evaluar la coordinaciÓn de protecciÓn para una red
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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
EVALUAR LA COORDINACIÓN DE PROTECCIÓN PARA UNA
RED ELÉCTRICA DE 115KV PERTENECIENTE AL NORESTE
DEL ESTADO CARABOBO DEL SISTEMA ELÉCTRICO
NACIONAL.
Presentado ante la ilustre
Universidad Central de Venezuela
Por el Br. Douglas A. Carreño R.
Para optar por el título de
Ingeniero Electricista
Caracas, 2017
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
EVALUAR LA COORDINACIÓN DE PROTECCIÓN PARA UNA
RED ELÉCTRICA DE 115KV PERTENECIENTE AL NORESTE
DEL ESTADO CARABOBO DEL SISTEMA ELÉCTRICO
NACIONAL.
Tutor Industrial: Ing. Víctor Soto
Profesor Guía: Ing. Antonio Clemente
Presentado ante la ilustre
Universidad Central de Venezuela
Por el Br. Douglas A. Carreño R.
Para optar por el título de
Ingeniero Electricista
Caracas, 2017
iii
CONSTANCIA DE APROBACIÓN
iv
DEDICATORIA
A todas las personas que con su apoyo y palabras de ánimo me impulsaron a cumplir
mis metas en el transcurso de la carrera, en especial:
A mis padres, Douglas y Julia
A mi hermana Katherine
A mi Silvia
v
RECONOCIMENTOS Y AGRADECIMIENTOS
Primeramente agradecer a Dios por darme paciencia y resistencia para
culminar esta etapa de mi vida.
A mi madre por el increíble esfuerzo que ha hecho durante toda su vida para
brindarme la mejor educación e inculcarme los valores que hoy en día son la base de
mi persona, por su nivel de exigencia que me ha hecho querer ser cada día mejor, por
estar siempre en los momentos clave y brindarme todo su apoyo y cariño
incondicional.
A mi padre por su paciencia eterna, por su apoyo incondicional todos los
días de mi vida, por todo su cariño, por ser el modelo de persona a seguir y por estar
dispuesto a escucharme y ofrecer los mejores consejos.
A mi hermana, por ser incondicional, por estar dispuesta a darme una mano
cuando he pasado por los malos momentos, por su compresión, su simpatía, su
cariño, su fe en mí.
A mi Silvia por sus bellas palabras cada día que hemos estado juntos, por
creer ciegamente en mí, por ayudarme y darme ánimos en los momentos de estrés y
por brindarme su cariño.
A mis amigos que me brindaron su apoyo a lo largo de mi carrera. Al
profesor Antonio Clemente por el apoyo brindado en la estructuración del tomo.
Al personal del Despacho Regional Centro por brindarme la oportunidad de
realizar mi Trabajo Especial de Grado, oportuno agradecimiento al Ing Víctor Soto y
al Ing Carlos Pérez, egresados ambos de nuestra Escuela de Ingeniería Eléctrica.
vi
RESUMEN
Carreño R., Douglas A.
EVALUAR LA COORDINACIÓN DE PROTECCIÓN PARA UNA RED
ELÉCTRICA DE 115KV PERTENECIENTE AL NORESTE DEL ESTADO
CARABOBO DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.
Prof. Guía: Ing. Antonio Clemente. Tutor Industrial: Ing. Víctor Soto. Tesis.
Caracas. U.C.V Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería Eléctrica.
Ingeniero Electricista. Opción: Potencia. Empresa: CORPOELEC. 2017. 97 h.
Palabras Claves: Sistema de Protección, Selectividad, Coordinación, Protección de
Distancia, Relés de Distancia, Criterios de ajustes, Zonas de ajustes, Simulación.
Resumen. En el presente trabajo especial de grado, se realiza la evaluación de la
coordinación de protección para las líneas de transmisión en 115 KV, que conforman
parte del Sistema Eléctrico Nacional en el estado Carabobo. La red en estudio está
conformada por 17 sub-estaciones, 18 líneas de transmisión, comprendidas entre
longitudes de 17 kilómetros la más largas y 600 metros la más corta, las cuales están
dispuestas para conformar redes anilladas. Para evaluar la coordinación de
protección, es necesario analizar el desempeño de las protecciones empleadas para las
líneas de transmisión en 115 KV a través de un conjunto de simulaciones empleando
el software DIgSILENT Power Factory, para esto se utiliza una base de datos
conformada por los modelos correspondientes de los relés de distancia existentes en
la red de estudios, una base de datos para los modelos de líneas de transmisión,
generador y modelos de transformadores existentes en la red, para que posteriormente
se disponga la red en estudio en el software y se realicen estudios de simulación. Con
este conjunto de información y mediantes corridas de cortocircuito, fue posible
emular el comportamiento de los relés de protección ante fallas monofásicas con
impedancia a tierra y fallas trifásicas, evaluando la actuación y verificando la
coordinación que existe entre los diferentes relés que conforman las redes anilladas.
A partir de los resultados obtenidos se formularon una serie de propuestas y
recomendaciones para la el ajuste y coordinación de las protecciones de distancia,
validando de esta forma al software DIgSILENT Power Factory, el cual representa
una herramienta eficaz para analizar el comportamiento de los relés de protección.
vii
ÍNDICE GENERAL
CONSTANCIA DE APROBACIÓN ........................................................................... iii
DEDICATORIA .......................................................................................................... iv
RECONOCIMENTOS Y AGRADECIMIENTOS ...................................................... v
RESUMEN ................................................................................................................... vi
LISTA DE FIGURAS .................................................................................................. xi
LISTA DE TABLAS ................................................................................................. xiv
SIGLAS Y ACRÓNIMOS ......................................................................................... xvi
INTRODUCCIÓN ................................................................................................... xviii
CAPÍTULO I ................................................................................................................. 1
MARCO REFERENCIAL ............................................................................................ 1
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ...................................................... 1
1.2 OBJETIVOS. .................................................................................................. 2
1.2.1 OBJETIVO GENERAL. ......................................................................... 2
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ................................................................. 2
1.3 JUSTIFICACIÓN. .......................................................................................... 3
CAPÍTULO II ............................................................................................................... 4
MARCO TEÓRICO ...................................................................................................... 4
2.1 ASPECTOS BÁSICOS. ................................................................................. 4
2.1.1 FALLAS EN SISTEMAS ELÉCTRICOS. ............................................. 4
2.1.2 DETECCIÓN E INTERRUPCIÓN DE FALLAS .................................. 6
2.1.3 SISTEMA DE PROTECCIÓN. .............................................................. 7
2.1.4 ZONAS DE PROTECCIÓN. .................................................................. 8
2.1.5 PROTECCIÓN PRINCIPAL O PRIMARIA Y PROTECIÓN DE
RESPLADO. ......................................................................................... 10
2.2 PROTECCIONES DE LINEAS DE TRANSMISIÓN. ............................... 12
viii
2.2.1 PROTECCIÓN CON RELÉS DE SOBRE-CORRIENTES
DIRECCIONALES ............................................................................... 13
2.2.2 RELÉS DE DISTANCIA ...................................................................... 14
2.2.3 EFECTO DE LAS CONTRIBUCIONES INTERMEDIAS ................. 14
2.2.4 ZONAS DE DISTANCIA..................................................................... 17
2.3 ESQUEMAS DE PROTECCIONES DE DISTANCIA .............................. 21
2.3.1 SUB-ALCANCE DIRECTO (ESQUEMA SUBALCN) ...................... 21
2.3.2 SUB-ALCANCE PERMISIBLE (ESQUEMA PUTT). ....................... 22
2.3.3 SOBRE-ALCANCE PERMISIBLE (ESQUEMA POTT). .................. 23
2.3.4 COMPARACIÓN DIRECCIONAL ..................................................... 25
2.3.5 COMPARACIÓN DE FASE ................................................................ 25
2.4 DIFERENCIAL DE LÍNEA. ....................................................................... 26
2.5 ALCANCE RESISTIVO EN UN RELÉ DE IMPEDANCIA CON
CARACTERISTICA POLIGONAL ............................................................ 26
2.6 ESQUEMAS DE PROTECCIONES Y CANALES DE COMUNICACIÓN .
...................................................................................................................... 28
CAPÍTULO III ............................................................................................................ 29
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE POTENCIA EN 115 KV. ............................... 29
3.1 SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO...................................................... 29
CAPÍTULO IV ............................................................................................................ 33
DESCRIPCIÓN DEL ESQUEMA DE PROTECCIONES IMPLEMENTADO EN
LA RED EN ESTUDIO. ............................................................................................. 33
4.1 SALIDAS DE LINEAS EN 115 KV. ........................................................... 33
4.2 TRANSFORMADORES DE MEDIDA. ..................................................... 34
4.2.1 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL ............................................. 34
4.2.2 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE. ............................................ 35
4.3 COMUNICACIÓN ENTRE PROTECCIONES .......................................... 35
4.4 PROTECCIÓN DE DISTANCIA ................................................................ 37
4.4.1 RELÉ DE DISTANCIA. ....................................................................... 37
4.4.2 PRINCIPIOS BÁSICOS DE MEDICIÓN ............................................ 37
4.5 AJUSTES ETAPAS Y TIEMPO ................................................................. 39
ix
4.6 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE SEÑALES. ........................................ 41
4.7 ESQUEMAS UTILIZADOS POR EL CENTRO DE TRANSMISIÓN
CENTRO OCCIDENTE, C.T.C.O (CORPOELEC) EN LINEAS DE 115
KV QUE CONFORMAN LA RED EN ESTUDIO. .................................... 42
4.8 DESCRIPCIÓN DEL RELÉ MARCA SIEMENS, MODELO SIPROTEC
7SA522. ........................................................................................................ 43
4.8.1 DATOS GENERALES DE LA LINEA. .............................................. 44
4.8.2 ADAPTACIÓN DE LA IMPEDANCIA A TIERRA. .......................... 45
4.8.3 IMPEDANCIA DE ACOPLAMIENTO EN LINEAS PARALELAS . 47
4.8.4 DESCRIPCION FUNCIONAL DE LA PROTECCIÓN CON
CARACTERISTICA POLIGONAL ..................................................... 48
4.8.5 CÁLCULO DE IMPEDANCIA. .......................................................... 49
4.8.6 AJUSTE DEL ALCANCE RESISITIVO. ............................................ 50
CAPÍTULO V ............................................................................................................. 52
MODELACIÓN DE LA RED EN ESTUDIO Y DE LOS EQUIPOS DE
PROTECCION EN EL SOFTWARE POWER FACTORY. ..................................... 52
5.1 MODELO DE LA RED EN 115 KV. .......................................................... 52
5.2 DESCRIPCIÓN BÁSICA DEL MÓDULO DE PROTECCIONES DEL
SOFTWARE DIGSILENT POWER FACTORY ........................................ 56
5.2.1 LA ESTRUCTURA DEL RELÉ. ......................................................... 58
5.2.2 MODELOS DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTES ............ 59
5.2.3 MODELOS DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN ................... 60
5.2.4 PROTECCION DE DISTANCIA ......................................................... 61
CAPÍTULO VI ............................................................................................................ 64
SIMULACIÓN DEL DESEMPEÑO DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN DE
DISTANCIA. .............................................................................................................. 64
6.1 METODOLOGÍA. ....................................................................................... 64
6.2 PREMISAS PARA LA SIMULACIÓN. ..................................................... 65
6.3 CONDICIONES DE ENSAYO. .................................................................. 65
CAPÍTULO VII .......................................................................................................... 67
RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN EVALUANDO EL DESEMPEÑO DE LOS
RELÉS DE PROTECCIÓN DE DISTANCIA. .......................................................... 67
x
7.1 RESULTADOS ............................................................................................ 67
7.2 CASO 1: línea San Diego(A) - Pedro Camejo (B) terna I, longitud: 8 km;
falla trifásica al 10% de la línea actuando los dos interruptores (A) y (B). ............ 68
7.3 CASO 2: línea Guacara 2 (A) – San Diego (B), longitud: 8 km; falla
monofásica al 10% no actuando interruptor en (A)................................................. 74
CAPÍTULO VIII ......................................................................................................... 87
COMPARAR RESULTADOS DE LA ACTUACIÓN DE LOS ESQUEMAS DE
PROTECCION DE LA RED EN ESTUDIO ANTE UN EVENTO DE FALLA
OCURRIDO. ............................................................................................................... 87
8.1 DESARROLLO DEL EVENTO DE FALLA .............................................. 87
8.1.1 DIAGRAMA UNIFILAR. .................................................................... 88
8.1.2 OSCILOGRAFÍA ................................................................................. 88
8.1.3 CONCLUSIÓN DEL EVENTO. .......................................................... 90
8.2 EVENTOS DE FALLA SIMULADO EN EL SOFTWARE. ...................... 91
8.3 RESULTADOS. .......................................................................................... 92
CAPÍTULO IX ............................................................................................................ 95
PLANTEAMIENTO DE AJUSTES A LOS ESQUEMAS DE PROTECCIÓN DE
LAS LÍNEAS DE LA RED EN ESTUDIO. ............................................................... 95
CONCLUSIONES ...................................................................................................... 97
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................ 99
ANEXO I .................................................................................................................. 101
ANEXO II ................................................................................................................. 112
ANEXO III ................................................................................................................ 121
ANEXO IV ............................................................................................................... 124
xi
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Diagrama de bloque de un sistema de protección
Figura 2. Zonas de protección para un Sistema de Potencia.
Figura 3. Protección principal y de respaldo.
Figura 4. Protección de respaldo local y protección de respaldo remota
Figura 5. Diagrama utilizado para el análisis del efecto outfeed.
Figura 6. Configuración de una línea multi-terminal
Figura 7. Relevadores de sub-alcance permisible PUTT.
Figura 8. Relevadores de sobre-alcance permisible POTT.
Figura 9. Distribución geográfica de las subestaciones y tramos de línea
Figura 10. Disposición esquemática de las subestaciones y líneas en 115 KV.
Figura 11. Esquema de protección para la salida en 115 KV.
Figura 12. Esquema básico de un transformador capacitivo.
Figura 13. Esquema de la disposición de las trampas de onda en los dos modelos
ternas simple doble.
Figura 14. Distribución de las zonas de distancia
Figura 15. Característica de operación poligonal del relé Siemens 7SA522.
Figura 16. Recomendación para el ajuste POLIGONO ALPHA
Figura 17. Esquema de estructura de datos orientada a objetos.
Figura 18. Modelado del transformador de corriente ideal.
xii
Figura 19. Modelado del transformador de tensión ideal.
Figura 20. Estructura básica de un relé de distancia modelado en el software
Figura 21. Representación de la falla trifásica en la línea San Diego-Pedro Camejo
con sus respectivos disyuntores
Figura 22. Diagrama R, X del Relé de la salida de línea San Diego-Pedro Camejo
Figura 23. Diagrama R, X del Relé de la salida de línea Pedro Camejo-San Diego
Figura 24. Tiempos de actuación de los disyuntores de cada extremo de la línea
Figura 25-a. Grafica que muestra la lectura de los transformadores de corriente de la
salida de línea; San Diego-Pedro Camejo en la subestación San Diego
Figura 25-b. Grafica que muestra la lectura de los transformadores de corriente de la
salida de línea; Pedro Camejo-San Diego, en la subestación Pedro Camejo
Figura 26. Diagrama Tiempo-distancia, entre las subestaciones Pedro Camejo-San
Diego
Figura 27. Representación de la falla monofásica en la línea Guacara 2 – San Diego.
Figura 28. Diagrama R, X del relé de la salida de línea San diego-Guacara 2
Figura 29. Diagrama R, X del relé de la salida de línea Guacara 1-Guacara 2
Figura 30. Tiempo de actuación de los disyuntores
Figura 31-a. Lectura del transformador de corriente (corriente secundario [Amp] vs
tiempo [s]) en la subestación San Diego salida de línea Guacara 2
Figura 31-b. Lectura del transformador de corriente (corriente secundario [Amp] vs
tiempo [s]) en la subestación Guacara 1 salida de línea Guacara 2
Figura 32. Diagrama tiempo vs distancia para las subestaciones San Diego-Guacara
2- Guacara 1
Figura 33. Diagrama tiempo vs distancia entre las subestaciones Guacara 1 –
Carabobo – Pedro Camejo – Valencia
xiii
Figura 34. Diagrama unifilar de los eventos de falla registrados.
Figura 35. Grafica de la oscilografía en la subestación San Diego
Figura 36. Grafica de la oscilografía en la subestación Planta de Este.
Figura 37. Unifilar que muestra las fallas presentadas en las subestaciones Castillito y
Pedro Camejo.
Figura 38. Tiempo de actuación de los disyuntores.
Figura 39. Lectura en RMS del transformador de corriente en la subestación Planta
del Este, salida de línea Castillito
Figura 40. Diagrama tiempo vs distancia entre las subestaciones implicadas en el
evento.
xiv
LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Criterios de ajuste de protecciones para líneas medias y largas
Tabla 2. Criterios de ajustes de protecciones para líneas multiterminales.
Tabla 3. Esquemas de protecciones y canales de comunicaciones para líneas cortas,
medias y largas.
Tabla 4. Líneas que conforman la red en 115 KV del noreste de Carabobo
Tabla 5. Modelos y cantidades de relés de distancia
Tabla 6. Relación de resistencias y reactancias para la compensación.
Tabla 7. Relación de resistencia y reactancia para compensar el acoplamiento en
líneas con doble terna
Tabla 8. Relación R/X para el ajuste de zonas.
Tabla 9. Valores calculados en simulación para obtener la red externa de caña de
Tabla 10. Valores calculados en simulación para obtener la red externa de San Diego.
Tabla11. Valores calculados en simulación para obtener la red externa de Valencia.
Tabla 12. Resultado de la actuación de los relés en cada línea durante la simulación
de una falla trifásica y monofásica al 10% y al 90 % de la longitud total de la línea.
Tabla 13. Resultado de la actuación de los relés de respaldo en cada línea durante la
simulación de una falla monofásica al 10% de la longitud total de la línea.
Tabla 14. Resultado de la actuación de los relés de respaldo en cada línea durante la
simulación de una falla trifásica al 10% de la longitud total de la línea.
Tabla 15. Resultado de la actuación de los relés de respaldo en cada línea durante la
simulación de una falla monofásica al 90% de la longitud total de la línea.
xv
Tabla 16. Resultado de la actuación de los relés de respaldo en cada línea durante la
simulación de una falla trifásica al 90% de la longitud total de la línea.
xvi
SIGLAS Y ACRONIMOS
FA=Flor Amarillo.
GUI=Guigue.
SC=Santa Clara.
GUA1=Guacara 1.
QUI=Quizanda.
MM=Monte Mayor.
CÑA=Caña de Azúcar.
PCAS=Planta Castillito.
CAB=Carabobo.
SD=San Diego.
GUA2=Guacara 2.
PCJ=Pedro Camejo.
LG=Los Guayos.
VA=Valencia.
PE=Planta del Este.
CAS=Castillito.
TC=Transformador de Corriente.
TP=Transformador de Potencial.
PP=Protección Primaria (principal).
xvii
PS=Protección Secundaria.
Z1=Zona 1 de Protección.
Z2=Zona 2 de Protección.
Z3=Zona 3 de Protección.
Z4=Zona 4 de Protección.
CND=Centro Nacional de Despacho.
MPPEE=Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica.
CORPOELEC=Corporación Eléctrica Nacional.
CADAFE=Compañía de Administración y Fomento Eléctrico.
DRC=Despacho Regional Centro.
SIR=Source to line Impedance Ratio (relación de la fuente a la línea).
PUTT=Permssive Underreaching Transfer Trip (disparo transferido en sub-alcance
permisible).
POTT=Permissive Overreaching Transfer Trip (disparo transferido en sobre-alcance
permisible).
xviii
INTRODUCCIÓN
Desde la creación de los sistemas eléctricos, se han llevado a cabo tareas de
coordinación para asegurar que los sistemas de protección operen con la fiabilidad y
la seguridad necesaria. Las herramientas para llevar a cabo estas tareas han
evolucionado hasta el punto del uso de ordenadores con programas de interfaz
gráfica. Mientras tanto, los dispositivos de protección también han pasado por
avances tecnológicos desde la implementación de dispositivos electromecánicos a los
dispositivos numéricos multifuncionales, A través de los cambios en las herramientas
de coordinación y configuraciones de los dispositivos de protección, un buen número
de principios de coordinación de protección han permanecido vigentes, además, se
desarrollan nuevas técnicas que ayudan al funcionamiento de los sistemas de
protección como por ejemplo la reducción de los tiempos para la actuación de los
relés y la comunicación entre protecciones, todo esto para reducir los efectos de corto
circuito.
En Venezuela, El Centro Nacional de Despacho (CND) es el órgano del
Estado que a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica
(MPPEE) hace cumplir un conjunto de protocolos y normativas en el manejo de las
operaciones del sector eléctrico. Este a su vez trabaja en conjunto con los Despachos
de Cargas Regionales del país, uno de estos despacho es el Despacho Regional
Centro (DRC), el cual es un ente encargado de coordinar la operación segura,
confiable y económica de una parte del SEN, entre las funciones que realiza el DRC
están: operar el sistema de potencia en forma segura manteniendo los parámetros
eléctricos dentro de los rangos aceptables y garantizando la continuidad del servicio a
través de acciones tendientes en mantener la integridad del sistema, coordina la
xix
recuperación del sistema en el menor tiempo posible (fallas), coordina y programa los
trabajos de mantenimiento preventivo y correctivo bajo la normativa de permisos de
consignación así como la puesta en servicio de nuevos equipos e instalaciones,
adiestra al personal de las subestaciones y plantas generadoras sobre el instructivo de
operaciones y su estricto cumplimiento, realiza estudios de simulación con la
herramienta computacional DIgSILENT Power Factory del comportamiento diario
del sistema para contribuir a la operación segura y económica del mismo, realiza
estudios para establecer esquemas de operación que permitan optimizar la utilización
de las capacidades de generación y transmisión, basados fundamentalmente en
estimaciones del comportamiento de la demanda y posibles escenarios a fin de
garantizar el menor riesgo para la seguridad del sistema de los equipos e
instalaciones, controla y coordina los intercambios de energía entre las empresas
interconectadas al sistema eléctrico nacional.
El presente proyecto posee como objetivo fundamental, proponer ajustes al
evaluar la coordinación de protecciones asociados a una red eléctrica anillada de 115
KV perteneciente al noreste del estado Carabobo, a través del uso de una herramienta
computacional, que permita verificar la selectividad de las protecciones de distancia,
en el sistema anillado de la red de transmisión. En virtud de lo anterior, se considera
el módulo de Funciones de Protección que posee el DIgSILENT Power Factory, el
cual tiene la capacidad de modelar el Sistema Eléctrico y desarrollar las aplicaciones
de coordinación de protecciones, permitiendo realizar una evaluación simultanea de
varios equipos de protección ante diferentes escenarios que se presentan debido, a los
cambios en la topología de la red de transmisión y a las particularidades ocurridas en
un Sistema de Potencia como es el caso de la ocurrencias de fallas. El estudio que se
describe en esta Tesis Especial de Grado, busca que sea de importancia para la
empresa (Despacho Regional Centro, CORPOELEC, Ex filial CADAFE), ya que en
el documento se describen los equipos de protección en líneas de transmisión, los
xx
criterios empleados para la coordinación de protección y los cálculos realizados para
la obtención de los ajustes generalizado de los relés de distancia.
1
CAPÍTULO I
MARCO REFERENCIAL
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
Para el desarrollo de este proyecto se eligió parte de la red eléctrica de
115KV perteneciente al noreste del estado Carabobo del Sistema Eléctrico Nacional,
en el cual se presentaron eventos de fallas donde no hubo selectividad de los
dispositivos de protección al momento de despejar las fallas; no cumpliéndose con
una característica funcional de los dispositivos de protección las cuales son:
confiabilidad, selectividad, sensibilidad y rapidez. Por esta razón se modelará y
simulará la red de 115KV bajo eventos de falla, con el fin de recolectar información
sobre la operación de las protecciones y con base a estos resultados y de ser
necesario se propondrán ajustes de dichos dispositivos, con el fin que operen de la
manera correcta. Se propone que la red eléctrica en estudio perteneciente al noreste
del estado Carabobo este compuesta por 17 barras y 24 tramos de líneas que en
conjunto forman dos redes anilladas de 115KV. Posteriormente se hará una
identificación más específica de la red al momento de cumplirse el primer objetivo
específico de este proyecto.
2
1.2 OBJETIVOS.
1.2.1 OBJETIVO GENERAL.
Proponer ajustes de los sistemas de protección asociados a una red eléctrica de
115KV perteneciente al noreste del estado Carabobo del Sistema Eléctrico Nacional.
