministrados desde el SEN a través del Cable Submarino, el

cual sólo es capaz de aportar esa energía debido al tiempo que tiene en

servicio -inicialmente aportaba 100 MW-. Esta capacidad energética es

30

transportada hacia las subestaciones Luisa Cáceres de Arismendi, Porlamar,

Los Robles, Pampatar, La Asunción y Los Millanes, las cuales conforman un

anillo de interconexión en 115 KV, además de los sistemas de 34,5 KV y

13,8KV de la PLCA.

Cabe agregar que, posterior a la interconexión del sistema eléctrico de

la Isla de Margarita con el SEN, se creó en tierra firme la S/E Chacopata II,

con la finalidad de incorporar un tramo sub-lacustre, debido a que las líneas

aéreas que pasaban por la Laguna de Chacopata afectaba al ecosistema

lagunar, obstaculizando el tránsito de aves que se alimentaban

fundamentalmente, de peces existentes en la laguna, con la consecuente

pérdida de ellas. El tramo en referencia se extiende aproximadamente 6 km

desde la S/E Chacopata II hasta la S/E Chacopata I. Es importante señalar

que este cambio influye notablemente en las características internas y

externas de la línea de transmisión asociada al sistema de interconexión.

Por otra parte, a fin de mantener la continuidad del suministro de

electricidad, resulta oportuno mencionar que a medida que se modifica un

Sistema de Potencia, se producen cambios importantes en las redes

existentes y en sus condiciones operacionales, con lo cual resulta

imprescindible, la evaluación de los parámetros de ajustes en los sistemas

de protección.

Partiendo de lo expresado anteriormente, al hacer énfasis en las

protecciones correspondientes a la interconexión eléctrica de la Isla de

Margarita con Tierra Firme y tomando en cuenta las modificaciones que con

el paso del tiempo se le aplican al sistema, se realizaron ajustes, con base

en el método tradicional, de los relés de distancia ubicados en ambos

extremos del cable submarino, con el fin de adaptar las protecciones al

cambio de impedancia que experimentó la línea. Sin embargo, las

31

modificaciones en la topología del sistema interno de la S/E Luisa Cáceres

de Arismendi y el de la S/E Casanay, no se contemplan actualmente en las

zonas de alcance de las protecciones de distancias, por lo que se corre el

riesgo de que el relé opere indebidamente para fallas que ocurran más allá

de la longitud de la línea de transmisión ubicada entre la PLCA y la S/E

Chacopata II.

La situación descrita anteriormente, amerita un ajuste de las zonas de

alcance de los relés de distancia asociados al sistema de interconexión, para

que puedan proporcionar una protección segura y confiable; por lo tanto, la

empresa CORPOELEC Nueva Esparta ha decidido implementar un proyecto

orientado al estudio de la coordinación de protecciones de distancia producto

del cambio en la topología del sistema Insular y el de Tierra Firme. En ese

sentido, se evaluará la operación actual y los niveles de cortocircuito del

sistema eléctrico asociado, mediante el empleo del software ETAP® versión

6.0.0 (Electrical Transient Analizer Program, por sus siglas en inglés), con el

fin de determinar los ajustes requeridos por los dispositivos de protección de

distancia para su adecuada coordinación.

32

1.7. Objetivos de la investigación.

1.7.1. Objetivo General.

Determinar la coordinación de protecciones de distancia asociadas a la

interconexión del sistema eléctrico del estado Nueva Esparta con la red de

Tierra Firme.

1.7.2. Objetivos Específicos.

1. Describir las características del sistema de transmisión y

protecciones, asociadas a la interconexión del sistema eléctrico del

estado Nueva Esparta con la red de Tierra Firme.

2. Obtener el flujo de carga relacionado al sistema de

interconexión Insular con el de Tierra firme, mediante la herramienta

computacional ETAP®.

3. Realizar el estudio de cortocircuito resultante del cambio en la

topología interna y externa del sistema interconectado, mediante el

programa computacional ETAP®.

4. Determinar los ajustes para la coordinación de protecciones de

distancia del sistema eléctrico interconectado tomando en cuenta los

criterios pautados por la normativa de la empresa.

5. Evaluar el comportamiento del sistema eléctrico con el ajuste

propuesto para los relés de distancia.

CAPITULO II

MARCO TEÓRICO

2.1. Antecedentes.

Para llevar a cabo la presentación de este proyecto de grado, fue

indispensable consultar en investigaciones previamente realizadas con la

finalidad de poder abordar el objeto de estudio propuesto. A continuación se

hace mención de las referencias bibliográficas consideradas como

antecedentes de la presente investigación.

Him, J., y Suárez, R. (1974), expresan que debido al crecimiento de la

demanda de energía eléctrica en la Isla de Margarita, se hizo necesario

estudiar la transmisión de potencia eléctrica mediante cables submarinos

entre Chacopata en el Estado Sucre, y Punta Mosquito en la Isla de

Margarita. En esa investigación se comprobó mediante fórmulas

experimentales, las cualidades técnicas del cable a recomendar. Además, el

trabajo envuelve también un análisis de la carga a alimentar, subestaciones a

interconectar y líneas aéreas a trazar.

Rojas, E. (2007), plantea que por el cambio de la topología en la red

debido a la incorporación de nuevas plantas de generación en el sistema a

115 KV y por la sustitución de los relés de distancia estáticos y

electromecánicos por relés numéricos, surge la necesidad de ajustar la

coordinación de las protecciones de distancia para las líneas del sistema a

115 KV de la empresa Sistema Eléctrico de Nueva Esparta, C.A. (SENECA).

34

Marval, R. (2010), sostiene que debido al bajo nivel de tensión y la

creciente demanda que presenta la península de Macanao, se tiene previsto

la incorporación de una nueva subestación al sistema de 34,5 KV de la

empresa SENECA, lo cual hace imprescindible realizar un estudio para la

coordinación de las protecciones de sobrecorriente en el sistema eléctrico de

la S/E Luisa Cáceres de Arismendi producto de la incorporación de la S/E El

Manglillo, con la finalidad de contar con un sistema de protección que sea

selectivo, confiable y respaldable.

Salgado, D. (2010), plantea que debido a las modificaciones

proyectadas en un futuro de la S/E Aricagua, la cual se planea elevar de un

nivel de tensión de 34,5KV a 115KV, por parte de la empresa SENECA,

surge la necesidad de realizar un estudio para la coordinación de las

protecciones de distancia de las líneas de transmisión asociadas a dicha

subestación, manteniendo las características de selectividad y velocidad del

sistema de protecciones, tanto de las subestaciones aledañas como del

Centro de Control de Operaciones (CCO).

Sifontes, M. (2010), expresa que debido a la operación poco selectiva

de los sistemas de protección de la Refinería Puerto La Cruz, es necesario

proceder a revisar y proponer mejoras a los ajustes de las unidades de

protección presentes en la instalación, con el fin que el sistema pueda operar

de manera selectiva.

2.2. El Sistema Eléctrico de Potencia.

Según Rush (2002), el propósito de un Sistema Eléctrico de Potencia es

generar y suministrar energía eléctrica a sus consumidores. Dicho sistema

debería ser diseñado y manejado para entregar esta energía a los puntos de

utilización con fiabilidad y economía, de manera que se evite causar

35

apagones frecuentes o prolongados, que ocasionen interrupciones severas a

la rutina normal de la sociedad moderna.

En general, los equipos empleados en el Sistema de Potencia son

relativamente caros, por lo que todo el sistema representa un capital de

inversión muy elevado. De allí que, para maximizar el retorno de esta

inversión, el sistema debe ser utilizado tanto como sea posible dentro de las

restricciones aplicables de seguridad y fiabilidad de suministro de energía. Es

fundamental que el Sistema de Potencia deba funcionar de manera segura

en todo momento; no obstante, a pesar de estar bien diseñado, las fallas se

producen siempre en un Sistema de Potencia, y estas fallas pueden

representar un riesgo para la vida y/o la propiedad. Es por ello que, la

provisión de una protección adecuada para detectar y desconectar los

elementos, en el caso de cualquier falla, es por tanto una parte integral del

diseño del Sistema de Potencia. Sólo así los objetivos del diseño del sistema

pueden ser satisfechos, de la misma manera que se logra proteger la

inversión.

2.3. Concepto de Falla y Cortocircuito.

En Ceballos (1987), se entiende por cortocircuito a cualquier condición

anormal del Sistema de Potencia, la cual es producida por una reducción en

la fuerza de aislación entre conductores de fase o entre conductores de fase

y tierra. No obstante, en la práctica esta reducción de la fuerza de aislación

no se considera falla sino hasta el momento en el cual es detectable, es

decir, que haya un exceso de corriente sobre el máximo normal esperado o

una reducción de la impedancia entre los conductores de fase o entre

conductores de fase y tierra.

36

De acuerdo a la condición antes descrita se puede identificar un

cortocircuito como una falla, pero una falla no es necesariamente un

cortocircuito. De allí que se pueden establecer tres postulados que identifican

claramente lo que es una falla:

1.Cualquier evento anormal el cual cause o requiera la apertura

automática de un interruptor, un seccionador o de cualquier

dispositivo eléctrico de protección.

2.Cualquier operación errónea de un interruptor o de un

seccionador en servicio.

3.Cualquier evento causante de una interrupción no programada de

un equipo en servicio o del suministro eléctrico (ob. cit.).

2.4. Tipos de Fallas por Cortocircuitos.

Según Enríquez (2002), en un sistema eléctrico de potencia pueden

presentarse diversos tipos de fallas producto por cortocircuito, de las cuales

se mencionan las siguientes:

Falla de línea a tierra (fase a tierra).

Falla de línea a línea (fase a fase).

Falla de dos líneas a tierra (dos fases a tierra).

Falla trifásica (tres fases).

Resulta oportuno mencionar que, la falla por cortocircuito que tiene la

probabilidad de ocurrencia mayor es la denominada falla de línea a tierra y

en orden decreciente, seguiría la de línea a línea quedando en último

término, la falla trifásica cuya ocurrencia se presenta principalmente por

37

causas accidentales. No obstante, para la determinación de las

características de protección del equipo de interrupción se considera la falla

trifásica pues, es la más peligrosa, debido a que produce la máxima corriente

de cortocircuito anormal, por lo que si no se libera rápidamente resulta la

más severa para las máquinas y equipos eléctricos.

Figura 2.1. Fallas por cortocircuito. Fuente: Autora.

Por otra parte, las fallas de línea a tierra, de línea a línea y de dos

líneas a tierra son denominadas también como fallas asimétricas; asimismo,

las fallas trifásicas se corresponden como fallas simétricas.

2.5. Causas de las Fallas.

Cada elemento componente de un sistema eléctrico de potencia está

sujeto a una falla o cortocircuito; estos elementos son: generadores,

transformadores elevadores, barras, líneas de transmisión, transformadores

38

reductores y los alimentadores de las redes de distribución que alimentan a

las cargas.

Para Salgado (2010), las causas de las fallas pueden ser

principalmente cualquiera de las siguientes:

El aislamiento del equipo que está en buenas condiciones puede

estar sujeto a sobretensiones de corta duración (transitorios),

debida a descargas atmosféricas (rayos) directas o indirectas, o

bien, por maniobra de interruptores. Estas sobretensiones

producen fallas de aislamiento, dando como resultado fallas

directas o indirectas que producen a su vez daños en el

aislamiento, resultando corrientes de falla o cortocircuito; estas

corrientes pueden resultar varias veces mayores que las

corrientes nominales de los equipos o de carga.

Otra causa de falla es el envejecimiento del aislamiento, el cual

puede producir ruptura, aún al valor del voltaje normal y a la

frecuencia del sistema.

La tercera causa de fallas es un objeto externo, tal como ramas de

árboles, pájaros, cuerdas o cables, roedores, entre otros, que

producen la unión entre dos conductores, o bien, un conductor a

tierra.

2.6. Efectos de las Fallas.

Según Enríquez (2002), los efectos que se pueden presentar en el caso

que las fallas no sean despejadas prontamente son los siguientes:

Los generadores, transformadores, barras y otros equipos en serie

con la falla se pueden dañar, debido a sobrecalentamiento y al

39

desarrollo de fuerzas mecánicas severas que se presentan de

una manera violenta.

Las fallas con arcos eléctricos son un riesgo de incendios que se

pueden expandir por la subestación o las instalaciones.

Las fallas pueden reducir el perfil de voltaje en el sistema eléctrico

completo, y por lo tanto, afectar las cargas. Una caída de

frecuencia puede producir la inestabilidad entre sistemas

interconectados y conducir a la pérdida de sincronismo.

Las fallas asimétricas conducen a un desbalance de voltaje y a la

presencia de corrientes de secuencia negativa, las cuales

conducen a sobrecalentamiento.

2.7. Propósitos de los Sistemas de Protección.

El propósito de los Sistemas de Protección, dentro de un Sistema de

Potencia, es organizar, mediante una Ingeniería especializada, un conjunto

de equipos denominados equipos de protección, los cuales tendrán la

función de reconocer, localizar, e iniciar el proceso de despeje de una falla, u

otra condición anormal que ocasione algún daño dentro del Sistema de

Potencia (Ceballos, 1987). En otras palabras, los equipos de protección son

aplicados a los componentes de un Sistema de Potencia, básicamente por

las razones siguientes:

1.Para detectar y aislar la falla de los otros equipos del sistema de

potencia, garantizando la continuidad del servicio.

2.Para limitar o disminuir el riesgo de la falla sobre los equipos de

potencia.

40

3.Para minimizar la posibilidad de incendio en subestaciones.

4.Para evitar daños al personal de trabajo.

2.8. Características de los Sistemas de Protección.

Según la I.E.B., S.A. (2000), las características básicas que se

encuentran siempre presentes en los Sistemas de Protección son: la

Confiabilidad, Selectividad y Coordinación, Sensibilidad, y Velocidad o

rapidez. Por su parte, en Ceballos (1987), además de estas características

se incluye la Estabilidad.

2.8.1. Confiabilidad.

La confiabilidad está definida como la propiedad del equipo de

protección de estar siempre a disposición del Sistema de Potencia para el

momento que éste lo requiera; dicho de otro modo, se refiere a la

probabilidad de que un relé o sistema de protecciones actúe

adecuadamente. Esta es una de las consideraciones más importantes para

el diseño de un sistema de protección y está compuesta por dos aspectos:

fiabilidad y seguridad.

La fiabilidad está definida como el grado de certeza con el que un relé o

sistema de relés opere adecuadamente cuando éste sea requerido para

hacerlo, es decir, que no omita disparos cuando se requieran. Mientras que,

la seguridad está definida como el grado de certeza con el que un relé o

sistema de protecciones no opere incorrectamente en ausencia de fallas, es

decir, que no emita disparos erróneos.

De acuerdo a lo expresado anteriormente, se puede decir que la

fiabilidad es relativamente más fácil de obtener que la seguridad, dado que

existen métodos para asegurarla como por ejemplo, la redundancia en los

41

sistemas de protección y el respaldo local y remoto, mientras que para

obtener la seguridad del sistema sería necesario simular todas las

condiciones posibles a las cuales estará sometido el relé; sin embargo, es

difícil garantizar que se simulen todas las situaciones.

En vista de todo lo anterior se puede concluir que cuando se aumenta la

fiabilidad se disminuye en cierto grado la seguridad y viceversa.

2.8.2. Selectividad y Coordinación.

La selectividad de un Sistema de Protección consiste en que cuando

ocurra una falla, ésta sea despejada por los relés adyacentes a la misma,

evitando la salida de otros circuitos o porciones del sistema, es decir, el relé

o sistemas de relés deben operar para lo que se requiere que opere. De allí

el establecer las zonas de protección, las cuales son áreas del Sistema de

Potencia protegidas por un determinado relé o esquemas de relés.

En cuanto a la coordinación del sistema de relés, se refiere al proceso

de operación rápida de los relés para condiciones de falla de tal forma que

actúen inicialmente las protecciones principales (de equipos o sistémicas),

aislando el elemento fallado o la porción del sistema que tiene problemas

(por ejemplo la actuación de la primera zona de protección en el caso de

líneas) y que se tenga respaldo por parte de otras protecciones en caso de

que la protección principal no pueda cumplir su cometido (zonas

temporizadas en el caso de líneas de transmisión).

De acuerdo a lo anterior, para lograr una máxima continuidad en el

servicio de energía eléctrica se debe alcanzar, tanto la selectividad como la

coordinación.

42

2.8.3. Estabilidad.

El Sistema de Protección debe ser capaz de aguantar máximas cargas

y cortocircuitos externos sin que opere, debido a que si el sistema se

encuentra inestable éste incide directamente en la selectividad, es decir,

podría darse el caso de que el relé o sistemas de relés actuaran para lo que

no se requiere que opere.

2.8.4. Sensibilidad.

La sensibilidad se refiere a los mínimos valores actuantes con los

cuales se debe ajustar el relé para que detecte una condición anormal, es

decir, el Sistema de Protección debe percibir los niveles mínimos de

sobrecarga, los niveles mínimos de falla y los niveles máximos de

desbalance.

Cuando se va a observar la sensibilidad de la protección, deben tenerse

en cuenta algunos problemas como: fallas a tierra de alta impedancia,

desbalances de voltaje inherentes al sistema, entre otros.

2.8.5. Velocidad o Rapidez.

El Sistema de Protección debe actuar rápido para minimizar el daño al

equipo fallado, evitar algún daño a otros equipos y personas adyacentes al

equipo fallado, de modo que se favorezca la estabilidad de servicio al cliente,

evitando en lo posible que éste se entere que ha habido una falla; sin

embargo, los requerimientos de velocidad deben ser determinados

cuidadosamente debido a que si la protección es demasiado rápida se

pueden ver comprometidas la seguridad y la selectividad del sistema.

43

2.9. Tipos de Protección.

En los sistemas de Potencia es recomendado tener a disposición

diversos tipos de protección, los cuales se emplearán según el grado de

complejidad del sistema de potencia a analizar. De acuerdo a Rodríguez

(2009), se tienen los tipos de protección siguientes:

2.9.1. Protección Principal o Propia del Equipo.

Se refiere a la protección que opera tan pronto ocurra una falla,

ordenando la apertura del menor número de interruptores.

2.9.2. Protección de Respaldo Local.

En caso que la falla no sea despejada por el interruptor correspondiente

a la protección principal, se da orden de apertura a través de la protección de

respaldo local (Falla Terminal o Falla Interruptor) a los interruptores de la

misma subestación que puedan alimentar la falla.

2.9.3. Protección de Respaldo Remoto.

Si la falla no es despejada por los interruptores correspondientes al

respaldo local o simplemente no se dispone del respaldo local, se da orden

de apertura a los interruptores ubicados en los extremos opuestos por los

esquemas de protección de las subestaciones remotas.

2.10. Relés de Protección Según su Función.

Las subestaciones poseen diversas protecciones que tienen una

determinada función y en su conjunto conforman un esquema de protección

el cual dependerá del equipo a resguardar. Estos esquemas de protección

van desde los niveles de tensión de 13,8 KV hasta 400 KV para proteger

equipos, tales como: Autotransformadores, Transformadores, Generadores,

44

Reactores, Capacitores en paralelo o serie, Barras, Líneas de Transmisión,

entre otros (Salgado, 2010). En la tabla 2.1, se presentan algunos tipos de

relé y su código según lo establecido por las normas ANSI e IEC.

Tabla 2.1. Tipos de Relés de Protección. Fuente: Autora.

Relé ANSI IEC

Distancia 21

Desbalance 46

Sobrecorriente Instantáneo 50

Sobrecorriente Temporizado 51

Sobretensión 59

Protección a Tierra 64 No Definido

Dirección de corriente AC 67

Bloqueo de Oscilación de Potencia 68 No Definido

Frecuencial 81

Disparo con Reposición Manual 86

Diferencial 87

Direccional de Voltaje y Potencia 92 No Definido

Cabe señalar que, las líneas de transmisión son los elementos del

sistema eléctrico más expuestos a falla dentro del Sistema de Potencia

debido a su longitud, razón por la cual deben ser protegidas de manera

especial. Dicha protección es considerada como una de las más complejas

aplicaciones que tiene la protección eléctrica. Esto se debe al gran volumen

de información y factores que influyen para el ajuste de sus relevadores.

Generalmente, los esquemas de protección que se emplean en las

líneas de transmisión pueden ser: la protección de sobrecorriente direccional

45

(67F/67/N), la protección de distancia (21F/21N), la protección hilo piloto

(85L), la protección diferencial de línea (87L) y la protección híbrida.

Según la normativa de CADAFE, el esquema de protección previsto

para resguardar la línea de transmisión en un sistema de potencia está

compuesto por una protección primaria y una secundaria, siendo la última

una protección de respaldo local en el caso de fallar la actuación de las

protecciones ubicadas en las subestaciones, específicamente en los

extremos de la línea. Dichas protecciones consisten preferentemente en el

uso de dos relés de distancia direccional con tres zonas de protección como

mínimo.

A continuación se presenta de manera detallada la protección de

distancia aplicada a líneas de transmisión de energía eléctrica.

2.11. Relés de Distancia.

Con el nombre genérico de “protección de distancia” se conoce toda

una gama de relés cuya unidad de medida actúa en función del valor de la

impedancia por fase del elemento protegido. Probablemente, la

denominación correcta sería la de “relé de mínima impedancia” o “relé de

mínima reactancia”. Sin embargo, dado que el principal campo de aplicación

de estos relés lo constituyen las líneas de transmisión y que la impedancia -

o la reactancia – a lo largo de una línea es proporcional a su longitud, ha

venido a denominarse “relés de distancia” (Salgado, 2010).

En la I.E.B., S.A. (2000), los relés de distancia utilizan la medida de la

relación entre el voltaje y la corriente para determinar si la falla o condición

anormal está en la zona de protección del relé. Las características de estos

relés se pueden describir en el diagrama R-X, ajustándose de acuerdo con

las impedancias de secuencia cero y positiva de la línea de transmisión.

46

La impedancia medida durante operación normal es la relación entre el

voltaje en el extremo terminal y el flujo de corriente en la línea. Este valor es

usualmente un valor alto y predominantemente resistivo; sin embargo,

durante fallas este valor es bajo y con alto contenido reactivo. Un cambio

repentino en la impedancia medida determina la ocurrencia de una falla y si

ésta se encuentra dentro de su zona de protección o en otra parte del

sistema. Esto es llevado a cabo por la limitación del relé a una cierta franja

de la impedancia observada, comúnmente llamada “Alcance”.

Cabe señalar que, la mayor ventaja de los relés de distancia para fallas

polifásicas, es que su zona de operación es función sólo de la impedancia

medida y de la resistencia de falla, excepto para situaciones donde hay

efecto de fuente intermedia (Efecto Infeed) en el punto de la falla por

inyección de corrientes del otro extremo de la línea sobre la impedancia de

falla, o cuando hay acople mutuo con circuitos paralelos. Su ajuste es fijo,

independiente de las magnitudes de las corrientes de falla, por lo que no es

necesario modificar sus ajustes a menos que cambie las características de la

línea.

2.12. Características de los Relevadores de Distancia en el Plano

Complejo.

Existe una gran diversidad de características de operación de los relés

de distancia cuando se representan en el plano complejo. Según Martínez,

Velázquez, y Miranda (2008), los tipos más comunes de los relés de

distancia, atendiendo a la forma de su característica en el plano complejo,

son:

47

2.12.1. Relé tipo Impedancia.

La característica de un relevador o relé tipo impedancia es una

circunferencia con su centro en el origen de coordenadas R/X, tal como se

muestra en la figura 2.2.

Figura 2.2. Característica general de un relevador tipo impedancia. Fuente: Martínez, Velázquez, y Miranda (2008)

El valor de la impedancia de arranque (Zar) no toma en cuenta al ángulo

de la impedancia de falla, es decir, que carece de direccionalidad. La

ecuación 2.1 representa la condición de operación de este tipo de relé.

(Ec.2.1)

Donde:

Impedancia de arranque del relevador.

Impedancia “vista” por el relevador.

Cualquier valor de Z menor que el radio del círculo resultará la

producción de un par positivo (operación del relevador), y cualquier valor de

Z mayor que este radio, resultará la producción de un par negativo, sin

importar el ángulo de fase entre tensión y corriente.

48

Generalmente, este relevador se recomienda para la protección de

líneas de transmisión medias, complementado con un elemento direccional

de potencia.

2.12.2. Relé tipo Reactancia.

La característica de un relevador tipo reactancia es una línea recta

paralela al eje real del plano complejo, tal como se muestra en la figura 2.3.

Figura 2.3. Característica general de relevador tipo reactancia. Fuente: Martínez, Velázquez, y Miranda (2008)

Esta característica, muestra que la componente resistiva de la

impedancia de falla no tiene efecto en el funcionamiento del relevador; éste

responde solamente a la componente reactiva de la impedancia. Además

cualquier punto por debajo de la característica de funcionamiento, por arriba

o abajo del eje R, se situará en la región del par positivo. Su condición de

operación está dada por la ecuación 2.2.

(Ec.2.2)

Donde:

Es la reactancia de arranque, parámetro de ajuste.

Reactancia “vista” por el relevador ante una falla.

49

Estos relés son recomendables para la protección de líneas cortas y

para la protección contra cortocircuitos a tierra, es decir, para aquellos casos

en los que la resistencia de falla puede tener valores muy elevados. Por la

forma de su característica, estos relevadores son sensibles a operar con las

impedancias de carga con factores de potencia cercanos a la unidad; para

evitar los disparos indeseables se debe implementar un elemento de

arranque que sea direccional, para que limite el alcance del relevador en la

dirección del eje real.

2.12.3. Relé tipo Mho.

La característica de un relé tipo mho es una circunferencia que cruza

por el origen del eje de coordenadas, tal como se presenta en la figura 2.4.a.

No obstante, su característica puede desplazarse con respecto al origen de

coordenadas, de tal manera que éste encierre el origen del diagrama R-X o

bien que el origen esté fuera del círculo, mediante una corriente de

polarización. La figura 2.4.b muestra la característica de un relevador tipo mho

desplazado.

Figura 2.4.a) Característica general de un relevador tipo mho

Figura 2.4.b) Relevador tipo mho desplazado.

Fuente: Martínez, Velázquez, y Miranda (2008)

50

Este tipo de relevador no responde a fallas que se presentan en las

líneas situadas detrás del relevador; estos relevadores son considerados

direccionales, porque sólo operan ante fallas que se presentan en la

dirección de disparo del relevador. La condición de operación está dada por

la ecuación siguiente:

(Ec.2.3)

Donde:

Impedancia máxima de alcance.

Impedancia “vista” por el relevador.

Ángulo de la impedancia de falla que “ve” el relevador.

Ángulo de sensibilidad máxima.

Los parámetros de ajuste del relevador son, el diámetro de la

circunferencia y el ángulo de máxima sensibilidad . Generalmente,

estos relevadores se recomiendan para la protección de líneas largas.