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.
Identificar el diagrama unifilar con todos los elementos presentes en la red
eléctrica de 115KV perteneciente al noreste del estado Carabobo del Sistema
Eléctrico Nacional.
Describir los sistemas de protección presentes en la red eléctrica de 115KV
bajo estudio.
Hacer la descripción de las diferentes funciones del módulo de protección del
software DIgSILENT PowerFactory versión 14.0.
Evaluar distintos tipos de falla dando énfasis a los que se han presentado en la
red eléctrica de 115KV bajo estudio con sus respectivos sistemas de
protección.
Analizar los resultados de la simulación de la red eléctrica de 115KV bajo
estudio.
Comparar los resultados obtenidos de la simulación con eventos ocurridos en
la red eléctrica de 115KV bajo estudio.
Plantear los ajustes con base en los resultados obtenidos.
3
1.3 JUSTIFICACIÓN.
Este proyecto se fundamenta en una de las funciones que realiza el Despacho
Regional Centro el cual es, realizar simulaciones digitales por medio del software
DIgSILENT PowerFactory, entre estas simulaciones tenemos; estudios de simulación
del comportamiento diario del sistema para contribuir a la operación segura y
económica del mismo, estudios para establecer esquemas de operación que permitan
optimizar la utilización de las capacidades de generación y transmisión, basados
fundamentalmente en estimaciones del comportamiento de la demanda y posibles
escenarios a fin de garantizar el menor riesgo para la seguridad del sistema de los
equipos e instalaciones [1]. Una de las características del software en su versión 14.0
es que cuenta con un módulo de protección el cual permite implementar modelos de
dispositivos de protección presentes en los sistemas eléctricos de potencia. Tomando
en cuenta lo anterior, el Despacho Regional Centro decidió a través de este proyecto
ampliar una de sus funciones, a través de la puesta en funcionamiento del módulo de
protecciones del software DIgSILENT PowerFactory 14.0, realizando comparación
de eventos reales por medio de datos suministrados por el personal en campo, con la
finalidad de aportar información al análisis de fallas verificando la operación y
coordinación de los dispositivos de protección y asegurar que operen de una manera
eficiente, para contribuir a la operación segura y económica del Sistema Eléctrico
Nacional.
En resumen este proyecto se justifica a través de la investigación,
elaboración y desarrollo de una propuesta de un modelo operativo con apoyo en una
investigación de tipo documental y de campo, el cual es viable para solucionar
problemas de requerimientos o necesidades.
4
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 ASPECTOS BÁSICOS.
Un sistema de protección eléctrica está constituido por un conjunto de
elementos y/o dispositivos que protegen el sistema eléctrico de potencia contra
posibles fallas eléctricas, para asegurar su normal funcionamiento y evitar daños a los
operarios o a los equipos, o pérdidas de estos. Las protecciones eléctricas son
dispositivos que detectan las condiciones anormales en un circuito y actúan para
despejar las fallas presentadas. La importancia de las protecciones eléctricas radica en
el hecho de que estas desconectan el equipo y/o instalación, de tal forma que el resto
del sistema puede seguir operando exitosamente con un máximo de seguridad para
los operarios y las instalaciones.
2.1.1 FALLAS EN SISTEMAS ELÉCTRICOS. [3]
Las fallas en un sistema eléctrico se pueden definir como todos aquellos
fenómenos que suceden de modo imprevisto y de una manera no deseada en un
sistema de potencia.
5
En operación normal existe un camino definido para la energía eléctrica desde
los generadores hasta la carga. El sistema opera en este régimen la mayor parte del
tiempo y en el diseño se hacen todos los esfuerzos posibles para asegurar este modo
de operación, sin embargo, con alguna frecuencia se presentan condiciones anormales
que impiden que la energía de los generadores llegue a la carga. De estas condiciones
anormales la más peligrosa es el corto circuito, que se puede definir como una
pérdida de aislamiento la cual se puede manifestar como un contacto eléctrico entre
conductores o entre conductores y tierra. Un cortocircuito también se denomina fallo
o una falla. Este evento es peligroso por muchas razones. Las enormes corrientes que
acompañan a una falla pueden, por calentamiento destruir generadores,
transformadores y líneas; también pueden originar grandes fuerzas electromagnéticas
que son especialmente destructivas en generadores y transformadores. Además
cuando hay un cortocircuito a tierra existe un grave peligro para personas y animales
cerca al punto de falla ya que cerca de él se producen campos eléctricos elevados y
diferencia de potencial elevada que pueden conducir a la electrocución.
2.1.1.1 CORTO CIRCUITO TRIFÁSICO. [3]
Son los únicos cortocircuitos que se comportan como sistemas equilibrados ya
que todas las fases están afectadas por igual. Las tensiones en el punto de
cortocircuito son nulas (independientemente si el cortocircuito se cierra a través de
tierra o si está aislado de ella), y las intensidades de igual módulo y con argumentos
desfasados 120o.
Es uno de los cortocircuitos más severos y de obligado cálculo. Al ser un
sistema equilibrado, para su cálculo solo será necesario utilizar la red de secuencia
directa o positiva.
6
2.1.1.2 CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO A TIERRA. [3]
Este es el cortocircuito más frecuente, produciéndose con mayor frecuencia en
redes rígidamente puestas a tierra o mediante impedancias de bajo valor.
Su cálculo es importante, tanto por lo elevado de sus corrientes como por su
conexión a tierra, lo que permite calcular las corrientes a tierra, las tensiones de
contacto o de paso y valorar las interferencias que estas corrientes pueden provocar.
Para su cálculo al ser una falla desbalanceada y con pérdidas de energía, son
necesarias las tres redes de secuencia (positiva, negativa y cero).
2.1.2 DETECCIÓN E INTERRUPCIÓN DE FALLAS. [3]
Una falla se puede detectar por el cambio súbito de los parámetros del sistema
de potencia. Los parámetros más utilizados con este fin son:
Corriente.
Voltaje.
Angulo entre voltaje y corriente.
Dirección de flujo de potencia.
Impedancia.
Frecuencia.
Balance de energía.
Armónicos.
Velocidad de variación de algunas de las cantidades anteriores.
Para poder utilizar los parámetros anteriores es necesario medirlos. Esta
medición se hace mediante transformadores de medida, las cuales reproducen a escala
7
reducida los voltajes y corrientes del sistema de potencia. Estos valores reducidos se
aplican a los relés que se encargan de analizarlos y determinar si el sistema de
potencia está operando normalmente o si por el contrario, ha ocurrido una falla. Si lo
último es cierto los relés ordenan la apertura de los disyuntores que controlan (véase
figura 1).
Figura 1. Diagrama de bloque de un sistema de protección
2.1.3 SISTEMA DE PROTECCIÓN.
Lo podemos definir como un conjunto de dispositivos de protección diseñados
para garantizar bajo condiciones predeterminadas, usualmente anormales, la
desconexión de los elementos de un sistema de potencia, además de generar las
señales de alarmas.
2.1.3.1 CARACTERISTICAS DE UN SISTEMA DE PROTECCIÓN [3].
Selectividad: El sistema de protección debe seleccionar correctamente
la parte en falla del sistema eléctrico de potencia y desconectar la
8
misma sin producir disturbios en el resto del sistema. Esta propiedad
de discriminación es muy importante en el sistema eléctrico.
Sensibilidad: Un sistema de protección debe ser tan sensible como sea
posible, es decir, debe operar también con los valores de fallas bajo.
Confiabilidad: Un sistema de protección debe operar en forma
definitiva bajo condiciones predeterminadas.
Rapidez: El sistema debe responder tan rápido como sea posible para
mejorar la calidad del servicio, aumentar la seguridad de la vida de las
personas y del equipo y mejorar la estabilidad de la operación.
2.1.4 ZONAS DE PROTECCIÓN. [3]
Son establecidas a nivel de ingeniería conceptual, y son áreas físicas dentro
del sistema de potencia limitadas por elementos que realizan la función interruptora.
Las zonas de protección se suelen definir alrededor de generadores, transformadores,
barras, líneas, banco de condensadores y cargas tal como se indica en la figura 2.
Cuando ocurre una falla dentro de una zona de protección determinada se ordena la
apertura solamente de los interruptores que quedan dentro de la zona o que están
controlados por ella. Por ejemplo, para la falla F1 se ordena la apertura del disyuntor
1G; para la falla F2 del disyuntor 1; para la falla F3 se ordena la apertura de los
disyuntores 1, 2, y 3; para F4 se abren los disyuntores 3 y 4 y para la falla F5 se abren
los disyuntores 1, 2, 3 y 4.
Se puede observar que para la falla F5 se abren más disyuntores de los que
son necesarios, esto se debe a que la falla ocurrió en un punto donde están traslapadas
las zonas Z5 y Z6. El traslapo de las zonas se logra colocando transformadores de
corrientes a ambos lados de los disyuntores. Sin embargo, por razones económicas, es
9
común colocar los transformadores de corriente a un solo lado; esto trae como
consecuencia que algunas fallas no puedan ser despejadas con la velocidad deseada.
Figura 2. Zonas de protección para un Sistema de Potencia.
Z1, Z2, Z11: Zonas de protección de generadores.
Z3, Z4, Z9: Zonas de protección de transformadores.
Z6, Z8, Z12: Zonas de protección de líneas.
Z5, Z7, Z10: Zonas de protección de barras.
Una buena zonificación debe tomar en cuenta:
a. Ningún punto del Sistema de Potencia debe quedar desprotegido.
b. Todo tipo de cortocircuito dentro de la zona, incluido el borde, debe ser
visto por los elementos detectores apropiados (Confiabilidad, Sensibilidad
y Rapidez).
c. Todo tipo de cortocircuito exterior a una zona, no debe ser visto por sus
elementos detectores (Selectividad)
10
2.1.5 PROTECCIÓN PRINCIPAL O PRIMARIA Y PROTECIÓN DE
RESPLADO. [3]
Los relés de protección principal o primaria son aquellos que deben operar tan
pronto como ocurre una falla, ordenando la apertura del mínimo número de
interruptores en el menor tiempo posible ver figura 3.
Figura 3. Protección principal y de respaldo.
Realizando un análisis para la falla F1 deben abrirse en protección principal
los disyuntores 3 y 4 y para la falla F2 deben abrirse los disyuntores 5 y 6. Sin
embargo, hay veces que un interruptor no se abre y en este caso la falla tiene que ser
despejada abriendo otros interruptores. Considerando nuevamente la falla F2 se
observa que si el disyuntor 5 no se abre, la falla tiene que ser despejada abriendo los
disyuntores 4 y 7 o los disyuntores 3 y 8. Se dice en este caso que la falla ha sido
despejada en protección de respaldo. Si la falla es despejada abriendo 4 y 7 la
protección de respaldo se denomina local porque el respaldo está dado por
interruptores localizados en la misma subestación donde está ubicado el interruptor
que no despejo la falla. Si la falla es despejada abriendo 3 y 8 la protección de
respaldo se denomina remota porque el respaldo está dado por interruptores
localizados en subestaciones remotas. El termino remotas tiene un significado relativo
11
y se utiliza para indicar subestaciones con conexiones directas (es decir, sin
subestaciones intermedias) a la subestación donde está el disyuntor que no abrió. La
tendencia actual es utilizar protección de respaldo local en sistemas de alta y extra
alta tensión y utilizar protección remota en sistema de distribución o en sistemas de
poca importancia; la razón de esto es que la protección de respaldo local es más
rápida y más selectiva que la remota.
Tomando en cuenta la figura 4, la falla F debería despejarse abriendo 6 y 7. Si
7 abre normalmente, pero 6 no puede despejar la falla, quedaría des-energizada la
subestación A al abrir en protección de respaldo remoto 1, 2, y 9. Por el contrario, si
el respaldo es local bastaría con abrir 3 y 4 y la mitad de la subestación permanecería
energizada.
Figura 4. Protección de respaldo local y protección de respaldo remota.
Lo ideal sería despejar cualquier falla en protección principal por que se
desconecta, a la mayor velocidad posible, una porción mínima del sistema de
potencia. Al necesitar una segunda línea de defensa surge la necesidad de tener la
protección de respaldo, la cual es lenta (temporizada) y desconecta una porción
mayor del sistema de potencia que la protección principal. Las causas por la cual se
necesita protección de respaldo se presentan a continuación.
12
Desperfectos de los relés o error en su diseño.
Avería en el mecanismo de apertura de un interruptor.
Avería en el interruptor propiamente dicho. El interruptor abre pero es
incapaz de interrumpir la corriente de cortocircuito.
Falta de continuidad en los circuitos de control.
Falta de continuidad de los transformadores de medida de los relés.
Falla en los servicios auxiliares asociados.
En los sistemas de muy alta tensión es indispensable que cualquier falla sea
despejada en un tiempo muy breve para evitar daños y para preservar la estabilidad
del sistema de potencia. Esto obliga a que todas las fallas tengan que ser despejadas
en protección principal, ya que no se puede tolerar el retardo que introduciría la
protección de respaldo. Para lograr este objetivo se duplican la protección primaria,
los transformadores de corriente y los transformadores de tensión no se duplican, pero
se utilizan dos secundarios para alimentar independientemente a cada una de las dos
protecciones.
2.2 PROTECCIONES DE LINEAS DE TRANSMISIÓN. [3]
La norma IEE C37.113 establece un nuevo concepto denominado SIR:
Source-to-line Impendance Ratio (relación de la fuente a la línea):
Líneas cortas: (SIR > 4).
Líneas medianas (0,5 < SIR < 4).
Líneas largas (SIR ≤ 0,5).
Donde el SIR se obtiene de la siguiente expresión:
13
𝑆𝐼𝑅 =
𝑉𝐵𝐴𝑆𝐸2
𝑀𝑉𝐴𝐶𝐶 𝑆𝑌𝑀 30 𝐶𝐼𝐶𝐿𝑂𝑆
𝑋𝐿𝐼𝑁𝐸𝐴+ ∗ 𝐾𝑚𝐿𝐼𝑁𝐸𝐴
Lo importante de esta clasificación es la de poder discriminar la influencia del
acoplamiento o efecto mutuo en circuitos paralelos debido a la circulación de
corriente de secuencia cero en el circuito paralelo. Un valor elevado de SIR
corresponde a una línea corta, de manera general da lugar a una tensión reducida en
los terminales del relé, lo cual puede traer errores en la determinación del alcance y
tiempo de disparo.
2.2.1 PROTECCIÓN CON RELÉS DE SOBRE-CORRIENTES
DIRECCIONALES. [3]
Los relés de sobre-corrientes son empleados para desconectar circuitos o
elementos del sistema de potencia cuando la corriente que circule a través de estos
exceda de un valor especificado. Para la coordinación selectiva entre relés existen
curvas características de tiempo, estas están diseñadas para operar con mayor rapidez
con corrientes de fallas elevadas. En los grandes sistemas eléctricos de potencia lo
usual es tener varias fuentes que se interconectan o usar líneas que forman anillos
como consecuencia el sistema de potencia sufre cambios en su configuración y el
estudio de la coordinación con relés direccionales es bastante complejo, sobretodo en
líneas de transmisión medias y largas debido a la influencia del acoplamiento mutuo
que puede ocasionar la aparición de corrientes de secuencia cero en circuitos sanos
cuando ocurre una falla monofásica en el circuito paralelo. En los grandes sistemas
modernos, se utilizan relés de sobre-corriente direccional como protección de
respaldo de los relés de distancia los cuales se establecen como protección primaria.
14
2.2.2 RELÉS DE DISTANCIA. [3]
Los relés de distancia reciben su nombre debido a que permiten obtener la distancia
desde el punto de ubicación del relé hasta la falla, independientemente el método que
se elija para su determinación. Es también unos de los métodos más efectivos para
detectar fallas en líneas eléctricas. Los relés de distancia se clasifican, en función de
la relación de la medida de voltaje y corriente.
En el anexo 1 se encuentra información más detallada de la clasificación y
función de los distintos relés de distancia, además se expone la demostración en
ecuaciones de cuál es la lectura de los relés al momento de una falla poniendo en
manifiesto la aparición de un factor de compensación tanto para fallas monofásicas y
para fallas en líneas con circuitos paralelos.
2.2.3 EFECTO DE LAS CONTRIBUCIONES INTERMEDIAS. [3]
Se conoce como contribución intermedia a la corriente que circula por parte
de la línea protegida; pero no circula por el punto de ubicación del relé que actúa
como protección de respaldo de dicha línea. En la mayoría de los casos las
contribuciones intermedias producen el efecto de generar un acortamiento en el
alcance de los relés de distancia tanto de fase como de tierra. El cálculo de dicho
acortamiento es más complicado en los relés de distancia a tierra, debido a que en
estos también interviene la corriente de secuencia cero. Este acortamiento tiene efecto
solo en la segunda y tercera zona de operación del relé, ya que la contribución
intermedia penetra en la línea en un punto situado fuera de la línea. Como
consecuencia, para el ajuste del alcance de la segunda y tercera zona se debe calcular
el máximo acortamiento por efecto de las contribuciones, debido a que si dicho
15
acortamiento no es tenido en cuenta, el relé no cumplirá con sus funciones de
respaldo.
2.2.3.1 EFECTO INFEED. [3]
Considérese el circuito de la figura 4 en el punto A está ubicado el relé objeto
de estudio, una falla se presenta en las barras de la subestación D. la impedancia que
ve el relé A es la siguiente:
𝑍𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 =𝑉𝐴
𝐼𝐴=
𝐼𝐴 ∗ 𝑍𝐴𝐵 + 𝑍𝐵𝐷 ∗ (𝐼𝐴 + 𝐼𝐶)
𝐼𝐴= 3 Ω
El relé ve una impedancia mayor a la total y verdadera de los tramos de línea
entre las subestaciones ABD, el cual es de 2Ω (ZAB+ZBD), lo cual genera un sub-
alcance o acortamiento bajo estas condiciones. En general, para esta configuración
estudiada, la impedancia que aparecerá en el relé como ZAB + ZBD + (IC/IA) *ZBD,
producto de la circulación de la corriente IC hacia la falla. Determinaremos el factor
K, el cual será de suma utilidad cuando a se ajusten los relés por el método de zonas
de distancia y se define como la relación de la corriente hacia la falla (en este caso
IA+IC) y la corriente aparente vista por el relé (IA):
𝑘 =𝐼𝐴 + 𝐼𝐶
𝐼𝐴= 2
16
Figura 4. Diagrama utilizado para el análisis del efecto infeed.
2.2.3.2 EFECTO OUTFEED. [3]
En la figura 5, la impedancia que ve el relé A es la siguiente:
𝑍𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 =𝑉𝐴
𝐼𝐴=
𝐼𝐴 ∗ 𝑍𝐴𝐵 + 𝑍𝐵𝐷 ∗ 𝐼𝐵
𝐼𝐴= 2 Ω
El relé ve una impedancia menor a la total y verdadera de la línea AB, la cual
es de 3Ω, lo cual genera un sobre-alcance bajo estas condiciones actuando como relé
de respaldo. En este caso el factor K toma el valor de:
𝑘 =𝐼𝐵
𝐼𝐴= 0.5
17
Figura 5. Diagrama utilizado para el análisis del efecto outfeed.
2.2.4 ZONAS DE DISTANCIA. [4]
Si se considera una línea de transmisión con sus respectivas protecciones
alojadas al principio y al final de ella, lo ideal sería que cada relé de distancia pudiera
vigilar la totalidad de la longitud de la línea que protege y disparar, de forma
instantánea, para cualquier tipo de falla que ocurriera en ella. Sin embargo, en la
práctica hay que tener en cuenta una serie de factores que hacen inaplicables las
condiciones ideales antes mencionadas a no ser que se empleen protecciones de
distancia con esquemas de tele-protección u otro tipo de protección tales como las
diferenciales. Entre estos factores están:
Los datos de la línea (longitud e impedancia) no se conocen, en
general, con mucha exactitud. En la práctica una línea puede estar
formada por diversos tramos de conductores diferentes que aunque
sean similares en cuanto a capacidad térmica pueden presentar
distintas reactancia unitaria.
La protección de distancia se alimenta a través de transformadores de
tensión y de intensidad que tienen errores inevitables. Estos errores
18
son por lo general, más acusados en condiciones de cortocircuito que
es cuando la protección tiene que tomar la decisión.
La protección de distancia también presenta sus propios errores de
medida.
El conjunto de los errores anteriores puede llegar a ser del orden del 15%. Por
lo indicado anteriormente, si las protecciones al principio y al final de la línea se
ajustaran a un alcance de 100% de la longitud de la línea a proteger, podría ocurrir, en
el peor de los casos que no disparase para una falla al 100 % de la longitud de la
línea, o bien que disparase para una falla en la línea adyacente.
Para que lo anterior no ocurra, la protección de distancia se ajusta por zonas
de medida de forma que cada zona cubra una parte de la línea. Una protección debe
tener al menos 2 zonas de medida debido a la imposibilidad de determinar
exactamente si una falla en las proximidades de la barra remota está dentro de la
sección de línea a proteger o al comienzo de la línea siguiente. Normalmente se
emplean tres zonas Z1, Z2, Z3 mirando hacia la línea y en ocasiones una cuarta zona
ZR mirando hacia las barras. En la tabla 1 se muestra un resumen de los criterios para
las líneas de transmisión, medias y largas, luego para las líneas cortas. [3]
19
Tabla 1. Criterios de ajuste de protecciones para líneas medias y largas
Zona de
protección Ajuste de la protección de distancia
Tiempo de coordinación de
zona o retardo
Zona 1
(hacia
adelante)
(70-90%) Z línea típicamente se
utiliza el rango 80-85% 0 ms
Zona 2
(hacia
adelante)
la menor condición de:
100% Z línea + K50% Z línea menor
adyacente
100% Z línea + 50% Z menor TX
adyacente
la mayor condición de:
250ms.
1.1(tdisparo51 al 50% Z menor Tx-
adyacente) + 50 ms + 15 ms +
35 ms.
Zona 3
(hacia
adelante)
La menor condición de:
100% Z línea + K100% Z línea menor
adyacente.
100% Z línea + 50% Z menor TX
adyacente
la mayor condición de:
1000 ms.
1.1(tdisparo51 al 50% Z menor Tx-
adyacente) + 50 ms + 15 ms +
35 ms.
Zona 4
(hacia atrás)
10% del alcance de la zona 1
600-1000 ms
En ocasiones encontraremos configuraciones en líneas de transmisión donde a
lo largo de una línea surge una derivación de otra línea de transmisión, estos son las
llamadas líneas multiterminales como se observa en la siguiente figura.
Figura 6. Configuración de una línea multi-terminal
20
Dónde:
ZK: impedancia entre la S/E K hasta la unión J.
ZP: impedancia entre la S/E P hasta la unión J.
ZQ: impedancia entre la S/E Q hasta la unión J.
A partir de la configuración expuesta en la figura 6 se dispone la siguiente
tabla para el ajuste de zonas en protecciones de distancias en líneas multi-terminales.
Tabla 2. Criterios de ajustes de protecciones para líneas multiterminales.
Zona de
protección Ajuste de la protección de distancia
Tiempo de coordinación
de zona o retardo
Zona 1
Extremo k : 80% menor valor de
[(ZK + ZP) ó (ZK + ZQ)]
Extremo P : 80% menor valor de
[(ZP + ZK) ó (ZP + ZQ)]
Extremo Q : 80% menor valor de
[(ZQ + ZP) ó (ZQ + ZK)]
0 ms
Zona 2
Extremo k: 1,2 ZK + 2*mayor
valor de [ZP ó ZQ].
Extremo P: 1,2 ZP + 2*mayor
valor de [ZK ó ZQ].
Extremo Q: 1,2 ZQ + 2*mayor
valor de [ZK ó ZP].
600 ms
Zona 3
Extremo k: ZK + mayor valor de
[ZP ó ZQ] + 1,2*línea adyacente
más larga desde P ó Q.
Extremo P: ZP + mayor valor de
[ZK ó ZQ] + 1,2*línea adyacente
más larga desde K ó Q.
Extremo Q: ZQ + mayor valor de
[ZK ó ZP] + 1,2*línea adyacente
más larga desde K ó P.
1000 ms
21
2.3 ESQUEMAS DE PROTECCIONES DE DISTANCIA. [3]
Son esquemas de configuraciones para relés o relevadores de distancia
presentes en una línea de transmisión, que manejan una función específica; la
mayoría de las veces en estos esquemas se necesita, que estos estén comunicados a
través de un canal de comunicación. A continuación se describen los principales
esquemas utilizados:
Sub-alcance directo.
Sub-alcance permisible PUTT.
Sobre-alcance permisible POTT.
Comparación direccional.
Comparación de fase.
2.3.1 SUB-ALCANCE DIRECTO (ESQUEMA SUBALCN). [3]
Estos relés o relevadores de cada terminal de la línea protegida captan una
corriente de falla que entra en la línea. Sus zonas de operación deben solaparse pero
no sobre-alcanzar ninguna de las terminales remotas. La operación de los relevadores
de cualquier terminal inicia tanto la apertura del interruptor automático local como la
transmisión de una señal remota y continúa de desconexión con objeto de efectuar la
operación instantánea de todos los interruptores automáticos remotos.
En este esquema, las protecciones de distancia tanto de fase como de tierra se
ajustan en la manera convencional: la primera zona con un alcance que cubre entre
85% a 90% de la línea protegida. Al tener lugar una falla situada en el 10% a 15%
cercano a un extremo, operará la primera zona respectiva. Esta da orden de apertura a
su respectivo interruptor y envía a través de un equipo de onda portadora, una señal
de transferencia de apertura al interruptor remoto. Al ser recibida la señal en ese
22
terminal, y sin que medie otro control adicional, producirá la apertura del interruptor.
La operación de los interruptores no es totalmente simultánea, debido a que existirá el
tiempo de transito de la señal más el tiempo involucrado en el receptor remoto. De
tener lugar algún desperfecto en el equipo de onda portadora del extremo transmisor o
receptor y la señal no sea recibida, el terminal remoto trabajara a través de la segunda
zona en la forma usual. Al ocurrir una falla localizada en un punto dentro del alcance
de las primeras zonas de ambos extremos, se dará la orden de apertura de los
interruptores a través de las primeras zonas, y en algunos milisegundos luego llegaran
a ambos terminales las señales de transferencia que también darán orden de apertura a
los respectivos interruptores.
2.3.2 SUB-ALCANCE PERMISIBLE (ESQUEMA PUTT). [3]
La operación y equipo para este subsistema son los mismos que los del
sistema sub-alcance directo con la excepción de que cuentan además con unidades
detectoras de falla de cada terminal, los detectores de falla deben sobre-alcanzar todas
las terminales remotas; se utilizan para proporcionar más seguridad para supervisar
una desconexión remota.
El esquema anterior presenta el inconveniente de que pueden producirse falsas
operaciones ocasionadas por ruidos que llegan a los receptores y que son
interpretados como señales remotas, debido a que no existe ningún control adicional.
Como consecuencia, se aplica un esquema de transferencia que soluciona este
problema mediante el agregado de un control local adicional. El esquema de
transferencia de apertura con confirmación local es similar al simple; pero se
diferencia en que cada terminal para la operación del interruptor ya no es suficiente la
sola recepción de la señal de transferencia, sino que es necesaria la operación de un
detector de falla generalmente direccional, tanto para fallas entre fases como a tierra.
23
Esta operación local confirma que realmente existe una falla en la línea protegida y
habilita el circuito de apertura del interruptor respectivo. Como elemento detector de
falla se emplea el elemento direccional de segunda o tercera zona (sin incluir el relé
auxiliar que introduce el ajuste de tiempo respectivo), lo cual garantiza que el
detector cubre totalmente la línea protegida.
Figura 7. Relevadores de sub-alcance permisible PUTT.
2.3.3 SOBRE-ALCANCE PERMISIBLE (ESQUEMA POTT). [3]
Los relés de cada terminal de la línea protegida captan la circulación de falla
en la línea con sus zonas de operación que sobre-alcanzan todas las terminales
remotas se quiere que tanto la operación de los relevadores de falla local como la
señal de transferencia de desconexión de todas las terminales remotas abran cualquier
interruptor automático.
24
Este esquema emplea principalmente un elemento direccional, tanto para
fallas entre fases como a tierra, con un alcance que cubre más allá del 100% de la
línea protegida. Al trabajar este elemento direccional realiza dos funciones: envía
señales de transferencia al extremo remoto y habilita localmente el circuito de
apertura del interruptor, el que se completa al recibirse señal de transferencia desde el
otro terminal. Como elemento direccional se utiliza el elemento de segunda o tercera
zona (sin incluir el relé auxiliar que introduce el ajuste de tiempo respectivo). Para
una falla en cualquiera ubicación dentro de la línea protegida trabajaran los elementos
direccionales de ambos terminales de la línea. Se enviarán señales de transferencia
desde ambos extremos. Además, en ambos terminales se habilitará el circuito de
apertura del interruptor local. Los interruptores de ambos terminales abrirán al
recibirse en cada terminal la señal de transferencia. Como consecuencia, es necesario
emplear un relé auxiliar de coordinación de tiempo. Este se energiza por el elemento
direccional y al trabajar habilita el círculo de apertura del interruptor local. El empleo
de este tiempo de coordinación (del orden de 4 milisegundos) es con el fin de evitar
que se puedan producir falsas operaciones por inversión de corriente al despejarse
una falla externa.
Figura 8. Relevadores de sobre-alcance permisible POTT.
25
2.3.4 COMPARACIÓN DIRECCIONAL. [3]
La señal de canal en estos sistemas se utiliza para bloquear la desconexión
en contraste a su uso para iniciar la desconexión en los tres sistemas previos. En este
esquema de bloqueo, el canal se activa por el funcionamiento de la zona inversa en
los relés de distancia, de forma que si una protección detecta una falla en esa zona los
relés la interpretan como una falla externa a la línea protegida por lo que se envía una
señal de bloqueo al extremo opuesto. Sus zonas de operación deben de alcanzar todas
las terminales remotas. Se requiere unidades detectoras de falla adicionales en cada
terminal para iniciar la señal de bloqueo de canal. Sus zonas de operación deben de
extenderse más lejos o deben ser ajustadas en forma más sensible que los relevadores
de falla de las terminales lejanas.
En este esquema de bloqueo de apertura lo principal es que al operar los
elementos direccionales y de no recibirse la señal de bloqueo del extremo remoto se
produce la apertura instantánea del interruptor. La gran desventaja que presenta este
esquema radica en que de existir algún desperfecto en el equipo de onda portadora se
producirá una falsa operación para fallas externas al tramo protegido. Por el contrario,
tiene como ventaja que las señales de bloqueo son necesarias y se transmiten solo por
líneas sanas. Además, para una falla interna la apertura de los interruptores de ambos
extremos de la línea es simultánea.
2.3.5 COMPARACIÓN DE FASE. [3]
Las corrientes trifásicas de cada extremo de la línea protegida se convierten
en un voltaje monofásico proporcional. Los ángulos de fase de los voltajes se
comparan si se permiten con el semi-ciclo positivo del voltaje transmitan un bloque
de señal de media onda sobre el canal piloto. Para fallas externas estos bloques están
26
fuera de fase de modo que en forma alternada, la señal local y luego remota produzca
en esencia una señal continua para bloquear o evitar la desconexión.
2.4 DIFERENCIAL DE LÍNEA. [3]
Se utiliza solo en líneas cortas y en ocasiones, en líneas medias; la limitante
de su utilización la impone el medio de comunicación que se utilice para entrelazar
ambos extremos de la línea a ser protegida. El criterio de ajuste debe satisfacer:
𝐼𝑑𝑒𝑠𝑏 𝑚á𝑥 (𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 𝑇𝐶′𝑠) < 𝐼𝑑𝑖𝑓𝑒𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑎𝑟𝑜 < 𝐼𝑐𝑐𝑚𝑖𝑛
Típicamente se ajustan para un 20% IN.
2.5 ALCANCE RESISTIVO EN UN RELÉ DE IMPEDANCIA CON
CARACTERISTICA POLIGONAL. [4]
El alcance resistivo de una zona de distancia define la máxima resistencia de
falla que puede sumarse vectorialmente a la impedancia de la línea para la cual dicha
zona emitirá la señal de disparo.
Aunque hay independencia, dentro de amplios limites, entre el alcance
resistivo y el alcance inductivo de la línea, no obstante, para mantener un nivel bueno
de precisión en la medida, conviene que, en cualquier zona, se cumpla que el alcance
resistivo no supere 10 veces al alcance inductivo.
Cualquier tipo de falla (polifásica o fase-tierra) puede desarrollarse a través
de un arco eléctrico. La resistencia de arco RA, puede calcularse por la fórmula de
Warrington según la ecuación:
27
𝑅𝐴 =28710 ∗ 𝐿
𝐼𝐹1,4
Dónde:
L: separación máxima entre fases para faltas polifásicas o separación entre
fases y el apoyo metálico para faltas monofásicas [m].
IF: intensidad mínima de falla [A].
RA: resistencia de arco [Ω].
La resistencia de falla puede tener una importancia significativa en líneas
cortas ya que su valor puede superar varias veces la impedancia de la línea. Cuando
las líneas incorporan cables de guarda, las resistencias de puesta a tierra de las
diferentes torres quedan en paralelo. Para un terreno de resistividad 1000 Ω*m y un
conductor del tipo ASCR, dicha impedancia suele ser inferior a 6 Ω. Por tanto, en las
fallas a tierra en líneas con cables de guarda puede contemplarse una resistencia de
falla RF tal que:
𝑅𝐹 = 𝑅𝐴 + 𝑍𝑃𝐴𝑇 ≈ 𝑅𝐴 + 6 Ω
28
2.6 ESQUEMAS DE PROTECCIONES Y CANALES DE COMUNICACIÓN.
[3]
(Fuente: IEEE C37.113) ver tabla 3.
Tabla 3. Esquemas de protecciones y canales de comunicaciones para líneas cortas,
medias y largas.
LINEAS CORTAS
Bloqueo de comparación
direccional
Fibra óptica (FO), Hilo piloto (PW),
Audio tonos hilo piloto (AT),
Portadora (PLC), Microondas (MW),
Radio punto a punto (R)
Corriente diferencial FO, PW, AT, MW
Comparación de fase FO, PW, AT, PLC, MW, R
POTT FO, PW, AT, PLC, MW, R
LINEAS MEDIAS
Bloqueo de comparación
direccional AT, PLC, MW
PUTT FO, MW
POTT o desbloqueo FO, MW, PLC
Corriente diferencial FO, PW, AT, MW
Comparación de fase AT, PLC, MW
Distancia por etapas
Sobre-corrientes por etapas
Sobre-corriente de tiempo
inverso
LINEAS LARGAS
Comparación de fase PLC, MW
Bloqueo de comparación
direccional PLC, MW
PUTT, POTT AT, PLC, MW
Distancia por etapas/zonas
Sobre-corriente por etapas
29
CAPÍTULO III
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE POTENCIA EN 115 KV.
3.1 SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO.
El sistema eléctrico de transmisión del noreste del estado Carabobo está
conformado principalmente por varios anillos de interconexión en 115 KV entre las
subestaciones Pedro Camejo, Pta del Este, Los Guayos, Castillito, Pta Castillito,
Monte Mayor, Naguanagua, Quizanda, Valencia, San diego, Guacara I, Guacara II,
Carabobo, y los sistemas radiales de las subestaciones Flor amarillo, Guigue, Santa
Clara y Caña de azúcar. Dichos anillos de transmisión están alimentado desde los
patios de generación de las subestaciones Pedro Camejo, Quizanda, Pta Castillito,
Guacara II y desde las interconexiones a la red eléctrica nacional en 230/115 KV en
las subestaciones de Valencia, San Diego y Caña de azúcar. En la figura 9 se muestra
un esquema que describe la distribución geográfica de las principales líneas y
diferentes subestaciones eléctricas de la subred en 115 KV perteneciente al estado
Carabobo. En la figura 15 se muestra la disposición en diagrama unifilar de la subred
en 115 KV para la visualización de los diferentes anillos dispuesto en el sistema
eléctrico en estudio.
30
Figura 9. Distribución geográfica de las subestaciones y tramos de línea
Figura 10. Disposición esquemática de las subestaciones y líneas en 115 KV.
31
La interconexión con el Sistema Eléctrico Nacional se logra a través de las
subestaciones Valencia en su patio de 230 KV con cuatro autotransformadores de
capacidad de 200 MVA cada uno, San Diego en su patio de 230 KV con cuatro
autotransformadores de capacidades de 200 MVA cada uno, Caña de azúcar en su
patio de 230 KV con dos autotransformadores de 200 MVA cada uno. En condiciones
normales de operación las plantas de generación Pedro Camejo tiene una capacidad
para generar en condiciones normales 250 MW, Planta Quizanda tiene una capacidad
para generar de 67 MW, Planta Castillito tiene una capacidad para generar de 48 MW
y la generación de Guacara II que tiene una capacidad de generar 50 MW, dando
lugar a 415 MW disponibles para suplir la demanda generada en los patios de
distribución en 115/34,5 KV y 115/13,8 KV. La red en estudio está conformada por
19 líneas de transmisión estas líneas de transmisión están conformada por
conductores 350 ACAR, 500 ACAR, 1100 ACAR, y 336, 4 ACSR, la línea con
mayor longitud es la conformada por el tramo, Flor Amarillo – Guigue con una
extensión de 24 Km, la siguiente de mayor longitud es la línea con doble terna, Santa
clara – Caña de azúcar con una extensión de 17 Km, a partir de aquí encontramos
líneas con longitud menores o iguales a 10 Km, la línea más corta presente en la red
de estudio es la línea, Castillito – Pta castillito con una longitud de 0,15 Km, dentro
de las 19 líneas en estudio, encontramos 7 líneas el cual su configuración es doble
terna, además encontramos una configuración de línea multiterminal como es el caso
del llamado T-off Quizanda – Montemayor – Naguanagua, cabe destacar que las
líneas de trasmisión que comunican las subestaciones Quizanda, Pta Este, Castillito,
Pta Castillito, Montemayor y Naguanagua estaban hace tres años bajo el control
operativo del Centro de Operaciones de Distribución Carabobo (Ex Eleval), a partir
de allí pasan a control operativo del Despacho Regional Centro y en consecuencia se
consideran parte del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a nivel de 115 KV.
32
Con lo expresado en el párrafo anterior podemos caracterizar a la red en
estudio como una red anillada conformada por líneas de transmisión medias y cortas,
con la configuración de líneas en terna simple y doble terna, con cuatro subestaciones
que cuentan con patio de generación y tres subestaciones que cuentan con patio de
transferencia 230/115 KV que conectan a la red en estudio con el SEN, las demás
subestaciones cuentan con patio de transferencia de 115/13,8 KV y 115/34,5 KV en
donde serán modeladas cargas para los estudios subsiguientes. En la siguiente tabla se
muestra un resumen de la información relevante de las líneas que conforman la red en
estudio.
Tabla 4. Líneas que conforman la red en 115 KV del noreste de Carabobo
NO. LINEA 115KV CALIBRE LONGITUD
(KM)
1 FLOR AMARILLO – GÛIGÛE 500 ACAR 24,0
2 SANTA CLARA - GUACARA 1
(TERNA I - II) 350 ACSR 17
3 QUIZANDA - MONTEMAYOR,
T-OFF NAGUANAGUA 500 ACAR 13,02
4 STA CLARA - CAÑA DE AZUCAR
(TERNA I - II) 336,4 ACSR 12,5
5 PTA CASTILLITO - MONTEMAYOR 500 ACAR 10,62
6 GUACARA 1 - CARABOBO
(TERNA I - II) 350 ACAR 10
7 CARABOBO-FLOR AMARILLO
(TERNA I - II) 350 ACAR 10
8 GUACARA 1-SAN DIEGO 336,4 ACSR 8
9 GUACARA 2-SAN DIEGO 350 ACSR 8
10 SAN DIEGO-PEDRO CAMEJO
(TERNA I - II) 336,4 ACSR 8
11 SAN DIEGO-LOS GUAYOS
(TERNA I - II) 500 ACAR 7
12 VALENCIA – QUIZANDA 500 ACAR 6,84
13 PEDRO CAMEJO-VALENCIA 500 ACAR 4,5
14 GUACARA 1-GUACARA 2 350 ACSR 4
15 PEDRO CAMEJO-PTA ESTE 336,4 ACSR 3
16 CASTILLITO – PTA ESTE 500 ACAR 2,62
17 LOS GUAYOS – CASTILLITO 500 ACAR 1,5
18 CARABOBO-PEDRO CAMEJO
(TERNA I - II) 1100 ACAR 0,6
19 CASTILLITO – PTA CASTILLITO 500 ACAR 0,15
33
CAPÍTULO IV
DESCRIPCIÓN DEL ESQUEMA DE PROTECCIONES
IMPLEMENTADO EN LA RED EN ESTUDIO.
4.1 SALIDAS DE LINEAS EN 115 KV. [6]
Dependiendo de la importancia de las salidas de línea, asociada normalmente
al nivel de tensión, se conciben diferentes esquemas de protección. La más común
para líneas en 115 KV usados por la Ex filial CADAFE es la siguiente: El esquema
de protección se compone de dos relés de distancia principal y secundaria, un relé de
reenganche, así como un relé de supervisión de circuito de apertura y equipos de
comunicación, en la figura 16 se muestra el esquema mencionado. Cuando los relés
detectan que la impedancia de la línea es igual o menor que los ajustes (fallas), es
procesada la orden de apertura del o los interruptor(es) y señal de alarma; si la falla
está dentro de la primera etapa, la lógica procesa la orden al relé de reenganche y al
equipo de comunicación que procede al envió de señales a la subestación remota.
34
Figura 11. Esquema de protección para la salida en 115 KV.
4.2 TRANSFORMADORES DE MEDIDA. [7]
4.2.1 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL. [7]
Los TP ó Transformadores de Potencial utilizados por la Ex filial CADAFE
como instrumentos de medición son De tipo Capacitivo comúnmente utilizados en
tensiones iguales o superiores a 115 KV por lo general manejan potencias elevadas
del orden de 100 a 150 VA. Se constituye de un divisor de tensión con dos
capacitores en serie para reducir la tensión primaria, (ver figura 18).
35
Figura 12. Esquema básico de un transformador capacitivo.
4.2.2 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE. [7]
Los TC o Transformadores de Corriente utilizados por la Ex filial CADAFE
como instrumentos de medición son de tipo inductivo generalmente manejan una
clase de precisión 10P con un error de 3% a In y 10% al valor máximo de corriente
indicado, por ejemplo: 10P20; indica que existirá un error de 10% a 20xIn. Estos
núcleos manejan potencias del orden de 10 a 25 VA, garantizando la exactitud de las
corrientes de fallas para los relés de protección.
4.3 COMUNICACIÓN ENTRE PROTECCIONES. [6]
La comunicación entre subestaciones se realiza mediante los equipos que se
encuentran ubicados en los tableros de la sala de las subestaciones, usando como
medio en el caso de la Ex filial CADAFE las trampas de onda y líneas aéreas, las
trampas de ondas tienen una disposición que dependerá de la configuración de la
línea, por ejemplo una simple terna dispone de dos trampas de ondas colocadas una
en la fase S y la otra en cualquiera de las restantes fases (R, T), para una disposición
doble terna se coloca una trampa en la fase S por cada una de las líneas, como se
36
muestra en la figura 13, esta configuración es usada para mejorar la fiabilidad de las
comunicaciones.
Figura 13. Esquema de la disposición de las trampas de onda en los dos modelos
ternas simple doble.
Los esquemas de protección-comunicación del sistema Ex filial CADAFE
en las líneas de 115 KV tienen como norma usar solo las protecciones de distancia
primarias comunicadas, es un esquema simple que permite mantener una cierta
fiabilidad dentro de los niveles de importancia que tienen 115 KV.
37
4.4 PROTECCIÓN DE DISTANCIA. [7]
4.4.1 RELÉ DE DISTANCIA. [7]
Los Relés de Distancia son usados en sistemas enmallados de transmisión y
distribución que son alimentados desde varios puntos. También se suelen utilizar
como respaldo de autotransformadores. Son usados generalmente en sistemas
eléctricos, donde se requieren medir valores de impedancia para compararlos con
valores preestablecidos. Tiene aplicaciones como protección principal y secundaria
en sistemas de alta tensión en salidas de línea; como son las salidas de 115 a 400 KV
de la Ex filial CADAFE.
4.4.2 PRINCIPIOS BASICOS DE MEDICIÓN. [7]
El método más fácil para determinar fallas en una línea es midiendo la
impedancia desde el punto donde hay un relé hasta donde ocurrió la falla. La
impedancia medida es proporcional a la distancia entre el relé y el punto de falla, de
aquí que los relés que midan impedancia se denominan relés de distancia y esto lo
hacen chequeando constantemente los parámetros de tensión y corriente.
4.4.2.1 ARRANQUE. [7]
Tiene por objeto detectar estados de falla en la red, seleccionar las
magnitudes de las fases afectadas, guiarlos al sistema de medición y producir el
arranque de los temporizadores de etapas.
38
Arranque por Sobre-corriente: Cuando se detecta un estado de
sobrecarga en el sistema (tensiones nominales con corrientes de carga
superiores a los permitidos en la red).
Arranque por Sub-impedancia: Cuando se detecta una condición de
falla en la red, lo cual significa altas corrientes con una condición de
caída de voltaje en la fase fallada. La medición de la direccionalidad se
efectúa con los vectores de tensión.
La elección de la tensión de la fase que presenta defecto como tensión
de referencia tiene la desventaja que en caso de producirse un corto
circuito franco muy próximo en los que la tensión de referencia puede
llegar a ser muy pequeña con lo cual, la determinación de la dirección
resulta inseguro. Para garantizar una adecuada medición de la
direccionalidad de la falla se toma además del valor de corriente
cortocircuito una tensión que seguirá presente aún cuando la tensión de
cortocircuito se haya extinguido completamente.
Por ejemplo, para fallas a tierra la tensión es la compuesta opuesta de
la fase que presenta el defecto (corriente IR se selecciona Vs-Vt). Para
fallas bifásicas sin contacto a tierra es la tensión de fase opuesta a la de
las fases que presentan defecto (corriente IRS se selecciona Vt-VR).
El relé selecciona estas tensiones de referencia de acuerdo al tipo de
perturbación o falla en la red. En el caso de fallas trifásicas a tierra
cerca donde se encuentran ubicados los relés; donde existe la
posibilidad de perder la medición de la direccionalidad se cuenta con
un módulo o tarjeta memorizadora de tensiones la cual mantiene las
tensiones con frecuencia de la red y posición de fase correcta por un
lapso de tiempo suficientemente como para poder realizar la
determinación de la dirección.
39
4.5 AJUSTES ETAPAS Y TIEMPO. [7]
En las Protecciones de Distancia podemos identificar varias etapas de
impedancia las cuales, en general se identifican cuatro etapas, que explicaremos a
continuación. Además, se presentan los ajustes típicos y criterios usados en las Líneas
de Transmisión de la Red Ex filial CADAFE para Líneas no compensadas, sin
embargo, estos valores pueden variar según las características y condiciones del
Sistema.
Para los ajustes de las Etapas tenemos los siguientes criterios:
1era. Etapa: 80% a 85% de la longitud de la línea; top= inst. Se ajusta
entre el 80 y 85% de la línea a proteger esto para evitar disparos no
selectivos en caso de ocurrir fallas en la barra o muy cercana a la
salida de otras líneas en la S/E opuesta (Ver Figura 14).
Este porcentaje de ajuste es el recomendado, con el cual, se cubren
los errores de los transformadores de Medida, errores en los equipos
de protección y errores en los mismos cálculos de la impedancia de la
línea.
2da. Etapa: 100% de la línea + 20% de la siguiente más corta;
top=300 ó 400 mseg. Es el respaldo de la diferencial de barra y no
apertura de los interruptores de salida para fallas cercanas en el
extremo opuesto (Ver Figura 14).
40
3era.Etapa: 100% de la línea + 100% de la siguiente más corta;
top=1,2 ó 1,5 seg. Es el respaldo para una falla cercana a la S/E C. en
caso de no apertura del interruptor en la S/E B. (Ver Figura 14).
Arranque: 1,3 x 3era. Etapa; top=2.0 ó 3.0 seg. Es la que envuelve a
las demás etapas de medición para activar las lógicas de medición.
Para caso de fallas monofásicas se debe calcular y ajustar el factor de
compensación de la impedancia de secuencia cero:
𝐾0 =𝑍0 − 𝑍1
3 ∗ 𝑍1
Dónde:
K0: factor de compensación.
Z0: impedancia de la línea de secuencia cero.
Z1: impedancia de la línea de secuencia positiva.
Figura 14. Distribución de las zonas de distancia.