2.12.4. Relevador con Características Poligonales.

La característica cuadrilateral está disponible como una característica

para comparadores de fallas a tierra, debido a que ofrece un incremento en

el alcance de la resistencia de falla para líneas cortas con gran factor de

“efecto infeed” (descrito más adelante), para casos donde la expansión

resistiva de la característica mho no puede ser suficiente para cubrir las fallas

de alta resistencia de la base de la torre o la resistencia de contacto a tierra.

La zona de operación de este tipo de relés está definida en el plano

complejo a través de líneas rectas que cortan al eje X y al eje R, con un

51

alcance máximo de Zmáx. La Figura 2.5 muestra la característica de un

relevador poligonal.

Figura 2.5. Zonas de operación de los relevadores de distancia. Fuente: Martínez, Velázquez, y Miranda (2008)

El ajuste de este tipo de relés lo define la reactancia de ajuste [ ], es

decir, la distancia del origen al punto donde la recta de pendiente cero corta

al eje X; y la relación R/X, que define el alcance sobre el eje R como un

múltiplo de . En la figura 2.5 se muestra que se tiene el mismo alcance

en el eje reactivo y resistivo, es decir, existe una relación de R/X = 1, pero el

ajuste puede hacerse independientemente uno de otro. Estos relevadores se

emplean en líneas de transmisión de 110 KV o niveles de tensiones

superiores. La condición de operación está dada por las ecuaciones 2.4a y

2.4b.

(Ec.2.4a)

(Ec.2.4b)

Donde:

Impedancia de falla.

Ángulo de la Impedancia de falla.

52

2.13. Factores que Afectan la Medición de la Impedancia en los Relés de

Distancia.

En general, la impedancia medida por el relé de distancia en cualquier

condición, es el cociente del voltaje y la corriente obtenidos por el relé en el

Sistema de Potencia. Salgado (2010), señala que es deseable que en

condiciones de falla, esa impedancia sea idéntica a la de la línea protegida,

es decir ZP=ZL, donde ZP es la impedancia medida, y ZL es la impedancia de

la sección de la línea comprendida entre el relé y la falla. Sin embargo, la

consideración ZP=ZL implica que la falla es sólida, y sólo se cumple cuando la

corriente que pasa por la protección es igual a la corriente que circula por la

falla, lo que constituye un caso excepcional en un sistema eléctrico de

potencia.

Por otra parte, la existencia de corrientes que circulan por la falla y no

por la protección, tal como el efecto Infeed, o viceversa, constituye una

fuente adicional de error en la medición de impedancia. Otra causa de error

en la medición de impedancia es el acoplamiento mutuo entre conductores

adyacentes, que pueden pertenecer a la misma o a diferentes líneas de

transmisión. Asimismo, la presencia de la resistencia de falla afecta la

impedancia medida por la protección.

Ahora bien, una de las causas más comunes de error en la medición de

impedancia son las caídas de voltaje adicionales en el lazo de falla producto

de las corrientes de fuentes de generación conectadas entre el relé y la falla,

lo que se traduce en sub-alcance del relé.

A continuación se presenta un análisis más detallado de los factores

que intervienen o afectan los ajustes propios del relé de distancia, tomando

en cuenta la medición de la impedancia y su principio de operación.

53

2.13.1. Efecto Infeed.

En ciertas ocasiones, las líneas pueden presentar condiciones

específicas que merecen una atención especial; entre estas condiciones se

puede mencionar el efecto de corriente Infeed.

Li y Calero, en ABB Power T&D Company Inc. (1994), señalan que este

efecto se refiere a la existencia de una fuente de corriente de falla ubicada

dentro de la zona de operación del relé de distancia, es decir, entre el punto

donde está conectado el relé y el punto de ocurrencia de la falla, de modo

que cuando dicha falla ocurra, se afectará el alcance del Relé de Distancia.

Este efecto puede ser visto en la figura 2.6, donde hay otras líneas y fuentes

de alimentación de corriente desde la barra H, a una falla que ocurre en F.

Figura 2.6. Efecto Infeed sobre la medida de impedancia por Relé de Distancia. Fuente: ABB Power T&D Company Inc. (1994).

El relé ubicado en la barra G está programado para liberar fallas en el

punto F. Ahora bien, con una falla sólida en F, el voltaje para el relé en G es

la caída a lo largo de la línea desde la falla al relé, es decir,

(Ec.2.5)

54

Dado que el relé en G recibe sólo corriente , la impedancia aparente

es:

(Ec.2.6)

Donde el fasor es el factor de distribución de corriente.

Por otra parte, la impedancia real para la falla F es:

(Ec.2.7)

Al comparar ambas impedancias, se tiene que si , no hay efecto

Infeed y la es igual a la . Como el efecto Infeed incrementa

en proporción a , la impedancia aparente incrementa por el factor

. Puesto que la impedancia, medida por el relé de distancia, es

mayor que la impedancia real, el alcance del relé decrece.

En resumen, es necesario considerar las alternativas de configuración

con y sin el efecto Infeed para determinar los ajustes en las condiciones más

desfavorables; más aún, si se tiene un sistema con líneas paralelas, el efecto

Infeed puede ser variable según la ubicación de la falla.

2.13.2. Resistencia de Falla.

Al producirse una falla no siempre se tiene un cortocircuito franco sino

que el fenómeno se suele presentar con una resistencia de falla. Dicha

resistencia debe considerarse en los ajustes de las protecciones, puesto que,

de no ser así, es posible que se produzcan disparos erróneos.

55

Según Siemens (2005), la resistencia se determina con base en el tipo

de falla, es decir, para las fallas de fase-fase se plantea una ecuación

diferente con respecto a las fallas fase-tierra.

Si la falla corresponde a un cortocircuito entres dos fases, la

Resistencia de Falla será:

(Ec.2.8)

donde,

Resistencia de arco de fase-fase.

El valor de la Resistencia del Arco se puede obtener de diversas

maneras y no hay un consenso sobre su estimación. Según COES

SINAC (2008) la fórmula de mayor aceptación es la de Warrington que

es la siguiente:

(Ec.2.9)

donde,

S = Distancia de aislamiento fase-fase o fase-tierra [metros].

I = Corriente de cortocircuito [Amperios].

v = Velocidad del viento [metros/segundo].

t = Tiempo de duración del cortocircuito [segundos].

Por otra parte, Siemens (2005) establece una ecuación más sencilla

para obtener el valor de la Resistencia del Arco. De allí que, en el presente

trabajo se utilizó la siguiente forma por su sencillez.

56

(Ec.2.10)

donde,

Voltaje de arco.

Corriente de Falla mínima.

El voltaje de arco se obtiene a partir de una estimación muy

conservadora, tal como se indica a continuación:

(Ec.2.11)

donde,

Longitud del arco: típicamente, es dos veces la distancia entre

conductores.

Ahora bien, si la falla corresponde a un cortocircuito fase-tierra, la

resistencia se obtiene de una manera diferente, puesto que, no sólo interviene la

resistencia de arco, sino también, debe ser considerada la resistencia efectiva de la torre, tal

como se indica en la siguiente ecuación.

(Ec.2.12)

donde,

Resistencia efectiva de la torre.

Resistencia de arco de fase-tierra.

57

Por otra parte, para el cálculo de la resistencia efectiva de torre se tiene

la siguiente ecuación:

(Ec.2.13)

donde,

Resistencia efectiva de pie de torre. Generalmente se tiene que la

resistencia de pie de torre es de 15 Ω para torres individuales; no

obstante el valor resultante debido a la conexión en paralelo de

múltiples resistencias de pie de torre es inferior a 1,5 Ω.

Relación entre las corrientes de cortocircuito monofásico que existe

a un 80% - 90% (dependiendo del alcance de la zona 1) de la línea

en estudio. La figura 2.7 muestra la Influencia de la resistencia de

falla respecto a la impedancia medida

Figura 2.7. Influencia de la resistencia de falla respecto a la impedancia medida. Fuente: Siemens (2005)

Por lo tanto, la ecuación para la Resistencia de falla resulta:

58

(Ec.2.14)

2.13.3. Factor de Compensación Residual K0.

Rodríguez (2009), señala que este factor de compensación contribuye a

la correcta detección de fallas monofásicas a tierra por parte de la protección

de distancia. El ajuste de sus elementos puede ser identificado por software

como variables K01 (magnitud) y k0A (ángulo), mientras que en otros relés

se ajusta en forma indirecta a través de perillas. Para ajustar este factor de

compensación se utiliza la siguiente expresión:

(Ec.2.15)

donde,

Z0 = Impedancia de secuencia cero de la línea a proteger.

Z1 = Impedancia de secuencia positiva de la línea a proteger.

En caso de requerirse compensación por efecto del acople mutuo en líneas paralelas

que comparten la torre se utiliza la siguiente expresión:

(Ec.2.16)

donde,

Z0M: Impedancia mutua de secuencia cero de la línea a proteger.

59

Dado que al relé se le introduce este factor de compensación, el hecho

de calcularlo con una impedancia de secuencia cero, errónea, debido a un

cambio en la resistividad de la tierra, ocasionaría un error en la medición de

impedancia de secuencia positiva.

2.14. Zonas de Protección.

Debido a que la protección de distancia no puede ser tan precisa, es

decir, que discierna entre fallas a un lado y otro del interruptor remoto, la

protección de línea se lleva a cabo por medio de zonas de protección.

Generalmente en las protecciones de distancia se pueden identificar

tres zonas, en las que su ajuste correspondiente depende de no sólo la

impedancia de la línea a proteger sino también las de las líneas adyacentes,

dado que el ajuste de algunas de las zonas del relé de distancia cubren una

parte o la totalidad de la línea adyacente (I.E.B., S.A., 2000).

En la Figura 2.8 se presenta un ejemplo de los alcances de la

protección de distancia con tres zonas, adelante, y una reversa, con

características Mho y cuadrilateral.

Figura 2.8. Alcance de zonas de protección de distancia.Fuente: I.E.B., S.A. (2000).

60

A continuación se presentan los ajustes típicos y criterios usados en las

líneas de transmisión de la red de CADAFE para líneas no compensadas, sin

embargo, estos valores pueden variar según las características y condiciones

del sistema. Asimismo, en la Figura 2.9 se presentan los alcances de las

zonas de una protección de distancia hacia adelante siguiendo la normativa

de CADAFE.

Zona 1: 80% a 85% de la longitud de la línea a proteger, esto es para

evitar disparos no selectivos en caso de ocurrir fallas en la barra o muy

cercanas a la salida de otras líneas en la Subestación Eléctrica opuesta.

Este porcentaje de ajuste es el recomendado, con el cual, se cubren los

errores de los transformadores de medida, en los equipos de protección y en

los cálculos de la impedancia de la línea. Instantáneo.

Zona 2: 100% de la línea + 20% de la siguiente más corta, es el

respaldo de la diferencial de barra y no apertura de los interruptores de

salidas para fallas cercanas en el extremo opuesto. .

Zona 3: 100% de la línea + 100% de la siguiente más corta. Se refiere

al respaldo para una falla cercana a la S/E C en caso de no apertura del

interruptor en la S/E B. .

Figura 2.9. Alcances de zonas de Protección de Distancia. Fuente: Autora.

61

2.15. Sistemas de Comunicación Asociados a las Protecciones.

Según Enríquez (2002), un sistema de protección está constituido de la

forma siguiente:

Sistema de telecomunicación.

Sistema de teleprotección.

Sistema de protección.

La figura 2.10 muestra los elementos que conforman al sistema de

protección.

Figura 2.10. Sistema de Protección. Fuente: Enríquez (2002).

2.15.1. Sistema de Telecomunicación.

Para lograr disparos simultáneos de alta velocidad en los interruptores

de la línea al ocurrir una falla, se emplean además de los relevadores de

protección, un canal de comunicación, el cual es comúnmente denominado

Piloto. Según Enríquez (2002), existen varios canales de comunicación

utilizados en los sistemas de protección, los cuales pueden ser:

Hilo Piloto.

Carrier.

62

Microondas.

Fibra óptica.

Cualquiera de los sistemas de comunicación antes mencionados, están

basados en la transmisión de información de tipo analógico, es decir, la

información se procesa en cada uno de los extremos de la línea de

transmisión y se compara con valores locales para determinar si se trata de

una falla interna o externa a la línea por proteger.

2.15.2. Sistema de Teleprotección.

El progresivo aumento de las cargas eléctricas y los efectos de los

cortocircuitos sobre los grandes grupos de generación van imponiendo unos

tiempos de eliminación de las fallas imposibles de obtener sin la utilización

de protecciones de tipo “cerrado”, esto es, con intercambio de información

entre los extremos del elemento protegido (Salgado, 2010). Cuando estos

elementos tienen los interruptores próximos, como en el caso de

generadores, este intercambio resulta fácil, pero en caso de líneas de

transmisión, en que sus extremos están a gran distancia es necesario

establecer los esquemas de teleprotección.

En Enríquez (2002), los sistemas de teleprotección se basan en una

señal de comando, la cual se transmite por el sistema de telecomunicación y

se rige por lo general en un criterio de selectividad establecido. Dichos

esquemas pueden considerarse permisivos o de bloqueo.

Los esquemas permisivos son aquellos en los que se manda una señal

detectada desde uno de los extremos hasta el extremo receptor, para

efectuar la orden de disparo; mientras que los esquemas de bloqueo, están

referidos a aquellos en el que se manda una señal al extremo opuesto para

63

todas las fallas externas a la zona protegida de la línea de transmisión, de

modo que se pueda bloquear el disparo en el lado de envío de la línea.

A continuación, con base en las definiciones de la norma IEEE Std.

C37-113 de 1999, se presentan los esquemas siguientes:

DUTT: Disparo Directo Transferido en Sub-Alcance.

PUTT: Disparo Permisivo Transferido en Sub-Alcance.

POTT: Disparo Permisivo Transferido en Sobre-Alcance.

Aceleración de Zona.

CD: Disparo Permisivo Transferido por Comparación Direccional.

Bloqueo por Comparación Direccional.

Desbloqueo por Comparación Direccional.

Comparación Direccional Híbrida o Desbloqueo con Lógica Eco.

2.15.2.1. Esquema DUTT.

Este esquema se caracteriza porque únicamente requiere de la señal

de bajo alcance (zona 1 ajustada a menos del 100% de la línea) y se aplica

normalmente con un canal de comunicaciones FSK (Frequency Shift Keying

– conmutación por desplazamiento de frecuencia). Con este tipo de canal la

frecuencia de guarda se transmite durante condiciones normales y en

condiciones de falla el transmisor es conmutado a una frecuencia de disparo.

Cada extremo da orden de disparo cuando ve la falla en zona 1 o

cuando recibe orden de disparo del otro extremo. La Figura 2.11 ilustra este

esquema.

64

Figura 2.11. Esquema de disparo directo transferido de sub-alcance.Fuente: I.E.B., S.A. (2000).

2.15.2.2. Esquemas PUTT.

Este esquema requiere tanto de una función de sub-alcance (zona 1

ajustada a menos del 100% de la línea) como de sobre-alcance (zona 2

ajustada a más del 100% de la línea); es idéntico al esquema DUTT sólo que

todo disparo piloto (visto en zona 1 de uno de los extremos) es transmitido al

otro extremo y es supervisado por una unidad que tiene un alcance de zona

2 del otro extremo. La Figura 2.11 ilustra este esquema.

65

Figura 2.12. Esquema de disparo permisivo transferido de sub-alcance. Fuente: I.E.B., S.A. (2000).

El esquema de teleprotección de sub-alcance permisivo, PUTT; es

reconocido como seguro, dado que no ocasiona falsos disparos, aunque

tiene algunas limitaciones para detectar fallas de alta impedancia, lo cual es

de gran importancia en líneas largas.

Para una falla cercana al extremo izquierdo que esté cubierta por la

Zona 1 del relé asociado, ver Figura 2.12, la protección correspondiente al

extremo en referencia, opera y dispara el interruptor local y simultáneamente

envía una señal de disparo permisivo al otro extremo.

2.15.2.3. Esquema POTT.

Este esquema requiere únicamente funciones de sobre-alcance (zona 1

a más del 100% de la línea) y se usa frecuentemente con canales de

comunicaciones FSK en los que se envía la señal de guarda

permanentemente y se conmuta hacia una señal de disparo cuando opera

alguna de las unidades de sobre-alcance.

66

El disparo se produce si se recibe una señal de disparo del otro extremo

y se tiene una señal de sobre-alcance en el punto de instalación del relé. Con

fallas externas, solamente operará una de las unidades de sobre-alcance y

por esto no se efectuará disparo en ninguno de los terminales. La Figura 2.13

ilustra este esquema.

Figura 2.13. Esquema de disparo permisivo transferido de sobre-alcance. Fuente: I.E.B., S.A. (2000).

Este esquema es muy seguro ya que no dispara para ninguna falla

externa, no obstante, si falla el canal de comunicaciones no da disparo ante

fallas internas. Asimismo, puede ser lento para operar ante cierre en falla

debido a que requiere el tiempo de comunicaciones para el permiso, por lo

que debe ser complementado por una función externa de cierre en falla.

Igualmente, cuando el otro extremo está abierto, debe implementarse una

función Eco o similar para retornar la orden permisiva en caso de falla.

2.15.2.4. Esquema de Aceleración de Zona.

Es un esquema muy parecido al PUTT, sólo que en este caso la señal

permisiva se toma en bajo alcance (zona 1) y la acción ejecutada no

corresponde a un disparo sino a una ampliación de la zona 1 a una zona

67

extendida, que puede ser zona 2 o una zona denominada de aceleración

cuyo alcance en todo caso deberá ser mayor del 100% de la línea. La Figura

2.14 ilustra este esquema.

Figura 2.14. Esquema de aceleración de zona. Fuente: I.E.B., S.A. (2000).

2.15.2.5. Esquema de Disparo Permisivo Transferido por Comparación

Direccional.

En este esquema sólo se compara la dirección de la corriente, es decir,

si hay una falla dentro de la línea, los dos relés asociados verán la falla hacia

adelante. Cada relé que ve la falla hacia el frente envía una señal permisiva

al otro extremo. El disparo se produce cuando cada extremo ve la falla y

recibe el permiso del otro extremo. Este esquema se ilustra en la Figura 2.15.

68

Figura 2.15. Esquema de disparo transferido permisivo por comparación direccional. Fuente: I.E.B., S.A. (2000).

Normalmente, este esquema se implementa con relés de sobrecorriente

de tierra direccionales, los cuales son muy usados para detectar fallas de alta

impedancia. Además, requiere función de eco en el canal, cuando el

interruptor está abierto o hay condiciones de fuente débil en uno de los

extremos.

2.15.2.6. Esquema de Bloqueo por Comparación Direccional.

Este esquema requiere funciones de sobre-alcance y de bloqueo,

usando un canal de comunicaciones del tipo OFF-ON, donde el transmisor

normalmente se encuentra en la posición OFF y se conmuta a la posición ON

cuando se activa una de las funciones de bloqueo. La recepción de una

señal de bloqueo del extremo remoto se aplica a una compuerta NOT como

entrada al bloque comparador que produce el disparo.

La función de sobre-alcance (zona 1) se ajusta de tal forma que vea

mucho más del 100% de la línea y la función de bloqueo (zona de reversa)

se ajusta para que vea más allá de lo que ve la zona de sobre-alcance del

otro extremo. La Figura 2.16 ilustra este esquema.

69

Figura 2.16. Esquema de bloqueo por comparación direccional. Fuente: I.E.B., S.A. (2000).

Este esquema opera aún cuando el canal de comunicaciones no esté

operativo, pero en esa condición es bastante inseguro porque queda

disparando con fallas externas. Además no presenta inconvenientes cuando

el interruptor del otro extremo esté abierto ya que no espera ningún permiso

de éste.

2.15.2.7. Esquema de Desbloqueo por Comparación Direccional.

Cuando se usa la línea de transmisión para transmitir las

comunicaciones con un esquema de sobre-alcance permisivo por

comparación direccional (CD), puede suceder que la misma falla, por rotura

del cable o por baja impedancia, atenúe la señal permisiva proveniente del

otro extremo, impidiendo de esta forma el disparo. Esto se reconoce porque

se pierde la señal en el extremo receptor, razón por la cual se puede dotar a

este extremo de una lógica que habilite la señal permisiva durante una

ventana de tiempo de 150 ms a 300 ms, cuando se pierda la señal.

70

Si la señal se perdió por culpa de la falla, al menos se tendrá permiso

para disparar cuando se active la función de sobre-alcance y se active la

lógica de desbloqueo. Posteriormente a la ocurrencia de pérdida de la señal

y transcurrido el tiempo de la ventana, el relé se bloqueará hasta que retorne

la señal de comunicaciones.

2.15.2.8. Esquema de Comparación Direccional Híbrida o Desbloqueo

con Lógica Eco.

El esquema de Comparación Híbrida utiliza funciones de disparo y de

bloqueo tal como lo hacen los esquemas de bloqueo. Es activado con las

funciones de sobre-alcance o con la recepción de una señal permisiva del

extremo remoto, cuando no ocurre concurrentemente una señal de bloqueo.

La Figura 2.17 ilustra este esquema.

Figura 2.17. Esquema híbrido por comparación direccional. Fuente: I.E.B., S.A. (2000).

La función Eco ocurre cuando el otro extremo es incapaz de enviar una

señal permisiva porque no ve la falla, debido a que el interruptor está abierto

71

o a que la fuente de ese extremo es muy débil (Weak Infeed). En este caso

el esquema prevé que mientras no llegue una señal de bloqueo y la falla

haya sido vista por la zona de sobre-alcance en el extremo fuerte, se enviará

de todos modos una señal permisiva al otro extremo, la cual a su vez se

devolverá al extremo inicial, permitiendo el disparo, siempre y cuando no

haya una señal de bloqueo en el extremo remoto (falla atrás).

2.16. Funciones Adicionales que Complementan a los Esquemas de

Protección de Distancia.

Existen condiciones topológicas del sistema de potencia o componentes

del sistema de protección que impactan negativamente el desempeño de los

esquemas de protección. De allí que, se emplean funciones adicionales, las

cuales aumentan la seguridad y fiabilidad del esquema de protección o

permiten el manejo de comportamientos especiales de algunos puntos del

sistema de potencia. Según la I.E.B., S.A. (2000), las funciones adicionales

más comunes que se deben ajustar en los esquemas de protección son:

2.16.1. Lógica de Inversión de Corriente.

La lógica de inversión de corriente es necesaria cuando se implementan

esquemas POTT y/o CD en líneas de transmisión paralelas o de doble

circuito, debido a que la señal permisiva que se envía por el canal

permanece en éste por un tiempo determinado después de ser deshabilitada

por el terminal emisor (tiempo de viaje más tiempo de retardo del canal) y si

durante ese tiempo que persiste la señal permisiva, cambian las condiciones

de direccionalidad del extremo que la recibió, por apertura de un interruptor,

el cual cambia las condiciones topológicas de la red pudiendo invertir la

dirección de la corriente de falla (fenómeno de inversión de corrientes), se

pueden presentar disparos erróneos.

72

2.16.2. Oscilaciones de Potencia.

Para el caso de líneas muy largas y/o para relés muy sensibles, es

posible que la última zona de operación del relé se acerque a la zona de

impedancia de carga. Esto se hace crítico cuando ocurren oscilaciones de

potencia, es decir, flujos de potencia transitorias debido al cambio en los

ángulos de generación relativos del sistema, causado por un cambio en la

configuración de la transmisión o la generación debido a fenómenos

transientes entre las máquinas sincrónicas.

De allí que, durante una oscilación de potencia pueden operar tanto la

zona 1, que generalmente es instantánea, como las zonas utilizadas en los

esquemas de teleprotección. Por esta razón, la mayoría de los esquemas de

protección de distancia usados en sistemas de transmisión disponen de un

elemento de bloqueo contra oscilaciones de potencia.

Martínez, y otros (2008), afirman que los relevadores pueden utilizar

diferentes principios de detección de una oscilación de potencia, pero todos

ellos involucran el reconocer que el movimiento de la impedancia medida en

relación a las características de medición del relevador se da a una velocidad

que es significativamente menor a la velocidad de cambio que ocurre en

condiciones de falla. Es por ello que, cuando un relevador detecta tal

condición, los elementos de operación del relevador deben ser bloqueados.

El bloqueo contra oscilaciones de potencia puede ser aplicado

individualmente para cada una de las zonas del relevador o sobre todas las

zonas, dependiendo del relevador usado.

73

2.16.3. Detección de Carga.

Esta función permite ajustar la protección de distancia

independientemente de la carga de la línea, previniendo la operación de

elementos trifásicos cuando se presentan altas condiciones de carga en

cualquier dirección, sin causar disparos indeseados.

2.16.4. Cierre en Falla.

El elemento cierre en falla, concebido como un detector no direccional

de sobrecorriente de fase de ajuste alto, ayuda a prevenir una mala

operación del elemento de distancia en el caso en que la línea (en cuyo lado

se encuentran los transformadores de potencial) sea cerrada en falla trifásica

y no se establezca una tensión trifásica de polarización para el elemento de

distancia evitando que este opere.

2.16.5. Discrepancia de Polos.

Es una protección que garantiza la posición coincidente de los tres

polos del interruptor; se emplea para prevenir el disparo indeseado de relés

de tierra, dado que la condición de discrepancia de polos puede causar

corrientes de secuencia cero y negativa.

2.16.6. Relé de Re-cierre y Verificación de Sincronismo.

Los sistemas de re-cierre automático se implementan para restaurar la

parte fallada del sistema de transmisión, una vez que la falla se ha

extinguido. En algunos sistemas de transmisión, el re-cierre se utiliza para

mejorar la estabilidad del sistema, dado que es un medio de restaurar

rápidamente trayectorias críticas de transmisión de potencia.

74

2.16.7. Protección de Falla Interruptor.

Su ajuste se realiza con el valor de la mínima corriente de falla en el

extremo remoto de la línea, esto con el fin de garantizar que el relé de falla

interruptor esté arrancado para el caso de que el interruptor de la línea no

opere ante orden de apertura y prevenir operaciones indeseadas ante

condiciones de mantenimiento o durante la operación normal.

2.17. Procedimientos para la Coordinación.

Para hacer el ajuste del relevador de distancia, se requiere la siguiente

información:

Configuración del sistema asociado a la línea a proteger,

incluyendo líneas adyacentes en los barrajes extremos.

Impedancias de secuencia positiva y negativa de la línea a

proteger y de las otras líneas adyacentes en los extremos.

Longitud de la línea a proteger.

Posición, valores nominales y reactancia de cualquier

Transformador de Potencia conectado al sistema.

Detalles, incluyendo alimentaciones intermedias.

Relación de transformación de los Transformadores de Corriente

y Potencia.

Tiempos de protección de circuitos adyacentes no incluidos en la

protección de distancia.

75

Si los valores de impedancia de secuencia positiva o cero están

dados en p.u., es necesario conocer los MVA base y los KV base

o directamente la impedancia base.

Resulta oportuno mencionar que, generalmente se emplean programas

computacionales para la coordinación de los sistemas de protecciones, con

la finalidad de comprobar los ajustes propuestos.

CAPITULO III

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ASOCIADO A LA

INTERCONEXIÓN INSULAR CON LA RED DE TIERRA FIRME

3.1. Descripción del Sistema Eléctrico en Estudio.

El sistema eléctrico de la Isla de Margarita actualmente posee una

capacidad disponible de generación de 389 MW, de los cuales 260 MW se

obtienen de doce (12) unidades turbogeneradoras conectadas mediante

transformadores elevadores a las barras de generación de 115 KV de la

PLCA (ver tabla 3.1), 64 MW son producidos a través de ocho (8) bloques de

Generación Distribuida ubicadas según los principales centros de consumo y

los 65 MW restantes son suministrados desde el Sistema Eléctrico Nacional

(SEN) a través del Cable Submarino.

Tabla 3.1. Características técnicas de las unidades turbogeneradoras. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.

GENERADOR

TG

3,

TG

4

TG

5,

TG

6,

TG

7

TG

8

TG

9

TG

10,

TG

11

TG

21,

TG

22,

TG

23

VOLTAJE (KV) 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8CAPACIDAD (MVA) 32,000 30,313 28,529 24,400 52,500 34,588

FP 0,80 0,85 0,85 0,90 0,80 0,85FRECUENCIA (HZ) 60 60 60 60 60 60

CONEXIÓN NEUTRO

Y-Resistor

Y-Resistor

Y-Resistor

Y-Resistor

Y-Resistor

Y- Xfmr-Resistor

In (Amp) I=12,45 I=9,73 I=10,35 I=11,26 I=19,05 IP=9,64Xd'' (P.U.) 0,120 0,120 0,105 0,105 0,135 0,184X2 (P.U.) 0,120 0,120 0,100 0,100 0,138 0,184X0 (P.U.) 0,080 0,070 0,076 0,076 0,080 0,070

77

Esta capacidad energética en sus momentos, logró abastecer a la Isla

de Margarita; sin embargo, la creciente actividad comercial junto con el

aumento poblacional, ha traído como resultado que la demanda de

electricidad en la región se incremente, llegando a niveles en los que no se

puede satisfacer completamente al usuario. De allí que, en los próximos

meses se tiene prevista la incorporación de dos (2) grupos de generadores al

sistema de 115 KV de la PLCA, cuya ubicación se pretende realizar de la

forma siguiente: el primer grupo se conectará mediante un transformador

elevador a la barra de generación 2 (BG2), y el otro grupo de generadores

será conectado de forma similar a la barra de generación 3 (BG3). Cada

grupo estará compuesto por dos generadores de 15 MW (ISO), aportando un

total de 60 MW (ISO) al sistema eléctrico de la Isla de Margarita. En la tabla

3.2 se indican las características generales de las nuevas unidades

turbogeneradoras.

Tabla 3.2. Características técnicas de las unidades turbogeneradores a instalar en la PLCA. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.

GENERADORTG31,TG32,TG33,TG34

VOLTAJE (KV) 13,8

CAPACIDAD (MVA) 17,5

FP 0,80

FRECUENCIA (HZ) 60

CONEXIÓN NEUTRO Y-Resistor

In (Amp) 5 A

Xd'' (P.U.) 0,132

X2 (P.U.) 0,181

X0 (P.U.) 0,070

Por otra parte, como ya se había mencionado anteriormente, las

unidades turbogeneradoras de 13,8 KV emplean transformadores elevadores

a 115 KV. En la tabla 3.4 se muestran las características generales de los

78

transformadores elevadores que se encuentran actualmente instalados en la

PLCA. Asimismo, en la tabla 3.5 se observan las características de los

transformadores a ser empleados por las nuevas unidades generadoras.

Tabla 3.4. Características de los transformadores elevadores. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.

TRANSFORMADOR TIPOPOTENCIA NOMINAL

(MVA)

VOLTAJE (KV)

IMPEDANCIA CONEXIÓN

TR3 3φ 32,0 13,8/115 10,47% D-Y

TR4 3φ 32,0 13,8/115 10,52% D-Y

TR5 3φ 29,0 13,8/115 8,06% D-Y

TR6 3φ 29,0 13,8/115 10,94% D-Y

TR7 3φ 29,0 13,8/115 11,03% D-Y

TR8 3φ 29,8 13,8/115 8,21% D-Y

TR9 3φ 29,8 13,8/115 9,92% D-Y

TR10, TR11 3φ 50,0 13,8/115 10,00% D-Y

TR16 3φ 60,0 13,8/115 8,70% D-Y

TR19 3φ 36,0 13,8/115 10,00% D-Y

Tabla 3.5. Características de los transformadores elevadores a instalar. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.

TRANSFORMADOR TIPOPOTENCIA NOMINAL

(MVA)

VOLTAJE (KV)

IMPEDANCIA CONEXIÓN

TR17 3φ 36,0 13,8/115 11,30% D-Y

TR18 3φ 36,0 13,8/115 11,30% D-Y

Cabe señalar que la capacidad energética producto de la generación de

la PLCA y los megavatios suministrados por el SEN, es transportada

principalmente hacia las subestaciones Luisa Cáceres de Arismendi (S/E

LCA), Porlamar (S/E PLM), Los Robles (S/E LR), Pampatar (S/E PMT), La

Asunción (S/E LA) y Los Millanes (S/E LM), las cuales conforman un anillo de

interconexión en 115 KV.

79

Particularmente, la S/E LCA es la encargada de alimentar el anillo de

interconexión por medio de cuatro (4) salidas, además de la alimentación de

tres (3) salidas de 34,5 KV y ocho (8) salidas de 13,8KV. Las subestaciones

restantes del sistema eléctrico de la Isla de Margarita son:

1. Aeropuerto.

2. Conejeros.

3. Las Hernández.

4. Morropo.

5. Boca de Río.

6. Aricagua.

Las subestaciones señaladas anteriormente corresponden a un nivel de

transmisión de 34,5 KV y 13,8 KV. En la figura 3.1 se muestra un esquema

que describe la distribución geográfica de las principales líneas y

subestaciones eléctricas que componen el sistema eléctrico de la Isla de

Margarita.

Figura 3.1. Distribución geográfica de las principales líneas y subestaciones eléctricas de CORPOELEC Nueva Esparta. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.

80

En el presente trabajo se toma como caso de estudio las líneas de

transmisión a 115 KV, es decir, se contempla sólo las subestaciones de

producción existentes en la Isla de Margarita. En ese sentido, en la figura 3.2

se muestra un diagrama unifilar reducido del sistema a 115 KV de las

subestaciones de producción de la Isla de Margarita. Asimismo, en el Anexo

A se observa el diagrama unifilar arrojado por el simulador ETAP®.

Figura 3.2. Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico a 115 KV. Fuente: Autora.

81

Resulta oportuno señalar que la Subestación San Lorenzo (S/E SL), se

comporta como una subestación de paso, es decir, no posee interruptores;

como su nombre lo indica, su función se corresponde a un punto de acople o

paso de las líneas aéreas provenientes de las subestaciones La Asunción y

Los Robles a líneas subterráneas, permitiendo la conexión con la

subestación Pampatar.

A continuación, en la tabla 3.4 se presentan las características de las

líneas de transmisión de la Isla de Margarita.

Tabla 3.4. Características de las líneas de transmisión a 115 KV de la Isla de Margarita. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.

LÍNEA CALIBRELONG.(km)

R1(Ω)

X1(Ω)

B1(Ω)

R0(Ω)

X0(Ω)

B0(Ω)

LCA-PLM 500 MCM 9,96 1,206 4,939 33,336 3,147 10,976 19,303

PLM-LR 500 MCM 3,37 0,408 1,671 11,279 1,065 3,714 6,531

LCA-LR 500 MCM 10,03 1,215 4,974 33,570 3,170 11,053 19,438

LR-SL 350 MCM 6,87 1,178 3,386 23,502 2,494 7,907 12,778

SL-PMT 600 mm2 0,83 0,035 0,132 - 0,094 0,076 -

PMT-SL 600 mm2 0,83 0,035 0,132 - 0,094 0,077 -

SL-LA 350 MCM 6,11 1,047 3,011 20,902 2,218 7,033 11,365

LA-LM 350 MCM 12,20 2,091 6,012 41,736 4,429 14,042 22,692

LA-LR 500 MCM 6,80 0,824 3,372 22,760 2,149 7,494 13,178

LCA-LM (L1) 500 MCM 22,00 2,664 10,910 73,634 6,952 24,244 42,636

LCA-LM (L2) 500 MCM 22,00 2,664 10,910 73,634 6,952 24,244 42,636

Por otra parte, tal como se observa en el diagrama unifilar de la figura

3.2, la subestación Casanay (S/E CSN) es la encargada de suministrar la

energía proveniente desde el SEN a la Isla de Margarita a través del cable

submarino, a un nivel de tensión de 115 KV, por medio de las subestaciones

Chacopata I (S/E CH1) y Chacopata II (S/E CH2); estas subestaciones se

82

encuentran en Tierra Firme, ubicadas específicamente en el estado Sucre.

En la Figura 3.3 se puede apreciar con mayor detalle el diagrama unifilar

correspondiente a la interconexión de la Región Insular con Tierra Firme a

115 KV.

Figura 3.3. Diagrama Unifilar. Fuente: Autora.

La subestación Casanay consta de tres autotransformadores de

100MVA cada uno, los cuales manejan tensiones de 230/115/13,8 KV, lo que

quiere decir que la S/E CSN se caracteriza por poseer tres (3) patios de

transmisión, uno a un nivel de tensión de 230 KV, el segundo a 115 KV y un

tercero en 13,8 KV, aunque por motivos no conocidos, este último,

actualmente no se encuentra habilitado.

El patio de 115 KV consta de seis (6) salidas de línea, de las cuales dos

(2) pertenecen a la subestación Carúpano (S/E CRP), una (1) a la

subestación Cumaná II (S/E CMN2), una (1) a la subestación Cariaco (S/E

CRC), y dos (2) corresponden a la subestación Chacopata II (S/E CH2).

83

Como se puede observar en el diagrama, a partir de la subestación

Chacopata II se deriva un cable sub-lacustre de aproximadamente 6 Km de

longitud hasta la subestación Chacopata I, la cual se comporta como una

subestación de paso, y seguidamente de la S/E Chacopata I se deriva el

cable submarino con una longitud aproximada de 30 Km hacia la subestación

Luisa Cáceres de Arismendi, sitio donde se efectúa el aporte de energía

proveniente del SEN.

A continuación, en la tabla 3.5 se presentan las características

generales de las líneas de transmisión de Tierra Firme asociadas a la

interconexión eléctrica con la Región Insular a un nivel de tensión de 115 KV.

Tabla 3.5. Características de las líneas de transmisión de tierra firme a 115 KV. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.

LÍNEA CALIBRELONG.(km)

R1(Ohm)

X1(Ohm)

R0(Ohm)

X0(Ohm)

Y1(Mho)

Y0(Mho)

CSN-CRC 4/0 7 1,831 3,800 3,902 10,770 - -

CSN-CRP (L1) 4/0 33 9,431 17,809 19,196 50,669 - -

CSN-CRP (L2) 350 MCM 33 5,675 17,048 15,439 49,908 - -

CH2-CSN (L1) 500 MCM 51 6,300 23,688 24,704 73,475 - -

CH2-CSN (L2) 500 MCM 51 6,300 23,688 24,704 73,475 - -

CSN-CMN2 350 MCM 71 12,210 36,678 33,218 107,378 - -

CH1-CH2 500 MCM 6 0,600 1,194 0,220 1,701 5e-4 5e-4

LCA-CH1 500 MCM 30 4,589 3,306 4,590 2,820 2,5e-3 2,5e-3

Por otra parte, las capacitancias que aporta el cable submarino y sub-

lacustre tienden a ser muy elevadas debido a su longitud, es por ello que se

emplean reactores de barra localizados en la PLCA, con la finalidad de

reducir los valores de capacitancia producidos. Actualmente, la PLCA posee

dos (2) reactores de 18 MVAR cada uno, de los cuales uno se encuentra en

funcionamiento y el otro actúa en caso de alguna emergencia; un ejemplo de

ello, es una falla en el sistema interconectado eléctrico.

84

3.2. Esquemas de Protección Empleados en el Sistema de Interconexión

a 115 KV de CORPOELEC Nueva Esparta.

Actualmente, el sistema de interconexión eléctrica de la Región Insular

con Tierra Firme se caracteriza por poseer relés electromecánicos, con

protección de distancia, cuya característica en el plano R-X describe que son

de tipo Mho. En la figura 3.4 se observa el diagrama unifilar del sistema

eléctrico en estudio, indicando los diversos relés que se manejan.

Figura 3.4. Tipos de relés asociados a la Interconexión. Fuente: Autora.

Como se puede apreciar, el circuito de interconexión de la Región

Insular con Tierra Firme está constituido por un total de doce (12) relés de

protección de líneas (primario y secundario). Sin embargo, en términos de

protección de líneas de transmisión, no sólo interviene la línea a proteger

sino también las líneas de transmisión adyacentes, esto se debe al alcance

de las zonas de las protecciones de distancia. Para ejemplificar tal

consideración, se indican a continuación los ajustes actuales:

Alcance de zona 1: Z1 = 80% Z Línea protegida


85

El tramo CH2-CSN se caracteriza por poseer una zona de protección

adicional (Zona 3) con respecto al tramo LCA-CH2, esto es:


Ahora bien, el alcance de la segunda y tercera zona, representadas por

las impedancias Z2 y Z3, respectivamente, sobrepasa la longitud de la línea,

abarcando en parte o totalmente, según sea el caso, la línea adyacente.

Todo esto conlleva a ratificar que se debe incluir en el estudio de las

protecciones del sistema interconectado, las características de las líneas

adyacentes de las subestaciones LCA y CSN. En el anexo B se pueden

apreciar los ajustes actuales en ohmios primarios de forma detallada.

Por otra parte, en la tabla 3.6, se observa la protección actual de las

líneas del sistema a 115 KV asociadas a la interconexión y su ubicación en

las respectivas subestaciones. Asimismo, en la tabla 3.7 se muestra de

manera más detallada, la función que cumplen los relés en el sistema

eléctrico en estudio, tomando en consideración la marca y modelo de los

relés empleados.

Tabla 3.6. Protección actual de las líneas del sistema a 115 KV asociadas a la interconexión. Fuente: Autora.

Subestación Elemento a ProtegerTipo de Protección

Primaria Secundaria

Luisa Cáceres de Arismendi

Salida de Línea 1 hacia Los Millanes GE D60 GE D30

Salida de Línea 2 hacia Los Millanes GE L90 GE D60

Salida de Línea hacia Porlamar GE D60 GE D30

Salida de Línea hacia Los Robles GE D60 GE D30

Barra de Generación 2 GE BUS 2000 GE D60

Barra de Generación 3 SEL-587 GE F650

Salida de Línea hacia Chacopata II BBC L8A BBC L8A

86

Tabla 3.6. (cont.). Protección actual de las líneas del sistema a 115 KV asociadas a la interconexión. Fuente: Autora.

Subestación Elemento a Proteger Tipo de Protección

Primaria Secundaria

Chacopata II

Salida de Línea 1 hacia Casanay BBC L8A BBC L8A

Salida de Línea 2 hacia Casanay BBC L8A BBC L8A

Salida de Línea hacia PLCA BBC L8A BBC L8A

Casanay

Salida de Línea 1 hacia Chacopata II BBC LZ32 BBC L141A

Salida de Línea 2 hacia Chacopata II BBC LZ32 BBC L141A

Salida de Línea hacia Cumaná II BBC LZ32 BBC L141A

Salida de Línea 1 hacia Carúpano BBC LZ32 BBC L141A

Salida de Línea 2 hacia Carúpano BBC LZ32 BBC L141A

Salida de Línea hacia Cariaco BBC LZ32 BBC L141A

Tabla 3.7. Características de las protecciones tomando en consideración la marca y modelo del relé. Fuente: Autora.

Relé Característica de Protección

BBC L8A

Distancia(21/21N)

GE D60

GE D30

BBC LZ32

BBC L141A

GE L90 Diferencial de Línea (87L)

SEL-587Diferencial de Barra (87B)

GE BUS 2000

GE F650 Sobrecorriente Direccional (67/67N)

Como se puede apreciar, todos los tramos de línea asociados al

sistema de interconexión en 115 KV, a excepción de la salida de línea 2 que

va hacia la S/E Los Millanes, emplean protección de distancia (21/21N),

como protección primaria y secundaria. Con respecto a la protección de

respaldo se emplea la protección de sobrecorriente direccional (67/67N).

87

3.3. Esquema de Conexión de la Región Insular con Tierra Firme.

Una vez que el cable submarino se encuentra fuera de servicio, en

primer término se verifica que el voltaje que existe en la S/E CSN no sea

superior a 116 KV, ya que, de no ser así, al conectar el cable submarino, se

activarían las protecciones existentes, por sobretensiones detectadas en la

S/E LCA.

Luego de obtener tensiones adecuadas en la S/E CSN, inferiores a

116KV, se da la orden de cierre a los seccionadores de línea H203 y H204

(ubicados en la S/E LCA), asimismo, a los seccionadores H503 y H504

(ubicados en la S/E CH2). Es importante señalar que deben estar cerrados

ambos reactores de línea en la S/E LCA, puesto que son los encargados de

absorber reactivos, lo cual es necesario para normalizar los niveles de

tensión. En la figura 3.5 se puede observar la ubicación de los interruptores y

seccionadores que permiten la conexión de la Región Insular con Tierra

Firme.

Figura 3.5. Ubicación de los interruptores y seccionadores que permiten la conexión de la Región Insular con Tierra Firme. Fuente: Autora.

Posteriormente, se cierra el interruptor H505 en la S/E CH2, para

alimentar el cable submarino, y se coordina la frecuencia de la red de tierra

firme con la de la PLCA, por medio del sincronoscopio, de manera que

cuando se vayan igualando las frecuencias, se dé orden de cierre al

88

interruptor H205 en la S/E LCA, permitiendo la conexión del sistema eléctrico

Insular con Tierra Firme.

3.4. Esquemas de Teleprotección Empleados en el Sistema de

Interconexión a 115 KV de CORPOELEC Nueva Esparta.

Como se había mencionado anteriormente, para lograr disparos

simultáneos de alta velocidad en los interruptores de la línea al ocurrir una

falla, se emplean protecciones de tipo “cerrado”, esto es, con intercambio de

información entre los extremos del elemento protegido. Cuando estos

elementos tienen los interruptores próximos, como en el caso de

generadores, este intercambio resulta fácil, pero en caso de líneas de

transmisión, en que sus extremos están a gran distancia, es necesario

establecer los esquemas de teleprotección.

Es evidente entonces que en el sistema de interconexión eléctrica de la

Isla de Margarita con Tierra Firme, se emplean necesariamente esquemas

de teleprotección, los cuales permiten despejar las fallas en tiempos

relativamente rápidos y precisos. El esquema predominante del sistema

interconectado es el denominado “Disparo Permisivo Transferido en Sub-

alcance” (PUTT).

El esquema PUTT en la subestación Luisa Cáceres de Arismendi,

consiste en que si el relé en Chacopata II detecta una falla en primera zona,

entonces da orden de apertura al interruptor local y simultáneamente envía

una orden al relé en el extremo Luisa Cáceres de Arismendi, el cual ha

detectado a su vez la falla en zona uno extendida (Z1B).

Una vez que se recibe la orden proveniente desde la S/E CH2, el relé

en LCA da la orden de apertura a su disyuntor en tiempos de primera zona.

En la figura 3.6 se puede observar el esquema para una falla cercana a la

89

barra de la S/E CH2. Asimismo, en la tabla 3.8 se puede observar los

tiempos de operación correspondientes para ejecutar la apertura de los

interruptores asociados.

Figura 3.6. Esquema para una falla cercana a la barra de la S/E CH2. Fuente: Autora.

Tabla 3.8. Tiempos de operación correspondientes para ejecutar la apertura de los interruptores asociados. Fuente: Autora.

ACCIÓN

TIEMPO CH2 LCA

0 mseg Arranca Z1 Arranca Z1B

20 mseg- Da orden de apertura al interruptor

H505.- Envía orden al relé de LCA

40 mseg Abre H505

48 mseg Recibe orden desde CH2

68 mseg Abre H205

Como se puede observar, con este esquema de teleprotección, el relé

en la subestación Luisa Cáceres de Arismendi dará orden de apertura sólo si

detectó una falla hacia adelante y, además, recibe una señal de disparo

desde el extremo Chacopata II. De manera similar sucede con la subestación

Chacopata II, es decir, si el relé en la subestación Luisa Cáceres de

Arismendi detecta una falla en primera zona dará orden de apertura al

disyuntor local y simultáneamente enviará una señal al relé en el extremo

90

Chacopata II. Si dicho relé detectó falla en Z1B dará orden de disparo a su

disyuntor en tiempos de primera zona.

Ahora bien, ante una falla simultánea en las líneas provenientes de las

subestaciones Casanay y Chacopata II (L1. CSN-CH2 y L2. CSN-CH2) o en

su defecto, una falla en alguna de las líneas mientras la otra se encuentre

fuera de servicio, es imprescindible enviar una orden de apertura al

interruptor del cable submarino en la S/E Luisa Cáceres de Arismendi; de no

ser así, se producirían sobretensiones significativas en el cable submarino

que afectarían al sistema eléctrico de la Isla de Margarita. Para ello, se

emplea un segundo esquema de teleprotección en la S/E Chacopata II,

denominado “Esquema de Disparo Directo Transferido”. La aplicación de

este esquema permitirá la separación limpia de la zona de LCA con tierra

firme, en el caso de una falla en las líneas Casanay-Chacopata II.

Por otra parte, este segundo esquema también es utilizado cuando se

detectan sobretensiones en la subestación Luisa Cáceres de Arismendi, al

abrir el disyuntor correspondiente al cable submarino producto de una orden

del esquema de separación de áreas. En este caso se envía una orden de

apertura al relé en la subestación Chacopata II, a fin de eliminar la

sobretensión producida por las capacitancias del cable, protegiendo las

copas terminales existentes en la subestación antes mencionada.

Resulta oportuno mencionar que el sistema de comunicación que

emplean ambos esquemas, se basa en la transmisión de onda portadora por

línea de alta tensión. Este tipo de sistema presenta un tiempo de transmisión

de la señal de aproximadamente 28 milisegundos.

CAPITULO IV

FLUJO DE CARGA Y CORTOCIRCUITO

4.1. Estudio de Flujo de Carga.

Antes de iniciar el análisis de un sistema de potencia es necesario

realizar el estudio de flujo de carga, es decir, determinar el voltaje, la

corriente y potencia activa y reactiva en los diferentes puntos de la red

eléctrica. De no hacerlo así, en muchas situaciones se podrían presentar

resultados completamente erróneos para la planeación y el diseño tanto de

los sistemas eléctricos, como también la operación y control de los mismos.

La formulación matemática del estudio de flujo de carga, para

determinar el estado del sistema eléctrico (en referencia), resulta un sistema

de ecuaciones algebraicas no lineales, cuya solución no es fácil de resolver

utilizando análisis matemático tradicional, sino que está basada en técnicas

iterativas de análisis numérico, por cuanto, además, el número de iteraciones

requeridas para la solución de grandes sistemas eléctricos resulta en

ocasiones elevadas. De allí que, comúnmente, se emplea software

informático para la solución de los sistemas eléctricos de potencia.

Este apartado del trabajo de grado se efectuó con la ayuda de la

herramienta computacional ETAP®; esta aplicación informática permite

realizar el estudio de flujo de carga por medio de tres métodos numéricos: el

método de Gauss-Seidel, el método desacoplado de Flujo de Potencia y el

método de Newton-Raphson; siendo este último el que se seleccionó para

realizar el estudio.

92

En cuanto a la comprobación del estudio de flujo de carga, como patrón

de los niveles de tensión, se tomaron los límites de tolerancia establecidos

por la normativa de la empresa, la cual sostiene una tolerancia de ±5% de la

tensión establecida en condición normal de operación y un límite de ±10%

como rango permisible de tensión durante una contingencia.

4.1.1. Simulación del Flujo de Carga.

Como primer paso para realizar el estudio de flujo de carga, se planteó

la simulación de siete (7) escenarios, con el fin de que se pueda observar

cómo se comporta el sistema eléctrico de la Isla de Margarita bajo diferentes

condiciones de operación. Asimismo, se podrá precisar las condiciones

normales de carga, necesitadas por la empresa al momento de programar el

relé de distancia.

Partiendo de lo anterior se presentan los escenarios de simulación que

se analizaron en este estudio y que se clasifican de la forma siguiente: dos

(2) que corresponden a condiciones normales de operación y cinco (5) a

condiciones de contingencia.

4.1.1.1. Simulación del Flujo de Carga para el Sistema en Condiciones

Normales de Operación.

La selección de los escenarios de simulación, en condiciones normales

de operación, están basados en observar bajo qué circunstancias se

encuentra operando el sistema actual y cómo se encontrará el sistema en los

próximos meses.

A continuación se presentan las características de los escenarios en

referencia.

93

4.1.1.1.1. Escenario de Simulación N°1. Situación Actual del Sistema

Eléctrico de la Isla de Margarita.

Actualmente, en la PLCA se encuentran fuera de servicio tres (3)

unidades de generación por motivo de mantenimiento; asimismo, no se

encuentran instaladas cuatro (4) unidades turbogeneradoras. A continuación

se muestran de manera más detallada, las características que conforman

este primer escenario:

Se encuentran en servicio nueve (9) unidades Turbogeneradoras

(TG4, TG5, TG7, TG8, TG9, TG10, TG11, TG21 y TG22), todas

ubicadas en la PLCA.

El Sistema Eléctrico del estado Nueva Esparta está conectado al

SEN a través de la S/E Casanay.

El enlace (H124) de la barra de generación 1 con la barra

principal de la PLCA se encuentra normalmente cerrado.

El seccionador (H224) que enlaza la barra de generación 1 (BG1)

con la barra de generación 2 (BG2), se encuentra normalmente

abierto.

En la figura 4.1 se aprecia el diagrama unifilar equivalente al escenario

N°1. De igual forma, en el Anexo C-1 se pueden observar los resultados

generados por el simulador ETAP® 6.0.0.

94

Figura 4.1. Diagrama Unifilar correspondiente al escenario N°1 en condiciones Normales de operación. Fuente: Autora.

95

4.1.1.1.2. Escenario de Simulación N°2. Condiciones Normales de

Operación del Sistema Eléctrico de la Región Insular.