41
4.6 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE SEÑALES. [7]
Las protecciones requieren usar los sistemas de comunicaciones a fin de
optimizar los tiempos de operación, disponer de esquemas selectivos e implementar
los disparos transferidos a otras subestaciones. Los equipos de comunicaciones
normalmente usados por la Ex filial CADAFE son las denominadas ondas portadoras
(HF). Con estos esquemas es posible detectar fallas en el 100% de la línea para tener
selectividad y rapidez en el despeje de la misma. Las protecciones disponen de
diferentes funciones bien definidas y muchas de están requieren de la comunicación
con protecciones similares en el extremo opuesto, por lo cual los equipos de
comunicaciones como diseño tienen diferentes canales que son usados para tal fin. A
continuación, se nombran los esquemas de protecciones- comunicaciones
normalmente usados por la Ex filial CADAFE.
sub-alcance directo [7]
sobre-alcance permitido [7]
sub-alcance permisivo con aceleración de zona [7]
42
4.7 ESQUEMAS UTILIZADOS POR EL CENTRO DE TRANSMISIÓN
CENTRO OCCIDENTE, C.T.C.O (CORPOELEC) EN LINEAS DE 115 KV QUE
CONFORMAN LA RED EN ESTUDIO. [8]
A continuación, se muestra la nomenclatura de los esquemas utilizados por el CTCO
para describir las protecciones en las salidas de 115 KV de la red en estudio:
P: Protección primaria o principal
S: Protección secundaria.
21: Protección de distancia o mínima impedancia.
87L: Protección diferencial de línea.
POTT: Esquema de disparo con sobre-alcance permitido con zona Z1B.
PUTT: Esquema de sub-alcance permitido con zona de aceleración Z1B.
SUB ALCN: Esquema de disparo por sub-alcance.
En el anexo 2 se reflejan en tabla los esquemas utilizados en las salidas de
línea en 115 KV para cada subestación de la red en estudio.
43
En resumen, se muestra la siguiente tabla con las cantidades y tecnología de
relés instalados en la red de estudio:
Tabla 5. Modelos y cantidades de relés de distancia
TECNOLOGÍA MARCA MODELOS RELÉS
INSTALADOS
Numérica Siemens
7SA522,
7SA312,
7SJ62
62unidades
Electrónica
discreta
Siemens 7SL24 4 unidades
ASEA RAZOG 10 unidades
Electromecánica BBC LZ32,
LI41a 9unidades
Electrónica
/Estática ABB LD91 7 unidades
4.8 DESCRIPCIÓN DEL RELÉ MARCA SIEMENS, MODELO SIPROTEC
7SA522. [9]
La protección digital de distancia SIPROTEC 7SA522 es un equipo de
protección selectivo y rápido para líneas aéreas y cables, que pueden estar
alimentados tanto de un lado como de varios lados, en redes radiales, de anillo o
malladas de cualquier nivel de tensión. El neutro puede estar puesto a tierra,
compensado o aislado. El equipo está equipado con todas las funciones que son
normalmente requeridas para la protección de línea y por lo tanto el equipo es
aplicable en forma universal. Los equipos extremos de la zona a proteger, pueden
intercambiar informaciones mediante esquemas de tele-protección a través de líneas
convencionales o interfaces opcionales para datos de protección utilizando medios de
comunicación dedicados o a través de redes de comunicación. La función básica del
equipo es la determinación de la distancia a la falla mediante los procedimientos de
medida de distancia. Especialmente para la detección de fallas complejas multifásicas
44
la medida de la distancia se efectúa bajo un concepto multi-sistemático. Diferentes
procedimientos de detección de fallas permiten una amplia adaptación a las
condiciones de red y a los requerimientos del usuario. La protección de distancia
puede ser complementada con funciones de tele-protección en diversos esquemas
para transmisión de señales (para una desconexión inmediata 100%). Se dispone
además de una protección de cortocircuito para faltas a tierra de alta impedancia
(como opción de pedido), que puede ser direccional o no direccional y puede
incorporarse también en un esquema de trasmisión de señales. Por otro lado y en caso
de producirse un cierre sobre falla, falla que puede estar situada en cualquier punto de
la línea, es posible realizar un disparo inmediato.
4.8.1 DATOS GENERALES DE LA LINEA. [9]
Los ajustes de los datos de la línea en el relé 7SA522 se refieren a los datos
comunes que son independientes de la graduación de la protección de distancia. El
ángulo de la línea puede ser obtenido de los parámetros de la línea.
Lo siguiente aplica: tan ∅ =𝑋𝐿
𝑅𝐿 𝑜 ∅ = arctan (
𝑋𝐿
𝑅𝐿)
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.
Al usar una computadora para aplicar ajustes, estos pueden introducirse como
valores primarios o secundarios. En el caso de la parametrización con los valores
secundarios, deben convertirse las cantidades derivadas de la coordinación al lado del
45
secundario de los transformadores de corriente y voltaje. La siguiente conversión para
las cantidades secundarias es requerida entonces.
𝑍𝑠𝑒𝑐 =𝑁𝑇𝐶
𝑁𝑇𝑃∗ 𝑍𝑝𝑟𝑖𝑚
Dónde: NTC = Relación del transformador de corriente.
NTP = relación del transformador de voltaje.
4.8.2 ADAPTACIÓN DE LA IMPEDANCIA A TIERRA. [9]
El ajuste de la tierra para la relación de la impedancia de la 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 es determinadas mediante el ajuste de Z0/Z1.
4.8.2.1 ADAPTACIÓN DE LA IMPEDANCIA CON FACTORES ESCALARES.
[9]
Las relaciones de resistencia RE/RL y de reactancia XE/XL son calculadas por
separado, y no corresponden a los componentes reales e imaginarias 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 formulas mostradas en la tabla 6:
46
Tabla 6. Relación de resistencias y reactancias para la compensación.
Relación de resistencia Relación de reactancia
𝑅𝐸
𝑅𝐿=
1
3∗ (
𝑅0
𝑅1− 1)
𝑋𝐸
𝑋𝐿=
1
3∗ (
𝑋0
𝑋1− 1)
Dónde: R0 = Resistencia de secuencia cero de la línea.
X0 = Reactancia de secuencia cero de la línea.
R1 = Resistencia de secuencia positiva de la línea.
X0 = 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 área).
4.8.2.2 ADAPTACIÓN DE LA IMPEDANCIA SEGÚN MAGNITUD Y ÁNGULO
(FACTOR K0). [9]
En este caso es importante que el ángulo de la 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, pueden ser calculados
con los datos dela línea mediante la siguiente ecuación:
47
𝐾0 = 𝑍𝐸
𝑍𝐿=
1
3∗ (
𝑍0
𝑍1 − 1)
Dónde: Z0 = la impedancia de secuencia cero de la línea (número complejo).
Z1
= la impedancia de secuencia positiva de la línea (número
complejo).
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.
4.8.3 IMPEDANCIA DE ACOPLAMIENTO EN LINEAS PARALELAS. [9]
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 de la tabla
7:
Tabla 7. Relación de resistencia y reactancia para compensar el acoplamiento en
líneas con doble terna.
Relación de resistencia Relación de reactancia
𝑅𝑀
𝑅𝐿=
1
3∗ (
𝑅0𝑚𝑢𝑡𝑢𝑎
𝑅1)
𝑋𝑀
𝑅𝐿=
1
3∗ (
𝑋0𝑚𝑢𝑡𝑢𝑎
𝑋1)
Dónde: R0mutua = resistencia mutua de secuencia cero de la línea.
X0mutua = reactancia mutua de secuencia cero de la línea.
48
R1 = Resistencia de secuencia positiva de la línea.
X1 = Reactancia de secuencia positiva de la línea.
4.8.4 DESCRIPCION FUNCIONAL DE LA PROTECCIÓN CON
CARACTERISTICA POLIGONAL. [9]
En total hay cincos zonas independientes y una zona adicional controlada
por cada lazo de impedancia de falla. La figura 15 muestra la forma de los polígonos
como ejemplo. La primera zona posee una dirección hacia adelante. La tercera zona
tiene una dirección reversa.
Figura 15. Característica de operación poligonal del relé Siemens 7SA522.
En general, el polígono se define por medio de un paralelogramo que corta
con los ejes de R y X así con la inclinación ØDist. Un trapezoide de carga con los
ajustes RLoad y ØLoad pueden usarse para cortar el área de la impedancia de carga fuera
49
del polígono. Las coordenadas axiales pueden ajustarse individualmente para cada
zona; ØDist, RLoad y ØLoad 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 separadamente para las fallas fase-fase y las
fallas fase-tierra, para 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 α usado para prevenir sobre-alcance. Para la zona Z1B y las zonas
más altas esta inclinación no existe.
4.8.5 CÁLCULO DE IMPEDANCIA. [9]
Para cada uno de los seis posibles bucles de fase L1-E, L2-E, L3-E, L1-L2,
L2-L3, L3-L1 se dispone de un sistema de medida de impedancia. Los bucles fase-
tierra son válidos siempre que exista una detección de falta a tierra y la intensidad de
la fase afectada sea mayor que un valor mínimo ajustable If>. Los bucles fase-fase
son válidos si es que las intensidades de las dos fases afectadas son mayores que el
valor mínimo If>. Un detector de saltos sincroniza todas las operaciones de cálculo
con el inicio de la falta. Si durante la evaluación ocurre una nueva falta, se calculan
inmediatamente con los nuevos valores de medida. Por lo tanto, siempre se efectúa la
evaluación con los valores de medida del estado actual de la falta. En el anexo 3 se
detalla el cálculo de impedancia para los bucles fase- fase y fase-tierra.
50
4.8.6 AJUSTE DEL ALCANCE RESISITIVO. [9]
La relación entre el ajuste de la resistencia y la reactancia se encuentra en el
rango siguiente:
Tabla 8. Relación R/X para el ajuste de zonas.
TIPO DE TRAMO RELACIÓN R/X DEL
AJUSTE DE ZONA
Tramos de cables (aprox. 0,5 km a 3
km) 3 a 5
Tramos de cables largos (>3 km) 2 a 3
Tramos de líneas aéreas cortos < 10 km 2 a 5
Líneas aéreas < 100 km 1 a 2
Líneas aéreas largas de 100 km a 200
km 0,5 a 1
Líneas de alta tensión largas > 200 km < = 0,5
Para líneas cortas con una relación R/X grande para el ajuste de zona se debe
tener en cuenta lo siguiente: el error angular del transformador de intensidad y de
tensión produce un giro de la impedancia medida en dirección al eje R. si se ajusta el
polígono y la relaciones RE/RL y XE/XL, de manera que el alcance del bucle en
dirección R resulte más grande en comparación a la dirección X para la zona 1,
entonces aumenta el riesgo de que las faltas externas sean desplazadas a la primera
zona. Con el parámetro POLIGONO ALPHA se puede inclinar el límite superior de la
zona Z1 en el primer cuadrante (ver figura 16). Esto impide una reacción errónea de
la zona 1 para las fallas fuera de la zona protegida. Para determinar el ángulo de
desplazamiento se utiliza la siguiente recomendación.
51
Figura 16. Recomendación para el ajuste POLIGONO ALPHA
52
CAPÍTULO V
MODELACIÓN DE LA RED EN ESTUDIO Y DE LOS EQUIPOS
DE PROTECCION EN EL SOFTWARE POWER
FACTORY.
5.1 MODELO DE LA RED EN 115 KV.
Para representar la red en estudio en el Power Factory se tiene 2 formas de
implementarlo:
Utilizando data base manager.
Utilizando la ventana de ambiente gráfico.
Lo primero que tenemos que realizar al momento de diseñar un evento con el
Power Factory, es la recolección de data, la cual es enfocada de la siguiente manera:
Se tiene una máquina que posee características de diseño y de
funcionamiento, las primeras tienen que ver con la data común de la máquina y la
segunda se debe al uso que le sea destinado a la máquina. La solución que adopta el
Power Factory a esta variante es el uso de las librerías, donde lo que se busca es tener
53
la data común del equipo almacenada en una librería y cada vez que al sistema entre
un equipo con las mismas características de diseño, no se tenga que introducir de
nuevo toda la data de fabricación asociada al mismo, facilitando el diseño y
disminuyendo la base de dato del programa. En términos generales se crea un
OBJETO TIPO, el cual se almacena en una librería para ser usado por todos los
elementos que compartan las mismas características de diseño, luego de esto se
especifica la data propia del objeto en sí, logrando el objeto deseado, es decir; se
recibe del fabricante la data del equipo en las tablas de datos, creamos un Objeto Tipo
con esta data para que sea almacenado en una librería, y los datos de funcionamiento
de acuerdo al uso son dados a la maquina en forma individual. El Power Factory para
simplificar la base de datos y el diseño del proceso sigue los siguientes lineamientos:
Se crea un Objeto Tipo en librería, para que pueda ser tomado por
otros elementos del mismo modelo pero que están destinados para
otras aplicaciones.
Se crea el modelo del elemento del sistema de potencia que
necesitamos con sus características propias o de funcionamiento y se
asocia con la librería que tiene las características comunes del
elemento a diseñar.
Luego de tener toda la data asociada al elemento a crear, el programa
tiene un objeto que representa el equipo a simular.
Esta metodología de procedimiento es aplicable a todos los elementos que
poseen data común de fabricación, los conductores, los transformadores, los
generadores, relés de distancia y todos aquellos elementos que poseen data que sea
usada por varios objetos de una misma especie que formen parte del software.
Con base en lo expresado en los párrafos anteriores; fue proporcionada por
el Despacho Regional Centro la base de dato en Power Factory del modelo de la red
54
del Sistema Eléctrico Nacional con los niveles de tensión 765 KV, 400 KV, 230 KV,
115 KV. Para realizar el modelado de la red en estudio fue utilizada la librería del
modelo del SEN donde se extrajeron los Objetos Tipos necesarios entre los cuales
fueron seleccionados las barras, líneas con modelado geométrico, cargas, generadores
y transformadores.
En las subestaciones Valencia, San Diego y Caña de Azúcar existe patio de
transformación 230 KV/115 KV donde la red en estudio se conecta con el SEN, fue
necesario colocar una red externa debido a que al momento de utilizar el método de
simulación RMS, bajo la condición de no poseer una computadora de alta gama
sumado con el método de programación con el cual trabaja el programa hace que el
que software se sobre-cargue exigiendo más hardware. Esto limita la rapidez y
ejecución del Power Factory a la velocidad de la memoria RAM que posea el equipo
donde esté instalado. Para solucionar este problema se plantea la creación de tres
redes externas:
Tabla 9. Valores calculados en simulación para obtener la red externa de caña de
azúcar.
Red Externa Caña de Azúcar
Punto de operación Se obtiene del
cálculo de flujo de
carga v= 0,9767
desfase= -41,4545
Aportes
Se obtiene del
cálculo de corto
circuito en la barra
Skss= 4400,3368
MVA
Ikss= 22,0916 KA
R/X= 0,1217
Z2/Z1= 0,9934
X0/X1= 0,9584
R0/X0= 0,1385
55
Tabla 10. Valores calculados en simulación para obtener la red externa de San Diego.
Red Externa San Diego
Punto de operación Se obtiene del
cálculo de flujo de
carga v= 1,0045
desfase= -41,8237
Aportes
Se obtiene del
cálculo de corto
circuito en la barra
Skss= 3765,4231
MVA
Ikss= 18,9041 KA
R/X= 0,0444
Z2/Z1= 0,9983
X0/X1= 0,4087
R0/X0= 0,0374
Tabla11. Valores calculados en simulación para obtener la red externa de Valencia.
Red Externa Valencia
Punto de operación Se obtiene del
cálculo de flujo de
carga v= 0,9979
desfase= -41,7053
Aportes
Se obtiene del
cálculo de corto
circuito en la barra
Skss= 3220,9244
MVA
Ikss= 16,1704 KA
R/X= 0,0607
Z2/Z1= 0,9995
X0/X1= 0,3190
R0/X0= 0,0287
56
5.2 DESCRIPCIÓN BÁSICA DEL MÓDULO DE PROTECCIONES DEL
SOFTWARE DIGSILENT POWER FACTORY. [10]
Los modelos de protección del software han sido implementados con la
siguiente filosofía:
El modelo deberá ser lo más real que sea posible
El usuario puede crear protecciones complejas o alterar las existentes.
Todos los modelos de las protecciones actuaran sobre los interruptores.
Los dispositivos de protección son almacenados en el objeto sobre el
cual van actuar.
Definir los ajustes adecuados de los relés de protección resulta esencial para
la correcta operación del sistema eléctrico de potencia tanto en régimen normal como
en condiciones de falla. La característica de operación esperada del relé de protección
puede ser influenciada por otros fenómenos tales como la saturación de los
transformadores de corriente.
Las simulaciones por computadora son útiles para analizar el
comportamiento del relé de protección y su coordinación con otros elementos de
protección, así como también determinar las operaciones incorrectas de los mismos.
Debido a la gran variedad de relés de protección de diferentes fabricantes y
tecnologías, el método de modelación debe ser flexible. Esta tarea debe ser válida
tanto para los antiguos relés electromecánicos y relés de estado sólido, así como
también los modernos relés digitales. Una forma de obtener tal objetivo es identificar
bloques básicos que son comunes a la mayoría de los relés de protección y utilizando
una combinación de esos bloques básicos obtener modelos de relés con operaciones
más complejas.
57
La simulación de la operación del relé de protección debe realizarse con
diferentes niveles de precisión. Para una verificación general de los ajustes de la
protección una simulación de corto circuitos en régimen permanente por ejemplo con
la norma IEC es suficiente, aunque en el caso de los relés de impedancia debe usarse
el método completo flujo de carga y cortocircuito para verificar el efecto que sobre
estos relés tiene el flujo importador y exportador de la carga.
Los tres tipos de simulaciones disponibles son:
Régimen permanente: cortocircuito y flujo de carga
Transitorios electromecánicos: modelos de régimen permanente para
elementos de medición y modelos dinámicos para relés de protección.
Transitorios electromagnéticos: modelo dinámico completo del relé de
protección.
Definir nuevos modelos de relés a partir de cero es una tarea difícil que
requiere de muchas simulaciones y conocimientos de modelado, además de un
conocimiento profundo del relé a ser modelado. Por lo tanto, la estructura de datos es
diseñada de acuerdo a dos tipos de usuarios.
Usuario común: es quien ensaya y ajusta relés en un modelo de red
utilizando tipos de relés en una red utilizando tipos de relés existentes en
la biblioteca del software de simulación.
Usuario avanzado: es quien se beneficia de las posibilidades de los
modelos completos que provee el software.
Esta distinción entre usuarios que utilizan solo tipos de relés existentes y los
que emplean modelos completos de relés se refleja en la estructura de datos orientada
58
a objetos mostrada en la figura 17. El modelo de un relé completo está compuesto de
tres niveles, la estructura del relé, el tipo de relé y los elementos del relé.
Figura 17. Esquema de estructura de datos orientada a objetos.
5.2.1 LA ESTRUCTURA DEL RELÉ. [10]
Especifica generalmente la funcionalidad del equipamiento empleando
diagramas en bloque. Se pueden definir bloques para temporizadores, mediciones,
funciones lógicas etc. En ellos se definen también la cantidad de bloques que
constituyen el relé y como los mismos interactúan. La estructura del relé sin embargo
no posee inteligencia ya que allí no se especifican los detalles del algoritmo. Cada
bloque es definido por el número de señales de entrada y salida. Las líneas de
vinculación indican como esos bloques se encuentran conectados.
5.2.1.1 EL TIPO DE RELÉ. [10]
Define los contenidos de cada bloque de la estructura. En este nivel la
función matemática, o tipo de característica, es especificada, por ejemplo, el filtro
59
usado para procesar las señales de entrada, o el tipo de característica de operación.
Dado que muchos relés soportan más de un tipo de característica se definen un juego
de características o funciones que pueden ser soportados. También en el tipo de relé
se especifican los rangos de ajustes de distintos relés, incluyendo si los parámetros de
ajustes se realizaran en forma continua o en etapas discretas.
El tipo de relé define también la biblioteca de informaciones para un
fabricante determinado, el cual todavía no tiene aplicado ningún ajuste. La
información completa descripta en la hoja de datos y en el manual del relé se inserta
en el tipo de relé. Una ventaja de este concepto separado es la posibilidad de reusar la
estructura del relé para más de un tipo de relé.
5.2.1.2 EL ELEMENTO DEL RELÉ. [10]
Se refiere a la aplicación específica del relé en un sistema eléctrico de
potencia el cual provee la estructura completa del mismo incluyendo los rangos de
ajustes para todos los parámetros. Los ajustes del relé como por ejemplo rangos de
regulación, valores de arranque, forman parte de los ajustes del elemento del relé,
teniendo en cuenta las limitaciones en el rango definidas en el tipo de relé. Los
modelos de los transformadores de corriente y tensión conforman el vínculo entre
elemento del relé y el sistema eléctrico. Como salida del relé se encuentran la señal
de disparo que se envía directamente al interruptor del sistema eléctrico modelado.
5.2.2 MODELOS DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTES. [10]
Se dispone de T.C ideales así como también detallados, para una verificación
general el modelo ideal mostrado en la figura 18 es suficiente, el cual consiste de una
60
fuente ideal de corriente controlada. Los únicos parámetros que se deben ingresar son
la corriente nominal primaria y la corriente nominal secundaria.
Figura 18. Modelado del transformador de corriente ideal.
5.2.3 MODELOS DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN. [10]
Aquí también contamos con un modelo ideal y con otro detallado. El modelo
ideal consiste de una fuente de tensión controlada, donde solo es necesario definir las
tensiones nominales primarias y secundarias.
Figura 19. Modelado del transformador de tensión ideal.
61
5.2.4 PROTECCION DE DISTANCIA. [10]
Se encuentran disponibles entre otras las características Mho y poligonal,
diferentes algoritmos son usados para obtener determinadas características de
operación de impedancia. A continuación se muestra un diagrama básico de cómo se
estructura el modelo de relé de distancia entorno al concepto de la programación
orientada a objetos:
Figura 20. Estructura básica de un relé de distancia modelado en el software
Para crear un dispositivo de protección de impedancia simplemente con un
click derecho del mouse sobre el símbolo del interruptor en el diagrama unifilar en el
cual va actuar el dispositivo de protección, por lo tanto la ubicación del relé va ser por
defecto en el terminal o barra donde está ubicado el interruptor. Para seleccionar un
tipo de relé se puede acceder a los que están en la biblioteca general del programa, los
tipos de relés que se especifican presentan las características de diseño de cada
fabricante e incluso se pueden encontrar relés con características genéricas.
62
Especificando que tipo de relé se va utilizar se deben definir de la misma
manera los dispositivos de medición T.C – T.P, los cuales proporcionaran la
información de tensión y corrientes a ser medidas por el relé:
Los datos ingresados son:
Tipo de relé.
T.C.
T.P.
Medición (measurement): en esta ventana se detalla la corriente nominal
y tensión nominal de operación del relé.
Polarización (Polarizing): los métodos de polarización que permite
definir el programa son:
o Método en cuadratura: la tensión entre fases es usada como
tensión de polarización, la unidad direccional compara el ángulo
entre: Ia con Vbc, Ib con Vca, Ic, con Vab. La utilización de este
método de polarización hace que la tensión de línea que se toma
como referencia se desplace 90o
o Método cruzado: la tensión entre fases es usada como tensión de
polarización, en este caso, la unidad direccional compara el ángulo
entre: Ia con Vac, Ib con Vba, Ic con Vcb, la tensión de línea
tomada como referencia se desplaza 30o.
o Método propio: con este método la unidad direccional compara el
ángulo entre la corriente de línea y la tensión Fase-Neutro que es
tomada como referencia, así tenemos en comparación Ia con Va,
Ib con Vb, Ic con Vc.
o Método de secuencia positiva: la unidad direccional compara el
ángulo entre Ia con V1, Ib con a2V1, Ic con aV1, donde ¨a¨ es
igual al fasor de magnitud 1 y Angulo 120o.
63
Si la unidad de protección esta polarizada como unidad Fase-Tierra, es
necesario ingresar el coeficiente K0 (coeficiente de impedancia de tierra) en magnitud
y ángulo, este sirve para el cálculo de la impedancia aparente vista por el relé durante
fallas a tierra. Este coeficiente también puede ingresarse con otro formato por
ejemplo Re/R1 y Xe/X1. También existen otros ajustes como las temporizaciones de
zona, el ángulo característico del relé, valores de arranque, ajustes de zonas,
coeficiente para el cálculo de la impedancia vista por el relé debido al efecto del
acoplamiento en líneas con doble terna.
64
CAPÍTULO VI
SIMULACIÓN DEL DESEMPEÑO DE LOS RELÉS DE
PROTECCIÓN DE DISTANCIA.
6.1 METODOLOGÍA.
La metodología que se debe emplear para el ajuste y la coordinación de
protección de relés de distancia es asignar los ajustes de los relés con base a los
criterios utilizados por la empresa y luego simular fallas dentro y fuera de la zona
protegida para determinar si la impedancia vista por los relés tiene la selectividad
apropiada.