Este escenario consiste en tener conectada la generación presente de

la PLCA, es decir, tanto los turbogeneradores que se encuentran en servicio

como los que están en mantenimiento, junto con la generación futura o sea,

los generadores que serán instalados en los próximos meses. De forma

similar al contexto descrito anteriormente, este escenario se caracterizó por

lo siguiente:

Se encuentran operando dieciséis (16) unidades

Turbogeneradoras (TG3, TG4, TG5, TG6, TG7, TG8, TG9, TG10,

TG11, TG21, TG22, TG23, TG31, TG32, TG33 y TG34), todas


El sistema eléctrico de la Isla de Margarita recibe aporte de

energía eléctrica proveniente del SEN a través de la S/E

Casanay.

El enlace de la barra de generación 1 (H124) de la PLCA se

encuentra normalmente cerrado.

El seccionador (H224) que enlaza la BG1 con la BG2, se

encuentra normalmente abierto.

En la figura 4.2 se observa el diagrama unifilar correspondiente al

escenario N°2 para condiciones normales de operación. Asimismo, en el

Anexo C-2 se pueden observar los reportes generados por el simulador

ETAP® 6.0.0.

96

Figura 4.2. Diagrama Unifilar correspondiente al escenario N°2 en condiciones Normales de operación. Fuente: Autora.

97

Una vez obtenidos los valores de la simulación para el escenario N°1 y

el escenario N°2 (Anexo C), en condiciones normales de operación, se

presentan los análisis siguientes:

En el escenario N°1 se aprecia un déficit de generación lo que conlleva

a que se presenten bajos niveles de voltaje en la mayoría de las barras que

conforman el sistema eléctrico de la Isla de Margarita, siendo la barra de la

S/E Pampatar la que presenta menor nivel de tensión (94,209%VNOMINAL), por

ser la más alejada del punto de alimentación. Esta caída de tensión

sobrepasa, en aproximadamente 1%, el límite de tolerancia exigido por la

normativa de la empresa.

Con respecto al escenario N°2 en condiciones normales de operación,

se observa que las principales barras del Sistema Eléctrico de la Isla de

Margarita se encuentran entre los límites permitidos por la Normativa de la

empresa, es decir, no exceden el límite de tolerancia de ±5% de la tensión

nominal.

Por otra parte, en ambos escenarios existen cargas suprimidas que el

simulador adopta por las bajas tensiones que se encuentran en el sistema.

Dicho de otro modo, las cargas que se manejan en la simulación están

modeladas para un nivel de tensión de 115 KV; no obstante, en la realidad,

esas cargas se encuentran a un nivel de tensión de 13,8 KV, donde los

operadores de la empresa se encargan de controlar el TAP de los

transformadores con el fin de mantener constantemente estabilizadas a

dichas cargas.

98

4.1.1.2. Simulación del Flujo de Carga del Sistema en Condiciones de

Contingencia de Operación.

En cuanto a la selección de los escenarios de simulación para

condiciones de contingencia, se estudiaron aquellos en los que el nivel de

tensión de las barras en estudio era crítico. A continuación se presentan de

manera más detallada, las características de los escenarios en cuestión.

4.1.1.2.1. Escenario de Simulación N°3. Alimentación del Sistema

Eléctrico de la Isla de Margarita con Dieciséis (16) Unidades

Turbogeneradoras, sin la Aportación de Energía Eléctrica del SEN.

La carga existente en la Isla de Margarita es alimentada sólo por la

generación de la PLCA. A continuación se aprecian las características del

presente escenario:

Se encuentran operando en la PLCA dieciséis (16)

Turbogeneradores (TG3, TG4, TG5, TG6, TG7, TG8, TG9, TG10,

TG11, TG21, TG22, TG23, TG31, TG32, TG33 y TG34).

El sistema eléctrico de la Isla de Margarita no recibe aporte de

energía eléctrica proveniente del SEN.

El enlace de la BG1 (H124) de la PLCA se encuentra

normalmente cerrado.



A continuación, en la figura 4.3, se aprecia el diagrama unifilar

correspondiente al escenario N°3 para condiciones de contingencia. De igual

modo, en el Anexo D-1 se pueden observar los reportes generados por el

simulador ETAP® 6.0.0.

99

Figura 4.3. Diagrama Unifilar correspondiente al escenario N°3 para condiciones de contingencia. Fuente: Autora.

100

4.1.1.2.2. Escenario de Simulación N°4. Interrupción del Anillo de 115 KV

del Sistema Eléctrico de Transmisión de la Isla de Margarita y

Desconexión del Sistema Eléctrico Nacional.

La segunda situación de emergencia que se presenta es la interrupción

del anillo de transmisión a 115 KV junto con la desconexión del SEN. De

forma similar al escenario anterior, se presentan las características que

constituyen el presente escenario:

La carga existente en la Isla de Margarita es alimentada

principalmente por los dieciséis (16) Turbogeneradores (TG3,

TG4, TG5, TG6, TG7, TG8, TG9, TG10, TG11, TG21, TG22,

TG23, TG31, TG32, TG33 y TG34).

Se deshabilitan las líneas de transmisión 1 y 2 que enlazan la

S/E LCA con la S/E LM.

El enlace de la barra de generación 1 (H124) con la barra




Seguidamente, en la figura 4.4, se aprecia el diagrama unifilar

correspondiente al escenario N°4 para una condición de contingencia.

Asimismo, en el Anexo D-2, se pueden observar los reportes generados por

el simulador ETAP® 6.0.0.

101


102

4.1.1.2.3. Escenario de Simulación N°5. Alimentación del Sistema

Eléctrico de la Isla de Margarita con Catorce (14) Unidades

Turbogeneradoras, sin la Aportación de Energía Eléctrica del SEN.

La carga existente en la Isla de Margarita es alimentada sólo por la

generación de catorce (14) unidades turbogeneradoras. A continuación se

aprecian de manera detallada, las características del presente escenario:

Se encuentran en servicio catorce (14) unidades

Turbogeneradoras (TG3, TG4, TG5, TG6, TG7, TG8, TG9, TG21,

TG22, TG23, TG31, TG32, TG33 y TG34), todas ubicadas en la

PLCA.

El sistema eléctrico de la Isla de Margarita está desconectado del

SEN.



El seccionador (H224) que enlaza la BG1 con la (BG2), se



N°5. De igual forma, en el Anexo D-3, se pueden observar los resultados


103


104

4.1.1.2.4. Escenario de Simulación N°6. Desconexión de la S/E Los

Robles y del SEN.

Esta situación de emergencia consiste en la interrupción del anillo de

transmisión a 115 KV a partir de la desconexión de la S/E Los Robles. De

forma similar al escenario anterior, se presentan las características que

constituyen el presente escenario:

La carga existente en la Isla de Margarita es alimentada por

dieciséis (16) unidades Turbogeneradoras (TG3, TG4, TG5, TG6,

TG7, TG8, TG9, TG10, TG11, TG21, TG22, TG23, TG31, TG32,

TG33 y TG34).

El sistema eléctrico de la Isla de Margarita no recibe la

aportación de energía eléctrica del SEN.

Los interruptores que corresponden a la S/E Los Robles se

encuentran abiertos (H105, H205, H305 Y H405).





Seguidamente, en la figura 4.6, se aprecia el diagrama unifilar

correspondiente al escenario N°6 para una condición de contingencia.

Asimismo, en el Anexo D-4, se pueden observar los reportes generados por

el simulador ETAP® 6.0.0.

105


106

4.1.1.2.5. Escenario de Simulación N°7. Alimentación de la Carga

Existente en la Isla de Margarita con Ocho (8) Unidades

Turbogeneradoras, junto con la Aportación de Energía Eléctrica del

SEN.

Este escenario de contingencia, cuya duración fue de aproximadamente

tres semanas, fue una situación que se presenció en el transcurso del

período de pasantía de la autora en la empresa. A continuación se muestran

de manera más detallada, las características que conforman este escenario:

Se encuentran en servicio ocho (8) unidades Turbogeneradoras

(TG4, TG7, TG8, TG9, TG10, TG11, TG21, TG22 y TG23), todas


El sistema eléctrico de la Isla de Margarita está conectado al

Sistema Eléctrico Nacional a través de la S/E Casanay.






N°7. De igual forma, en el Anexo D-5, se pueden observar los resultados


107


108

De acuerdo a los valores obtenidos de la simulación para los escenarios

N°3, N°4, N°5, N°6 y N°7 (Anexo D), en condiciones de contingencia, se

presentan el análisis siguiente:

En los escenarios N°3 y N°5 se observó claramente que las principales

barras del Sistema Eléctrico de la Isla de Margarita se encuentran entre los

límites permitidos por la Normativa de la empresa, es decir, no exceden el

límite de tolerancia de ±10% de la tensión nominal, siendo el escenario N°3

el más próximo a exceder este límite con la barra de la S/E PMT

(90,170%VNOMINAL).

Del mismo modo, a los escenarios que anteceden, el escenario N°7 se

encuentra dentro de los límites permitidos por la empresa; no obstante, se

consideró importante pues fue una condición que se presenció durante el

transcurso de la pasantía, en donde se observó que la planta se encontraba

operando con características de contingencia, por el déficit de generación

que poseía, aplicando constantemente racionamientos del servicio eléctrico.

En cuanto a los escenarios N°4 y N°6, el límite de tolerancia es

sobrepasado en la mayoría de las barras del sistema eléctrico, siendo el

escenario N°4 el que presenta condiciones más críticas, pues al deshabilitar

las líneas de transmisión que enlazan la S/E LCA con la S/E LM, la barra de

la S/E LM excede el límite en un 2,5% (87,484%VNOMINAL) del valor

establecido por la normativa de la empresa; esta situación se debe a que la

S/E LM es la más alejada del punto de alimentación.

De la misma manera que en los escenarios de simulación para

condiciones normales de operación, los escenarios de contingencia

presentan cargas suprimidas debido a las bajas tensiones existentes en las

barras del sistema eléctrico de la Isla de margarita. Tal es el caso de la carga

109

conectada en la S/E PMT, la cual es de 33 MW pero en los escenarios

propuestos disminuyen, siendo de 26,831 MW para el escenario N°3 y de

25,817 MW en el escenario N°4.

4.2. Estudio de Corriente de Cortocircuito.

Todo sistema eléctrico de potencia tiene como condición primordial

operar de manera segura en todo momento; no obstante, aún cuando se

diseñe muy cuidadosamente, las fallas siempre ocurren, generalmente, en

forma de cortocircuito y, eventualmente, se producen a partir de orígenes

diferentes, tales como contaminación de aisladores, descargas atmosféricas,

rompimientos de conductores, entre otros.

El conocimiento de la magnitud de las corrientes de cortocircuito

durante el diseño de un sistema de potencia es, por tanto, indispensable para

seleccionar los equipos, dimensionar la subestación y realizar el ajuste de las

protecciones respectivas, ya que todas estas acciones deben ser tomadas en

cuenta para que el sistema eléctrico de potencia pueda soportar tales fallas e

incluso despejarlas, según sea el caso.

De manera similar al estudio de flujo de carga, el estudio de corrientes

de cortocircuito se realizó con la ayuda de la herramienta computacional

ETAP® 6.0.0. Esta aplicación informática permite obtener el nivel de

corriente de cortocircuito para fallas: a) a ½ ciclo (red sub-transitoria), b)

entre 1,5 y 4 ciclos (red transitoria) y c) a 30 ciclos (red de régimen

permanente). En este apartado se seleccionó el estudio para fallas a ½ ciclo,

pues permite obtener la máxima intensidad de corriente que circula por el

sistema, requerida para definir la capacidad de interrupción de los medios de

desconexión empleados para el despeje de las fallas.

110

Para el cálculo de corrientes de cortocircuito, la herramienta

computacional ETAP® 6.0.0 cumple completamente con los estándares

ANSI/IEEE. A continuación, en la tabla 4.1, se presentan de manera

resumida, los estándares que intervienen en el cálculo de la corriente de

cortocircuito.

Tabla 4.1. Estándares ANSI/IEEE para el Cálculo de Corriente de Cortocircuito.

ESTÁNDAR PUBLICACIÓN TITULOIEEE C37.04 1979

Standard Rating Structure for Ac High Voltage generator Circuit Breaker Rated on

a Symmetrical Current Basic and Supplements

IEEE C37.04f 1990IEEE C37.04g 1986IEEE C37.04h 1990IEEE C37.04i 1991IEEE C37.04 1999

IEEE C37.010 1979, 1988, 1999 IEEE Applications Guide For Ac High Voltage Generator Circuit Breaker Rated

on a symmetrical Current Basic And supplements

IEEE C37.010b 1985

IEEE C.37.010e 1985

IEEE C37.13 1990Standard for Low Voltage AC Power Circuit

Breakers

IEEE C37.013 1997Standard for AC High-Voltage Generator Circuit Breakers Rated on a Symmetrical

Current Basis

IEEE C37.20.1 2002Standard for Metal Enclosed Low-Voltage

Power Circuit Breaker SwitchgearIEEE Std 399 1990, 1997 Power System Analysis – The Brown Book

IEEE Std 141 1986, 1993, 2002Electric Power Distribution For Industrial

Plants – The Red Book

IEEE Std 242 1986, 2001IEEE Recommended Practice for

Protection and industrial and commercial power Systems – The Buff Book

UL 489_9 1996, 2000, 2002Standard for Safety for Molded-case Circuit Breakers, Model-case Switches, and Circuit

Breaker Enclosures

Con respecto a la validación de los resultados del estudio de

cortocircuito originados por el simulador, se realizaron una serie de cálculos

matemáticos para observar las contribuciones de corriente. Por otra parte, se

111

compararon los valores de corriente de cortocircuito resultantes con los

valores permitidos por los interruptores que pertenecen a cada una de las

subestaciones del sistema en estudio, con el fin de comprobar que dichos

niveles de corriente no ocasionen algún daño a los interruptores.

4.2.1. Simulación del Estudio de Cortocircuito.

Para el estudio de cortocircuito, se planteó un único escenario al cual se

le aplicaron fallas monofásicas, bifásicas y trifásicas en las barras asociadas

al sistema de interconexión.

4.2.1.1. Escenario de Simulación N° 1.

El escenario consiste en tener conectados todos los elementos de

generación, pues las fuentes principales de corriente de cortocircuito son los

generadores existentes en la PLCA y la generación de la red de Casanay. En

la figura 4.8 se puede observar el diagrama unifilar del sistema eléctrico al

cual se le aplicó el estudio de cortocircuito.

Por otra parte, en la tabla 4.2 se pueden apreciar los resultados

tabulados del estudio de cortocircuito para las barras de las subestaciones

Casanay, Chacopata II, Chacopata I y Luisa Cáceres de Arismendi.

Asimismo, para un mayor detalle, en el Anexo E-1 se muestran los

resultados arrojados por el simulador ETAP® 6.0.0.

Tabla 4.2. Resultados de las corrientes de cortocircuito, originados por el simulador. Fuente: Autora.

Bus fallado CORRIENTE DE FALLA PARA ½ CICLO

ID Icc 3 [KA] Icc 1 [KA] Icc L-L [KA] Icc L-L-G [KA]CSN 27,734 27292 24,012 27,613CH2 9,904 9,828 8,555 10,450CH1 10,227 10,629 8,828 11,272LCA 13,128 15,692 11,260 15,234

112

Figura 4.8. Diagrama unifilar del sistema eléctrico al cual se le aplicó el estudio de cortocircuito. Fuente: Autora.

113

4.2.2. Cálculos Aplicados para el Estudio de Cortocircuito.

Existen diferentes métodos básicos para el análisis de las corrientes de

cortocircuito, de los cuales se seleccionó el método de las componentes

simétricas para fallas asimétricas, lo que quiere decir, fallas de línea a tierra,

línea a línea, y línea-línea a tierra; y el método de Thévenin para fallas

simétricas, es decir, fallas trifásicas. En la figura 4.9 se aprecia el diagrama

unifilar reducido al cual se le realizó el estudio de cortocircuito.

Figura 4.9. Diagrama unifilar empleado para el cálculo de la corriente de cortocircuito. Fuente: Autora.

Cabe señalar que los cálculos matemáticos consisten en obtener

únicamente la corriente de cortocircuito para fallas monofásicas y trifásicas

en todas las barras que componen el circuito antes señalado. Por otra parte,

como se puede apreciar, los generadores que se encontraban anteriormente

en la PLCA, se adaptaron a una red equivalente (RED 2) con el fin de agilizar

los cálculos teóricos de cortocircuito.

En relación a las impedancias de secuencia positiva, negativa y cero

que componen a las líneas de transmisión y las fuentes que se utilizaron

para los cálculos teóricos, las tablas 4.2 y 4.3 indican sus características en

valores reales:

114

Tabla 4.2. Características de las líneas de transmisión. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

ID Secuencia (+) y (-) Secuencia (0)

L1CSN-CH2 6,300 + j23,688 24,704 + j73,475

L2CSN-CH2 6,300 + j23,688 24,704 + j73,475

LCH2-CH1 0,600 + j1,194 0,220 + j1,701

LCH1-LCA 4,589 + j3,306 4,590 + j2,820

Tabla 4.3. Características de las fuentes de alimentación. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.

FUENTES DE ALIMENTACIÓN

ID MVACC3 X/R MVACC1 X/R

RED 1 4979,646 45,000 4979,646 45,000

RED 2 1962,718 36,360 2438,174 98,697

Ahora bien, el primer paso para obtener la corriente de cortocircuito

mediante la aplicación de cualquier método matemático es pasar las

impedancias reales a valores por unidad (pu), esto es, una fracción decimal

de valores base que son seleccionados apropiadamente. En el presente

diagrama se seleccionaron los valores-base siguientes:

Para el cálculo de la corriente base se empleó la siguiente ecuación:

(Ec.4.1)

115

Sustituyendo las incógnitas por los valores-base ya establecidos, se

tiene que la corriente base es:

Una vez seleccionados los valores-base, entonces para el cálculo de

las impedancias de secuencia positiva (+), negativa (-) y cero (0) de los

elementos que conforman el sistema, se tienen las ecuaciones que se

muestran a continuación.

(Ec.4.2)

(Ec.4.3)

En esta investigación, para los cálculos de las impedancias en PU de

las líneas de transmisión se empleó la ecuación 4.2, mientras que para el

caso de las fuentes de alimentación se utilizó la ecuación 4.3.

Tomando en cuenta las ecuaciones descritas anteriormente, se procede

a calcular las impedancias en valores por unidad. Para ello se considera,

como ejemplo de cálculo, la línea de transmisión que se encuentra entre la

S/E CSN y la S/E CH2. Partiendo del cálculo de la impedancia en secuencia

(+), se tiene que:

116

Resulta oportuno mencionar, que la impedancia de secuencia positiva

(+) en las líneas de transmisión se consideran iguales a las impedancias de

secuencia negativa (-). Es por ello que se establece un único cálculo para

ambas. Seguidamente, para el cálculo de la impedancia de secuencia (o) se

tiene:

De forma análoga se determinaron el resto de las impedancias que

conforman al sistema. La tabla 4.4 muestra los resultados obtenidos al

aplicar la ecuación en cada una de las líneas de transmisión.

Tabla 4.4. Impedancias en PU de las líneas de transmisión. Fuente: Autora.

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

ID Secuencia (+) y (-) Secuencia (0)

L1CSN-CH2 0,0476 + j0,1791 0,1868 + j0,5556

L2CSN-CH2 0,0476 + j0,1791 0,1868 + j0,5556

LCH2-CH1 0,0045+ j0,0090 0,0017 + j0,0129

LCH1-LCA 0,0347 + j0,0250 0,0347 + j0,0213

En cuanto a las impedancias de las fuentes de alimentación se tomó como ejemplo

la RED 1.

De forma similar a la presentación de los resultados de las líneas de

transmisión, se tabularon los valores obtenidos para la RED 2 en la tabla 4.5.

117

Tabla 4.5. Impedancias en PU de las fuentes de alimentación. Fuente: Autora.

FUENTES DE ALIMENTACIÓN

ID Z3(PU) Z1(PU)

RED 1 0,0201 0,0201

RED 2 0,0509 0,0212

4.2.2.1. Cálculo de la Corriente de Cortocircuito Trifásica.

Este método consiste en calcular una impedancia equivalente,

denominada Z+TH, vista desde el punto de la falla. Todo ello con la finalidad

de obtener la corriente de cortocircuito trifásica a partir del diagrama que se

muestra en la figura 4.10.

Figura 4.10. Diagrama equivalente para el cálculo de cortocircuito trifásico.Fuente: Autora.

Como puede observarse, la corriente de cortocircuito resultante se obtiene mediante

la aplicación de la Ley de Ohm:

(Ec.4.4)

Donde se considera el Voltaje de Pre-falla, el cual en este caso se

asume igual a . Ahora bien, para obtener la corriente de falla real

es necesario multiplicar por el valor de la corriente base (IBASE), tal como se

indica en la ecuación 4.5.

118

(Ec.4.5)

Una vez descrito el procedimiento para el cálculo de la corriente de falla

trifásica, se plantea como ejemplo de cálculo la barra de la S/E CSN. En la

figura 4.11 se presenta el diagrama unifilar empleado con sus respectivas

impedancias en PU, para el cálculo de la corriente de cortocircuito. En este

caso, las impedancias a utilizar son las de secuencia positiva.

Figura 4.11. Diagrama unifilar del sistema eléctrico para el cálculo de la corriente de cortocircuito trifásica. Fuente: Autora.

La impedancia equivalente, vista desde el punto de la falla, resulta de

aplicar la formulación matemática que permite resolver la asociación en

paralelo entre la impedancia de la RED 1 con la suma del resto de las

impedancias del circuito, tal como se muestra en la figura 4.12.

Figura 4.12. Circuito equivalente para el cálculo de la impedancia vista desde el punto de la falla. Fuente: Autora.

119

Entonces, resulta que:

Una vez calculada la impedancia equivalente de secuencia (+), se

procede a obtener la corriente de cortocircuito trifásica mediante la aplicación

de la ecuación 4.5.

De forma similar se determinaron las corrientes de falla trifásica en el

resto de las barras que conforman el diagrama unifilar antes señalado. La

tabla 4.6 muestra los resultados obtenidos.

Tabla 4.6. Resumen de los resultados de la corriente de cortocircuito trifásica originados por los cálculos teóricos. Fuente: Autora.

Barra bajo Falla

CORRIENTE DE FALLA [KA]

ID Icc3 Calculada

CSN 27,874

CH2 9,997

CH1 10,247

LCA 13,343

4.2.2.2. Cálculo de la Corriente de Cortocircuito Monofásica.

El método de las componentes simétricas permite analizar las fallas

asimétricas (sistema desbalanceado), en forma trifásica balanceada. Su

120

desarrollo consiste en conseguir los modelos de impedancia de secuencia

del sistema vistos desde el punto de la falla y, dependiendo del tipo de falla,

dichos modelos se conectarán en ciertas y determinadas formas, con el fin

de calcular circuitalmente, la corriente de cortocircuito deseada. En este caso

la falla a aplicar es de línea a tierra; esta falla consiste en conectar los tres

diagramas de secuencia en serie y en circuito cerrado, tal como se indica en

la figura 4.13.

Figura 4.13. Diagrama de impedancias para una falla de Línea a Tierra.Fuente: Autora.

Aplicando análisis circuital en el diagrama, la corriente I0 resulta:

(Ec.4.6)

A partir del valor de esta corriente, se obtiene la corriente de falla real

(IFALLA), tal como se indica en la ecuación 4.7.

(Ec.4.7)

Sustituyendo la corriente I0 en la ecuación 4.7, la corriente de falla real resulta:

121

(Ec.4.8)

donde,

= Voltaje de Pre-falla, se considera igual a .

= Impedancia de Secuencia Positiva.

= Impedancia de Secuencia Negativa.

= Impedancia de Secuencia Cero.

Ahora bien, teniendo descrito el procedimiento para el cálculo de la

corriente de falla monofásica, se tomó como ejemplo de cálculo la barra de la

S/E CSN, debido a que ya se conoce la impedancia de secuencia positiva y

negativa equivalentes, vistas desde el punto de la falla.

La impedancia de secuencia cero, resulta de aplicar el análisis

matemático que permite resolver la asociación en paralelo entre la

impedancia de la RED 1 con la suma del resto de las impedancias del

circuito, tal como se muestra en la figura 4.14.

Figura 4.14. Circuito equivalente para el cálculo de la impedancia de secuencia (0). Fuente: Autora.

Entonces, resulta que:

122

Aplicando la ecuación 4.8 se obtiene la corriente de cortocircuito monofásica

real:

De forma análoga se determinaron las corrientes de falla monofásica en

el resto de las barras que conforman el diagrama unifilar en referencia. La

tabla 4.7 muestra los resultados obtenidos.

Tabla 4.7. Resumen de los resultados de la corriente de cortocircuito monofásica originados por los cálculos teóricos. Fuente: Autora.

Bus falladoCORRIENTE DE FALLA

[KA]

ID Icc1 Calculada

CSN 27,403

CH2 9,777

CH1 10,511

LCA 15,824

123

4.2.3. Comprobación del Estudio de Cortocircuito.

Como se había mencionado, se realizaron una serie de cálculos

teóricos con la finalidad de comprobar si los resultados originados por el

simulador son adecuados para el circuito en estudio. En la tabla 4.8 se

indican las contribuciones de corriente de cortocircuito en cada barra, tanto

las originadas por el simulador como las calculadas matemáticamente.

Tabla 4.8. Comprobación de los resultados de la corriente de cortocircuito trifásica y monofásica. Fuente: Autora.

Bus fallado CORRIENTE DE FALLA [KA]

IDIcc3

SimuladaIcc3

CalculadaIcc1

SimuladaIcc1

Calculada

CSN 27,734 27,874 27,292 27,403

CH2 9,904 9,997 9,828 9,777

CH1 10,227 10,247 10,629 10,510

LCA 13,128 13,343 15,692 15,824

Como se puede apreciar, los valores obtenidos en los cálculos teóricos

presentan una pequeña diferencia con respecto a los obtenidos mediante el

simulador ETAP® 6.0.0, esto se debe, fundamentalmente, a que el simulador

emplea otro método para obtener la corriente de cortocircuito. No obstante, a

pesar que existe una diferencia entre los resultados (menor al 1% del margen

de error), los valores se consideran lo suficientemente aproximados, lo que

garantiza que el simulador se encuentra trabajando adecuadamente.

Por otra parte, en cuanto a los valores de corriente permitidos por el

interruptor, en la tabla 9 se observan claramente las características de los

interruptores asociados al sistema de interconexión y su ubicación en sus

respectivas subestaciones se observa en mayor detalle, en el Anexo A.

124

Tabla 4.9. Características de los interruptores asociados al sistema de Interconexión eléctrica. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.