Además es necesario conocer la máxima y mínima demanda del sistema en
estudio; lo anterior es asociado a las cargas conectadas al sistema las cuales
determinan la máxima y mínima generación. El objetivo es determinar las máximas y
mínimas corrientes de corto circuito, ya que para el ajuste se tiene un compromiso
entre selectividad y sensibilidad de acuerdo a los siguientes criterios [11]:
La sensibilidad de la protección debe permitir detectar las fallas aun
con las mínimas corrientes de cortocircuito.
65
La selectividad de las protecciones de respaldo debe mantenerse aun
con las máximas corrientes de falla, para lo cual se requiere tiempos
debidamente coordinados.
6.2 PREMISAS PARA LA SIMULACIÓN.
La existencia de cables de guarda en todas las torres de los tramos de
la red en estudio.
Actuación correcta de los descargadores de sobretensiones.
Actuación correcta de las protecciones aguas arribas, en generación
13,8/115 KV y en transferencia 230/115 KV.
6.3 CONDICIONES DE ENSAYO.
Se procede a calcular el SIR de la línea con más longitud y el SIR de
la línea con mayor reactancia para determinar que las líneas de la red
en estudio son consideradas líneas medias.
Se desactiva la función de cono de carga en el modelo del relé
siemens 7522A, ya que al estar en presencia de líneas medias
ninguna zona de distancia solapará el área de carga produciendo un
disparo innecesario.
Conservar en servicio todas las líneas de interconexión a 230 KV.
Se presentan limitaciones con los modelos de relés en la librería del
software y por ende se utilizara el modelo del relé SIEMENS el cual
es aplicable de forma universal para las protecciones de distancia,
además su estructura de modelado en el software está basado en un
modelo básico para protecciones de distancia.
66
Tiempo máximo de simulación 3 segundos, esta condición es tomada
para evaluar la zona 4 y 5 de las protecciones de distancia.
Método simulación trifásica RMS, este método es el indicado para el
análisis de fallas asimétricas.
Las fallas simuladas serán del tipo monofásica con valor de
resistencia de falla de 6Ω y de tipo trifásica.
Se realizará el cálculo de los ajustes de zona de distancia de cada
línea de transmisión basados en los criterios de la ex filial CADAFE.
Cabe destacar que se aplicara el ajuste de zona de la línea T-OFF
(Quizanda-Naguanagua-Montemayor) basado en bibliografía
consultada.
Se realizará el cálculo de los factores de compensación para fallas a
tierras y para líneas de doble terna.
Se simulará una falla al 10% de la longitud de la línea y al 90% de la
longitud de la línea tanto para el caso de falla monofásicas y fallas
trifásicas
Se simulará una falla al 10% de la longitud de la línea y al 90% de la
longitud de la línea tanto para el caso de fallas monofásicas y fallas
trifásicas, haciendo que no despeje un interruptor de la línea para
evaluar la selectividad de las zonas de respaldo de los relés de las
líneas adyacentes.
67
CAPÍTULO VII
RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN EVALUANDO EL
DESEMPEÑO DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN DE
DISTANCIA.
7.1 RESULTADOS
A continuación, se reflejará el resultado completo de una simulación para
una falla trifásica al 10% de la distancia total de la línea, los resultados obtenidos por
el programa serán mostrados a través de:
Diagramas R, X en dicho diagrama se mostrará la lectura del relé
milisegundos antes de que el relé mande la señal de arranque y se active la
señal de disparo del disyuntor correspondiente.
Tiempo de disparo de los disyuntores de la línea.
Lectura en valores RMS de los transformadores de corriente de cada relé con
el cual podemos verificar el tiempo de despeje de los disyuntores de la línea.
Diagramas de distancia de los relés dispuesto en la línea.
Cabe destacar que el relé en estudio tiene incorporado cinco zonas actuación,
3 zonas que tienen direccionalidad hacia adelante (Z1, Z2, Z4), 1 zona con
direccionalidad en reversa (Z3) para esquemas de bloqueo y desbloqueo [9], y la
68
última zona (Z5) que no posee direccionalidad. Por lo anterior expuesto, se muestran
resultados donde la siguiente zona de actuación después de la zona 2 es la zona 4.
7.2 CASO 1: línea San Diego(A) - Pedro Camejo (B) terna I, longitud: 8 km;
falla trifásica al 10% de la línea actuando los dos interruptores (A) y (B).
Figura 21. Representación de la falla trifásica en la línea San Diego-Pedro Camejo
con sus respectivos disyuntores
Diagramas R, X
Figura 22. Diagrama R, X del Relé de la salida de línea San Diego-Pedro Camejo
16,515,013,512,010,59,007,506,004,503,001,50-1,50-3,00-4,50-6,00-7,50-9,00-10,5-12,0-13,5-15,0-16,5-18,0-19,5 [pri.Ohm]
13,5
12,0
10,5
9,00
7,50
6,00
4,50
3,00
1,50
-1,50
-3,00
-4,50
-6,00
-7,50
-9,00
-10,5
-12,0
-13,5
[pri.Ohm]
San Diego 115 kV\Cub_5\dist_san diego-pcamejo1
dist_san diego-pcamejo1Zl B 0,377 pri.Ohm 73,°Fault Type: ABC (Starting)Tripping Time: 0,03176096 sZone 1 Z1: 0,03176096 s
R-X Plot(1)
Date: 7/9/2017
Annex:
DIg
SIL
EN
T
69
Figura 23. Diagrama R, X del Relé de la salida de línea Pedro Camejo-San Diego
Tiempos de actuación de los disyuntores
Figura 24. Tiempos de actuación de los disyuntores de cada extremo de la línea.
27,525,022,520,017,515,012,510,07,505,002,50-2,50-5,00-7,50-10,0-12,5-15,0-17,5-20,0-22,5-25,0-27,5-30,0-32,5 [pri.Ohm]
22,5
20,0
17,5
15,0
12,5
10,0
7,50
5,00
2,50
-2,50
-5,00
-7,50
-10,0
-12,5
-15,0
-17,5
-20,0
-22,5
[pri.Ohm]
Pedro Camejo 115 kV\Cub_5\dist_pcamejo-sandiego1
dist_pcamejo-sandiego1Zl B 3,389 pri.Ohm 72,72°Fault Type: ABC (Starting)Tripping Time: 9999,999 s
R-X Plot
Date: 7/9/2017
Annex:
DIg
SIL
EN
T
70
Lectura de los transformadores de corriente.
Figura 25-a. Grafica que muestra la lectura de los transformadores de corriente de la
salida de línea; San Diego-Pedro Camejo en la subestación San Diego (corriente
secundario [Amp] vs tiempo [s])
Figura 25-b. Grafica que muestra la lectura de los transformadores de corriente de la
salida de línea; Pedro Camejo-San Diego, en la subestación Pedro Camejo (corriente
secundario [Amp] vs tiempo [s])
0,0450,0330,0210,010-0,002-0,013 [s]
200,00
150,00
100,00
50,00
0,00
-50,00
Cub_5\TC Sandiego-Pcamejo: Secondary Current A in A
Cub_5\TC Sandiego-Pcamejo: Secondary Current B in A
Cub_5\TC Sandiego-Pcamejo: Secondary Current C in A
0.000 s 1.082 A
0.005 s161.897 A
0.032 s160.329 A
0.037 s 0.000 A
SubPlot(1)
Date: 7/9/2017
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
0,3650,2720,1790,086-0,007-0,100 [s]
100,00
75,00
50,00
25,00
0,00
-25,00
Cub_5\TC Pcamejo-Sandiego: Secondary Current A in A
Cub_5\TC Pcamejo-Sandiego: Secondary Current B in A
Cub_5\TC Pcamejo-Sandiego: Secondary Current C in A
0.000 s 1.078 A
0.032 s40.006 A
0.037 s81.851 A
0.324 s87.671 A
0.329 s 0.000 A
SubPlot
Date: 7/9/2017
Annex: /1
DIg
SIL
EN
T
71
Diagrama tiempo-distancia de la línea en estudio.
Figura 26. Diagrama Tiempo-distancia, entre las subestaciones Pedro Camejo-San
Diego
Al interpretar este resultado obtuvimos que la falla al 10 % de la longitud
total de la línea, fue detectada por los relés de cada interruptor; en zona1 por el
interruptor (A) y en zona 2 por el interruptor (B). Esta información se corrobora con
los diagramas R, X de la figura 22 y 23 donde se observa la lectura de la impedancia
en cada relé, en la lectura de la figura 22 se observa como el valor de impedancia cae
sobre la zona 1 haciendo que este relé arranque para luego mandar la respectiva señal
de disparo, para la figura 23 se hace el mismo análisis y se observa que la lectura de
la impedancia vista por el relé al momento de la falla está en zona 2 muy cerca de la
frontera con zona 1, las gráficas ampere vs segundos de las figura 25 representa la
lecturas de valores RMS de los transformadores de corriente al momento de la falla
mientras esta transcurre hasta que ocurre el despeje de la falla. Finalmente se muestra
el diagrama distancia tiempo entre las subestaciones San Diego-Pedro Camejo el cual
nos muestra un aproximado del alcance de la zona de protección del relé en zona 1
con respecto a la longitud de línea. En resumen, para una falla trifásica al 10% de la
longitud de la línea San Diego (A)-Pedro Camejo (B) terna I, actuaron los relés
8,00006,40004,80003,20001,60000,0000 [km]
0,40
0,30
0,20
0,10
0,00
[-]
Pedro Camejo.. San Diego 11..
8,0000 6,4000 4,8000 3,2000 1,6000 0,0000[km]
0,40
0,30
0,20
0,10
0,00
[-]
San Diego 11..Pedro Camejo..
Eje x: Longitud Cub_6\dist_pcamejo-sandiego2 Cub_6\dist_san diego-pcamejo2
TD-pcamejo-sandiego
DIg
SIL
ENT
72
respectivos en zona 1 y zona 2 para cada extremo: Z1(A)-Z2(B), esta nomenclatura
nos servirá para poder presentar en la siguiente tabla las zonas de actuación de los
relés al momento de despeje de fallas monofásicas y trifásicas al 10% y al 90% de la
longitud de las líneas que conforman la red en estudio.
Tabla 12. Resultado de la actuación de los relés en cada línea durante la simulación
de una falla trifásica y monofásica al 10% y al 90 % de la longitud total de la línea.
NO. LINEA LONGITUD
(KM)
SIMULACION FALLAS EN LA LINEA
DISTANCIA 10% DISTANCIA 90%
Despeje falla 1 Ф Despeje falla 3 Ф Despeje falla 1 Ф Despeje falla 3 Ф
1
FLOR
AMARILLO(A) -
GÛIGÛE(B)
24,0 Z1(A) - No actúa
el relé(B)
Z1(A) - No actúa
el relé(B)
Z1(A) - No actúa
el relé(B)
Z2(A) - No actúa
el relé(B)
2
STA CLARA(A) -
GUACARA 1(B)
(TERNA I)
17 Z1(A) - Z1(B) Z1(A) - Z1(B) Z1(A) - Z1(B) Z1(A) - Z1(B)
3
QUIZANDA(A) -
MONTEMAYOR(B),
T-OFF
NAGUANAGUA
13,02 Z1(A) - Z2(B) Z1(A) - Z2(B) Z2(A) - No actúa
el relé(B)
Z2(A) - Z1(B)
4
STA CLARA - CAÑA
DE AZUCAR
(TERNA I)
12,5 Z1(A) - Z1(B) Z1(A) - Z2(B) Z1(A) - Z1(B) Z2(A) - Z1(B)
5
PTA
CASTILLITO(A) -
MONTEMAYOR(B)
10,62 Z1(A) - Z2(B) Z1(A) - Z2(B) Z2(A) - Z1(B) Z2(A) - Z1(B)
6
GUACARA 1(A) -
CARABOBO(B)
(TERNA I)
10 Z1(A) - Z1(B) Z1(A) - Z2(B) Z1(A) - Z1(B) Z2(A) - Z1(B)
7
CARABOBO(A) -
FLOR
AMARILLO(B)
(TERNA I)
10 Z1(A) - Z1(B) Z1(A) - Z1(B) Z1(A) - Z1(B) Z2(A) - Z1(B)
8 GUACARA 1(A) -
SAN DIEGO(B) 8 Z1(A) - Z2(B) Z1(A) - Z2(B) Z2(A) - Z1(B) Z1(A) - Z1(B)
9 GUACARA 2(A) -
SAN DIEGO(B) 8 Z1(A) - Z2(B) Z1(A) - Z1(B) Z2(A) - Z1(B) Z1(A) - Z1(B)
10
SAN DIEGO(A)-
PEDRO CAMEJO (B)
(TERNA I)
8 Z1(A) - Z1(B) Z1(A) - Z2(B) Z1(A) - Z1(B) Z2(A) - Z1(B)
11
SAN DIEGO(A)-LOS
GUAYOS(B)
(TERNA I)
7 Z1(A) - Z1(B) Z1(A) - Z2(B) Z1(A) - Z1(B) Z2(A) - Z1(B)
12 VALENCIA(A) -
QUIZANDA(B) 6,84 Z1(A) - Z1(B) Z1(A) - Z2(B) Z1(A) - Z1(B) Z2(A) - Z1(B)
73
13
PEDRO
CAMEJO(A)-
VALENCIA(B)
4,5 Z1(A) - Z2(B) Z1(A) - Z2(B) Z2(A) - Z1(B) Z2(A) - Z1(B)
14 GUACARA 1(A)-
GUACARA 2(B) 4 Z1(A) - Z2(B) Z1(A) - Z1(B) Z2(A) - Z2(B) Z1(A) - Z1(B)
15
PEDRO
CAMEJO(A)-PTA
ESTE(B)
3 Z1(A) - Z2(B) Z1(A) - Z2(B) Z2(A) - Z2(B) Z2(A) - Z1(B)
16 CASTILLITO(B) –
PTA ESTE(B) 2,62 Z2(A) - Z2(B) Z1(A) - Z2(B) Z2(A) - Z1(B) Z2(A) - Z1(B)
17 LOS GUAYOS(A) –
CASTILLITO(B) 1,5 No actúa Relé(A) -
Z2(B) Z1(A) - Z2(B) Z2(A) - Z2(B) Z2(A) - Z1(B)
18
CARABOBO(A)-
PEDRO CAMEJO(B)
(TERNA I)
0,6 Z2(A) - Z2(B) Z1(A) - Z1(B) Z2(A) - Z2(B) Z1(A) - Z1(B)
19
CASTILLITO(A) –
PTA
CASTILLITO(B)
0,15 Z2(A) - Z4(B) Z1(A) - Z1(B) Z2(A) - Z4(B) Z1(A) - Z1(B)
Observando la tabla anterior los resultados más relevantes fueron los
siguientes:
En sistemas radiales como la línea No 1, no se tiene actuación de unos
de los relés debido a que al momento de la ocurrencia de la falla el relé
no recibe la señal de lecturas de los transformadores de corriente.
Actuación de las zonas 1, en los relés ubicados en los extremos de la
línea protegida ante fallas trifásicas y monofásicas al 90% y 10% de
su longitud, esto es debido a que ocurre un pequeño acortamiento de la
lectura de la impedancia, consecuencia de los diversos factores
presentados en la sección 2.2.4 del presente tomo, aunado a que en las
fallas monofásicas la impedancia de falla modifica el ángulo de la
impedancia con respecto al ángulo de la línea haciendo que se acorte la
lectura del relé.
Actuación de las zonas 2 y 4 como es el caso de las líneas No 18, 19,
esto es debido a que ante una falla monofásica el valor de la
74
impedancia de falla, hace que la impedancia detectada por el relé caiga
fuera de la zona 1, haciendo que esta falla sea considerada de alta
impedancia para estas líneas cortas y por ende el relé sub-alcance.
7.3 CASO 2: línea Guacara 2 (A) – San Diego (B), longitud: 8 km; falla
monofásica al 10% no actuando interruptor en (A).
Figura 27. Representación de la falla monofásica en la línea Guacara 2 – San Diego.
Diagrama R, X
Figura 28. Diagrama R, X del relé de la salida de línea San diego-Guacara 2
22,020,018,016,014,012,010,08,006,004,002,00-2,00-4,00-6,00-8,00-10,0-12,0-14,0-16,0-18,0-20,0-22,0-24,0-26,0 [pri.Ohm]
18,0
16,0
14,0
12,0
10,0
8,00
6,00
4,00
2,00
-2,00
-4,00
-6,00
-8,00
-10,0
-12,0
-14,0
-16,0
-18,0
[pri.Ohm]
San Diego 115 kV\Cub_4\dist_sandiego-guacara II
dist_sandiego-guacara IIZ A 7,995 pri.Ohm 28,36°Fault Type: A (Starting)Tripping Time: 9999,999 s
R-X Plot(1)
Date: 6/7/2017
Annex:
DIg
SIL
EN
T
75
Figura 29. Diagrama R, X del relé de la salida de línea Guacara 1-Guacara 2
Tiempo de actuación de los disyuntores
Figura 30. Tiempo de actuación de los disyuntores
22,020,018,016,014,012,010,08,006,004,002,00-2,00-4,00-6,00-8,00-10,0-12,0-14,0-16,0-18,0-20,0-22,0-24,0-26,0 [pri.Ohm]
18,0
16,0
14,0
12,0
10,0
8,00
6,00
4,00
2,00
-2,00
-4,00
-6,00
-8,00
-10,0
-12,0
-14,0
-16,0
-18,0
[pri.Ohm]
Guacara I 115kV\Cub_2\dist_guacara I-guacara II
dist_guacara I-guacara IIZ A 8,566 pri.Ohm 14,33°Fault Type: A (Starting)Tripping Time: 9999,999 s
R-X Plot
Date: 6/7/2017
Annex:
DIg
SIL
EN
T
76
Lectura de los transformadores de corriente.
Figura 31-a. Lectura del transformador de corriente (corriente secundario [Amp] vs
tiempo [s]) en la subestación San Diego salida de línea Guacara 2
Figura 31-b. Lectura del transformador de corriente (corriente secundario [Amp] vs
tiempo [s]) en la subestación Guacara 1 salida de línea Guacara 2
0,3990,2990,1990,099-0,000-0,100 [s]
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
-10,00
Cub_4\TC_sandiego-guacarraII: Secondary Current A in A
Cub_4\TC_sandiego-guacarraII: Secondary Current B in A
Cub_4\TC_sandiego-guacarraII: Secondary Current C in A
0.000 s 1.888 A
0.005 s26.403 A
0.100 s26.860 A
0.105 s28.484 A
0.327 s28.602 A
0.332 s 0.000 A
SubPlot
Date: 9/12/2017
Annex: /1
DIg
SIL
EN
T
0,3990,2990,1990,099-0,000-0,100 [s]
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
-10,00
Cub_2\Tc guacara I-guacara II: Secondary Current A in A
Cub_2\Tc guacara I-guacara II: Secondary Current B in A
Cub_2\Tc guacara I-guacara II: Secondary Current C in A
0.000 s 0.220 A
0.005 s23.898 A 0.100 s
24.335 A
0.105 s26.525 A
0.327 s26.882 A
0.332 s 0.000 A
SubPlot(1)
Date: 9/12/2017
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
77
Diagrama tiempo-distancia de la línea en estudio.
Figura 32. Diagrama tiempo vs distancia para las subestaciones San Diego-Guacara
2- Guacara 1
Al interpretar este resultado obtuvimos que la falla al 10 % de la longitud
total de la línea fue detectada por el relé (B) en zona 2 (figura 28), al sacar de servicio
el relé en (A) no se emitió ninguna señal de disparo, con el fin de evaluar la
selectividad proporcionada por los relés de respaldo de las líneas adyacentes, cabe
destacar que en la subestación Guacara 2 al existir un patio de generación se simulo
en el evento de falla un despeje aguas arribas de los transformadores 13,8 KV/115
KV con la finalidad de cumplir con unas de las premisas propuestas para la
simulación. En la figura 29 se observa la lectura del relé de la línea adyacente
Guacara 1-Guacara 2, el cual detecta la falla en zona 2 para luego emitir la señal de
disparo en el disyuntor de la subestación Guacara 1 salida de línea Guacara 2, en las
figura 31 se puede corroborar los tiempos de despeje de los disyuntores
correspondientes a la línea en estudio como a la línea adyacente a esta. En la figura
32 se refleja el diagrama tiempo distancia entre las subestaciones San Diego-Guacara
2-Guacara 1, donde se observa que al sacar de servicio el relé de la subestación
Guacara 2 salida de línea San diego, el relé de la subestación Guacara 1 salida de
línea Guacara 2 cubrirá en zona de respaldo parte de la línea Guacara 2- San diego.
En resumen, para una falla monofásica al 10% de la longitud de la línea Guacara 2(A)
12,0009,60007,20004,80002,4000-0,0000 [km]
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
0,00
[-]
San Diego 11.. Guacara II 1.. Guacara I 11..
12,000 9,6000 7,2000 4,8000 2,4000 -0,0000[km]
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
0,00
[-]
Guacara I 11..Guacara II 1..San Diego 11..
x-Axis: Length San Diego 115 kV\Cub_4\dist_sandiego-guacara II Guacara II 115 kV\Cub_1\dist_guacara II-sandiego Guacara II 115 kV\Cub_2\dist_guacara II-guacara I
Guacara I 115kV\Cub_2\dist_guacara I-guacara II
TD-Path Definition(1)
Date: 6/7/2017
Annex:
DIg
SIL
EN
T
78
– Sandiego (B) y al no actuar el disyuntor en (A) actuó el disyuntor de la línea
adyacente como respaldo en zona 2 (Actúa respaldo de GUA1 en (A) en Z2).
A continuación, se muestran las siguientes tablas donde se simulan los dos
tipos de fallas, trifásica y monofásica con valor de resistencia de falla 6 ohms al 10%
y al 90% de la longitud total de la línea planteando dos escenarios: no actuando el
interruptor cerca de la falla y no actuando el interruptor lejano a la falla.
Tabla 13. Resultado de la actuación de los relés de respaldo en cada línea durante la
simulación de una falla monofásica al 10% de la longitud total de la línea.
NO. LINEA LONGITUD
(KM)
SIMULACION FALLAS EN LA LINEA AL 10 % DE SU
LONGITUD TOTAL
falla 1 Ф
NO ACTUA INTERUPTOR
CERCANO A LA FALLA
NO ACTUA
INTERUPTOR LEJANO A
LA FALLA
1 FLOR AMARILLO(A) - GÛIGÛE(B) 24,0 Actúan 2 respaldos de CAB
en (A) en Z4 No hay respaldo en (B)
2 STA CLARA(A) - GUACARA 1(B)
(TERNA I ) 17
Actúan 3 respaldos en (A),
dos de CÑA en Z4, uno de
GUA1 en Z2
No hay respaldo en (B)
3
QUIZANDA(A) -
MONTEMAYOR(B), T-OFF
NAGUANAGUA
13,02 Actúa respaldo de VA en (A)
en Z2
Actúa respaldo de MM en
(B) en Z5 reversa
4 STA CLARA - CAÑA DE AZUCAR
(TERNA I ) 12,5
Actúan 3 respaldos en (A),
dos de GUA1, uno de CÑA,
en Z2
Actúa respaldo de SC en (B)
en Z2
5 PTA CASTILLITO(A) -
MONTEMAYOR(B) 10,62
Actúa respaldo de CAS en
(A) en Z2
Actúa respaldo de QUI en
(B) en Z4
6 GUACARA 1(A) - CARABOBO(B)
(TERNA I ) 10
Actúan 5 respaldos en (A), 4
de SD-GUA2-SC en Z4, uno
de CAB en Z2
Actúa respaldo de CAB en
(B) en Z2
7 CARABOBO(A) - FLOR
AMARILLO(B) (TERNA I) 10
Actúan 4 respaldos en (A),
dos en Z2 de PCJ, dos de
CAB en Z5 reversa
Actúa respaldo de CAB en
(B) en Z2
8 GUACARA 1(A) - SAN DIEGO(B) 8 Actúan 5 respaldos en (A) en
Z4, GUA2-SC-CAB No hay respaldo en (B)
9 GUACARA 2(A) - SAN DIEGO(B) 8 Actúa respaldo de GUA1 en
(A) en Z2 No hay respaldo en (B)
10 SAN DIEGO(A)-PEDRO CAMEJO
(B) (TERNA I) 8
Actúan 5 respaldos en (A), en
Z2, dos de PCJ, dos de LG,
uno de GUA1, uno de GUA2
Actúa respaldo de PCJ en
(B) en Z5 reversa
11 SAN DIEGO(A)-LOS GUAYOS(B)
(TERNA I ) 7
Actúan 5 respaldos en (A), en
Z2, dos de PCJ, uno de LG,
uno GUA1, uno GUA2.
Actúan 2 respaldos en (B)
en Z5, uno de LG, uno de
CAS
12 VALENCIA(A) - QUIZANDA(B) 6,84 Actúa respaldo de PCJ en (A)
en Z2 No hay respaldo en (B)
79
13
PEDRO CAMEJO(A)-
VALENCIA(B) 4,5
Actúan 6 respaldos en (A), 1
de QUI en Z4, y 5 en Z5 tres
de PCJ y dos de CAB
No hay respaldo en (B)
14 GUACARA 1(A)-GUACARA 2(B) 4 Actúan 5 respaldos en (A),
dos de CAB, dos de SC
Actúan 2 respaldo en (B) en
Z5 reversa, GUA2-SD
15 PEDRO CAMEJO(A)-PTA ESTE(B) 3
Actúan 5 respaldos (A), 3 en
Z4 dos de CAB uno de VA, 2
en Z5 reversa de PCJ
Actúa respaldo de PE en (B)
en Z5 reversa
16 CASTILLITO(A) – PTA ESTE(B) 2,62 Actúan 3 respaldos en (A) en
Z4, PCJ-QUI-CAS-LG
Actúa respaldo de PCJ en
(B) en Z4
17 LOS GUAYOS(A) –
CASTILLITO(B) 1,5
Actúan 2 respaldos de SD en
(A) en Z2
Actúan 4 respaldos en (B), 2
en Z4 uno de PCJ, uno de
PCAS, 2 respaldos en Z2
dos de SD
18 CARABOBO(A)-PEDRO
CAMEJO(B) (TERNA I) 0,6
Actúan 3 respaldos en (A), 2
en Z4 dos de GUA1, 1 en Z2
uno de PCJ
Actúa 5 respaldos en (B), 3
en Z2 VA-CAB-PE, 2 en Z5
reversa dos de PCJ
19 CASTILLITO(A) – PTA
CASTILLITO(B) 0,15
Actúan 4 respaldos en (A), 1
en Z2 de QUI, 3 en Z4 dos de
SD dos de PCJ
Actúa 1 respaldo de MM en
(B) en Z2
Se empieza por analizar los resultados de una línea de longitud mayor de 10
km como es el caso de la línea No
2 (Santa Clara – Guacara 1, terna I), en este caso al
momento de presentarse una falla monofásica con valor de resistencia de falla de 6
ohm al 10% de la longitud de la línea y al no actuar el interruptor cercano a la falla,
obtuvimos como resultado que actuaron 3 relés de respaldo, un relé de respaldo actuó
en zona 2 desde la subestación Guacara1; y dos relés de respaldo en zona 4 desde la
subestación Caña de Azúcar, para analizar la selectividad se observa que no se tiene
problema en la actuación del respaldo de las líneas adyacentes el problema surge en
el retardo en que actuaron los dos relés de respaldo en zona 4, para este caso al estar
en presencia de una falla monofásica la lectura de impedancia que recibe los relés de
respaldos, sobrepasa la zona 2 de protección y en consecuencia el relé actúa en una
zona más elevada como es la zona 4 de protección. Para el caso cuando no actúa el
interruptor lejano a la falla, el resultado al evaluar la selectividad de las protecciones
presentes fue que no hubo respaldo de ninguna de las líneas adyacentes, debido a que
al despejar el interruptor en la subestación Santa Clara los mayores aportes que recibe
la falla son desde las subestaciones Pedro Camejo, Guacara 2 y la subestación de
interconexión 230 KV/115 KV en San Diego, estos aportes de fuentes intermedias
hacen que la lectura que reciben los relés de respaldos de las líneas adyacentes a la
línea de estudio, sean impedancias muy altas y por tanto no entren en las
características de zonas de los relés.
Al analizar los resultados de una línea de longitud menor de 10 km se
observa que se obtuvieron resultados parecidos al caso anterior, para este análisis se
80
toma en cuenta los resultados de la línea No 8 (Guacara 1 – San Diego), al simular una
falla monofásica con valor de resistencia de falla de 6 ohm al 10% de la longitud de la
línea y al no actuar el interruptor o disyuntor más cercano, se obtuvo como resultado
que los relés de respaldo de las líneas adyacentes actuaron en zona 4, eso implica un
retardo de más de un segundo esto es consecuencia de las lecturas que recibieron
estos relés debido a la impedancia de falla y al aporte de los patios de generación de
la subestación Pedro Camejo, y el patio de transferencia 230KV/115KV en la
subestación San Diego, estas dos inferencia hace que la impedancia medida por los
relés de respaldo de las líneas adyacentes sea de valor elevado, provocando que el
relé sub-alcance. En el caso cuando no actúa el interruptor o disyuntor lejano a la
falla, encontramos como resultado que no obtenemos respaldo de ningún relé de las
líneas adyacentes, esto es debido a las dos inferencias analizadas anteriormente, las
cuales modifican las lecturas de los relés de las líneas adyacentes obteniéndose una
lectura muy grande de impedancia y en consecuencia provocando sub-alcance de las
características de los relés.
Finalmente se analiza el resultado de una línea muy corta como es el caso de
la línea No 18 (Carabobo – Pedro Camejo, terna I), al observar los resultados se
observa que al momento de presentarse una falla monofásica al 10 % de la longitud
de la línea y al no actuar el disyuntor de la línea cercano a la falla, actúan 3 relés de
respaldo de las líneas adyacentes, dos respaldos en zona 4 desde la subestación
Guacara1 y un respaldo en zona 2 desde la subestación Pedro Camejo, esto se debe a
que las líneas adyacentes a la línea en estudio son de mayor longitud y por ende se
tendrá varias zonas de protección de respaldo (zona 2 y zona 4) que cubren la
longitud de la línea Carabobo – Pedro Camejo (figura 33). Al analizar el caso cuando
se presenta la falla monofásica y al no actuar el disyuntor de la línea en estudio lejano
a la falla se presenta resultados similares al escenario anterior donde actúan 5 relés de
respaldos, 3 relés de respaldo en zona 2 desde las subestaciones Valencia, Carabobo y
Pta del este, y 2 relés de respaldo en zona 5 que actúan en reversa provenientes de la
subestación Pedro Camejo. Con estos resultados expuestos para la línea en estudio
nos damos cuenta que las protecciones que actúan como característica de respaldo
hacen que el sistema de protección no tenga la selectividad adecuada al momento de
despejar ya que, al disparo masivo de disyuntores de las líneas adyacentes, estás
quedarían sin carga interrumpiendo el servicio eléctrico nacional.
81
Figura 33. Diagrama tiempo vs distancia entre las subestaciones Guacara 1 –
Carabobo – Pedro Camejo – Valencia.
En las posteriores tablas se muestran los resultados de la actuación de los
relés de respaldo al momento de presentarse una falla trifásica al 10 % de la longitud
de la línea y al presentarse una falla monofásica y trifásica al 90 % de la longitud de
la línea presentándose los dos escenarios planteados (no actuación del interruptor
cercano y lejano, en la línea).
17,41013,92810,4466,96403,48200,0000 [km]
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
0,00
[-]
Guacara I 11.. Carabobo 115..
Pedro Camejo..
Valencia 115..
17,410 13,928 10,446 6,9640 3,4820 0,0000[km]
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
0,00
[-]
Valencia 115..Pedro Camejo..
Carabobo 115..
Guacara I 11..
x-Axis: Length Guacara I 115kV\Cub_6\dist_guacara I-carabobo2Carabobo 115 kV\Cub_6\dist_carabobo-guacara I2Carabobo 115 kV\Cub_1\dist_carabobo-pcamejo1
Pedro Camejo 115 kV\Cub_2\dist_pcamejo-carabobo1Pedro Camejo 115 kV\Cub_1\dist_pcamejo-valenciaValencia 115 kV\Cub_1\dist_valencia-pcamejo
TD-Path Definition(2)
Date: 7/20/2017
Annex:
DIg
SIL
EN
T
82
Tabla 14. Resultado de la actuación de los relés de respaldo en cada línea durante la
simulación de una falla trifásica al 10% de la longitud total de la línea.
NO. LINEA LONGITUD
(KM)
SIMULACION FALLAS EN LA LINEA AL 10 % DE SU
LONGITUD TOTAL
falla 3 Ф
NO ACTUA INTERUPTOR
CERCANO A LA FALLA
NO ACTUA
INTERUPTOR LEJANO A
LA FALLA
1 FLOR AMARILLO(A) - GÛIGÛE(B) 24,0 Actúan 2 respaldo de CAB
en (A) en Z2 No hay respaldo en (B)
2
STA CLARA(A) - GUACARA 1(B)
(TERNA I ) 17
Actúan 3 respaldos en
(A),dos de CÑA y uno de
GUA1 en Z2
Actúa 1 respaldo de SC en
(B) en Z4
3
QUIZANDA(A) -
MONTEMAYOR(B), T-OFF
NAGUANAGUA
13,02 Actúa respaldo de VA en (A)
en Z2
Actúa respaldo de MM en
(B) en Z5 reversa
4 STA CLARA - CAÑA DE AZUCAR
(TERNA I ) 12,5
Actúan 3 respaldos en (A),
dos en GUA1, uno en CÑA,
en Z2
Actúa respaldo de CÑA en
(B) en Z5 reversa
5 PTA CASTILLITO(A) -
MONTEMAYOR(B) 10,62
Actúa respaldo de CAS en
(A) en Z2
Actúa respaldo de QUI en
(B) en Z4
6 GUACARA 1(A) - CARABOBO(B)
(TERNA I ) 10
Actúan 5 respaldos en (A) en
Z4, dos de SC, uno de CAB,
uno de SD, uno de GUA2
No hay respaldo en (B)
7 CARABOBO(A) - FLOR
AMARILLO(B) (TERNA I) 10
Actúan 5 respaldos en (A),
dos en Z2 de PCJ, tres en Z5
reversa, dos de CAB, uno de
GUA1
Actúa respaldo de CAB en
(B) en Z4
8 GUACARA 1(A) - SAN DIEGO(B) 8
Actúan 5 respaldos en (A) en
Z4, dos de CAB, dos de SC,
uno de CAB
No hay respaldo en (B)
9 GUACARA 2(A) - SAN DIEGO(B) 8 Actúa respaldo de GUA1 en
(A) en Z2 No hay respaldo en (B)
10 SAN DIEGO(A)-PEDRO CAMEJO
(B) (TERNA I ) 8
Actúan 9 respaldos en (A), 5
en Z4 dos de LG, uno PCJ,
uno GUA1, 4 en Z2, dos de
SC, uno PCJ, uno VA
No hay respaldo en (B)
11 SAN DIEGO(A)-LOS GUAYOS(B)
(TERNA I ) 7
Actúan 5 respaldos en (A) en
Z4, dos de PCJ, uno de LG,
uno de GUA1, uno de GUA2
Actúan dos respaldos en
(B), uno de LG, uno de CAS
12 VALENCIA(A) - QUIZANDA(B) 6,84 Actúa respaldo de PCJ en (A)
en Z2 No hay respaldo en (B)
13 PEDRO CAMEJO(A)-
VALENCIA(B) 4,5
Actúan 6 respaldos en (A),
seis en Z2, dos de SD, dos de
CAB, uno de QUI, uno de
PCJ
Actúa respaldo de VA en
(B) en Z5 reversa
14 GUACARA 1(A)-GUACARA 2(B) 4
Actúan 4 respaldos en (A),
dos de CAB, dos de SC, uno
de SD
Actúa respaldo de SD en (B)
en Z4
15 PEDRO CAMEJO(A)-PTA ESTE(B) 3
Actúan 5 respaldos en (A) en
Z2, dos de CAB, dos de SD,
uno de VA
Actúa 5 respaldos en (B) en
Z5 reversa, dos de LG, dos
de CAS, uno de PE
83
16 CASTILLITO(B) – PTA ESTE(B) 2,62 Actúan 3 respaldos en (A) en
Z4, LG-MM-PCAS
Actúan dos respaldos en Z5
en (B), PCJ-PE
17 LOS GUAYOS(A) –
CASTILLITO(B) 1,5
Actúan 2 respaldos en (A) en
Z2 dos de SD
Actúan 3 respaldos en (B)
en Z5, dos de CAS, uno de
PCAS
18 CARABOBO(A)-PEDRO
CAMEJO(B) (TERNA I ) 0,6
Actúan 7 respaldos en (A), 6
en Z2 cuatro de PCJ, dos de
GUA1, 1 en Z1 de PCJ
Actúan 6 respaldos en (A), 3
en Z5 dos de PCJ, uno de
SD, 2 en Z4 uno de CAB,
uno SD, 1 en Z1 uno de PCJ
19 CASTILLITO(A) – PTA
CASTILLITO(B) 0,15
Actúan 2 respaldos en (A) en
Z2 uno de PE, uno de LG
Actúa 1 respaldo de MM en
(B) en Z2
Tabla 15. Resultado de la actuación de los relés de respaldo en cada línea durante la
simulación de una falla monofásica al 90% de la longitud total de la línea.
NO. LINEA LONGITUD
(KM)
SIMULACION FALLAS EN LA LINEA AL 90%
DE SU LONGITUD TOTAL
falla 1 Ф
NO ACTUA INTERUPTOR
CERCANO A LA FALLA
NO ACTUA
INTERUPTOR LEJANO A
LA FALLA
1 FLOR AMARILLO(A) - GÛIGÛE(B) 24,0 No hay respaldo en (B) No hay respaldo en (A)
2 STA CLARA(A) - GUACARA 1(B)
(TERNA I) 17
Actúan 5 respaldos en (B), de
SC-CAB-SD-GUA2 en Z4-
Actúa respaldo de GUA1 en
(A) en Z4
3
QUIZANDA(A) -
MONTEMAYOR(B), T-OFF
NAGUANAGUA
13,02 Actúa respaldo de PCAS en
(B) en Z2
Actúan 1 respaldo de QUI
en (A) en Z5 reversa
4 STA CLARA - CAÑA DE AZUCAR
(TERNA I) 12,5
Actúa respaldo de SC en (B)
en Z2
Actúan 3 respaldo en (A),
dos de GUA1, uno de CÑA
en Z4
5 PTA CASTILLITO(A) -
MONTEMAYOR(B) 10,62
Actúa respaldo de QUI en (B)
en Z2
Actúa respaldo de CAS en
(A) en Z4
6 GUACARA 1(A) - CARABOBO(B)
(TERNA I) 10
Actúa 3 respaldos en (B) en
Z2, GUA1-PCJ
Actúa respaldo de CAB en
(A) en Z4
7 CARABOBO(A) - FLOR
AMARILLO(B) (TERNA I) 10
Actúa respaldo de CAB en
(B) en Z2 No hay respaldo en (A)
8 GUACARA 1(A) - SAN DIEGO(B) 8
Actúan 5 respaldos en (B), en
Z2, dos de PCJ, dos de LG,
uno de GUA2
No hay respaldo en (A)
9 GUACARA 2(A) - SAN DIEGO(B) 8 Actúan 5 respaldos en (B), en
Z2, dos de PCJ, dos de LG
Actúa respaldo en (A) en Z5
reversa, GUA1-GUA2
10 SAN DIEGO(A)-PEDRO CAMEJO
(B) (TERNA I) 8
Actúan 7 respaldos en (B), 5
en Z5 reversa, tres de PCJ,
dos de CAB, uno en Z2 de
VA, uno en Z4 de QUI
Actúa respaldo de PCJ en
(A) en Z5 reversa
11 SAN DIEGO(A)-LOS GUAYOS(B)
(TERNA ) 7
Actúan 2 respaldos en (B), en
Z2, uno de SD, uno de CAS
Actúa 1 respaldo de LG en
(A)
12 VALENCIA(A) - QUIZANDA(B) 6,84 Actúa respaldo de MM en (B)
en Z2
Actúa respaldo de VA en
(A) en Z5 reversa
84
13 PEDRO CAMEJO(A)-
VALENCIA(B) 4,5
Actúa respaldo de QUI en (B)
en Z2 No hay respaldo en (A)
14 GUACARA 1(A)-GUACARA 2(B) 4 Actúan 2 respaldo en (B) en
Z2, uno de GUA1, uno de SD
Actúa 5 respaldos en (A), 3
en Z5 de GUA1, 2 en Z2 de
SC
15 PEDRO CAMEJO(A)-PTA ESTE(B) 3 Actúa respaldo de CAS en (B)
en Z2
Actúa 5 respaldos en (A) en
Z5 reversa, 3 de PCJ, 2 de
CAB
16 CASTILLITO(B) – PTA ESTE(B) 2,62 Actúa respaldo de PCJ en (B)
en Z2
Actúa 5 respaldos en (A), 4
en Z5 dos de CAS, dos de
LG, 1 respaldo en Z2 de
PCJ
17 LOS GUAYOS(A) –
CASTILLITO(B) 1,5
Actúan 6 respaldos en (B), 5
en Z4, dos de SD, uno de
PCJ, uno de CAS, uno dePE
Actúa 2 respaldos de LG en
(A) en Z5, reversa
18 CARABOBO(A)-PEDRO
CAMEJO(B) (TERNA I) 0,6
Actúan 6 respaldos en (B), 3
en Z5 dos de PCJ uno de
CAB, 2 en Z4 uno de QUI
uno de PE, 1 en Z2 de VA
Actúa 3 respaldos en (A), 2
en Z5 reversa dos de CAB,1
en Z2 de PCJ
19 CASTILLITO(A) – PTA
CASTILLITO(B) 0,15
Actúa 1 respaldo de MM en
(B) en Z2
Actúan 4 respaldos en (A), 3
en Z4 dos de SD uno de
PCJ, uno en Z2 de QUI
Tabla 16. Resultado de la actuación de los relés de respaldo en cada línea durante la
simulación de una falla trifásica al 90% de la longitud total de la línea.
NO. LINEA LONGITUD
(KM)
SIMULACION FALLAS EN LA LINEA AL 90% DE SU
LONGITUD TOTAL
falla 3 Ф
NO ACTUA INTERUPTOR
CERCANO A LA FALLA
NO ACTUA
INTERUPTOR LEJANO A
LA FALLA
1 FLOR AMARILLO(A) - GÛIGÛE(B) 24,0 No hay respaldo en (B) No hay respaldo en (A)
2 STA CLARA(A) - GUACARA 1(B)
(TERNA I ) 17
Actúan 5 respaldos en (B), de
SC-CAB-SD-GUA2 en Z4 Actúa respaldo de GUA1 en
(A) en Z4
3
QUIZANDA(A) -
MONTEMAYOR(B), T-OFF
NAGUANAGUA
13,02 Actúa respaldo de PCAS en
(B) en Z2
Actúa respaldo de QUI en
(A) en Z5 reversa
4 STA CLARA - CAÑA DE AZUCAR
(TERNA I ) 12,5
Actúa respaldo de SC en (B)
en Z2
Actúan 2 respaldo de SC-
GUA1 en (A) en Z5 reversa
5 PTA CASTILLITO(A) -
MONTEMAYOR(B) 10,62
Actúa respaldo de QUI en (B)
en Z2
Actúa respaldo de CAS en
(A) en Z5 reversa
6 GUACARA 1(A) - CARABOBO(B)
(TERNA I ) 10
Actúan 4 respaldos en (B),
dos en Z4 de GUA1-CAB ,
dos en Z2 de PCJ
No hay respaldo en (A)
7 CARABOBO(A) - FLOR
AMARILLO(B) (TERNA I) 10
Actúa respaldo de CAB en
(B) en Z2 No hay respaldo en (A)
8 GUACARA 1(A) - SAN DIEGO(B) 8
Actúan 5 respaldos en (B), en
Z4, dos de PCJ, dos de LG,
uno de GUA2
No hay respaldo en (A)
9 GUACARA 2(A) - SAN DIEGO(B) 8
Actúan 5 respaldos en (B), en
Z4, dos de PCJ, dos de LG,
uno de GUA1
Actúa 2 respaldos en (A) en
Z5 reversa, GUA1-GUA2
85
10 SAN DIEGO(A)-PEDRO CAMEJO
(B) (TERNA I) 8
Actúan 5 respaldos en (B), 4
en Z4 PCJ-SD-CAB, 1 de
PCJ en Z5 reversa
No hay respaldo en (A)
11 SAN DIEGO(A)-LOS GUAYOS(B)
(TERNA I) 7
Actúan 2 respaldos en (B),
uno en Z4 de SD, uno de SD
en Z2
No hay respaldo en (A)
12 VALENCIA(A) - QUIZANDA(B) 6,84 Actúa respaldo de MM en (B)
en Z2
Actúa respaldo de VA en
(A) en Z5 reversa
13 PEDRO CAMEJO(A)-
VALENCIA(B) 4,5
Actúa respaldo de QUI en (B)
en Z2
Actúa respaldo de QUI en
(A) en Z4
14 GUACARA 1(A)-GUACARA 2(B) 4 Actúa respaldo de SD en (B)
en Z2
Actúan 6 respaldos en (A), 4
de GUA1 en Z5 reversa, 2
de SC en Z2
15 PEDRO CAMEJO(A)-PTA ESTE(B) 3 Actúa respaldo de CAS en (B)
en Z2
Actúan 7 respaldos en (A)
en Z5, 5 de PCJ, 2 de CAB
16 CASTILLITO(B) – PTA ESTE(B) 2,62 Actúa respaldo de PCJ en (B)
en Z2
Actúan 6 respaldos en (A)
en Z5, dos de LG, dos de
CAS, uno de PCAS, uno de
QUI
17 LOS GUAYOS(A) –
CASTILLITO(B) 1,5
Actúan 2 respaldo en (B) en
Z2, uno de PE, uno de PCAS
Actúan 2 respaldos de LG
en (A) en Z5, reversa
18 CARABOBO(A)-PEDRO
CAMEJO(B) (TERNA I ) 0,6
Actúa 5 respaldos en (A), 4 en
Z2 dos de SD uno de CAB
uno de VA, 1 en Z1 de PCJ
Actúa 10 respaldos en (A), 3
3 en Z5 dos de CAB uno de
GUA1, 6 en Z2 cuatro de
PCJ dos de SD, 1 en Z1 de
PCJ
19 CASTILLITO(A) – PTA
CASTILLITO(B) 0,15
Actúa 1 respaldo de MM en
(B) en Z2
Actúan 4 respaldos en (A)
en Z5, dos de CAS, dos de
LG
En resumen con lo obtenido de las tablas 14, 15 se encuentran resultados
esperados como la actuación en zona 2 o zona 4, para fallas monofásicas y trifásicas
hay ocasiones se tienen respaldos en zona 4, debido a que la resistencia de falla
introduce un nuevo valor de impedancia el cual al ser captadas a través de los
instrumentos de medición (transformador de corriente y transformador de potencial)
modifican el alcance que puede tener el relé, haciendo que estos no actúen en la zona
debida. Hay resultados como la actuación en zona 5 en reversa, esto se debe a que la
zona 5 no es direccional es decir esta zona puede recibir lecturas de corrientes que
represente un desfasaje de 180o con respecto al eje R en el diagrama R, X de la
característica poligonal del relé de distancia.
86
Otro resultado que se obtiene, es donde no hay respaldo de los relés de las
líneas adyacentes esto se debe a dos inferencias la principal es cuando encontramos
fuentes intermedias (efecto infeed) que aportan corrientes a la falla y modifican la
impedancia aparente vista por el relé. La segunda inferencia es que al simular una
falla monofásica la impedancia de falla modifica la impedancia aparente vista por el
relé de respaldo, estas dos inferencias generan un sub-alcance o acortamiento de las
zonas de protección. Finalmente se encuentran resultados en las líneas más cortas
donde actúan varios relés en función de respaldo, esto se debe principalmente a que
las líneas adyacentes a estas líneas cortas son muchas más largas lo que origina que
estas zonas de protección (zona 2 y zona 4) se solapen y actúen todas estas zonas con
el debido retardo.
87
CAPÍTULO VIII
COMPARAR RESULTADOS DE LA ACTUACIÓN DE LOS
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN DE LA RED EN ESTUDIO
ANTE UN EVENTO DE FALLA OCURRIDO.
8.1 DESARROLLO DEL EVENTO DE FALLA [11]
El día 15/02/2015 a las 10:15 se presentó dos eventos en forma casi
simultánea en la subestación Castillito los cuales originaron una falla en el sistema
eléctrico. El primero de ellos fue el desprendimiento de un puente de la fase “S”
asociado al seccionador H304 correspondiente a la salida Los Guayos, el otro fue el
desprendimiento de un puente de la fase “S” asociado al seccionador H203
correspondiente a la salida Planta del Este. A consecuencia de estos eventos ocurre en
la subestación Pedro Camejo una falla en la trampa de onda ubicada en la fase “S” de
la línea Planta del Este.