Subestación InterruptorCorriente

Nominal (Amp)Corriente de

Cortocircuito (KA)

LCA

H205 2500 31,5

H150 1250 31,5

H250 1250 31,5

CH 2

H105 1500 31,5

H205 1500 31,5

H505 1500 31,5

CSNH305 1500 31,5

H105 1500 31,5

Como se observa, es evidente entonces que los interruptores se

encuentran sobredimensionados, garantizando que en el caso de cualquier

falla, las corrientes de cortocircuito no les ocasionen daño alguno. Esto

conlleva al buen funcionamiento del sistema.

Por otra parte, resulta oportuno mencionar que anteriormente, las

máquinas TG31, TG32, TG33, y TG34, no estaban presentes en el sistema

interno de la PLCA, cuyos valores correspondientes de la simulación de

cortocircuito para este escenario se encuentran en el Anexo E-2. Ahora bien,

al comparar ambos escenarios de simulación se observa que los niveles de

corriente de cortocircuito de dicho escenario están por debajo de los

calculados actualmente, lo que garantiza que al realizar los nuevos ajustes a

las protecciones, el sistema en forma global estará resguardado

adecuadamente.

CAPITULO V

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

5.1. Estudio de Coordinación de Protecciones.

La coordinación de protecciones se refiere a la operación selectiva de

los diferentes dispositivos de protección, de manera que éstos actúen en

secuencia, al reconocer, localizar, e iniciar el proceso de despeje de una

falla, u otra condición anormal que ocasione algún daño dentro del Sistema

de Potencia. Para tal cometido, se emplean dispositivos muy seguros, como

son los relés de protección, siendo los relés de distancia los más

convenientes a ser empleados en el caso de líneas de trasmisión de alta

tensión, debido a que su medición es independiente de las variaciones de la

impedancia de la fuente.

Ahora bien, como se había mencionado anteriormente, todos los tramos

de línea, asociados al sistema actual de interconexión en 115 KV, emplean

relés electromecánicos con protección de distancia. No obstante, para

adecuar el sistema a la utilización de dispositivos de última generación, la

empresa CORPOELEC Nueva Esparta pretende, a futuro, sustituir los relés

electromecánicos por relés numéricos marca Siemens modelo 7SA61, para

la protección del cable submarino y para las salidas de líneas de Casanay y

Chacopata II en las subestaciones Casanay y Chacopata II, respectivamente.

En ese mismo orden de ideas, las unidades de distancia están basadas

en características tipo Mho; sin embargo, dicha característica presenta sub-

alcances importantes ante fallas muy resistivas. Es por ello que, ante este

126

tipo de situación, se recomienda emplear unidades de distancia con

características de tipo cuadrilátera, dada que es la más confiable a la hora de

detectar fallas con resistencia de arco. La figura 5.1 muestra la influencia de

la resistencia de falla en la impedancia vista por el relé.

Figura 5.1.a. Ejemplo de falla al 60% de la línea.

Figura 5.1.b. Influencia de la resistencia de falla en la impedancia vista por el relé.

Fuente: Rojas (2008)

Por otra parte, suponiendo que se presenta una falla con resistencia de

arco al 60 % de la línea, tal como se muestra en la figura 5.1, el relé con

característica Mho presenta sub-alcance, es decir, el relé no actúa ante fallas

internas a su zona de actuación. Caso contrario con el relé que presenta

característica cuadrilátera, el cual permite ajustar cada lado en el plano R-X

de forma independiente, permitiendo admitir fallas de alta impedancia.

127

5.2. Descripción de los Relés de Distancia en Estudio.

Para la adecuada actuación de las protecciones del sistema a 115 KV

del sistema eléctrico interconectado de la Región Insular con Tierra Firme, a

continuación se presenta una breve descripción del relé marca Siemens

modelo 7SA61.

5.2.1. Descripción del Relé marca Siemens modelo 7SA61.

La protección de distancia digital 7SA61 SIPROTEC es una protección

selectiva y rápida para líneas aéreas y cables con alimentaciones sencillas y

complejas (anillo, radial, o cualquier tipo de sistemas de malla de cualquier

nivel de tensión) en el que la red neutral puede ser conectada a tierra,

compensada o aislada.

La función básica del dispositivo es el reconocimiento de la distancia a

la falla con la medición de la protección de distancia. En particular, para las

fallas complejas de múltiples fases, la protección de distancia tiene un diseño

de bucles de impedancia de seis (6) zonas (esquema completo). Por otra

parte, la protección de distancia puede complementarse con teleprotección

utilizando diversos sistemas de transmisión con el fin de obtener un disparo

rápido en el 100% de la longitud de la línea.

Aparte de la protección de distancia antes mencionada, el dispositivo en

estudio presenta funciones, tales como la detección de fallas a tierra (para

sistemas aislados o compensados), protección de sobretensión, frecuencia y

baja tensión, protección contra fallas de disyuntor, la protección contra los

efectos de las oscilaciones de potencia (para la impedancia recogida al

mismo tiempo activa el bloqueo de oscilación de potencia para la protección

de distancia) y una protección de sobrecarga térmica que protege a los

equipos (sobretodo cables) del calentamiento debido a la sobrecarga. Para la

128

ubicación rápida de los daños a la línea después de un fallo, un localizador

de fallos está integrado que también puede compensar la influencia de las

líneas paralelas.

5.2.1.1. Introducción de Datos al Relé marca Siemens modelo 7SA61.

5.2.1.1.1. Datos generales de la línea.

Los ajustes de los datos de la línea en el relé 7SA61 se refieren a los

datos comunes que son independientes de la graduación (clasificación) de la

protección de distancia. El ángulo de la línea puede ser obtenido a partir de

los parámetros de línea, tal como se indica a continuación:

(Ec.5.1)

Donde RL es la resistencia y XL es la reactancia del alimentador

protegido. El ángulo de distancia especifica el ángulo de la inclinación de las

secciones de R de los polígonos de protección de distancia. Los valores

direccionales normalmente se definen con la dirección positiva hacia el

objeto protegido. Pero es también posible definir la dirección "hacia adelante"

para las funciones de protección y la dirección positiva para la potencia.

El valor de la reactancia de la línea protegida es introducido en Y/km si

la unidad de distancia es ajustada en kilómetro o en Y/milla si la unidad de

distancia es ajustada en milla. El valor correspondiente de la longitud de la

línea es introducido en kilómetros o en millas.

Al usar una computadora personal y el programa DIGSI® para aplicar el

ajuste, éstos pueden introducirse como valores primarios o secundarios. En

el caso de la parametrización con los valores secundarios, deben convertirse

129

las cantidades derivadas de la coordinación al lado secundario de los

transformadores de corriente y de voltaje. La siguiente conversión para las

cantidades secundarias es requerida entonces.

(Ec.5.2)

donde,

NCT = Relación del transformador de corriente.

NVT = Relación del transformador de voltaje.

5.2.1.1.2. Compensación de impedancia (residual) de tierra.

El ajuste de la tierra para la relación de la impedancia de línea es un

elemento indispensable para la medición exacta de la distancia de falla

(protección de distancia, localizador de falla) durante las fallas a tierra. Esta

compensación se logra introduciendo la relación de resistencia RE/RL y de

reactancia XE/XL o introduciendo el factor de compensación de tierra

(residual). Cualquiera de estas dos opciones de entrada son determinadas

mediante el ajuste de Z0 / Z1.

5.2.1.1.2.1. Compensación de impedancia (residual) de tierra con

factores escalares RE/RL y XE/XL.

Las relaciones de resistencia RE/RL y de reactancia XE/XL son

calculadas por separado, y no corresponden a los componentes reales e

imaginarios de ZE/ZL por lo que un cálculo con números complejos no es

necesario. Las relaciones son obtenidas de los datos del sistema usando las

fórmulas mostradas a continuación:

130

(Ec.5.3)

(Ec.5.4)

donde,

R0 = Resistencia de secuencia cero de la línea.

X0 = Reactancia de secuencia cero de la línea.

R1 = Resistencia de secuencia positiva de la línea.

X1 = Reactancia de secuencia positiva de la línea.

El ajuste del factor de compensación de impedancia (residual) de tierra

para la primera zona puede ser diferente de las zonas restantes de la

protección de distancia. Esto permite el ajuste de los valores exactos para la

línea protegida mientras que, al mismo tiempo, el ajuste para las zonas de

respaldo podría ser una aproximación cercana, incluso cuando las siguientes

líneas tienen relaciones de impedancia de tierra considerablemente

diferentes (por ejemplo un cable después de una línea aérea).

5.2.1.1.2.2. Compensación de impedancia (residual) de tierra con

magnitud y ángulo (factor K0).

En este caso es importante que el ángulo de línea sea ajustado

correctamente cuando el dispositivo necesita dicho ángulo para calcular los

componentes de compensación del K0. Estos factores de compensación de

impedancia de tierra son definidos con su magnitud y ángulo, que pueden ser

calculados con los datos de la línea mediante la siguiente ecuación:

131

(Ec.5.5)

donde,

Z0 = (Complejo) la impedancia de secuencia cero de la línea.

Z1 = (Complejo) la impedancia de secuencia positiva de la línea.

Para líneas aéreas es generalmente posible realizar el cálculo con las

cantidades escalares cuando el ángulo de la secuencia cero y de secuencia

positiva del sistema solamente difieren en una cantidad despreciable. Con

cables, sin embargo, las diferencias de ángulo importantes podrían existir.

Las magnitudes y los ángulos de los factores de compensación de las

impedancias (residuales) de tierra para la primera zona y las zonas restantes

de la protección de distancia podrían ser diferentes. Si una combinación de

valores es ajustada de manera tal que no puede ser reconocido por el

dispositivo, éste opera con el siguiente valor K0 = 1.e0°.

5.2.1.1.3. Impedancia mutua de una línea paralela.

Si el dispositivo es aplicado a una línea de circuito doble (líneas

paralelas) y compensación de líneas paralelas, el acoplamiento mutuo debe

ser considerado. Los factores de acoplamiento pueden ser determinados

usando las ecuaciones siguientes:

(Ec.5.6)

(Ec.5.7)

132

donde,

R0M = Resistencia mutua de secuencia cero de la línea.

X0M = Reactancia mutua de secuencia cero de la línea.

R1 = Resistencia de secuencia positiva de la línea.

X1 = Reactancia de secuencia positiva de la línea.

5.2.1.2. Método de Funcionamiento de la Protección de Distancia con la

Característica Cuadrilátera.

En total hay cinco zonas independientes y una zona adicional

controlada por cada lazo de impedancia de falla. La figura 5.2 muestra la

forma de los polígonos como ejemplo. La primera zona posee una dirección

hacia adelante. La tercera zona tiene una dirección en reversa.

Figura 5.2. Característica cuadrilátera. Fuente: Manual SIPROTEC.

En general, el polígono se define por medio de un paralelogramo que

intercepta los ejes de R y X así como la inclinación Dist. Un trapezoide de

carga con los ajustes RLoad y Load pueden usarse para cortar el área de la

133

impedancia de carga fuera del polígono. Las coordenadas axiales pueden

ajustarse individualmente para cada zona; Dist, RLoad y Load son comunes

para todas las zonas. El paralelogramo es simétrico con respecto al origen

de las coordenadas R-X del sistema; la característica direccional, sin

embargo, limita el rango de disparo de los cuadrantes deseados.

El alcance de R puede ajustarse por separado para las fallas fase-fase

y las fallas fase-tierra, con la finalidad de lograr una mayor cobertura de

resistencias de falla para las fallas a tierra en caso de que se desee. Para la

primera zona existe un ajuste adicional de la inclinación usado para

prevenir sobre-alcance. Para la zona Z1B y las zonas más altas esta

inclinación no existe.

Inmediatamente después del comienzo de una falla, el voltaje del

cortocircuito se perturba por los transitorios, por tal motivo el voltaje pre-falla

memorizado es empleado en esta situación. Si el voltaje de cortocircuito de

estado estable (durante un cierre en la falla) es demasiado pequeño para la

determinación de la dirección, el voltaje antes de la falla es usado. Si no hay

un voltaje medido actual ni un voltaje memorizado disponible, que es

suficiente para medir la dirección, el relé selecciona la dirección hacia

adelante. En la práctica esto puede ocurrir sólo cuando el breaker del circuito

cierra hacia una línea des-energizada y hay una falla en esta línea.

La figura 5.3 muestra la característica de estado estable teórica. En la

práctica, la posición de la característica direccional cuando se usan los

voltajes memorizados es dependiente de la impedancia de la fuente, así

como de la carga transferida por la línea antes del comienzo de la falla. De

acuerdo con la característica direccional, incluye un margen de seguridad

con respecto a los límites del primer cuadrante en el diagrama de R-X.

134

Figura 5.3. Característica direccional en el diagrama R-X. Fuente: Manual SIPROTEC.

5.2.1.3. Esquemas de Comunicaciones

Con respecto a los esquemas de telecomunicaciones, el 7SA6 hace

una distinción entre esquemas de Subalcance y de Sobrealcance.

En los esquemas de Subalcance, la protección se establece con una

característica normal de clasificación. Esto es, si una orden de disparo se

produce en la primera zona, el otro extremo de la línea recibe esta

información a través de un canal de transmisión. Allí la señal recibida inicia

un disparo, ya sea por la activación de la zona de sobrealcance o a través de

una orden de disparo directo.

El 7SA6 permite los siguientes esquemas de teleprotección en

subalcance:

PUTT (Pickup).

Disparo permisivo Transferido en Subalcance con aceleración de

la zona Z1B (PUTT).

135

Disparo Directo Transferido en Subalcance.

En los esquemas de Sobrealcance, la protección funciona desde el

principio con una zona rápida. Esta zona, sin embargo, puede causar sólo un

disparo si el extremo opuesto también detecta una falla en la zona de

estudio. Se diferencian los siguientes esquemas de teleprotección en

sobrealcance:

Esquemas permisivos:

Disparo permisivo transferido en Sobrealcance (POTT) con

sobrealcance de la zona Z1B.

Comparación direccional.

Desbloqueo con Sobrealcance de la zona Z1B.

Esquema de bloqueo:

Bloqueo con Sobrealcance de la zona Z1B.

Esquemas mediante cable piloto:

Comparación de hilo piloto.

Inversa de enclavamiento.

5.3. Criterios Utilizados para el Ajuste de los Relés de Distancia que

Protegen el Circuito de Interconexión de la Región Insular con Tierra

Firme.

En general, para el ajuste de los relés de distancia que protegen al

circuito de interconexión de la Región Insular con Tierra Firme, se usan tres

zonas de protección en la dirección de la falla con la finalidad de cubrir una

136

sección de la línea y para proporcionar protección de respaldo a secciones

remotas; no obstante, uno de los relés a estudiar posee una zona adicional

en la dirección de la falla más otra en la dirección opuesta, la cual actúa

como respaldo para proteger las barras.

Por otra parte, como se mencionó anteriormente, el relé de distancia

que se empleó como referencia para efectuar los cálculos es del tipo

cuadrilátera, el cual permite ajustar cada zona en el plano R-X de forma

independiente. Asimismo, es importante resaltar que, los ajustes

seleccionados para realizar el estudio no toman en cuenta el efecto infeed,

debido a criterios asumidos por la empresa. A continuación, se indica de

forma detallada el alcance de las principales zonas de protección para los

relés que intervienen en el tramo en estudio.

5.3.1. Criterios de Ajuste para la Zona 1.

La primera zona de protección debe ser ajustada para detectar fallas

únicamente dentro de la línea que se desea proteger. Por lo tanto, se desea

evitar operaciones no selectivas que impidan la operación adecuada del relé,

es decir, sobrealcances que pueden ser producidos por errores en los

transformadores de medida (transformadores de corriente y de potencial),

por imperfecciones en el cálculo de los parámetros de la línea o por

condiciones dinámicas del sistema. De allí que, el alcance reactivo de la

zona 1 para el circuito de interconexión con tierra firme será ajustado al 80%

de la impedancia de secuencia positiva de la línea, tal como se indica en la

ecuación 5.8.

(Ec.5.8)

137

Este criterio es aplicado a todos los tramos asociados al circuito de

interconexión de la Región Insular con Tierra Firme.

Ahora bien, con respecto al alcance resistivo de la primera zona, se

establecen dos (2) criterios; el primero usado para las líneas de transmisión

aéreas, y el segundo criterio para el tramo submarino y sub-lacustre. Ambos

criterios son seleccionados tomando en consideración a la resistencia de

falla. En ese sentido, se deben ajustar dos (2) resistencias para la protección

del sistema en estudio, estas son:

Resistencia para fallas fase – fase [R(Z)Ø – Ø].

Resistencia para fallas fase – tierra [RE(Z)Ø – Ε].

Alcance Resistivo para Líneas Aéreas.

La resistencia para fallas fase – fase, se obtiene haciendo uso de la

ecuación 2.11, explicada en capítulos anteriores, es decir:

(Ec.2.11)

No obstante, Siemens (2005) sugiere que la ecuación señalada

anteriormente debe ser dividida por dos (2), debido a que la Rarco se

encuentra en el lazo de medición mientras se configura como impedancia se

fase o impedancia de secuencia positiva. Asimismo, como margen de

seguridad se establece una adición del 20%, por lo tanto, la expresión

matemática para obtener la resistencia de fase-fase para líneas aéreas es la

que se indica en la ecuación 5.9.

138

(Ec.5.9)

En cuanto a la resistencia fase – tierra, se obtiene a partir de la

ecuación 2.14; sin embargo, igualmente, Siemens (2005) establece la adición

de un margen de seguridad del 20%. Además, sugiere dividir la ecuación por

un factor (1 + RE/RL), porque la Rarco y la RETF aparecen en el lazo de

medición mientras se configura como impedancia se fase o impedancia de

secuencia positiva., tal como se muestra en la ecuación 5.10.

(Ec.5.10)

Estos valores resistivos corresponden a las opciones mínimas

requeridas para considerar la resistencia de arco. Dependiendo del alcance

reactivo, este valor puede ser incrementado con el fin de garantizar cierta

simetría del polígono. En la ecuación 5.11, se muestra la regla para el

alcance resistivo para fallas fase – fase.

(Ec.5.11)

A diferencia de la resistencia para fallas fase – fase, la resistencia para

fallas fase – tierra considera el factor de compensación (residual) de tierra,

tal como se indica en la expresión 5.12.

(Ec.5.12)

139

Alcance resistivo para el tramo submarino y sub-lacustre.

En el caso de la resistencia para fallas fase – fase en cables, Siemens

(2005) propone lo señalado en la ecuación 5.13.

(Ec.5.13)

donde,

RCABLE = Resistencia del cable que se desea proteger [Ω].

Varco = Voltaje de arco, cuya estimación para cables es de 1,5 KV.

IccFmin = Corriente de cortocircuito bifásica mínima.

En la ecuación 5.14, se presentan las consideraciones que sostiene

Siemens (2005) con respecto a la resistencia para fallas fase –tierra.

(Ec.5.14)

donde,

Icc1Фmin = Corriente de cortocircuito monofásica mínima [Amp].

Icc1Ф = Corriente de cortocircuito monofásica [Amp].

Icc3Ф = Corriente de cortocircuito trifásica [Amp].

R(Z1)Ø – Ø = Resistencia para fallas fase – fase de la zona 1.

Como se puede observar, se establece como margen de seguridad una

adición del 20%.

140

Resulta oportuno mencionar que, para la obtención de las corrientes de

cortocircuito mínimas se trabaja con aproximadamente 200 MW de

generación en la PLCA. Esto se aplica tanto para el tramo submarino y sub-

lacustre como también para el caso de líneas aéres.

Por otra parte, se deben considerar las reglas para el alcance resistivo

explicadas anteriormente, puesto que las zonas 1 y 2, se toman como patrón

de lineamiento para las zonas restantes del sistema de protección. Por lo

tanto, un mal cálculo realizado en ellas, implicaría un mal cálculo para el

resto del sistema.

Ahora bien, el tiempo de actuación del relé para esta zona será

instantáneo, es decir no aplica ningún retraso, dado que una medición dentro

de esta zona implica una falla en la sección protegida, y no debe esperarse

acción alguna de otro dispositivo.


La segunda zona de protección debe ser ajustada de tal forma que

cubra el resto de la línea que no fue protegida por la zona 1 más un

porcentaje adicional, tomando en consideración los errores en los elementos

de medición y las características de las líneas adyacentes. Es importante

señalar que, la selección del porcentaje adicional no debe coincidir con el

comienzo de la segunda zona de la línea adyacente, debido a que se

perdería selectividad en el sistema de protección. De allí que, por la

divergencia en cuanto a características de las líneas de transmisión que

presenta el sistema de interconexión, se proponen dos criterios con la

finalidad de proporcionar una protección adecuada.

141

Criterio A:

Este criterio es propuesto para el ajuste del tramo Chacopata II –

Casanay, el cual se caracteriza por presentar líneas largas seguidas de

líneas cortas. En ese sentido, se propone que el alcance reactivo de la

segunda zona sea menor o igual al 100% de la línea a proteger más el 50%

de la línea adyacente más corta, tal como se indica en la expresión 5.15.

(Ec.5.15)

De forma similar, se pretende aplicar el criterio anterior para la

protección del tramo Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II, extremo

CH II.

Criterio B:

Para el ajuste del tramo Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II,

extremo LCA, no es recomendable colocar el alcance establecido en el

criterio A, dado que si ocurriese una falla en el tramo Casanay – Cariaco,

muy cerca de Casanay, tal como se observa en la figura 5.4.a, el relé que se

encuentra ubicado en la S/E Luisa Cáceres de Arismendi podría detectarla

en segunda zona y dar orden de apertura, situación que se desea evitar por

cuanto este despeje debe estar a cargo de las protecciones relacionadas con

la zona 3. Esta situación se presenta por cuanto la configuración en paralelo

del tramo Chacopata II – Casanay ocasiona que la impedancia equivalente

vista desde la subestación Luisa Cáceres de Arismendi en presencia de

fallas cercanas a CSN, sea la mitad de la impedancia de dicho tramo, tal

como se muestra en la figura 5.4.b.

142

(a)

(b)

Leyenda:

Relé en estudio

Falla

Alcance de segunda zona del relé, considerando el criterio A

Figura 5.4. a) Falla en el tramo Casanay – Cariaco; b) Comportamiento del relé en LCA para una falla en el tramo Casanay – Cariaco. Fuente: Autora.

Tomando en cuenta lo descrito anteriormente, para la zona 2 se

colocará un alcance reactivo de:

(Ec.5.16)

Con este criterio se logra mantener la característica de selectividad al

no presentarse solapamiento de segundas zonas.

Con respecto al alcance resistivo, Siemens (2005) propone que la

determinación de ambas resistencias deben tomar como base el valor del

alcance reactivo de la zona 2 [X(Z2)], con el fin de establecer la cantidad

máxima necesaria para el alcance. Asimismo, debe considerar la resistencia

para fallas fase – fase [R(Z1)Ф-Ф] y la resistencia para fallas fase – tierra

[RE(Z1)Ф-Ε] obtenidas en la zona 1, todo ello con la finalidad de abarcar en su

143

totalidad la resistencia para fallas internas. De todo esto se desprende que,

la R(Z2)Ф-Ф puede calcularse con la ecuación 5.17.

(Ec.5.17)

donde,

X(Z2) = Alcance reactivo de la zona 2.

R(Z1)Ф-Ф = Alcance resistivo para fallas fase – fase de la zona 1.

XLINEA = Reactancia de la línea que se desea proteger.

Del mismo modo, el alcance de RE(Z2)Ф-Ε puede ser calculada a partir

de la ecuación 5.18.

(Ec.5.18)

donde,


RE(Z1)Ф-Ε = Alcance resistivo para fallas fase – tierra de la zona 1.

XLINEA = Reactancia de la línea que se desea proteger.

Como se había mencionado anteriormente, ambas resistencias de la

zona 2 deben regirse por las reglas para el alcance resistivo para fallas fase

– fase y fallas fase – tierra, respectivamente.

Con respecto al tiempo de actuación del relé, para esta zona será

ajustado a 500 milisegundos.

144

5.3.3. Criterios de Ajuste para la Z1B.

La zona uno extendida (Z1B), es una zona usada por los esquemas de

teleprotección PUTT encargado de proteger el circuito de interconexión de la

región insular con tierra firme. El alcance reactivo para la Z1B se ajustará

igual al de la segunda zona, es decir:

Para el ajuste del tramo Chacopata II – Casanay (ambos extremos) y

para la protección del tramo Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II

(extremo CH II), se aplicará la ecuación 5.19.

(Ec.5.19)

Y, para la protección del tramo Luisa Cáceres de Arismendi –

Chacopata II, extremo LCA, se utilizará la ecuación 5.20.

(Ec.5.20)

Con la diferencia de que su tiempo de actuación será instantáneo, es

decir igual al de la primera zona.


Como se había mencionado anteriormente, la tercera zona del relé en

estudio, presenta una dirección en reversa. Esta se ajustará únicamente en

el relé ubicado en la subestación Luisa Cáceres de Arismendi, la cual actuará

como respaldo ante fallas en la barra citada, en caso que el relé ubicado en

la S/E Chacopata II no detectase la falla en segunda zona. Por lo tanto, el

alcance reactivo de la presente zona se corresponde al 50% de la línea Luisa

Cáceres de Arismendi – Porlamar, tal como se indica en la ecuación 5.21.

145

(Ec.5.21)

A partir de esta zona en adelante, el alcance resistivo se hará tomando

en consideración el alcance reactivo de la zona en estudio y el de la zona

pasada, además se tomará en cuenta el alcance resistivo de la zona que

antecede. Todo ello con la finalidad de mantener las reglas para el alcance

resistivo explicadas anteriormente para la zona 1. Es por tanto que, el

alcance resistivo para fallas fase – fase de la zona 3 [R(Z3)Ф-Ф] puede ser

calculada a partir de la ecuación 5.22.

(Ec.5.22)

donde,




Asimismo, el alcance de RE(Z2)Ф-Ε puede calcularse a partir de la

expresión 5.23.

(Ec.5.23)

donde,


RE(Z2)Ф-Ε = Alcance resistivo para fallas fase – tierra de la zona 2.


146

Resulta oportuno mencionar que, tanto el alcance resistivo de la zona 3

como el de la zona 4, consideran las características de la zona 2.

Ahora bien, el tiempo de actuación será de 500 milisegundos.


La función de la cuarta zona debe ser la de respaldo ante fallas en las

líneas vecinas, en el caso que no hayan sido detectadas o en su defecto

despejadas debido a imperfecciones de los relés. Es importante señalar que,

el alcance de dicha zona debe ser menor al comienzo de la tercera zona de

los relés de distancia de las líneas adyacentes, a fin de garantizar la

característica de selectividad en el sistema de protecciones. De allí que, se

proponen dos criterios para el alcance reactivo de la cuarta zona, debido a la

divergencia en cuanto a características de las líneas de transmisión que

presenta el sistema de interconexión, particularmente a la influencia que

ejercen las líneas Chacopata II – Casanay sobre el relé ubicado en la

subestación Luisa Cáceres de Arismendi.

Criterio A:

Este criterio es propuesto para el ajuste del tramo Chacopata II –

Casanay (ambos extremos) y para la protección del tramo Luisa

Cáceres de Arismendi – Chacopata II (extremo CH II). Este ajuste

consiste en hacer el respaldo del 100% de la línea adyacente menor,

junto a un 20% de la línea adyacente a la corta, evitando solapar con la

cuarta zona de la línea adyacente a la corta, tal como se muestra en la

ecuación 5.24.

(Ec.5.24)

147

Criterio B:

De manera semejante a lo descrito en el criterio B para la zona 2, el

tramo Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II, extremo LCA, no puede

emplear el alcance propuesto en el criterio A, puesto que pueden ocurrir

solapamientos de cuartas zonas en las líneas adyacentes cortas. Esta

situación es debido a la configuración en paralelo del tramo Chacopata II –

Casanay, el cual ocasiona que la impedancia equivalente de dicho tramo,

vista desde la subestación Luisa Cáceres de Arismendi en presencia de

fallas, sea la mitad de la impedancia, perdiéndose selectividad. Es por tanto

que, para el relé en estudio se precisa el 50% de la línea Chacopata II -

Casanay, tal como se indica en la ecuación 5.25.

(Ec.5.25)

El tiempo de actuación de la cuarta zona debe ser superior al ajuste de

tiempo de la segunda zona a fin de garantizar selectividad, por lo que será

ajustado a un (1) segundo.

Asimismo, como se había mencionado anteriormente, el alcance

resistivo, será fijado tomando en cuenta las características de la zona 2. De

allí que el alcance resistivo para fallas fase – fase se obtiene a partir de la

ecuación 5.26.

(Ec.5.26)

Del mismo modo, el alcance de RE(Z2)Ф-Ε puede calcularse a partir de

la expresión 5.27.

148

(Ec.5.27)

donde,



R(Z2)Ф-Ε = Alcance resistivo para fallas fase – tierra de la zona 2.



La quinta zona es ajustada únicamente para el relé que se encuentra

ubicado en la Subestación Luisa Cáceres de Arismendi, su función se

corresponde a la de teleprotección PUTT por arranque. Es por tanto que su

alcance reactivo se calculará de la forma siguiente:

(Ec.5.28)

Con respecto al alcance resistivo de la zona, de forma similar, se

mantendrá el principio explicado anteriormente en la Zona 3; es decir, el

alcance será fijado tomando en cuenta las características de alcance de la

zona que antecede (en este caso, la Zona 4), junto con el alcance reactivo de

la zona en estudio. De allí que el alcance resistivo para fallas fase – fase de

la Zona 5 [R(Z5)Ф-Ф] se obtiene a partir de la ecuación 5.29.

(Ec.5.29)


expresión 5.30.

149

(Ec.5.30)

El tiempo de actuación de esta zona es de dos (2) segundos, puesto

que su función no es despejar las fallas sino detectarlas.

5.4. Ajuste de los Relés en estudio.

Los relevadores de distancia son calibrados sobre la base de la

impedancia de secuencia positiva desde la ubicación del relevador hasta el

punto que se va a proteger. Ahora bien, en este apartado, el ajuste de cada

relé se hará de acuerdo al tramo de línea en que se encuentre ubicado. Para

el sistema en estudio se distinguen dos tramos:

Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II.

Chacopata II – Casanay.

En la figura 5.5 se indican los tramos señalados anteriormente, junto

con las líneas adyacentes que intervienen en el estudio.

Por otra parte, resulta oportuno mencionar que, cada tramo de línea

estará protegido por un relé en cada extremo, lo que quiere decir que en el

presente trabajo se ajustarán seis (6) relés en total. Ahora bien, el tramo

Chacopata II – Casanay comprende doble circuito, cuyas características

resultan idénticas; por lo tanto, el cálculo obtenido para el ajuste adecuado

de las protecciones de uno de los circuitos, resulta idéntico para el que

corresponde a su circuito paralelo, de modo que en definitiva, en este trabajo

sólo se requiere el cálculo que permita determinar el ajuste de cuatro (4)

relés de protección.

150

Figura 5.5. Diagrama unifilar del sistema de interconexión eléctrica. Fuente: Autora.

A continuación se presentan los cálculos para los ajustes de cada uno

de los relés de distancia, tomando en cuenta los criterios descritos

anteriormente.

5.4.1. Ajuste del tramo Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II.

Esta línea está protegida por dos relés: R1 que se encuentra ubicado

del lado de la S/E Luisa Cáceres de Arismendi (Extremo LCA) y R2 en la S/E

Chacopata II (Extremo CH2).

151

5.4.1.1. Extremo LCA (Relé R1).

Para realizar los cálculos de ajuste de protecciones del relé R1, se

requieren ciertos datos de las líneas de transmisión, los cuales pueden ser

apreciados en la tabla 5.1; asimismo, en la tabla 5.2 se indican los valores de

corriente de cortocircuito que intervienen en dichos cálculos.

Tabla 5.1. Datos de las líneas de transmisión requeridos para el ajuste del relé R1. Fuente: Autora.

LÍNEA LONGITUD (KM) R (Ω/Primarios) X (Ω/Primarios)

LCA – CH1 30,00 4,5890 3,3060

CH1 – CH2 6,00 0,6000 1,1940

CH2 – CSN 51,00 6,2996 23,6885

LCA – PLM 9,96 1,2060 4,9390

CSN – CRC 7,00 1,8307 3,7997

CSN – CRP 33,00 9,4315 17,8090

Tabla 5.2. Corrientes de cortocircuitos que intervienen en el ajuste del relé R1. Fuente: Autora.

Corriente de Cortocircuito (KA)Icc2φmin 6,914Icc1φmin 7,896Icc3φ 9,904Icc1φ 9,828

Del mismo modo, es necesario conocer la relación de los

transformadores de potencial y corriente ubicados en dicha subestación,

estos son:

152

Ahora bien, este relé consta de cinco (5) zonas de protección. El ajuste

correspondiente de las zonas se indica a continuación:

Ajuste de Zona 1:

Para calcular el alcance reactivo de esta zona se emplea la ecuación 5.8, dando como

resultado lo siguiente:

Con respecto al alcance resistivo para fallas fase – fase se hace uso de

la ecuación 5.13.

Ahora bien, según la regla para el alcance resistivo señalada en la

ecuación 5.11, la resistencia para fallas fase – fase se encuentra dentro de

los límites establecidos, pues corresponde a una .

Con la ecuación 5.14 se obtiene la resistencia para fallas fase – tierra;

no obstante, antes de ello se debe obtener la relación RE/RL, la cual se

calcula a partir de la ecuación 5.3, es decir:

153

Entonces, el alcance resistivo para fallas fase – tierra, resulta:

De igual modo, a la resistencia de fallas fase – fase, el alcance resistivo

para fallas fase – tierra se encuentra dentro de los límites establecidos en la

ecuación 5.12, es decir,

Como se había mencionado anteriormente, el tiempo de operación de

esta zona es instantáneo.

Ajuste de Zona 2:

De acuerdo a la ecuación 5.16, se tiene que el alcance reactivo es:

En cuanto al alcance resistivo para fallas fase – fase de la zona 2, se

obtiene mediante la ecuación 5.17, es decir:

154

Por su parte, la resistencia para fallas fase – tierra resulta de la ecuación 5.18, tal

como se indica a continuación:

Ahora bien, como se había señalado anteriormente, ambas resistencias

de la Zona 2 deben regirse por las reglas para el alcance resistivo para fallas fase –

fase (Ecuación 5.11) y fallas fase – tierra (Ecuación 5.12), respectivamente. Entonces, resulta

que:

Estos resultados indican que se cumple con las reglas para el alcance

resistivo. El tiempo de operación para esta zona es de 0,5 segundos.

Ajuste de Zona 3:

Para el cálculo del alcance reactivo de esta zona se emplea la ecuación

5.21, por lo tanto:

Con respecto al alcance resistivo para fallas fase – fase se hace uso de

la ecuación 5.22, es decir:

155

Para calcular el alcance resistivo para fallas fase – tierra se emplea la

ecuación 5.23, dando como resultado lo siguiente:

El tiempo de operación para esta zona corresponde a 0,5 segundos.

Ajuste de Zona 4:


En cuanto al alcance resistivo para fallas fase – fase de esta zona, se

obtiene mediante la ecuación 5.26, es decir:

Con respecto al cálculo de RE(Z4)Ф-Ε, se emplea la ecuación 5.27, por lo

tanto:

156

El tiempo de actuación del relé para esta zona es de 1 segundo.

Ajuste de Zona 5:

El alcance reactivo de la quinta zona es ajustada a partir de la ecuación

5.28.

Por su parte, el alcance resistivo para fallas fase – fase de la zona 5

[R(Z5)Ф-Ф] se obtiene a partir de la ecuación 5.29.


ecuación 5.30.

El tiempo de actuación del relé será de 2 segundos, puesto que su

función no es despejar las fallas sino detectarlas.

157

A modo de resumen, en la tabla 5.3 se pueden observar los resultados

obtenidos, en ohmios primarios, de las zonas de protección para el relé 1.

Tabla 5.3. Ajustes de las zonas para el relé R1 en ohmios primarios. Fuente: Autora.

X(Z)[Ω/ Primarios]

R(Z)Ø – Ø [Ω/ Primarios]

RE(Z)Ø – Ε [Ω/ Primarios]

Zona 1 3,6000 4,3682 5,4773

Zona 2 9,2377 8,9671 13,4927

Zona 3 2,4695 2,3972 3,6070

Zona 4 17,1042 16,6032 24,9826

Zona 5 31,7503 30,8203 46,3749

Ahora bien, estos valores son llevados a ohmios secundarios ya que son las

unidades requeridas para realizar el ajuste de los relés. Para ello se emplea la ecuación 5.2,

es decir:

(Ec.5.2)

El producto de la relación de corriente y voltaje con los valores de los

ajustes obtenidos, da como resultado la tabla 5.4.

Tabla 5.4. Ajustes de las zonas para el relé R1 en ohmios secundarios.Fuente: Autora.

X(Z) [Ω/Secundarios]

R(Z)Ø – Ø

[Ω/Secundarios]RE(Z)Ø – Ε

[Ω/Secundarios]

Zona 1 0,3443 0,4178 0,5239

Zona 2 0,8836 0,8577 1,2906

Zona 3 0,2362 0,2293 0,3450

158

Zona 4 1,6361 1,5881 2,3896

Zona 5 3,0370 2.9480 4,4359

5.4.1.2. Extremo CH2 (Relé R2).

Este relé consta de tres (3) zonas de protección. Ahora bien, de forma

similar a los cálculos empleados para el relé ubicado en el extremo LCA, en

las tablas 5.5 y 5.6, se pueden apreciar los resultados obtenidos de las zonas

de protección para el relé 2 en ohmios primarios y en ohmios secundarios,

respectivamente. Asimismo, en el Anexo F se pueden observar los cálculos

realizados para la obtención de los ajustes correspondientes.


X(Z)[Ω/ Primarios]



Zona 1 3,6000 4,3675 5,4082

Zona 2 6,9695 6,7643 10,0513

Zona 4 9,7732 9,4855 14,0948



R(Z)Ø – Ø


[Ω/Secundarios]

Zona 1 2,5826 3,1332 3,8798

Zona 2 4,9999 4,8526 7,2107

Zona 4 7,0112 6,8048 10,1115

5.4.2. Ajuste del tramo Chacopata II – Casanay.

De forma similar al tramo anteriormente descrito, esta línea estará

protegida por dos relés: R3 que se encuentra ubicado en la S/E Chacopata II

(Extremo CH2) y R4 en la S/E Casanay (Extremo CSN).

159

Por otra parte, esta línea tiene la característica de presentar una

longitud de arco entre conductores de fase y, conductores de fase y tierra.

Tal como se señaló anteriormente, la longitud del arco típicamente, es

dos veces la distancia entre conductores; de allí que, resulta:

5.4.2.1. Extremo CH2 (Relé R3).

En las tablas 5.7 y 5.8, se aprecian los datos necesarios para realizar

los cálculos de ajuste de protecciones para el Relé 3.

Tabla 5.7. Datos de las líneas de transmisión requeridos para el ajuste del relé R3. Fuente: Autora.


CH2 – CSN 51,00 6,2996 23,6885

CSN – CRC 7,00 1,8307 3,7997

CSN – CRP 33,00 9,4315 17,8090

Tabla 5.8. Corrientes de cortocircuitos que intervienen en el ajuste del relé R3. Fuente: Autora.

Ubicación de la falla

Corriente de Cortocircuito (KA)

Icc3φmin CSN27,115

Icc1φmin 26,864

Por otra parte, es necesario conocer la relación de corrientes de

cortocircuito monofásica que existe a un 80% de la línea a proteger, es decir:

160

Asimismo, como se había mencionado anteriormente, la relación de los

transformadores de potencial y corriente ubicados en dicha subestación, son:

Ahora bien, este relé consta de tres (3) zonas de protección, las cuales

se indican a continuación:

Ajuste de Zona 1:

Para calcular el alcance reactivo de esta zona se emplea la ecuación 5.8, dando como

resultado lo siguiente:

Con respecto al alcance resistivo para fallas fase – fase se hace uso de la ecuación 5.9.

Como se puede observar, el alcance resistivo para fallas fase – fase no cumple con la

regla del alcance, es por tanto que se obtiene una nueva resistencia para la zona 1 basada

en la reactancia obtenida anteriormente.

161

Ahora bien, el alcance resistivo para fallas fase – tierra, resulta al

aplicar la ecuación 5.10; no obstante, es conveniente obtener primero la

relación RE/RL y luego, la RarcF-T, las cuales se calculan a partir de las

ecuaciones 5.3 y 2.11, respectivamente. Entonces, la relación RE/RL resulta:

Asimismo, la RarcF-T, da como resultado:

Entonces, la resistencia para fallas fase – tierra, resulta:

De forma similar al caso anterior, la resistencia para fallas fase – tierra

no se encuentra dentro de los límites establecidos; por lo tanto, se establece

una nueva resistencia, basada en la reactancia, lo que da como resultado:

En esta zona, el tiempo de operación del relé es instantáneo.

162

Ajuste de Zona 2:


En cuanto al alcance resistivo para fallas fase – fase de esta zona, se obtiene mediante

la ecuación 5.17, es decir:

Por su parte, el alcance resistivo para fallas fase – tierra, se obtiene mediante la

ecuación 5.18, lo que quiere decir:

El tiempo de operación se ajusta a 0,5 segundos.

Ajuste de Zona 4:

El alcance reactivo para esta zona se obtiene a partir de la ecuación

5.24.

163

En relación con la resistencia para fallas fase – fase, se obtiene

mediante la ecuación 5.26, es decir:

Asimismo, el alcance resistivo para fallas fase – tierra, se obtiene

mediante la ecuación 5.27.

El tiempo de operación empleado es de un (1) segundo.

Ahora bien, de forma similar a los relés que anteceden, en la tabla 5.9

se puede observar un resumen de los resultados obtenidos de las zonas de

protección para el relé 3 en ohmios primarios.


X(Z)[Ω/ Primarios]



Zona 1 18,9508 28,4262 28,4262

Zona 2 25,5884 30,7061 36,8473

Zona 4 31,05 37,2600 44,7120

Estos valores son llevados a ohmios secundarios ya que son las

unidades requeridas para realizar el ajuste de los relés. De allí que, se

164

realiza el producto de la relación de corriente y voltaje con los valores de los

ajustes obtenidos, es decir:

Lo que origina como resultado los valores que se indican en la tabla

5.10.

Tabla 5.10. Ajustes de las zonas para el relé R3 en ohmios secundarios. Fuente: Autora.


R(Z)Ø – Ø


[Ω/Secundarios]

Zona 1 13,5951 20,3927 20,3927

Zona 2 18,3569 22,0282 26,4339

Zona 4 22,2750 26,7300 32,0760

5.4.2.2. Extremo CSN (Relé R4).

Este relé consta de tres (3) zonas de protección. De forma similar a los

cálculos empleados para el relé ubicado en el extremo CSN, los resultados

de los ajustes correspondientes para este relé se encuentran en las tablas

5.11 y 5.12, cuyos valores se pueden apreciar en ohmios primarios y en

ohmios secundarios, respectivamente. Asimismo, en el Anexo F se pueden

observar los cálculos realizados para la obtención de los ajustes.


X(Z)[Ω/ Primarios]



Zona 1 18,9508 28,4262 28,4262

Zona 2 25,9385 31,1262 37,3214

Zona 4 29,1763 35,0116 42,0138

165



R(Z)Ø – Ø


[Ω/Secundarios]

Zona 1 2,1752 3,2628 3,2628

Zona 2 2,9773 3,5727 4,2873

Zona 4 3,3489 4,0187 4,8225

5.5. Simulación de la Coordinación de Distancia.

Este apartado del trabajo contempla el desarrollo de dos ítems: en el

primer ítem, se incluye la evaluación del comportamiento del sistema

eléctrico con el ajuste propuesto; mientras que en el segundo, se compara la

simulación de los ajustes actuales con los propuestos para el sistema. Todo

ello con la finalidad de justificar los ajustes de protección que fueron

definidos. Ahora bien, para la simulación de la coordinación de los relés de

distancia, se utilizó el programa computacional NEPLAN® versión 5.2.4.

A continuación, en la figura 5.6, se puede observar el diagrama unifilar

arrojado por el software NEPLAN®, así como la ubicación de los relés del

sistema de interconexión eléctrica bajo estudio.

166

Figura 5.6. Diagrama unifilar del sistema de interconexión eléctrica arrojado por el

simulador NEPLAN®. Fuente: Autora.

Entre los resultados que proporciona el simulador NEPLAN®, se

pueden apreciar los diagramas R-X, donde se encuentran marcadas las

diferentes zonas correspondientes a cada relé y se puede distinguir la curva

que corresponde a la impedancia vista por el relé al momento de presentarse

una falla en el sistema.

Ahora bien, resulta oportuno mencionar que en los diagramas R-X del

simulador no se indica la característica de direccionalidad de las zonas de

protección, debido a que no se empleó ningún relé de los que tiene

incorporados la librería del simulador. Asimismo, es importante señalar que

167

se introdujeron los valores de ajuste en ohmios primarios a cada uno de los

relés que intervienen en el sistema.

Por otra parte, con respecto a las fallas a aplicar en el sistema, se

seleccionó la denominada falla de línea a tierra, pues es la que tiene la

probabilidad de ocurrencia mayor en las líneas de transmisión.

5.5.1. Evaluación del Comportamiento del Sistema Eléctrico con el

Ajuste Propuesto.

Para la evaluación del comportamiento del sistema de interconexión

eléctrica con el ajuste propuesto, se presenta como ejemplo, el relé 1

ubicado en la subestación LCA, pues es aquel al que se le ajustaron la

mayor cantidad de zonas.

A continuación, se indica en la figura 5.7 el diagrama R-X, donde se

encuentran marcadas las diferentes zonas correspondientes al relé 1;

además, se puede apreciar la impedancia vista por el relé al momento de

presentarse una falla en la barra de la Subestación Chacopata II.

168

Figura 5.7. Impedancia vista por el Relé 1 para una falla en la barra de la S/E CH2. Fuente: Autora.

Como es de esperarse, esta falla es detectada por la zona 2; puesto

que, la función de la segunda zona es la de proporcionarle protección a un

porcentaje de la línea vecina, abarcando completamente fallas en el extremo

remoto.

A continuación en la figura 5.8 se muestra el diagrama R-X, al simular

una falla en la barra de la Subestación Casanay.

169

Figura 5.8. Impedancia vista por el Relé 1 para una falla en la barra de la S/E CSN. Fuente: Autora.

Como se observa claramente, la impedancia vista por el relé 1 ante una

falla en la S/E CSN se encuentra en la Zona 4, es decir, la cuarta zona es la

que actuaría ante tal falla, ya que su función es la de respaldar el 100% de la

línea CH2 – CSN junto a un 20% de la línea adyacente (L. CSN – CRC), lo

que garantiza la activación de la zona para fallas que se produzcan en la

barra de la subestación CSN.

A continuación, en la figura 5.9 se aprecia el diagrama de impedancias

del relé 1 para fallas en la barra de la Subestación Cariaco.

170

Figura 5.9. Impedancia vista por el Relé 1 para una falla en la barra de la S/E CRC. Fuente: Autora.

En este diagrama se puede notar claramente que esta falla será

detectada por la Zona 5, puesto que esta zona presenta un alcance mayor

por ser ajustada para la función de teleprotección PUTT por arranque.

Finalmente, en la figura 5.10 se indica la impedancia vista por el relé 1

para una falla en la Subestación Carúpano.

171

Figura 5.10. Impedancia vista por el Relé 1 para una falla en la barra de la S/E CRP. Fuente: Autora.

Como es de esperarse, la quinta zona es la que se activa, ya que es

esta zona la que presenta un alcance mayor, como se había señalado

anteriormente.

Ahora bien, en la tabla 5.13 se muestran los valores de impedancia

vista por el relé 1 ante fallas línea a tierra en las subestaciones antes

señaladas. Asimismo, en el Anexo G se pueden apreciar los diagramas R-X,

correspondientes a los relés restantes, donde se indican las impedancias

vistas por los relés al momento de presentarse fallas en las subestaciones

asociadas.

172

Tabla 5.13. Resumen de impedancia vista por el relé 1 ante fallas en las barras asociadas. Fuente: Autora.

Relé Ubicación de la falla Falla Z(1) Áng Z(1)

Relé 1

S/E CH2 1p 6,868 40,9

S/E CSN 1p 18,376 63

S/E CRC 1p 22,618 63,2

S/E CRP 1p 27,966 64,3

Por otra parte, se aplicaron fallas cada 10% de la línea LCA – CH2, con

la finalidad de observar la actuación de la Zona 1 y la Zona 2 del relé. Para

ello, se tomó como ejemplo la protección del Relé 2. A continuación, en la

tabla 5.14 se presentan los valores de impedancia obtenidos para las

diversas fallas, indicando la activación de la zona correspondiente.

Tabla 5.14. Resumen de impedancias vistas por el relé 2 ante fallas monofásicas aplicadas en la línea LCA – CH2. Fuente: Autora.

ReléUbicación de la falla

FallaDist [%]

Z(1)[ohm]

Áng Z(1)Zona de

activación

Relé 2 L. LCA-CH2

1p 10 0,687 40,9 Zona 1

1p 20 1,374 40,9 Zona 1

1p 30 2,061 40,9 Zona 1

1p 40 2,747 40,9 Zona 1

1p 50 3,434 40,9 Zona 1

1p 60 4,121 40,9 Zona 1

1p 70 4,808 40,9 Zona 1

1p 80 5,495 40,9 Zona 1

1p 90 6,182 40,9 Zona 2

1p 99 6,800 40,9 Zona 2

5.5.2. Ajustes Actuales versus Ajustes propuestos.

Como se había señalado anteriormente, la empresa CORPOELEC

emplea ajustes del tipo convencional (Anexo B) para la protección del

173

sistema eléctrico interconectado, sin considerar los cambios que se han

venido produciendo en la topología de la red. Es por tanto que, resulta

imprescindible comparar las evaluaciones del sistema eléctrico con los

ajustes actuales y los propuestos.

Por su parte, resulta oportuno mencionar que, el criterio de

comparación se basa en observar el porcentaje de cubrimiento que poseen

las zonas de protección de cada relé con respecto a sus líneas adyacentes,

de modo que se verifique que dicho porcentaje no coincida con el comienzo

de la zona respectiva de los relés de las líneas adyacentes. Asimismo, la

comparación entre zonas depende básicamente de la cantidad de zonas que

posea el relé actual; de allí que, en este trabajo, sólo se comparan las

segundas y terceras zonas de cada relé.

Usualmente, el ajuste de la segunda zona debe abarcar el rango de

20% - 50% de la línea adyacente; mientras que la tercera zona debe

garantizar protección de respaldo al 100% de la línea adyacente, en adición

de al menos un 20% de la línea adyacente siguiente.

A continuación se indica en la tabla 5.15, los porcentajes en que la zona

2 comprende a la línea adyacente.

Tabla 5.15. Porcentaje de línea adyacente que se cubre con la Zona 2 para los relés en estudio. Fuente: Autora.

Porcentaje de Línea Adyacente

Relé R1 R2 R3 R4

LADYACENTE CH2-CSN LCA-PLM CH2-CRC LCA-CH2

AjustesActual 3,80 18,22 124,67 105,27

Propuesto 20,00 50,00 50,00 50,00

174

Como se puede apreciar, el ajuste actual no cumple con lo establecido

en cuanto al rango del 20% - 50% de respaldo de la línea adyacente. En ese

sentido, se observa que la zona 2 de los relés R1 y R2 presentan un

subalcance, debido a que apenas cubre un 3,8% y 18,22 de las líneas

adyacentes respectivas; asimismo, existe un sobrealcance en zona 2 de los

relés R3 y R4 por cuanto la cobertura sobrepasa al límite máximo del rango

establecido, en valor superior al 200%. En relación a los ajustes propuestos,

se observa claramente que se garantiza un ajuste adecuado a los criterios

antes señalados.

Ahora bien, en la tabla 5.16 se muestran los porcentajes de cobertura

para cada relé en zona 4.

Tabla 5.16. Porcentaje de línea adyacente que se cubre con la Zona 4 para los relés en estudio. Fuente: Autora.

Porcentaje de Línea Adyacente

Relé R1 R2 R3 R4

LADYACENTE CSN-CRC PLM-LR CSN-CRP LCA-PLM

AjustesActual - - 106,41 292,57

Propuesto 20,00 20,00 20,00 20,00

Como se puede observar, los ajustes actuales de los relés R1 y R2 no

poseen cuarta zona; mientras que los relés R3 y R4 presentan un

sobrealcance en zona 4, por cuanto la cobertura sobrepasa al límite máximo

del rango establecido, en valor superior al 500% - 1400%, respectivamente.

Con respecto a los ajustes propuestos para la zona 4, se observa que se

garantiza un ajuste adecuado a los criterios antes señalados

CONCLUSIONES

Para el escenario de simulación N°1, en el estudio de flujo de carga, se

pudo observar un déficit de generación en los valores obtenidos, debido a

que se encuentran en servicio pocas unidades generadoras, requeridas para

abastecer la demanda de servicio eléctrico en la Isla de Margarita; esta

situación conlleva a que se presenten bajos niveles de voltaje en la mayoría

de las barras que conforman el sistema, siendo la barra de la S/E Pampatar

la que presenta menor nivel de tensión (94,209%VNOMINAL), por ser la más

alejada del punto de alimentación.

En el escenario de simulación Nº3 se aprecia claramente la importancia

de la interconexión eléctrica de la Región Insular con Tierra Firme pues, aún

al tener conectadas todas la unidades turbogeneradoras en la PLCA, el

sistema se encuentra muy próximo a exceder el límite de tolerancia de ±10%

de la tensión nominal.