Estos eventos originaron la actuación de los equipos de protección en la
subestación San Diego salida Los Guayos terna I y II. Igualmente, actuaron los relés
en la subestación Planta del Este, salida Castillito. Igualmente actuaron los relés en la
subestación Planta Castillito, salida Castillito y Monte Mayor. Finalmente actuaron
88
los relés en la subestación Pedro Camejo salida Planta del Este. Quedando sin tensión
las subestaciones Castillito, Los Guayos y Planta del Este.
Las líneas San Diego – Los Guayos terna I y II fueron restablecidas a las
10:37. La línea Pedro Camejo – Planta del Este se restableció a las 13:59. Y las
subestaciones Castillito y Planta del Este se recuperaron a las 14:30
8.1.1 DIAGRAMA UNIFILAR.
Figura 34. Diagrama unifilar de los eventos de falla registrados.
8.1.2 OSCILOGRAFÍA
A continuación, se presenta la oscilografía de los relés de la subestación San
Diego, donde se observa que la falla comenzó en la fase “S” y a los 251 [ms] se
convierte en trifásica, esto debido a la falla en la fase “S” del seccionador H304. Los
89
relés de ambas salidas Los Guayos disparan a los 300 [ms] y a los 350[ms], la falla
está totalmente despejada en la subestación San Diego, como se observa en la
oscilografía de la figura 35.
Figura 35. Grafica de la oscilografía en la subestación San Diego
La siguiente oscilografía es vista por los relés de la subestación Planta del
Este, salida Castillito. Se puede observar también el comienzo de la falla en la fase
“S” y a los 251 [ms], se convierte en trifásica. El relé envió la señal de F21 y F67N al
extremo opuesto, pero al no recibir confirmación, dispara en zona 4 con un tiempo de
1 segundo, como se observa en la oscilografía de la figura 36.
90
Figura 36. Grafica de la oscilografía en la subestación Planta de Este.
8.1.3 CONCLUSIÓN DEL EVENTO.
Según la señalización de los equipos de protección y análisis realizados con
los registros oscilográficos, se puede observar que los eventos iniciaron con la ruptura
del puente en la fase “S” del seccionador H304 de la salida Los Guayos en la
subestación Castillito a las 10:15, esta falla es vista por las protecciones de Planta
Castillito disparando los interruptores de la salida Castillito y Monte Mayor, para la
actuación de este último relé no se evidencian razones en el respectivo informe, por lo
cual desde el punto de visto teórico este relé no debió mandar la señal de disparo al
interruptor de la salida de Monte Mayor. Seguidamente se produce el disparo en
segunda zona de las líneas Los guayos terna I y II en la subestación San Diego,
quedando alimentada la falla por el anillo Pedro Camejo – Planta del Este – Castillito.
Debido a que esta falla está ubicada hacia la barra, el esquema de protección de la
línea no actúa ya que el esquema en la línea Castillito – Los Guayos está compuesto
de una protección principal diferencial de línea y una de respaldo de sobre-corriente
direccional.
91
Posterior a este evento y en forma casi simultánea se produce el
desprendimiento de la fase “S” del seccionador H203 correspondiente a la salida
Planta del Este en la subestación Castillito. Debido a que esta falla esta también
ubicada hacia la barra, el esquema de protección de la línea no actúa ya que el
esquema en la línea Castillito – Planta del Este está compuesto de una protección
principal de distancia en esquema POTT y una de respaldo de sobre-corriente
direccional. El evento tuvo una duración total de 1 segundo aproximadamente.
8.2 EVENTOS DE FALLA SIMULADO EN EL SOFTWARE.
Para la simulación de este evento tomaremos las siguientes premisas:
Se definirá un evento de fallas monofásica en barra en la subestación
Castillito 115 KV
A los 251 ms se define un evento de falla trifásica en la misma barra
de Castillito.
En consecuencia, se define un evento de falla monofásica en la línea
Pedro Camejo – Pta del Este a los 900 ms.
El tiempo de simulación será de 1 segundo debido a que es el tiempo
que dura el evento de falla registrado en el informe presentado por
CORPOELEC.
Cabe destacar que el esquema de protecciones de las líneas modeladas
corresponde a un esquema de distancia en sub-alcance, debido a que el software de
simulación no permite la comunicación entre protecciones y en la librería del
software solo encontramos modelos de protecciones de distancia y de sobre-corriente.
92
8.3 RESULTADOS.
A continuación, se presenta el diagrama unifilar en el software, los tiempos de
actuación de los disyuntores la lectura de los transformadores de corriente y el
diagrama tiempo vs distancia para evidenciar las diferentes zonas de respaldos entre
las líneas adyacentes del evento simulado.
Diagrama Unifilar.
Figura 37. Unifilar que muestra las fallas presentadas en las subestaciones Castillito y
Pedro Camejo.
93
Tiempo de actuación de los disyuntores.
Figura 38. Tiempo de actuación de los disyuntores.
Lectura del transformador de corriente en la subestación Pta del Este,
salida de línea Castillito.
Figura 39. Lectura en RMS del transformador de corriente en la subestación Planta
del Este, salida de línea Castillito (corriente secundario [Amp] vs tiempo [s]).
0,40660,31130,21590,12050,0251-0,0703 [s]
50,00
37,50
25,00
12,50
0,00
-12,50
Cubículo(1)\Trafo de Corrient ptaeste-castil l i to: Secondary Current A in A
Cubículo(1)\Trafo de Corrient ptaeste-castil l i to: Secondary Current B in A
Cubículo(1)\Trafo de Corrient ptaeste-castil l i to: Secondary Current C in A
0.005 s23.008 A
0.000 s 0.435 A
0.251 s22.881 A
0.256 s44.201 A
0.323 s43.727 A
0.328 s 0.000 A
SubPlot
Date: 6/10/2017
Annex: /1
DIg
SIL
EN
T
94
Diagrama tiempo vs distancia entre las subestaciones Montemayor – Pta
Castillito – Castillito – Pta del Este.
Figura 40. Diagrama tiempo vs distancia entre las subestaciones implicadas en el
evento.
Comparando los resultados gráficos obtenidos observamos que ante el
evento presentado la mayor diferencia con respecto al informe de CORPOELEC es la
diferencia de esquema de protección que poseen las líneas Castillito – Los Guayos
(esquema diferencial) y la línea Castillito – Pta del Este (esquema de distancia
POTT), al ocurrir el evento de falla en la barra de la subestación Castillito se puede
enfatizar de la simulación lo siguiente:
La actuación de los relés en las subestaciones Pta del Este y Los Guayos
en Zona 2 debido al esquema de protección que presentan las líneas, el
cual es un esquema de distancia en sub-alcance.
Los tiempos de actuación fueron más rápidos en el despeje del disyuntor
de Pta del Este, debido a que, este esquema de protección no estaba
configurado en esquema POTT.
El tiempo de actuación del disyuntor en Los Guayos, fue el mismo en que
actuaron los disyuntores en la subestación San Diego en el evento real.
A diferencia que en el evento real la subestación Los Guayos no quedaría
sin tensión.
13,27010,6167,96205,30802,65400,0000 [km]
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
0,00
[-]
Montemayor 1.. Planta Casti..
Castil l ito 1..
Pta del Este..
13,270 10,616 7,9620 5,3080 2,6540 0,0000[km]
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
0,00
[-]
Pta del Este..Castil l ito 1..
Planta Casti..
Montemayor 1..
x-Axis: Length Montemayor 115 kV\Cubículo(1)\dist_montemayor-ptacastil l itoPlanta Casti l l ito 115 kV\Cub_1\dist_ptacastil l ito-montemayorPlanta Casti l l ito 115 kV\Cub_2\dist_ptacastil l ito-castil l ito
Castil l ito 115 kV\Cub_1\dist_castil l ito-ptacasti l l ito Castil l ito 115 kV\Cub_2\dist_castil l ito-pta del este Pta del Este 115 kV\Cubículo(1)\dist_pta del este-castil l ito
TD-Path Definition
Date: 6/11/2017
Annex:
DIg
SIL
ENT
95
CAPÍTULO IX
PLANTEAMIENTO DE AJUSTES A LOS ESQUEMAS DE
PROTECCIÓN DE LAS LÍNEAS DE LA RED EN ESTUDIO.
9.1 Para el planteamiento de los ajustes es necesario resaltar que estos ajustes
son acordes a las características del sistema de potencia en estudio, es decir en
función de las longitudes de las líneas, la configuración en que las líneas están
interconectadas entre subestaciones y las cantidades de fuentes de generación y de
interconexiones con el Sistema Eléctrico Nacional.
A partir de los resultados obtenidos en el CAPITULO VII, se propone los
siguientes planteamientos de ajustes:
En los esquemas de protección de las líneas se propone ajustar en
zona 1 el ángulo ALPHA (ángulo ajustable en la dirección X, del
diagrama R, X) con la gráfica de la figura 16 del CAPITULO IV, que
debería usarse para prevenir el sobre-alcance resultante de la
variación de ángulo de la línea y/o cortocircuitos alimentados
bilateralmente en una resistencia de falla.
96
Ajustar las zonas 2 y 4 en los relés de las líneas que prestan
funciones de respaldo, pero al momento de una falla no actúan por el
efecto de las fuertes intermedias, este ajuste se puede realizar con los
criterios presentes en la tabla 1 del CAPITULO II, donde se expresa
un factor “K” el cual representa la relación entre el aporte total a la
corriente de falla y el aporte de corriente que pasa por la línea donde
el relé actuara en función de respaldo.
Ajustar los tiempos de actuación de las zonas de respaldo (zona 2 y
zona 4) en aquellas líneas que sean adyacentes a las líneas cortas para
evitar el solapamiento entre estas zonas de respaldo y así evitar el
disparo masivo de disyuntores o en su defecto proponer un esquema
de protección unitaria.
Con base a los resultados obtenidos en la tabla 12 se propone que, en
aquellas líneas cortas donde los relés sub-alcance, es decir donde una
falla en la línea sea vista en zona 2, se efectué un cambio de esquema
de protección como es el esquema POTT.
97
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Las siguientes conclusiones son derivadas del análisis de los resultados
obtenidos, donde se concluye que la topología de la red es un factor fundamental al
momento de seleccionar y aplicar los criterios de ajustes para las protecciones de
distancia. En ese sentido no es recomendable emplear valores de criterios
generalizados sin un previo análisis del sistema de estudio.
Los sistemas de protección que emplean el uso de relés numéricos brindan
una protección más confiable y segura, dado que permiten ajustes independientes y
más precisos para las diversas zonas de actuación. Del mismo modo al incluir
esquemas de tele-protección se permite garantizar un despeje rápido de la falla,
además se evita un disparo errático de los relés garantizado selectividad.
Con el proceso de simulación es posible evaluar la coordinación de
protección de líneas de transmisión, lo cual se logra a través de: identificar
características específicas de la red eléctrica, como por ejemplo, la presencia de líneas
doble terna y líneas cortas que trabajen en alta tensión; identificar los dispositivos de
protección, con la finalidad de conocer los parámetros que se tomaran de la red, para
otorgarles las características necesarias a los dispositivos a los fines de que ejecuten
su función de protectora; y realizar las simulaciones de fallas a considerar. Si la
evaluación de la coordinación de protecciones no identifica la actuación correcta de
los dispositivos de protección, se procede a realizar los respectivos análisis, en
función de las características que pueda presentar la red al momento de las
perturbaciones y proponer los ajustes de protección necesarias.
Debido a las exigencias de las redes eléctricas operando muy cerca de sus
límites, los ingenieros del Despacho de Carga deben disponer de la herramienta de
98
análisis de sistemas eléctricos de potencia con una base de datos confiable. El empleo
de un software para la simulación de estos sistemas que incorporen los sistemas de
protección, permite al ingeniero del Despacho de Carga contar con una herramienta
valiosa para evaluar la coordinación de protección en líneas de transmisión, así como
realizar los numerosos cálculos de ajustes y verificación de dispositivos de
protección, en cualquier configuración de la red, ante condiciones normales y
condiciones perturbadas, con mayor exactitud y en muy poco tiempo.
Simultáneamente se genera una importante base de datos que se encuentra disponible
en todo momento.
Se recomienda que se realicen más actualizaciones de la base de dato del
software, específicamente en incorporar otros modelos de relés así como programar
la comunicación entre protecciones, con la finalidad de plantear nuevos esquemas de
protecciones en las simulaciones, que ayuden a mejorar el análisis de la actuación de
los dispositivos ante eventos que puedan perturbar el funcionamiento de la red de
potencia.
99
BIBLIOGRAFÍA
[1] CORPOELEC, DESPACHO DE CARGA CENTRAL LA MARIPOSA Junio 2010,
[diapositivas de PowerPoint].
[2] U.P.E.L, MANUAL DE TRABAJOS DE GRADO DE ESPECIALIZACION Y
MAESTRIA Y TESIS DOCTORALES, (Libro).--Caracas: Venezuela: Ed. FEDUPEL,
1998.p.7.
[3] MSc Ing, Manuel Briceño, PROTECCIONES ELÉCTRICAS DE SISTEMAS
ELÉCTRICOS DE POTENCIA GGV, CA Soluciones Integrales, Junio 2013.
[4] A. Chamorro, PROTECCIONES DE DISTANCIA GUIA DE APLICACIÓN,
AREVA.
[5] C. Franco, «TECNOLOGIA DE PROGRAMACIÓN ORIENTADA A OBJETOS Y
GUIA RAPIDA PARA EL USO DEL PROGRAMA DIGSILENT POWER FACTORY,»
Caracas 2005.
[6] GUÍA DE PROTECCIÓN ELECTRICAS EN SISTEMAS DE POTENCIA, MVV
Industriales CA, Protecciones Eléctricas, Octubre 2002.
[7] Ing. F. Oropeza, FILOSOFÍA BÁSICAS DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS,
CADAFE, Gerencia de Transmisión Central, Div. Protección y Medición, Marzo
2004.
[8] CENTRO DE TRANSMISION CENTRO OCCIDENTAL MANTENIMIENTO
DE PROTECCION, SUPERVISION Y CONTROL, «ESQUEMAS DE
PROTECCIÓN DE LÍNEAS, TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES
Y REACTANCIAS,» Valencia 2013.
[9] Siemens, SIPROTEC PROTECCIÓN DE DISTANCIA RELÉ7SA522, Manual,
2006.
100
[10] Ing. Miguel Angel Ricciuto, «Selección y Regulación de Protecciones en
Sistemas Eléctricos de Distribución y Transmisión Mediante el Software
DIgSILENT,»
[11] CORPOELEC, INFORME: «INFORMAR SOBRE LA FALLA OCURRIDA EL
DIA 24/02/2015 A LAS 10:15 EN LA S/E CASTILLITO,» Febrero 2015.
101
ANEXO I
A.1.1 RELÉ DE DISTANCIA OHM REACTANCIA. [3]
No depende de la componente de resistencia, debido a que está diseñado para
medir solamente la componente de reactancia de la impedancia de la línea. Si se trata
de una falla está constituida por la resistencia del arco en serie con la resistencia de
puesta a tierra de la estructura. Para la protección de distancia contra fallas a tierra se
prefieren los relés del tipo de reactancia. En el caso de secciones de líneas muy cortas
se prefieren los relés de distancia del tipo reactancia, debido a que mayor parte de la
línea puede protegerse con alta velocidad. Esto es debido a que los relés de reactancia
no se ven afectados por la resistencia de arco, la cual puede ser bastante grande
comparada con la impedancia de este tipo de línea.
Figura Relé de Reactancia.
102
A.1.2. RELÉ DE DISTANCIA OHM RESISTENCIA. [3]
De manera análoga al tipo anterior, no depende del componente de reactancia
debido a que está diseñado para medir solamente la componente de resistencia, de la
impedancia de la línea. Tanto los relés Ohm de Reactancia como los Ohm de
Resistencia, no son direccionales, para hacerlos direccionales es necesario utilizarlos
en conjunto con un relé que si lo sea, por ejemplo, con un relé Mho.
Figura Relé de Resistencia.
A.1.3. RELÉ DE DISTANCIA TIPO MHO O ADMITANCIA. [3]
Es más adecuado para la protección contra fallas entre fases en líneas largas y
especialmente en donde pueden ocurrir oscilaciones de potencia muy severas. Debido
a sus características distintivas, el relé mho se ve más afectado por la resistencia del
arco que cualquier otro relé de distancia, y por esa misma razón se le emplea en las
líneas más largas.
103
Figura Relé mho o de Admitancia.
A.1.4. RELE DE DISTANCIA TIPO IMPEDANCIA. [3]
Es adecuado para proteger fallas entre fases en líneas de longitud media. La
resistencia del arco afecta al relé de impedancia más que a un relé de reactancia, pero
menos que a un relé de admitancia. Por el contrario, el problema de las oscilaciones
de potencia afecta menos a un relé de impedancia que a un relé de reactancia pero
más a que a uno de admitancia.
Con el desarrollo de los relés estáticos, han surgido relés de distancia con
características en el diagrama R-X que pueden tratarse de una elipse, con su eje
mayor en el sentido de la impedancia de la línea, o paralelogramos, con sus lados más
largos también en el sentido de la impedancia de la línea. Estas características
pretenden lograr en un grado mayor las mismas cualidades que presenta el relé de
admitancia. Las características de elipse y de paralelogramo se aplican a las líneas
más largas. [3]
104
Figura Característica de operación en el plano R-X de un relé de Impedancia digital.
105
A.1.5. MEDICIÓN IMPEDANCIA DE SECUENCIA POSITIVA. [3]
En la figura 8 se observa una línea con alimentación bilateral tanto de
secuencia positiva como cero.
Figura. Medición de la Impedancia.
106
Sea A, el punto de ubicación de la protección de distancia de tierra. Si se
considera que las impedancias de secuencia negativa de los sistemas A y B son
iguales a las de secuencia positiva, puede escribirse:
𝑉1𝐴 = 𝑉1𝐹 + 𝐼1𝐴 ∗ 𝑍1𝐿
𝑉2𝐴 = 𝑉1𝐹 + 𝐼1𝐴 ∗ 𝑍1𝐿
𝑉0𝐴 = 𝑉0𝐹 + 𝐼0𝐴 ∗ 𝑍0𝐿
Si se suma miembro a miembro las ecuaciones anteriores, se obtiene para la
tensión de la fase fallada en el punto de ubicación del relé:
𝑉𝑎𝐴 = 𝑉𝑎𝐹 + 2𝐼1𝐴 ∗ 𝑍1𝐿 + 𝐼0𝐴 ∗ 𝑍0𝐿
Si se supone que la falla es sin resistencia de falla, la tensión VaF será cero, la
ecuación podrá escribirse de la siguiente forma:
𝑉𝑎𝐴 = 2𝐼1𝐴 ∗ 𝑍1𝐿 + 𝐼0𝐴 ∗ 𝑍0𝐿
Sumando y restando I0A*Z1L al segundo miembro de la ecuación anterior se
llega a la siguiente expresión para Z1L:
𝑍1𝐿 =𝑉𝑎𝐴
𝐼𝑎𝐴 + 𝐼0𝐴 ∗ (𝑍0𝐿𝑍1𝐿
− 1)
107
Si se considera que:
𝑍0𝐿
𝑍1𝐿=
𝑍′0𝐿
𝑍′1𝐿
Se obtiene la siguiente ecuación:
𝑍1𝐿 =𝑉𝑎𝐴
𝐼𝑎𝐴 + 𝐼0𝐴 ∗ (𝑍′0𝐿
𝑍′1𝐿− 1)
La ecuación anterior pone de manifiesto que en el caso de adoptar la medida
de la impedancia de secuencia positiva como principio básico, es necesario energizar
los relés de distancia de tierra de cada fase con su tensión al neutro y su corriente por
fase más una cierta fracción de la corriente de secuencia cero y positiva de la línea. A
esta corriente adicional se le denomina corriente de compensación. Si se trata de relés
a distancia de tierra que emplean el principio de la compensación de corriente, solo el
relé correspondiente a la fase fallada mide exactamente la impedancia de secuencia
positiva existente hasta el punto de falla.
108
A.1.6. COMPENSACION EFECTO MUTUO CIRCUITOS PARALELOS. [3]
Cuando una línea de transmisión, protegidas con relés de distancia de tierra, se
encuentran constituidas de un doble circuito o posee un trazado paralelo a otra línea,
en la expresión de la tensión al neutro surgirá un término que representara la tensión
inducida debido a la circulación de corriente de secuencia cero en el circuito paralelo.
El error que se comete al no compensar por efecto mutuo es perfectamente tolerable,
debido a que tanto para fallas en el propio circuito como en el paralelo se producen
acortamiento o bajo alcances, con excepción de un solo caso en que tampoco lleva
una descoordinación.
Si al realizar compensación de efecto mutuo solo se considera el
comportamiento del relé para fallas en su propio circuito, se corrige el error que en
caso contrario se produciría. No obstante, para fallas en el circuito paralelo pueden
surgir sobre alcances o alargamientos que pueden llegar a generar descoordinación.
A.1.7. MEDICION DE IMPEDANCIA. [3]
En la figura 9 se observa el caso de un doble circuito que une dos barras P y
Q, a cuales se conectan sistemas equivalentes que contribuyen con alimentación de
secuencia positiva y cero para fallas que ocurren en el doble circuito. Se debe calcular
la expresión de la impedancia medida vista por el relé de distancia de tierra localizado
en la barra P y en el circuito A, para una falla ubicada en F (en su propio circuito) y
para otra ubicada en F’ en el circuito B.
109
Figura. Medición de la Impedancia considerando el efecto mutuo.
A.1.8. FALLA UBICADA EN SU PROPIO CIRCUITO. [3]
La tensión que recibe el relé de la fase “a” para una falla localizada en el
punto F de su propio circuito, tendrá la expresión:
𝑉𝑎𝑅 = 2𝐼1𝐴 ∗ 𝑍1𝐿 + 𝐼0𝐴 ∗ 𝑍0𝐿 + 𝐼0𝐵 ∗ 𝑍0𝑚
Con el fin de independizar el efecto mutuo de la no compensación de ángulo, se
supondrá que la compensación de corriente se efectúa tanto en magnitud como en
ángulo. De esta manera, la impedancia que ve el relé de la fase “a” será:
𝑍𝑎𝑅 = 𝑍1𝐿 +𝐼0𝐵 ∗ 𝑍0𝑚
𝐼𝑎𝐴 + 𝐼0𝐴 ∗ (𝑍′0𝐿
𝑍′1𝐿− 1)
110
La fracción del segundo miembro de la ecuación anterior representa el error
que se comete al no efectuar la compensación de efecto mutuo.
A.1.9. FALLA UBICADA EN EL CIRCUITO PARALELO. [3]
La tensión que recibe el relé del circuito A situado en la barra P para una falla
F’ que ocurre a una distancia (1-n) de la barra Q será:
𝑉𝑎𝑅 = 2𝐼1𝐴 ∗ (2 − 𝑛) ∗ 𝑍′1𝐿 + 𝐼0𝐴 ∗ (2 − 𝑛) ∗ 𝑍′
0𝐿 + 𝐼0𝐵 ∗ 𝑍0𝑚 + 2𝐼1𝑄 ∗ (1 − 𝑛) ∗
𝑍′1𝐿 + 𝐼0𝑄 ∗ (1 − 𝑛) ∗ 𝑍′
0𝐿 − (2𝐼0𝐴 + 𝐼0𝑄) ∗ (1 − 𝑛) ∗ 𝑍′0𝑚 (16)
Al basarse en la misma suposición del caso anterior, la impedancia medida o
vista por el relé del circuito “A” localizado en P, tendrá la siguiente expresión:
𝑍𝑎𝑅
= 𝑍′1𝐿 + (1 − 𝑛) ∗ 𝑍′
1𝐿 +𝐼0𝐵 ∗ 𝑍0𝑚
𝐼𝑎𝐴 + 𝐼0𝐴 ∗ (𝑍′
0𝐿
𝑍′1𝐿
− 1)
+ 2𝐼1𝑄 ∗ (1 − 𝑛) ∗ 𝑍′
1𝐿 + 𝐼0𝑄 ∗ (1 − 𝑛) ∗ 𝑍′0𝐿 − (2𝐼0𝐴 − 𝐼0𝑄) ∗ (1 − 𝑛) ∗ 𝑍′
0𝑚
𝐼𝑎𝐴 + 𝐼0𝐴 ∗ (𝑍′
0𝐿
𝑍′1𝐿
− 1)
El error por no compensación de efecto mutuo es solo el tercer término del
segundo miembro. El cuarto término es consecuencia del efecto de contribución del
sistema Q y del propio sistema A, y por lo tanto, no desaparecerá aunque se realice
compensación de efecto mutuo.