Los valores obtenidos de la corriente de cortocircuito mediante cálculos

matemáticos coincidieron con los arrojados por la herramienta computacional

ETAP®; asimismo, se verificó que dichos valores estuviesen en el rango

permitido por los interruptores que pertenecen a cada una de las

subestaciones, con el fin de garantizar que no ocasionen daño alguno al

sistema eléctrico en estudio.

La topología de la red constituye un factor fundamental y esencial para

la selección de los criterios de ajuste de las protecciones de distancia; por lo

tanto, cualquier cambio sustancial en el sistema, implica un nuevo análisis de

los ajustes de las protecciones.

176

Para el ajuste de las protecciones no se consideró el efecto Infeed

debido a criterios asumidos por la empresa. Esto es, principalmente por las

condiciones operativas del sistema eléctrico, el cual es alimentado por

turbogeneradores que tienden a salir de funcionamiento con frecuencia por

razones de mantenimiento y/o fallas, así como la desconexión de las líneas

que conforman al sistema; todo esto trae como consecuencia el cambio de

los niveles de flujo de carga, tendiendo a modificar la magnitud de las

corrientes de cortocircuito y con esto variar el efecto Infeed.

Únicamente, para el relé ubicado en la S/E Luisa Cáceres de Arismendi

se establecieron dos zonas adicionales: una en la dirección de la falla y otra

en la dirección opuesta, para garantizar protección de respaldo a la barra de

la S/E LCA y abarcar el 100% de las líneas adyacentes, con el fin de activar

la función de teleprotección PUTT por arranque.

El uso de equipos de protección modernos, es decir, relés

numéricos, permiten una protección más confiable y segura, dado

que admiten ajustes independientes y más precisos para las

diversas zonas de protección. Asimismo, facilitan la obtención de la

data del sistema, de una forma más sencilla.

Mediante el uso de la herramienta computacional NEPLAN® se pudo

comprobar que los ajustes de las protecciones previamente calculados para

el sistema de interconexión son correctos. Este programa permite apreciar

mediante los diagramas R – X la ubicación de las fallas aplicadas, vistas por

los relés en estudio en las zonas correspondientes.

Las herramientas de simulación ETAP® y NEPLAN®, permiten modelar

y obtener resultados precisos de diversos fenómenos asociados a la

protección de distancia.

RECOMENDACIONES

Emplear los ajustes de protección que fueron definidos en este trabajo a

los respectivos equipos, con la finalidad de atribuir las características de

selectividad y confiabilidad a los dispositivos que se encargan de la

protección del sistema eléctrico de interconexión; al mismo tiempo que se

garantizan los requisitos de continuidad y calidad del servicio para el buen

funcionamiento del sistema eléctrico de potencia.

Realizar un nuevo ajuste de protecciones cada vez que existan cambios

sustanciales en la topología de la red, puesto que el emplear ajustes

estándares puede provocar sobrealcances o subalcances al sistema de

protección en sus zonas correspondientes.

Estudiar el efecto Infeed que puede producirse en el sistema de

interconexión eléctrica de la Región Insular con Tierra Firme, a fin de

determinar su contribución en los ajustes y, al mismo tiempo, garantizar que

no se presenten pérdidas de selectividad o confiabilidad en las protecciones.

Considerar el efecto de acoplamiento mutuo (K0M), existente en las

líneas paralelas, ya que éste puede modificar el alcance de las zonas de

protección de los relés de distancia y generar errores en la actuación de las

protecciones.

Implementar herramientas computacionales, tales como ETAP® y

NEPLAN®, en la empresa CORPOELEC, debido a que este tipo de

programas permite, mediante técnicas de simulación, la facilidad de análisis

de sistemas de potencia y, además, ayuda a comprobar el funcionamiento de

los ajustes de protecciones de distancia.

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Relevador SE L-421. (Tesis de Grado). Instituto Politécnico Nacional. México.

Marval, R. (2010). Coordinación de Protección de Sobrecorriente del Sistema

Eléctrico de 34,5 KV de la S/E Luisa Cáceres de Arismendi incorporando la

S/E El Manglillo SENECA, Estado Nueva Esparta (Tesis de Grado).

Universidad de Oriente, Núcleo de Anzoátegui. Barcelona, Venezuela.

179

Rojas, E. (2007). Coordinación de las Protecciones de Distancia del Sistema

a 115 KV de SENECA Incluyendo El Guamache (Informe Final de Pasantía).

Universidad Simón Bolívar. Caracas, Venezuela.

Rush, P. (2002). Network Protection & Automation Guide. Francia: (s.n.).

Traducción mía.

Sabino, C. (2002). El Proceso de Investigación: una introducción teórico -

práctica. [Caracas, Venezuela]: Panapo.

Salgado, D. (2010). Coordinación de Protecciones de Líneas de Transmisión

Asociadas a la Ampliación de la Subestación Eléctrica Aricagua a 115KV

(Tesis de Grado). Universidad de Oriente, Núcleo de Anzoátegui. Barcelona,

Venezuela.

SIEMENS (2005). Distance Protection Manual SIPROTEC 7SA6. V4.61.

SIEMENS (2005). Applications for SIPROTEC Protection Relays.

Sifontes, M. (2010). Evaluación de los Ajustes de Protección de

Sobrecorriente Asociados a los Circuitos de Planta Eléctrica en 13,8KV de la

Refinería Puerto la Cruz (Tesis de Grado). Universidad de Oriente, Núcleo de

Anzoátegui. Barcelona, Venezuela.

Transener S.A. (2003). Guía de Diseño de Sistemas de Protección. Buenos

Aires, Argentina: Autor.

180

ANEXOS

181

ANEXO A. DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA

ELÉCTRICO DE LA ISLA DE MARGARITA

183

ANEXO B. AJUSTES ACTUALES EN OHMIOS

PRIMARIOS DE LOS RELÉS DE DISTANCIA QUE

PROTEGEN AL SISTEMA DE INTERCONEXIÓN

DE LA ISLA DE MARGARITA CON TIERRA

FIRME.

184

AJUSTES ACTUALES EN OHMIOS PRIMARIOS

Relé en estudio Ubicación

Línea protegida

Zona 1 Zona 2 Zona 3

X1 = 80% Z Línea protegida X2 = 120% Z Línea protegida X3 = 180% Z Línea protegida

R1 LCA LCA – CH2 3,6000 5,4000

R2 CH2 LCA – CH2 3,6000 5,4000

R3-1 CH2CH2 – CSN

(L1)18,9504 28,4256 42,6384

R4-1 CSNCH2 – CSN

(L1)18,9504 28,4256 42,6384

R3-2 CH2CH2 – CSN

(L2)18,9504 28,4256 42,6384

R4-2 CSNCH2 – CSN

(L2)18,9504 28,4256 42,6384

185

ANEXO C. REPORTES GENERADOS POR EL

SOFWARE ETAP® 6.0.0 PARA LA SIMULACIÓN

DEL FLUJO DE CARGA EN CONDICIONES

NORMALES

186

Location: Planta Luisa Cáceres de Arismendi

Engineer: Mariana Velásquez G.Study Case: Flujo de Carga

6.0.0Page: 1

SN: 12345678

Filename: Anexo C-1

Project: Escenario N° 1. Condiciones NormalesETAP

Contract:

Date: 08-22-2011

Revision: Base

Config.: Normal

LOAD FLOW REPORT

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

%Tap

a 115.000 -4.4 94.254 SL1. 8.389 2.052 46.0 97.10 0 0 0

S/E LA -8.389 -2.052 46.0 97.1

Barra Reactor 115.000 -2.7 95.889 13.678 0.000 S/E CH 1 -43.917 -40.640 313.3 73.40 0

S/E LCA 43.917 26.962 269.8 85.2

BG1 2.500 115.000 -2.7 95.889 N.TG4 -19.944 -2.484 105.2 99.20 0 0 0

-2.500N.TG(21-23) -20.980 -3.324 111.2 98.8

2.500N.TG22 -20.948 -2.587 110.5 99.2

S/E LCA 61.873 8.394 326.9 99.1

BG2 2.500 115.000 -2.7 95.889 N.TG5 -19.946 -2.714 105.4 99.10 0 0 0

2.500N.TG7 -19.926 -2.254 105.0 99.4

2.500N.TG8 -19.946 -2.725 105.4 99.1

2.500N.TG9 -19.935 -2.467 105.2 99.2

S/E LCA 79.754 10.160 420.9 99.2

BG3 -5.000 115.000 -2.7 95.889 N.TG10 -29.924 -15.756 177.1 88.50 0 0 0

-5.000N.TG11 -29.924 -15.754 177.1 88.5

S/E LCA 59.848 31.510 354.1 88.5

N.TG4 13.800 1.5 94.935 4.000 20.000 BG1 20.000 4.000 898.8 98.10 0

N.TG5 13.800 0.8 94.788 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 900.2 98.10 0

N.TG7 13.800 2.1 95.149 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 896.8 98.10 0

N.TG8 13.800 0.8 94.779 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 900.3 98.10 0

N.TG9 13.800 1.5 94.988 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 898.3 98.10 0

N.TG10 13.800 0.4 104.419 18.000 30.000 BG3 30.000 18.000 1401.8 85.70 0

N.TG11 13.800 0.4 104.422 18.000 30.000 BG3 30.000 18.000 1401.7 85.70 0

N.TG22 13.800 1.0 94.748 4.000 21.000 BG1 21.000 4.000 944.0 98.20 0

N.TG(21-23) 13.800 -1.0 98.976 4.000 21.000 BG1 21.000 4.000 903.6 98.20 0

S/E CH 1 115.000 -2.5 97.885 S/E CH 2 -44.732 -10.301 235.4 97.40 0 0 0

Barra Reactor 44.732 10.301 235.4 97.4

S/E CH 2 115.000 -2.3 98.126 S/E CH 1 44.814 4.143 230.3 99.60 0 0 0

S/E CSN -22.407 -2.072 115.1 99.6

S/E CSN -22.407 -2.072 115.1 99.6

S/E CSN* 115.000 0.0 99.500 1.203 45.332 S/E CH 2 22.666 0.601 114.4 100.00 0

S/E CH 2 22.666 0.601 114.4 100.0

S/E LA 115.000 -4.3 94.320 8.899 23.129 a 8.392 1.888 45.8 97.60 0

S/E LM -18.423 -6.659 104.3 94.0

S/E LR -13.098 -4.128 73.1 95.4

S/E LCA 115.000 -2.7 95.889 26.772 52.814 S/E LM 29.013 5.377 154.5 98.30 0

187



6.0.0Page: 2

SN: 12345678

Filename: Anexo C-1

Project: Escenario N° 1. Condiciones Normales ETAP

Contract:

Date: 08-22-2011

Revision: Base

Config.: Normal

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

%Tap

S/E LM 29.019 5.379 154.5 98.3

S/E LR 67.066 18.399 364.1 96.4

S/E PLM 67.480 20.116 368.7 95.8

BG1 -61.873 -8.394 326.9 99.1

Barra Reactor -43.917 -26.962 269.8 85.2

BG2 -79.754 -10.160 420.9 99.2

BG3 -59.848 -31.510 354.1 88.5

S/E LM 115.000 -3.9 94.949 4.819 39.185 S/E LCA -28.837 -5.581 155.3 98.20 0

S/E LCA -28.843 -5.582 155.3 98.2

S/E LA 18.495 6.344 103.4 94.6

S/E LR 115.000 -4.1 94.556 12.099 59.583 S/E LCA -66.552 -17.000 364.7 96.90 0

S/E LA 13.115 3.829 72.5 96.0

SL2. 20.955 4.052 113.3 98.2

S/E PLM -27.100 -2.980 144.8 99.4

S/E PLM 115.000 -3.9 94.687 15.945 39.900 S/E LCA -67.028 -18.877 369.2 96.30 0

S/E LR 27.128 2.932 144.7 99.4

S/E PMT 115.000 -4.4 94.209 7.988 29.289 SL1. -8.386 -2.949 47.4 94.30 0

SL2. -20.902 -5.039 114.6 97.2

SL1. 115.000 -4.4 94.214 S/E PMT 8.386 2.128 46.1 96.90 0 0 0

a -8.386 -2.128 46.1 96.9

SL2. 115.000 -4.4 94.219 S/E PMT 20.904 4.222 113.6 98.00 0 0 0

S/E LR -20.904 -4.222 113.6 98.0

* Indicates a voltage regulated bus ( voltage controlled or swing type machine connected to it)

# Indicates a bus with a load mismatch of more than 0.1 MVA

188



6.0.0Page: 1

SN: 12345678

Filename: Anexo C-2

Project: 2 Escenario N° 2. Condiciones NormalesETAP

Contract:

Date: 09-13-2011

Revision: Base

Config.: Normal

LOAD FLOW REPORT

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

%Tap

a 115.000 1.3 99.421 S/E SL1 9.334 2.283 48.5 97.10 0 0 0

S/E LA -9.334 -2.283 48.5 97.1

Barra Reactor 115.000 2.9 101.145 15.219 0.000 S/E CH 1 37.191 -39.993 271.1 -68.10 0

S/E LCA -37.191 24.775 221.8 -83.2

BG1 2.500 115.000 2.9 101.145 N.TG3 -19.950 -2.640 99.9 99.10 0 0 0

2.500N.TG4 -19.950 -2.634 99.9 99.1

-2.500N.TG(21-23) -41.930 -1.629 208.3 99.9

2.500N.TG22 -20.953 -2.727 104.9 99.2

S/E LCA 102.784 9.630 512.4 99.6

BG2 2.500 115.000 2.9 101.145 N.TG5 -19.951 -2.842 100.0 99.00 0 0 0

2.500N.TG6 -19.934 -2.439 99.7 99.3

2.500N.TG7 -19.934 -2.426 99.7 99.3

2.500N.TG8 -19.952 -2.852 100.0 99.0

2.500N.TG9 -19.942 -2.618 99.8 99.1

2.500N.TG(31-32) -23.932 -2.378 119.4 99.5

S/E LCA 123.644 15.555 618.6 99.2

BG3 -5.000 115.000 2.9 101.145 N.TG10 -29.931 -15.970 168.4 88.20 0 0 0

-5.000N.TG11 -29.931 -15.969 168.4 88.2

2.500N.TG(33-34) -23.932 -2.378 119.4 99.5

S/E LCA 83.794 34.317 449.4 92.5

N.TG3 13.800 6.7 100.011 4.000 20.000 BG1 20.000 4.000 853.2 98.10 0

N.TG4 13.800 6.7 100.017 4.000 20.000 BG1 20.000 4.000 853.2 98.10 0

N.TG5 13.800 6.1 99.871 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 854.4 98.10 0

N.TG6 13.800 7.3 100.217 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 851.5 98.10 0

N.TG7 13.800 7.3 100.228 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 851.4 98.10 0

N.TG8 13.800 6.1 99.862 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 854.5 98.10 0

N.TG9 13.800 6.8 100.068 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 852.7 98.10 0

N.TG10 13.800 5.8 109.796 18.000 30.000 BG3 30.000 18.000 1333.1 85.70 0

N.TG11 13.800 5.8 109.799 18.000 30.000 BG3 30.000 18.000 1333.1 85.70 0

N.TG22 13.800 6.3 99.833 4.000 21.000 BG1 21.000 4.000 895.9 98.20 0

N.TG(21-23) 13.800 6.1 104.302 4.000 42.000 BG1 42.000 4.000 1692.3 99.50 0

N.TG(31-32)* 13.800 7.3 100.000 4.241 24.000 BG2 24.000 4.241 1019.6 98.50 0

N.TG(33-34)* 13.800 7.3 100.000 4.241 24.000 BG3 24.000 4.241 1019.6 98.50 0

S/E CH 1 115.000 2.0 100.658 S/E CH 2 36.646 -6.800 185.9 -98.30 0 0 0

Barra Reactor -36.646 6.800 185.9 -98.3

S/E CH 2 115.000 1.8 100.551 S/E CH 1 -36.595 0.228 182.7 100.00 0 0 0

189



6.0.0Page: 2

SN: 12345678

Filename: Anexo C-2

Project: Escenario N° 2. Condiciones NormalesETAP

Contract:

Date: 09-13-2011

Revision: Base

Config.: Normal

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

%Tap

S/E CSN 18.298 -0.114 91.4 100.0

S/E CSN 18.298 -0.114 91.4 100.0

S/E CSN* 115.000 0.0 99.500 -3.504-36.265 S/E CH 2 -18.133 -1.752 91.9 99.50 0

S/E CH 2 -18.133 -1.752 91.9 99.5

S/E LA 115.000 1.3 99.490 9.902 25.734 a 9.337 2.101 48.3 97.60 0

S/E LM -20.498 -7.409 110.0 94.0

S/E LR -14.573 -4.593 77.1 95.4

S/E LCA 115.000 2.9 101.145 29.788 58.763 S/E LM 32.280 5.983 163.0 98.30 0

S/E LM 32.287 5.984 163.0 98.3

S/E LR 74.620 20.472 384.1 96.4

S/E PLM 75.080 22.382 388.9 95.8

BG1 -102.784 -9.630 512.4 99.6

Barra Reactor 37.191 -24.775 221.8 -83.2

BG2 -123.644 -15.555 618.6 99.2

BG3 -83.794 -34.317 449.4 92.5

S/E LM 115.000 1.8 100.153 5.361 43.598 S/E LCA -32.085 -6.209 163.8 98.20 0

S/E LCA -32.092 -6.210 163.9 98.2

S/E LA 20.578 7.058 109.1 94.6

S/E LR 115.000 1.6 99.739 13.462 66.294 S/E LCA -74.048 -18.915 384.7 96.90 0

S/E LA 14.592 4.260 76.5 96.0

S/E SL2 23.315 4.508 119.5 98.2

S/E PLM -30.153 -3.316 152.7 99.4

S/E PLM 115.000 1.8 99.877 17.741 44.394 S/E LCA -74.577 -21.003 389.5 96.30 0

S/E LR 30.183 3.262 152.6 99.4

S/E PMT 115.000 1.2 99.373 8.887 32.588 S/E SL1 -9.331 -3.281 50.0 94.30 0

S/E SL2 -23.257 -5.606 120.9 97.2

S/E SL1 115.000 1.2 99.378 S/E PMT 9.331 2.368 48.6 96.90 0 0 0

a -9.331 -2.368 48.6 96.9

S/E SL2 115.000 1.2 99.384 S/E PMT 23.258 4.698 119.9 98.00 0 0 0

S/E LR -23.258 -4.698 119.9 98.0



ANEXO D. REPORTES GENERADOS POR EL


DEL FLUJO DE CARGA EN CONDICIONES DE

CONTINGENCIA



6.0.0Page: 1

SN: 12345678

Filename: Anexo D-1

Project: Escenario N° 3. Condiciones de ContingenciaETAP

Contract:

Date: 09-13-2011

Revision: Base

Config.: Normal

LOAD FLOW REPORT

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

%Tap

a 115.000 5.0 90.213 S/E SL1 7.685 1.879 44.0 97.10 0 0 0

S/E LA -7.685 -1.879 44.0 97.1

BG1 2.500 115.000 6.6 91.777 N.TG3 -19.940 -2.356 109.8 99.30 0 0 0

2.500N.TG4 -19.939 -2.348 109.8 99.3

-2.500N.TG(21-23) -41.914 -5.084 231.0 99.3

2.500N.TG22 -20.943 -2.460 115.4 99.3

S/E LCA 102.737 12.248 566.0 99.3

BG2 2.500 115.000 6.6 91.777 N.TG5 -19.941 -2.599 110.0 99.20 0 0 0

2.500N.TG6 -19.920 -2.113 109.6 99.4

2.500N.TG7 -19.920 -2.098 109.6 99.4

2.500N.TG8 -19.941 -2.611 110.0 99.2

2.500N.TG9 -19.929 -2.330 109.8 99.3

2.500N.TG(31-32) -23.910 -7.541 137.1 95.4

S/E LCA 123.561 19.293 684.1 98.8

BG3 -5.000 115.000 6.6 91.777 N.TG10 -29.917 -15.564 184.5 88.70 0 0 0

-5.000N.TG11 55.326 -15.015 313.6 -96.5

2.500N.TG(33-34) -23.910 -7.541 137.1 95.4

S/E LCA -1.499 38.120 208.7 -3.9

N.TG3 13.800 11.2 90.955 4.000 20.000 BG1 20.000 4.000 938.2 98.10 0

N.TG4 13.800 11.2 90.961 4.000 20.000 BG1 20.000 4.000 938.1 98.10 0

N.TG5 13.800 10.5 90.815 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 939.6 98.10 0

N.TG6 13.800 11.9 91.165 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 936.0 98.10 0

N.TG7 13.800 11.9 91.176 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 935.9 98.10 0

N.TG8 13.800 10.5 90.805 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 939.7 98.10 0

N.TG9 13.800 11.3 91.015 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 937.5 98.10 0

N.TG10 13.800 10.1 100.223 18.000 30.000 BG3 30.000 18.000 1460.4 85.70 0

N.TG11* 13.800 0.0 100.000 22.060-55.087 BG3 -55.087 22.060 2482.6 -92.80 0

N.TG22 13.800 10.7 90.770 4.000 21.000 BG1 21.000 4.000 985.3 98.20 0

N.TG(21-23) 13.800 10.5 95.320 8.000 42.000 BG1 42.000 8.000 1876.6 98.20 0

N.TG(31-32) 13.800 11.8 92.857 10.000 24.000 BG2 24.000 10.000 1171.4 92.30 0

N.TG(33-34) 13.800 11.8 92.857 10.000 24.000 BG3 24.000 10.000 1171.4 92.30 0

S/E LA 115.000 5.1 90.276 8.152 21.188 a 7.688 1.729 43.8 97.60 0

S/E LM -16.877 -6.100 99.8 94.0

S/E LR -11.999 -3.782 70.0 95.4

S/E LCA 115.000 6.6 91.777 24.526 48.382 S/E LM 26.578 4.926 147.9 98.30 0

S/E LM 26.584 4.927 147.9 98.3


Engineer: Mariana Velásquez GStudy Case: Flujo de Carga

6.0.0Page: 2

SN: 12345678

Filename: Anexo D-1


Contract:

Date: 09-13-2011

Revision: Base

Config.: Normal

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

%Tap

S/E LR 61.439 16.855 348.5 96.4

S/E PLM 61.817 18.428 352.9 95.8

BG1 -102.737 -12.248 566.0 99.3

BG2 -123.561 -19.293 684.1 98.8

BG3 1.499 -38.120 208.7 -3.9

S/E LM 115.000 5.5 90.878 4.414 35.896 S/E LCA -26.417 -5.112 148.6 98.20 0

S/E LCA -26.423 -5.113 148.7 98.2

S/E LA 16.943 5.811 99.0 94.6

S/E LR 115.000 5.3 90.502 11.084 54.583 S/E LCA -60.968 -15.573 349.1 96.90 0

S/E LA 12.015 3.508 69.4 96.0

S/E SL2 19.197 3.712 108.5 98.2

S/E PLM -24.826 -2.730 138.5 99.4

S/E PLM 115.000 5.5 90.627 14.607 36.552 S/E LCA -61.403 -17.293 353.4 96.30 0

S/E LR 24.851 2.686 138.5 99.4

S/E PMT 115.000 4.9 90.170 7.317 26.831 S/E SL1 -7.683 -2.701 45.3 94.30 0

S/E SL2 -19.149 -4.616 109.7 97.2

S/E SL1 115.000 4.9 90.175 S/E PMT 7.683 1.950 44.1 96.90 0 0 0

a -7.683 -1.950 44.1 96.9

S/E SL2 115.000 5.0 90.180 S/E PMT 19.150 3.867 108.8 98.00 0 0 0

S/E LR -19.150 -3.868 108.8 98.0





6.0.0Page: 1

SN: 12345678

Filename: Anexo D-2


Contract:

Date: 09-13-2011

Revision: Base

Config.: Normal

LOAD FLOW REPORT

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

%Tap

a 115.000 4.9 88.401 S/E SL1 -10.966 -1.250 62.7 99.40 0 0 0

S/E LA 10.966 1.250 62.7 99.4

BG1 2.500 115.000 7.6 90.903 N.TG3 -19.938 -2.325 110.9 99.30 0 0 0

2.500N.TG4 -19.938 -2.317 110.9 99.3

-2.500N.TG(21-23) -41.913 -5.029 233.1 99.3

2.500N.TG22 -20.942 -2.431 116.4 99.3

S/E LCA 102.732 12.102 571.3 99.3

BG2 2.500 115.000 7.6 90.903 N.TG5 -19.940 -2.573 111.0 99.20 0 0 0

2.500N.TG6 -19.919 -2.078 110.6 99.5

2.500N.TG7 -19.918 -2.063 110.6 99.5

2.500N.TG8 -19.940 -2.585 111.0 99.2

2.500N.TG9 -19.928 -2.298 110.8 99.3

2.500N.TG(31-32) -23.908 -7.496 138.4 95.4

S/E LCA 123.553 19.093 690.5 98.8

BG3 -5.000 115.000 7.6 90.903 N.TG10 -29.916 -15.520 186.1 88.80 0 0 0

-5.000N.TG11 62.388 -18.569 359.5 -95.8

2.500N.TG(33-34) -23.908 -7.496 138.4 95.4

S/E LCA -8.564 41.586 234.5 -20.2

N.TG3 13.800 12.2 90.110 4.000 20.000 BG1 20.000 4.000 947.0 98.10 0

N.TG4 13.800 12.3 90.115 4.000 20.000 BG1 20.000 4.000 946.9 98.10 0

N.TG5 13.800 11.5 89.969 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 948.4 98.10 0

N.TG6 13.800 12.9 90.320 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 944.8 98.10 0

N.TG7 13.800 13.0 90.330 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 944.6 98.10 0

N.TG8 13.800 11.5 89.960 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 948.5 98.10 0

N.TG9 13.800 12.3 90.170 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 946.3 98.10 0

N.TG10 13.800 11.1 99.331 18.000 30.000 BG3 30.000 18.000 1473.5 85.70 0

N.TG11* 13.800 0.0 100.000 27.828-62.074 BG3 -62.074 27.828 2846.0 -91.20 0

N.TG22 13.800 11.7 89.924 4.000 21.000 BG1 21.000 4.000 994.6 98.20 0

N.TG(21-23) 13.800 11.5 94.430 8.000 42.000 BG1 42.000 8.000 1894.2 98.20 0

N.TG(31-32) 13.800 12.8 92.027 10.000 24.000 BG2 24.000 10.000 1182.0 92.30 0

N.TG(33-34) 13.800 12.8 92.027 10.000 24.000 BG3 24.000 10.000 1182.0 92.30 0

S/E LA 115.000 4.7 88.331 7.805 20.285 a -10.959 -1.381 62.8 99.20 0

S/E LM 33.511 4.300 192.0 99.2

S/E LR -42.837 -10.724 251.0 97.0

S/E LCA 115.000 7.6 90.903 24.060 47.465 S/E LR 87.161 24.179 499.6 96.40 0

S/E PLM 83.097 24.542 478.5 95.9



6.0.0Page: 2

SN: 12345678

Filename: Anexo D-2


Contract:

Date: 09-13-2011

Revision: Base

Config.: Normal

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

%Tap

BG1 -102.732 -12.102 571.3 99.3

BG2 -123.553 -19.093 690.5 98.8

BG3 8.564 -41.586 234.5 -20.2

S/E LM 115.000 3.7 87.484 4.091 33.265 S/E LA -33.265 -4.091 192.3 99.30 0

S/E LR 115.000 5.6 89.086 10.739 52.888 S/E LCA -86.194 -21.114 500.1 97.10 0

S/E LA 43.041 11.134 250.5 96.8

S/E SL2 36.971 6.996 212.0 98.3

S/E PLM -46.705 -7.756 266.8 98.6

S/E PLM 115.000 6.0 89.361 14.202 35.538 S/E LCA -82.336 -22.159 479.0 96.60 0

S/E LR 46.798 7.957 266.7 98.6

S/E PMT 115.000 4.9 88.449 7.040 25.817 S/E SL1 10.970 0.465 62.3 99.90 0

S/E SL2 -36.787 -7.505 213.1 98.0

S/E SL1 115.000 4.9 88.445 S/E PMT -10.970 -1.188 62.6 99.40 0 0 0

a 10.970 1.188 62.6 99.4

S/E SL2 115.000 4.9 88.466 S/E PMT 36.791 6.799 212.3 98.30 0 0 0

S/E LR -36.791 -6.799 212.3 98.3





6.0.0Page: 1

SN: 12345678

Filename: Anexo D-3


Contract:

Date: 09-13-2011

Revision: Base

Config.: Normal

LOAD FLOW REPORT

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

%Tap

a 115.000 -0.8 90.414 S/E SL1 7.719 1.888 44.1 97.10 0 0 0

S/E LA -7.719 -1.887 44.1 97.1

BG1 2.500 115.000 0.8 91.982 N.TG3 -19.940 -2.363 109.6 99.30 0 0 0

2.500N.TG4 -19.940 -2.355 109.6 99.3

-2.500N.TG(21-23) -41.914 -5.097 230.5 99.3

2.500N.TG22 3.464 -33.265 182.5 -10.4

S/E LCA 78.329 43.081 487.9 87.6

BG2 2.500 115.000 0.8 91.982 N.TG5 -19.941 -2.605 109.8 99.20 0 0 0

2.500N.TG6 -19.920 -2.122 109.3 99.4

2.500N.TG7 -19.920 -2.107 109.3 99.4

2.500N.TG8 -19.941 -2.617 109.8 99.1

2.500N.TG9 -19.930 -2.337 109.5 99.3

2.500N.TG(31-32) -23.910 -7.551 136.9 95.4

S/E LCA 123.562 19.339 682.6 98.8

BG3 2.500 115.000 0.8 91.982 N.TG(33-34) -23.910 -7.551 136.9 95.40 0 0 0

S/E LCA 23.910 7.551 136.9 95.4

N.TG3 13.800 5.4 91.153 4.000 20.000 BG1 20.000 4.000 936.1 98.10 0

N.TG4 13.800 5.4 91.159 4.000 20.000 BG1 20.000 4.000 936.1 98.10 0

N.TG5 13.800 4.7 91.012 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 937.6 98.10 0

N.TG6 13.800 6.1 91.363 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 934.0 98.10 0

N.TG7 13.800 6.1 91.373 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 933.9 98.10 0

N.TG8 13.800 4.7 91.003 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 937.7 98.10 0

N.TG9 13.800 5.5 91.213 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 935.5 98.10 0

N.TG22* 13.800 0.0 100.000 37.121-3.323 BG1 -3.323 37.121 1559.3 -8.90 0

N.TG(21-23) 13.800 4.7 95.528 8.000 42.000 BG1 41.999 8.000 1872.5 98.20 0

N.TG(31-32) 13.800 5.9 93.052 10.000 24.000 BG2 24.000 10.000 1169.0 92.30 0

N.TG(33-34) 13.800 5.9 93.052 10.000 24.000 BG3 24.000 10.000 1169.0 92.30 0

S/E LA 115.000 -0.8 90.477 8.189 21.283 a 7.722 1.737 43.9 97.60 0

S/E LM -16.953 -6.127 100.0 94.0

S/E LR -12.053 -3.798 70.1 95.4

S/E LCA 115.000 0.8 91.982 24.635 48.598 S/E LM 26.697 4.948 148.2 98.30 0

S/E LM 26.703 4.949 148.2 98.3

S/E LR 61.713 16.930 349.3 96.4

S/E PLM 62.093 18.510 353.6 95.8

BG1 -78.329 -43.081 487.9 87.6

BG2 -123.562 -19.339 682.6 98.8



6.0.0Page: 2

SN: 12345678

Filename: Anexo D-3


Contract:

Date: 09-13-2011

Revision: Base

Config.: Normal

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

%Tap

BG3 -23.910 -7.551 136.9 95.4

S/E LM 115.000 -0.3 91.081 4.434 36.057 S/E LCA -26.535 -5.135 149.0 98.20 0

S/E LCA -26.541 -5.136 149.0 98.2

S/E LA 17.019 5.837 99.2 94.6

S/E LR 115.000 -0.5 90.704 11.133 54.827 S/E LCA -61.240 -15.643 349.8 96.90 0

S/E LA 12.068 3.523 69.6 96.0

S/E SL2 19.282 3.728 108.7 98.2

S/E PLM -24.937 -2.742 138.9 99.4

S/E PLM 115.000 -0.3 90.829 14.672 36.715 S/E LCA -61.678 -17.370 354.2 96.30 0

S/E LR 24.962 2.698 138.8 99.4

S/E PMT 115.000 -0.9 90.371 7.349 26.951 S/E SL1 -7.717 -2.713 45.4 94.30 0

S/E SL2 -19.234 -4.636 109.9 97.2

S/E SL1 115.000 -0.9 90.376 S/E PMT 7.717 1.958 44.2 96.90 0 0 0

a -7.717 -1.958 44.2 96.9

S/E SL2 115.000 -0.9 90.381 S/E PMT 19.235 3.885 109.0 98.00 0 0 0

S/E LR -19.235 -3.885 109.0 98.0





6.0.0Page: 1

SN: 12345678

Filename: Anexo D-4


Contract:

Date: 09-13-2011

Revision: Base

Config.: Normal

LOAD FLOW REPORT

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

%Tap

a 115.000 9.7 89.202 S/E SL1 26.204 5.399 150.6 97.90 0 0 0

S/E LA -26.204 -5.399 150.6 97.9

BG1 2.500 115.000 13.0 92.471 N.TG3 -19.941 -2.380 109.0 99.30 0 0 0

2.500N.TG4 -19.940 -2.372 109.0 99.3

-2.500N.TG(21-23) -41.916 -5.127 229.3 99.3

2.500N.TG22 -20.944 -2.483 114.5 99.3

S/E LCA 102.741 12.362 561.8 99.3

BG2 2.500 115.000 13.0 92.471 N.TG5 -19.942 -2.620 109.2 99.10 0 0 0

2.500N.TG6 -19.922 -2.141 108.8 99.4

2.500N.TG7 -19.921 -2.126 108.8 99.4

2.500N.TG8 -19.942 -2.632 109.2 99.1

2.500N.TG9 -19.930 -2.354 109.0 99.3

2.500N.TG(31-32) -23.911 -7.575 136.2 95.3

S/E LCA 123.568 19.448 679.1 98.8

BG3 -5.000 115.000 13.0 92.471 N.TG10 -29.918 -15.598 183.2 88.70 0 0 0

-5.000N.TG11 109.204 -4.205 593.3 -99.9

2.500N.TG(33-34) -23.911 -7.575 136.2 95.3

S/E LCA -55.374 27.379 335.4 -89.6

N.TG3 13.800 17.5 91.626 4.000 20.000 BG1 20.000 4.000 931.3 98.10 0

N.TG4 13.800 17.5 91.631 4.000 20.000 BG1 20.000 4.000 931.2 98.10 0

N.TG5 13.800 16.8 91.485 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 932.7 98.10 0

N.TG6 13.800 18.2 91.835 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 929.2 98.10 0

N.TG7 13.800 18.2 91.846 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 929.1 98.10 0

N.TG8 13.800 16.8 91.475 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 932.8 98.10 0

N.TG9 13.800 17.6 91.685 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 930.7 98.10 0

N.TG10 13.800 16.4 100.930 18.000 30.000 BG3 30.000 18.000 1450.2 85.70 0

N.TG11* 13.800 0.0 100.000 29.427-108.349 BG3 -108.349 29.427 4697.2 -96.50 0

N.TG22 13.800 17.0 91.441 4.000 21.000 BG1 21.000 4.000 978.1 98.20 0

N.TG(21-23) 13.800 16.8 96.025 8.000 42.000 BG1 42.000 8.000 1862.8 98.20 0

N.TG(31-32) 13.800 18.0 93.516 10.000 24.000 BG2 24.000 10.000 1163.2 92.30 0

N.TG(33-34) 13.800 18.0 93.516 10.000 24.000 BG3 24.000 10.000 1163.2 92.30 0

S/E LA 115.000 9.9 89.405 7.996 20.782 a 26.240 5.370 150.4 98.00 0

S/E LM -47.022 -13.043 274.0 96.4

L. LR-LA~ 0.000 -0.323 1.8 0.0

S/E LCA 115.000 13.0 92.471 24.897 49.116 S/E LM 42.135 9.839 234.9 97.40 0

S/E LM 42.144 9.841 235.0 97.4



6.0.0Page: 2

SN: 12345678

Filename: Anexo D-4


Contract:

Date: 09-13-2011

Revision: Base

Config.: Normal

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

%Tap

S/E PLM 37.539 15.024 219.5 92.8

L. LCA-LR~ 0.000 -0.413 2.2 0.0

BG1 -102.741 -12.362 561.8 99.3

BG2 -123.568 -19.448 679.1 98.8

BG3 55.374 -27.379 335.4 -89.6

S/E LM 115.000 11.2 90.941 4.420 35.946 S/E LCA -41.729 -9.155 235.8 97.70 0

S/E LCA -41.738 -9.157 235.9 97.7

S/E LA 47.520 13.892 273.3 96.0

S/E PLM 115.000 12.3 91.646 14.938 37.379 S/E LCA -37.379 -14.801 220.2 93.00 0

L. PLM-LR~ 0.000 -0.136 0.7 0.0

S/E PMT 115.000 9.5 89.065 7.139 26.177 S/E SL1 -26.177 -6.135 151.6 97.40 0

S/E SL2 0.000 -1.004 5.7 0.0

S/E SL1 115.000 9.5 89.078 S/E PMT 26.180 5.409 150.7 97.90 0 0 0

a -26.180 -5.409 150.7 97.9

S/E SL2 115.000 9.5 89.066 S/E PMT 0.000 0.270 1.5 0.00 0 0 0

L. LR-SL~ 0.000 -0.270 1.5 0.0

L. LCA-LR~ 115.000 13.0 92.479 S/E LCA 0.000 0.000 0.0 -82.40 0 0 0

L. PLM-LR~ 115.000 12.3 91.647 S/E PLM 0.000 0.000 0.0 -82.70 0 0 0

L. LR-LA~ 115.000 9.9 89.411 S/E LA 0.000 0.000 0.0 -72.60 0 0 0

L. LR-SL~ 115.000 9.5 89.070 S/E SL2 0.000 0.000 0.0 -35.90 0 0 0





6.0.0Page: 1

SN: 12345678

Filename: Anexo D-5


Contract:

Date: 09-13-2011

Revision: Base

Config.: Normal

LOAD FLOW REPORT

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

%Tap

a 115.000 -5.4 93.084 0.073-0.016 S/E SL1 8.130 2.117 45.3 96.80 0

S/E LA -8.114 -2.190 45.3 96.5

Barra Reactor 115.000 -3.8 94.709 13.344 0.000 S/E CH 1 -57.692 -41.429 376.5 81.20 0

S/E LCA 57.692 28.086 340.1 89.9

BG1 2.500 115.000 -3.8 94.709 N.TG4 -19.943 -2.447 106.5 99.30 0 0 0

-2.500N.TG(21-23) -20.979 -3.308 112.6 98.8

2.500N.TG22 -20.947 -2.553 111.9 99.3

S/E LCA 61.868 8.308 330.9 99.1

BG2 2.500 115.000 -3.8 94.709 N.TG7 -19.924 -2.212 106.3 99.40 0 0 0

2.500N.TG8 -19.945 -2.695 106.7 99.1

2.500N.TG9 -19.933 -2.430 106.4 99.3

S/E LCA 59.802 7.336 319.4 99.3

BG3 -5.000 115.000 -3.8 94.709 N.TG10 -29.922 -15.704 179.1 88.50 0 0 0

-5.000N.TG11 -29.922 -15.702 179.1 88.5

S/E LCA 59.843 31.406 358.3 88.5

N.TG4 13.800 0.6 93.795 4.000 20.000 BG1 20.000 4.000 909.8 98.10 0

N.TG7 13.800 1.2 94.009 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 907.7 98.10 0

N.TG8 13.800 -0.1 93.639 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 911.3 98.10 0

N.TG9 13.800 0.6 93.848 4.000 20.000 BG2 20.000 4.000 909.2 98.10 0

N.TG10 13.800 -0.5 103.214 18.000 30.000 BG3 30.000 18.001 1418.1 85.70 0

N.TG11 13.800 -0.5 103.218 18.000 30.000 BG3 30.000 18.001 1418.1 85.70 0

N.TG22 13.800 0.1 93.607 4.000 21.000 BG1 21.000 4.000 955.4 98.20 0

N.TG(21-23) 13.800 -1.9 97.773 4.000 21.000 -0.001 0.001 BG1 20.999 4.001 914.7 98.2

S/E CH 1 115.000 -3.3 97.186 0.039 0.001 S/E CH 2 -59.002 -12.151 311.2 97.90 0

Barra Reactor 59.001 12.112 311.1 98.0

S/E CH 2 115.000 -3.0 97.502 -0.015 0.001 S/E CH 1 59.145 6.226 306.2 99.50 0

S/E CSN -29.573 -3.105 153.1 99.5

S/E CSN -29.573 -3.105 153.1 99.5

S/E CSN* 115.000 0.0 99.500 4.725 60.063 S/E CH 2 30.032 2.362 152.0 99.70 0

S/E CH 2 30.032 2.362 152.0 99.7

S/E LA 115.000 -5.3 93.151 8.689 22.558 a 8.117 2.030 45.1 97.00 0

S/E LM -17.934 -6.610 103.0 93.8

S/E LR -12.740 -4.109 72.1 95.2

S/E LCA 115.000 -3.8 94.709 26.117 51.523 S/E LM 28.284 5.298 152.5 98.30 0

S/E LM 28.290 5.299 152.6 98.3

S/E LR 65.357 18.123 359.5 96.4



6.0.0Page: 2

SN: 12345678

Filename: Anexo D-5


Contract:

Date: 09-13-2011

Revision: Base

Config.: Normal

Bus

ID kV

Voltage

Ang.% Mag.

Generation

MW Mvar

Load

MW Mvar

Load Flow

MW Mvar AmpID %PF

XFMR

%Tap

S/E PLM 65.773 19.763 364.1 95.8

BG1 -61.868 -8.308 330.9 99.1

Barra Reactor -57.692 -28.086 340.1 89.9

BG2 -59.802 -7.336 319.4 99.3

BG3 -59.843 -31.406 358.3 88.5

S/E LM 115.000 -4.9 93.778 4.692 38.226 S/E LCA -28.112 -5.497 153.4 98.10 0

S/E LCA -28.118 -5.498 153.4 98.1

S/E LA 18.004 6.303 102.1 94.4

S/E LR 115.000 -5.1 93.387 11.834 58.110 S/E LCA -64.856 -16.759 360.1 96.80 0

S/E LA 12.757 3.817 71.6 95.8

S/E SL2 20.368 4.176 111.8 98.0

S/E PLM -26.378 -3.068 142.8 99.3

S/E PLM 115.000 -4.9 93.518 15.534 38.928 S/E LCA -65.333 -18.556 364.6 96.20 0

S/E LR 26.405 3.021 142.7 99.4

S/E PMT# 115.000 -5.5 93.039 8.487 28.328 S/E SL1 -8.068 -3.179 46.8 93.00 0

S/E SL2 -20.260 -5.308 113.0 96.7

S/E SL1# 115.000 -5.4 93.044 -0.186 0.060 S/E PMT 8.068 2.378 45.4 95.90 0

a -8.128 -2.192 45.4 96.6

S/E SL2# 115.000 -5.4 93.049 -0.170 0.057 S/E PMT 20.261 4.512 112.0 97.60 0

S/E LR -20.318 -4.342 112.1 97.8



ANEXO E. REPORTES GENERADOS POR EL


DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO


Engineer: Mariana Velásquez G.Study Case: Cortocircuito

6.0.0Page: 12

SN: 12345678

Filename: Anexo E-1

Project: Escenario N° 1 ETAP

Contract:

Date: 09-13-2011

Revision: Base

Config.: Normal

Short-Circuit Summary Report

Prefault Voltage = 100 % of the Bus Nominal Voltage

ID kV

Bus

Real Imag. Mag. Real Real RealImag. Imag. Imag.Mag. Mag. Mag.

3-Phase Fault Line-to-Ground Fault Line-to-Line Fault *Line-to-Line-to-Ground

1/2 Cycle - 3-Phase, LG, LL, & LLG Fault Currents

2.692 -9.866 10.227 3.678 -9.972 10.629 8.525 2.291 8.828 -10.956 2.650 11.272S/E CH 1 115.00

2.372 -9.616 9.904 3.008 -9.356 9.828 8.312 2.021 8.555 -10.150 2.486 10.450S/E CH 2 115.00

1.201 -27.708 27.734 1.060 -27.271 27.292 23.990 1.033 24.012 23.521 14.466 27.613S/E CSN 115.00

1.181 -13.075 13.128 1.230 -15.643 15.692 11.218 0.975 11.260 10.581 10.960 15.234S/E LCA 115.00

All fault currents are symmetrical momentary (1/2 Cycle network) values in rms kA

* LLG fault current is the larger of the two faulted line currents


Engineer: Mariana Velásquez G.Study Case: Cortocircuito

6.0.0Page: 12

SN: 12345678

Filename: Anexo E-2

Project: Escenario N° 2 ETAP

Contract:

Date: 01-29-2012

Revision: Base

Config.: Normal

Short-Circuit Summary Report

Prefault Voltage = 100 % of the Bus Nominal Voltage

ID kV

Bus

Real Imag. Mag. Real Real RealImag. Imag. Imag.Mag. Mag. Mag.

3-Phase Fault Line-to-Ground Fault Line-to-Line Fault *Line-to-Line-to-Ground

1/2 Cycle - 3-Phase, LG, LL, & LLG Fault Currents

2.306 -9.407 9.686 3.238 -9.581 10.114 8.158 1.984 8.395 -10.298 2.788 10.669S/E CH 1 115.00

2.058 -9.248 9.474 2.691 -9.048 9.439 8.018 1.772 8.211 -9.665 2.595 10.007S/E CH 2 115.00

1.147 -27.590 27.613 1.027 -27.195 27.215 23.895 0.990 23.915 23.434 14.395 27.503S/E CSN 115.00

1.145 -11.622 11.679 1.180 -13.919 13.969 10.067 0.953 10.112 9.426 9.640 13.483S/E LCA 115.00

All fault currents are symmetrical momentary (1/2 Cycle network) values in rms kA

* LLG fault current is the larger of the two faulted line currents

ANEXO F. AJUSTES DE LOS RELÉS DE

DISTANCIA.

Extremo CH2 (Relé 2)

Datos necesarios:


LCA – CH1 30,00 4,5890 3,3060

CH1 – CH2 6,00 0,6000 1,1940

LCA – PLM 9,96 1,2060 4,9390

PLM – LR 3,37 0,4080 1,6710

Corriente de Cortocircuito (KA)Icc2φmin 6,935Icc1φmin 9,229Icc3φ 13,128Icc1φ 15,692

Ajuste de Zona 1:

T1 = INSTANTÁNEO

Con respecto a las reglas del alcance resistivo se tiene que ambos

cumplen con los requisitos, es decir:

Ajuste de Zona 2:

T2 = 500 milisegundos.

Asimismo, cumplen con las reglas establecidas para el alcance

resistivo, puesto que resultan mayores al 80% del alcance reactivo.

Ajuste de Zona 4:

T2 = 1 segundo.

Extremo CSN (Relé 4)

Datos necesarios:

LÍNEA LONGITUD (KM) R (Ω. Primarios) X (Ω. Primarios)

LCA – CH1 30,00 4,5890 3,3060

CH1 – CH2 6,00 0,6000 1,1940

CH2 – CSN 51,00 6,2996 23,6885

LCA – PLM 9,96 1,2060 4,9390

Ubicación de la falla

Corriente de Cortocircuito (KA)

Icc3φmin LCA7,979

Icc1φmin 7,896

La relación de corrientes de cortocircuito monofásica que existe a un 80%

de la línea a proteger, es:

La relación de los transformadores de corriente y potencial es la

siguiente:

Ajuste de Zona 1:

T1 = INSTANTÁNEO.

Como se puede apreciar, la resistencia para fallas fase – fase no cumple con la regla

del alcance resistivo; es por tanto que se obtiene una nueva resistencia para la zona 1, la

cual está basada en la reactancia obtenida para esta zona.

De forma similar al alcance resistivo para fallas fase – fase, la resistencia para fallas

fase – tierra no se encuentra dentro de los límites establecidos; por lo tanto, se establece

una nueva resistencia, basada en la reactancia, lo que da como resultado:

Ajuste de Zona 2:

T2 = 500 milisegundos.

Ajuste de Zona 4:

T2 = 1 segundo.

ANEXO G. DIAGRAMA DE IMPEDANCIA DE LOS

RELÉS QUE PROTEGEN AL CIRCUITO DE

INTERCONEXIÓN.

DIAGRAMA R-X DEL RELE 2, UBICADO EN LA SUBESTACIÓN CHACOPATA II


Relé 2S/E LCA 1p 6,868 40,9

S/E PLM 1p 11,402 55,9

DIAGRAMA R-X DEL RELE 3, UBICADO EN LA SUBESTACIÓN CHACOPATA 2


Relé 3S/E CSN 1p 24,565 75,1

S/E CRC 1p 28,728 73,5

DIAGRAMA R-X DEL RELE 4, UBICADO EN LA SUBESTACIÓN CASANAY


Relé 3S/E CH2 1p 24,565 75,1

S/E LCA 1p 30,520 67,8

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y

ASCENSO:

TÍTULO“COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE DISTANCIA

ASOCIADAS A LA INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA NUEVA ESPARTA CON LA RED DE TIERRA FIRME”

SUBTÍTULO

AUTOR (ES):

APELLIDOS Y NOMBRES CÓDIGO CULAC / E MAIL

VELÁSQUEZ GIL, MARIANA G.CVLAC: 18.400.251EMAIL: [email protected]

CVLAC: E MAIL:

CVLAC:E MAIL:

CVLAC:E MAIL:

PALÁBRAS O FRASES CLAVES:

Coordinación de Protecciones

Líneas de transmisión

Flujo de carga

Cortocircuito

Relé de Distancia


ÁREA SUBÁREA

INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS

INGENIERÍA ELÉCTRICA

RESUMEN (ABSTRACT):

El sistema eléctrico de la Isla de Margarita está conformado por la Planta

Luisa Cáceres de Arismendi (PLCA), con una interconexión con el Sistema

Eléctrico Nacional (SEN), por medio de la Subestación (S/E) Casanay. Las

modificaciones en la topología del sistema interno de la S/E Luisa Cáceres

de Arismendi y el de la S/E Casanay, no se contemplan en las zonas de

alcance de las protecciones de distancias correspondientes a la

interconexión eléctrica de la Isla de Margarita con Tierra Firme, por lo que se

corre el riesgo que el relé opere indebidamente para fallas que ocurran más

allá de la longitud de la línea de transmisión, ubicada entre la PLCA y la S/E

Chacopata II. Por otra parte, también está prevista la sustitución de los relés

de distancia electromecánicos ( BBC L8A y BBC LZ32) utilizados

actualmente, por relés numéricos (SIEMENS 7SA61), cuyas características

en el plano de impedancias resultan distintas a las de los equipos

previos . Es evidente entonces que ambas situaciones ameritan realizar un

estudio para la coordinación de los relés de distancia asociados al sistema

de interconexión, de modo que se pueda proporcionar al sistema una

protección segura y confiable.

X


CONTRIBUIDORES:

APELLIDOS Y NOMBRES ROL / CÓDIGO CVLAC / EMAIL

BERMÚDEZ, MELQUÍADES

ROL CA AS X TU JU

CVLAC: 3.486.726

E_MAIL [email protected]

E_MAIL

HERNÁNDEZ, JESÚS

ROL CA AS X TU JU

CVLAC:

E_MAIL [email protected]

E_MAIL

PARRA, HERNÁN

ROL CA AS TU JU X

CVLAC:

E_MAIL

E_MAIL

MAZA, MANUEL

ROL CA AS TU JU X

CVLAC:

E_MAIL

E_MAIL

FECHA DE DISCUSIÓN Y APROBACIÓN:

2012AÑO

03MES

08DÍA

LENGUAJE. SPA


ARCHIVO (S):

NOMBRE DE ARCHIVO TIPO MIME

TESIS. Protección de distancia.DOC Application/msword

CARACTERES EN LOS NOMBRES DE LOS ARCHIVOS: A B C D E F

G H I J K L M N O P Q R S T U V W X Y Z. a b c d e f g h i j k l m n o p q r s t

u v w x y z. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9.

ALCANCE

ESPACIAL: ________________________________ (OPCIONAL)

TEMPORAL: ________________________________ (OPCIONAL)

TÍTULO O GRADO ASOCIADO CON EL TRABAJO:

INGENIERO ELECTRICISTA.

NIVEL ASOCIADO CON EL TRABAJO:

PREGRADO.

ÁREA DE ESTUDIO:

DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD.

INSTITUCIÓN:

UNIVERSIDAD DE ORIENTE - NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI.


DERECHOS

De acuerdo al artículo 41 del reglamento de Trabajos de Grado de la

Universidad de Oriente:

“Los Trabajos de Grado son de exclusiva propiedad de la Universidad de

Oriente y solo podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del

consejo de Núcleo respectivo, el cual lo participará al Consejo Universitario”

Velásquez G, Mariana GAUTOR

Melquíades BermúdezTUTOR

Hernán ParraJURADO

Manuel MazaJURADO

POR LA SUBCOMISIÓN DE TESIS

Verena Mercado

proteccion de distancia

Engineering