111
A.1.10. ERROR POR NO COMPENSACIÓN EFECTO MUTUO. [3]
Con el fin de visualizar mejor el error que se comete al no realizar la
compensación de efecto mutuo, tanto para una falla en su propio circuito como para
falla en su circuito paralelo, se han realizado cálculos empleando las ecuaciones (16)
y (17), y se han tenido en cuenta las siguientes combinaciones de condiciones y
niveles de generación en los sistemas equivalentes P y Q:
a) Contribución a la falla desde P; pero no desde Q.
b) Contribución a la falla desde Q; pero no desde P.
c) Contribución a la falla desde ambos extremos y con un nivel de corto circuito
trifásico igual.
d) Contribución a la falla desde ambos extremos y con un nivel de cortocircuito
trifásico desde P cinco veces mayor que Q.
e) Contribución a la falla desde ambos extremos y con un nivel de cortocircuito
trifásico desde Q cinco veces mayor que desde P.
Si se analiza la falla en el propio circuito, se concluye que el error cometido al
no efectuar compensación de efecto mutuo es en el sentido de producir un
acortamiento del relé, con excepción de los casos b) y e). En el caso b) ocurre un
sobre-alcance o alargamiento lo suficientemente considerable. No obstante en dicho
caso, no existe contribución a la falla desde P y, por lo tanto, el relé deberá trabajar
con solo la corriente que lleva el circuito B y que retorna por el circuito A hacia la
falla. Dicha corriente se irá reduciendo a medida que la falla esté ubicada más cerca
de Q, tornándose cero para una falla en esta última barra. Esta última ubicación es el
caso en que de trabajar en primera zona, se produciría una descoordinación. En el
caso e), también se produce en alargamiento o sobre-alcance; pero este tiene lugar
para fallas localizadas antes del punto límite de la primera zona y por lo tanto, carece
de importancia. Fuera del alcance de la primera zona ocurre un acortamiento en todos
los casos, excepto en el caso b).
112
ANEXO II
A.2.1 .Esquemas de protección por subestación para cada salida de línea en 115 KV.
CAÑA DE AZUCAR 115 KV
MODELO / TIPO
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD
MARCA OBSERVACIONES
STA. CLARA
No.1
P = 21 = SUB
ALCN; S = 21
= SUB ALCN
7SA522 7SA522 SIEMENS No existe tele
protección.
STA. CLARA
No.2
115 P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
S = 21 = SUB
ALCN Protección.
SAN DIEGO 115 KV
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA OBSERVACIONES
PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD
LOS GUAYOS
No.1
115
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección. S = 21 = SUB
ALCN
LOS GUAYOS
No.2
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección. S = 21 = SUB
ALCN
P. CAMEJO
No.1
P = 21 = SUB
ALCN; S = 21
= SUB ALCN
7SA522 7SA522 SIEMENS No existe tele
protección.
P. CAMEJO
No.2
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección.
113
S = 21 = SUB
ALCN
GUACARA I
P = 21 = SUB
ALCN; S = 21
= SUB ALCN
7SA522 7SA522 SIEMENS No existe tele
protección.
GUACARA II
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección. S = 21 = SUB
ALCN
SANTA CLARA 115 KV
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA OBSERVACIONES
PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD.
CAÑA DE
AZÚCAR
115
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección. No.1
S = 21 = SUB
ALCN
CAÑA DE
AZÚCAR
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección. No.2
S = 21 = SUB
ALCN
GUACARA I
No. 1
P = 21 = SUB
ALCN; S =
21 = SUB
ALCN
7SA522 7SA522 SIEMENS No existe tele
protección.
GUACARA I
No. 2
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección. S = 21 = SUB
ALCN
114
VALENCIA 115 KV
SALIDA /
TRAMO
ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA OBSERVACIONES KV PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD.
PLANTA
DEL ESTE
115
P = 21 = SUB
ALCN LZ32 LI41a BBC
No existe tele
protección. S = 21 = SUB
ALCN
PEDRO
CAMEJO
P = 21 = SUB
ALCN LZ32 LI41a BBC
No existe tele
protección. S = 21 = SUB
ALCN
GUACARA II 115 KV
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA OBSERVACIONES
PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD.
GUACARA I
115
P = 21 = SUB
ALCN; S = 21
= SUB ALCN
LZ32 LI41A BBC No existe tele
protección.
SAN DIEGO
P = 21 = SUB
ALCN LZ32 LI41A BBC
No existe tele
protección. S = 21 = SUB
ALCN
115
GUACARA I 115 KV
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA OBSERVACIONES
PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD.
CARABOBO
No. 1
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección.
S = 21 = SUB
ALCN
CARABOBO
No. 2
P = 21 = SUB
ALCN; S = 21
= SUB ALCN
7SA522 7SA522 SIEMENS No existe tele
protección.
SANTA
CLARA No. 1
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección. 115
S = 21 = SUB
ALCN
SANTA
CLARA No. 2
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección.
S = 21 = SUB
ALCN
SAN DIEGO
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección.
S = 21 = SUB
ALCN
GUACARA II
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección.
S = 21 = SUB
ALCN
CARABOBO 115 KV
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA OBSERVACIONES
PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD.
GUACARA I
No.1
115
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección. S = 21 = SUB
ALCN
GUACARA I
No.2
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección. S = 21 = SUB
ALCN
116
FLOR
AMARILLO
No.1
P = 21 = SUB
ALCN; S =
21 = SUB
ALCN
7SA522 7SA522 SIEMENS No existe tele
protección.
FLOR
AMARILLO
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección. No.2
S = 21 = SUB
ALCN
PEDRO
CAMEJO
No.1
P = 21 = SUB
ALCN; S =
21 = SUB
ALCN
7SA522 7SA522 SIEMENS No existe tele
protección.
PEDRO
CAMEJO
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No existe tele
protección. No.2
S = 21 = SUB
ALCN
PLANTA DEL ESTE 115 KV
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA OBSERVACIONES
PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD.
PEDRO
CAMEJO
P = 21 = SUB
ALCN S = 21
= SUB ALCN
LZ32 LI41A BBC No existe tele
protección.
CASTILLITO 115
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SJ62 SIEMENS Nueva
interconexión RES = 51
FLOR AMARILLO 115 KV
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA OBSERVACIONES
PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD.
CARABOBO
No.1
115
P = 21 = SUB
ALCN 7SL24 7SL24 SIEMENS
No existe tele
protección. S = 21 = SUB
ALCN
CARABOBO
No.2
P = 21 = SUB
ALCN S = 21
= SUB ALCN
7SL24 7SL24 SIEMENS No existe tele
protección.
GÜIGÜE
No.1
P = 21 = SUB
ALCN 7SA312 7SA312 SIEMENS
No existe tele
protección.
117
S = 21 = SUB
ALCN
GÜIGÜE
No.2
P = 21 = SUB
ALCN 7SA312 7SA312 SIEMENS
Línea en
construcción. S = 21 = SUB
ALCN
LOS GUAYOS 115 KV
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA OBSERVACIONES
PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD.
SAN DIEGO
No.1
P = 21 = SUB
ALCN LZ32 LI41A BBC
No existe tele
protección.
S = 21 = SUB
ALCN
SAN DIEGO
No.2 115
P = 21 = SUB
ALCN S = 21
= SUB ALCN
LZ32 LI41A BBC No existe tele
protección.
CASTILLITO
P = 87L
LD91 SPAJ 140C ABB
RES = 51 +
51
PERO CAMEJO 115 KV
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA OBSERVACIONES
PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD.
CARABOBO
No.1
115
RAZOG (1) LZ32 ASEA / BBC
(1) Equipo 87L fuera
de
P = 87L (Hilo
Piloto) RES =
21
Servicio por
discontinuidad en hilo
piloto y daños en relé.
CARABOBO
No.2
RAZOG (1) LZ32 ASEA / BBC
(1) Equipo 87L fuera
de
P = 87L (Hilo
Piloto) RES =
21
Servicio por
discontinuidad en hilo
piloto y daños en relé.
118
SAN DIEGO
No.1
P = 21 = SUB
ALCN S = 21
= SUB ALCN
RAZOG RAZOG ASEA No existe tele
protección.
SAN DIEGO
No.2
P = 21 = SUB
ALCN RAZOG RAZOG ASEA
No existe tele
protección. S = 21 = SUB
ALCN
VALENCIA
P = 21 = SUB
ALCN RAZOG RAZOG ASEA
No existe tele
protección. S = 21 = SUB
ALCN
PLANTA
DEL ESTE
P = 21 = SUB
ALCN RAZOG RAZOG ASEA
No existe tele
protección. S = 21 = SUB
ALCN
GUIGUE 115 KV
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA PRIMARIA/P
RINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD.
FLOR
AMARILLO
115
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No.1 S = 21 = SUB
ALCN
FLOR
AMARILLO
P = 21 = SUB
ALCN 7SA522 7SA522 SIEMENS
No.2 S = 21 = SUB
ALCN
119
QUIZANDA 115 KV
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA
PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD. OTRAS
VALENCIA
115
P = 21 =
POTT ; RES
= 51
7SA522 7SJ62 SIEMENS
MONTE
MAYOR
P = 87L
LD91
RMX913 + SPAJ 140
C ABB RES = 67 +
67N+51 RMX911
MONTE MAYOR 115 KV
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA
PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD. OTRAS
QUIZANDA
115
P = 87L
LD91 RMX913 +
RMX911 SPAJ 140 C ABB RES = 67F +
67N+51
PTA.
CASTILLITO
P = 87L
LD91
RMX913 +
SPAJ 140 C ABB RES = 67 +
67N+51 RMX911
120
PLANTA CASTILLITO 115 KV
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA
PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD.
OTRAS
MONTE
MAYOR
P = 87L
LD91 RMX913 +
RMX911 SPAJ 140 C ABB
115 RES = 67F +
67N+51
CASTILLITO
P = 87L
LD91
RMX913 +
SPAJ 140 C ABB
RES = 67 +
67N+51 RMX911
CASTILLITO 115 KV
SALIDA /
TRAMO KV ESQUEMA
MODELO / TIPO
MARCA
PRIMARIA/
PRINCIPAL
SECUNDA/
RESPALD.
PLANTA
DEL ESTE
115
P = 21 =
POTT RES =
51
7SA522 7SJ62 SIEMENS
LOS
GUAYOS
P = 87L
LD91 RMX913 +
RMX911 ABB
RES = 67 +
67N+51+32 +
81
PLANTA
CASTILLITO
Esta salida consta solamente de un seccionador de línea por lo
tanto no existe esquema de protección.
121
ANEXO III
A.3.1. CÁLCULOS DE LAS IMPEDANCIAS EN LOS RELÉS SIEMENS
BUCLE FASE – FASE. [9]
Para el cálculo de un bucle fase-fase, p.ej. en un cortocircuito bifásico L1-L2
(figura 25) la ecuación de bucle es:
𝐼𝐿1 ∗ 𝑍𝐿 − 𝐼𝐿2 ∗ 𝑍𝐿 = 𝑈𝐿1−𝐸 − 𝑈𝐿2−𝐸
Siendo: U, I las magnitudes de medida (complejas) y ZL = RL + j XL la
impedancia (compleja) de la línea La impedancia de línea se calcula por lo tanto con
𝑧𝐿 =𝑈𝐿1−𝐸 − 𝑈𝐿2−𝐸
𝐼𝐿1 − 𝐼𝐿2
Figura 25. Esquema para la medición de bucles fase-fase
El cálculo de los bucles fase-fase no se lleva a cabo mientras una de las fases
afectadas esté desconectada (durante una interrupción breve mono-polar), para evitar
un cálculo erróneo con los valores entretanto indefinidos.
122
A.3.2. BUCLE FASE – TIERRA. [9]
Para el cálculo de un bucle fase-tierra, p.ej. en un cortocircuito L3-E (figura
26) se debe tener en cuenta que la impedancia del circuito de retorno de tierra, en
general, no coincide con la impedancia de la fase.
Figura 26. Esquema para la medición bucle fase-tierra.
Desde el bucle afectado.
𝑈𝐿3−𝐸 = 𝐼𝐿3 ∗ (𝑅𝐿 − 𝐽𝑋𝐿) − 𝐼𝐸 ∗ (𝑅𝐸
𝑅𝐿∗ 𝑅𝐿 + 𝐽 (
𝑋𝐸
𝑋𝐿) ∗ 𝑋𝐿)
Se miden la tensión UL3 de la intensidad de fase IL3 y la intensidad a tierra IE.
La impedancia de la localidad de la falta resulta:
𝑅𝐿3−𝐸 =𝑈𝐿3−𝐸
𝐼𝐿3∗ (
cos(ø𝑈 − ø𝐿) −𝐼𝐸𝐼𝐿3
∗𝑋𝐸𝑋𝐿
∗ cos(ø𝑈 − ø𝐸)
1 − (𝑋𝐸𝑋𝐿
+𝑅𝐸𝑅𝐿
) ∗𝐼𝐸𝐼𝐿3
∗ cos(ø𝐸 − ø𝐿) +𝑅𝐸𝑅𝐿
∗𝑋𝐸𝑋𝐿
∗ (𝐼𝐸𝐼𝐿3
)2)
Escriba aquí la ecuación.
𝑋𝐿3−𝐸 =𝑈𝐿3−𝐸
𝐼𝐿3∗ (
sin(ø𝑈−ø𝐿)−𝐼𝐸
𝐼𝐿3∗
𝑋𝐸𝑋𝐿
∗sin (ø𝑈−ø𝐿)
1−(𝑋𝐸𝑋𝐿
+𝑅𝐸𝑅𝐿
)∗𝐼𝐸
𝐼𝐿3∗cos(ø𝐸−ø𝐿)+
𝑅𝐸𝑅𝐿
∗𝑋𝐸𝑋𝐿
∗(𝐼𝐸
𝐼𝐿3)2
)
Siendo
UL3-E = Vector de la tensión de cortocircuito.
IL3 = Vector de la intensidad de cortocircuito de fase.
IE = Vector de la intensidad de falta a tierra.
123
ΦU = Ángulo de fase de la tensión de cortocircuito.
ΦL = Ángulo de fase de la intensidad de cortocircuito de fase.
ΦE = Ángulo de fase de la intensidad de falta a tierra.
Aquí los factores RE/RL y XE/XL sólo dependen de las constantes de la línea y
ya no de la distancia a la falta.
A.3.4. BUCLES AJENOS A LA FALLA. [9]
Estas impedancias aparentes de los bucles sin falla generalmente son
mayores que la impedancia de cortocircuito del bucle afectado, porque los bucles sin
fallas sólo reciben una parte de la corriente de corto-circuito del bucle-afectado,
porque los bucles sin falla solo reciben una parte de la corriente de cortocircuito y
siempre una tensión mayor que la del bucle afectado por la falla. Para la selectividad
de zona de protección, estas impedancias normalmente son irrelevantes. Si dentro de
la zona se encuentran las impedancias de más de un bucle, la menor es considerada en
adelante como válida. Además, se declaran validos todos los bucles cuyas
impedancias no son mayores que el 50 % que la impedancia menor. Los bucles con
impedancias mayores son eliminados. Los bucles, que en el primer paso fueron
reconocidos como plausibles, no pueden ser eliminados aunque sean mayores.
124
ANEXO IV
A.4.1. VALORES DE AJUSTES DE ZONAS PARA LAS PROTECCIONES DE
DISTANCIA DE LAS LINEAS DE LA RED EN ESTUDIO
Línea
datos de la línea zl (rl, xl) Ángulo de la
línea
transformadores de
medida
rl xl arctan(xl/rl) TP 115 KV
/ 110 V
TC 750-
1200 /5 A
Pedro Camejo-
Pta del Este 0,4978617 1,408659 70,535 1045,45455 150
Pta del Este -
Pedro Camejo 0,4978617 1,408659 70,535 1045,45455 150
Pedro Camejo -
San Diego I-II 1,327627 3,756423 70,53514 1045,45455 150
San diego -
Pedro Camejo
I-II
1,327627 3,756423 70,53514 1045,45455 150
Pedro Camejo -
Carabobo I-II 0,03426569 0,2606765 82,51146 1045,45455 240
Carabobo -
Pedro camejo
I-II
0,03426569 0,2606765 82,51146 1045,45455 240
Pedro Camejo -
Valencia 1,422268 3,256984 66,4095 1045,45455 150
Valencia -
Pedro Camejo 1,422268 3,256984 66,4095 1045,45455 150
Valencia -
Quizanda 0,8321294 3,185467 75,35996 1045,45455 240
Quizanda -
Valencia 0,8321294 3,185467 75,35996 1045,45455 240
Monte Mayor -
Pta Castillito 1,215873 4,652129 75,35291 1045,45455 240
125
Pta Castillito -
Monte Mayor 1,215873 4,652129 75,35291 1045,45455 240
Pta Castillito -
Castillito 0,07903911 0,3024689 75,35533 1045,45455 240
Castillito-Pta
Castillito 0,07903911 0,3024689 75,35533 1045,45455 240
Castillito - Los
Guayos 0,09288526 0,5527909 80,46172 1045,45455 400
Los Guayos
Castillito 0,09288526 0,5527909 80,46172 1045,45455 400
Castillito - Pta
del Este 0,318658 1,219043 75,35066 1045,45455 240
Pta del Este -
Castillito 0,318658 1,219043 75,35066 1045,45455 240
Los Guayos -
San Diego I-II 0,8646996 3,251387 75,10703 1045,45455 240
San Diego -
Los Guayos I-
II
0,8646996 3,251387 75,10703 1045,45455 240
San Diego-
Guacara 1 1,324952 4,055089 71,90582 1045,45455 150
Guacara 1 -
San Diego 1,324952 4,055089 71,90582 1045,45455 150
San Diego -
Guacara 2 0,9780942 3,913386 75,96723 1045,45455 150
Guacara 2 -
San Diego 0,9780942 3,913386 75,96723 1045,45455 150
Guacara 1 -
Guacara 2 0,662476 2,027544 71,90582 1045,45455 150
Guacara 2-
Guacara 1 0,662476 2,027544 71,90582 1045,45455 150
Guacara 1-
Santa Clara I 1,468152 4,199652 70,73094 1045,45455 240
Santa Clara I -
Guacara 1 1,468152 4,199652 70,73094 1045,45455 240
Guacara 1 -
Carabobo I -II 1,723077 4,792598 70,22503 1045,45455 150
Carabobo -
Guacara 1 I-II 1,723077 4,792598 70,22503 1045,45455 150
Carabobo -
Flor Amarillo1 1,722765 4,788318 70,21202 1045,45455 150
126
Flor Amarillo-
Carabobo1 1,722765 4,788318 70,21202 1045,45455 150
Carabobo -
Flor Amarillo2 1,722439 4,790874 70,22523 1045,45455 150
Flor Amarillo-
Carabobo2 1,722439 4,790874 70,22523 1045,45455 150
Flor Amarillo-
Guigue 2,963937 11,13734 75,0975 1045,45455 240
Guigue-Flor
Amarillo 2,963937 11,13734 75,0975 1045,45455 240
Quizanda -Toff 1,097933 4,200872 75,35291 1045,45455 240
Monte Mayor-
toff 0,308831 1,181641 75,35291 1045,45455 240
Santa Clara-
Toff 0,6556672 1,820648 70,19461 1045,45455 100
Guacara-Toff 2,415616 6,707652 70,19461 1045,45455 100
Caña de
Azúcar-Santa
Clara I-II
2,074418 5,869412 70,53514 1045,45455 150
Santa Clara-
Caña de
Azúcar I-II
2,074418 5,869412 70,53514 1045,45455 150
127
Línea
alcance inductivo (secundario)
zona 1 zona 2 zona 4 zona 5
Pedro Camejo-
Pta del Este 0,17179515 0,23709318 0,34203688 0,37701811
Pta del Este -
Pedro Camejo 0,17179515 0,20959223 0,23203307 0,23951335
Pedro Camejo -
San Diego I-II 0,45812028 0,63226571 0,91216772 1,00546839
San diego -
Pedro Camejo I-
II
0,45812028 0,54644532 0,56888617 0,57636645
Pedro Camejo -
Carabobo I-II 0,05086592 0,27279352 0,9116473 1,12459856
Carabobo -
Pedro Camejo I-
II
0,05086592 0,12451808 0,31854555 0,38322137
Pedro Camejo -
Valencia 0,39721044 0,53412589 0,73458436 0,80140385
Valencia -
Pedro Camejo 0,39721044 0,47478668 0,49722753 0,50470781
Valencia -
Quizanda 0,62158156 0,92414724 1,5027717 1,69564652
Quizanda -
Valencia 0,62158156 0,88081047 1,32942462 1,47896266
Monte Mayor -
Pta Castillito 0,90777195 1,08185427 1,12351608 1,13740334
Pta Castillito -
Monte Mayor 0,90777195 1,12221974 1,28497794 1,33923068
Pta Castillito -
Castillito 0,05902089 0,09481665 0,17095759 0,1963379
Castillito-Pta
Castillito 0,05902089 0,28302974 0,92380994 1,13740334
Castillito - Los
Guayos 0,17977721 0,46030439 1,20670976 1,45551154
Los Guayos
Castillito 0,17977721 0,23464805 0,30408439 0,32722984
128
Castillito - Pta
del Este 0,23787239 0,34452569 0,53855316 0,60322898
Pta del Este -
Castillito 0,23787239 0,29373714 0,33539894 0,34928621
Los Guayos -
San Diego I-II 0,63444456 0,92608083 1,46510721 1,64478267
San Diego - Los
Guayos I-II 0,63444456 0,77178568 0,84792661 0,87330693
San Diego-
Guacara 1 0,49454455 0,63999881 0,81454391 0,8727256
Guacara 1 - San
Diego 0,49454455 0,67511779 0,9550198 1,04832047
San Diego -
Guacara 2 0,47726294 0,61966751 0,79421261 0,8523943
Guacara 2 - San
Diego 0,47726294 0,65478649 0,9346885 1,02798917
Guacara 1 -
Guacara 2 0,24727221 0,40320565 0,74009714 0,8523943
Guacara 2-
Guacara 1 0,24727221 0,42400303 0,82328664 0,95638118
Guacara 1-
Santa Clara I 0,81947992 1,23357659 2,0420243 2,31150687
Santa Clara I -
Guacara 1 0,81947992 1,17704529 1,81589907 2,02885033
Guacara 1 -
Carabobo I -II 0,58448858 0,69511391 0,71755475 0,72503504
Carabobo -
Guacara 1 I-II 0,58448858 0,74581532 0,92036042 0,97854211
Carabobo - Flor
Amarillo1 0,58396661 1,00661277 1,96539248 2,28498571
Flor Amarillo-
Carabobo1 0,58396661 0,69449982 0,71694067 0,72442095
Carabobo - Flor
Amarillo2 0,58427833 1,0069795 1,96575921 2,28535244
Flor Amarillo-
Carabobo2 0,58427833 0,69486655 0,7173074 0,72478768
Flor Amarillo-
Guigue 2,173234 3,83511882 0 0
Guigue-Flor
Amarillo 2,173234 2,77659213 3,43613089 3,65597714
129
Quizanda -Toff 0,8216447 1,80828173 2,51719817 0
Monte Mayor-
toff 0,23250084 2,64001423 2,69818262 0
Santa Clara-
Toff 0,18897147 1,46426016 1,73259527 0
Guacara-Toff 0,58630614 1,18787925 1,93859447 0
Caña de
Azúcar-Santa
Clara I-II
0,71581307 0,89437771 1,05111175 1,10335643
Santa Clara-
Caña de Azúcar
I-II
0,71581307 1,26319954 0 0
130
Línea
alcance resistivo para fallas polifásicas (secundario)
zona1 zona 2 zona 4 zona 5
Pedro Camejo- Pta
del Este 0,51538546 0,71127953 1,02611064 1,13105434
Pta del Este - Pedro
Camejo 0,51538546 0,62877668 0,69609922 0,71854006
Pedro Camejo -
San Diego I-II 1,37436085 1,89679713 2,73650316 3,01640517
San diego - Pedro
Camejo I-II 1,37436085 1,63933596 1,7066585 1,72909935
Pedro camejo -
Carabobo I-II 0,15259776 0,81838056 2,73494191 3,37379569
Carabobo - Pedro
camejo I-II 0,15259776 0,37355424 0,95563664 1,1496641
Pedro Camejo -
Valencia 1,19163132 1,60237767 2,20375309 2,40421156
Valencia - Pedro
Camejo 1,19163132 1,42436005 1,49168259 1,51412343
Valencia -
Quizanda 1,86474468 2,77244173 4,5083151 5,08693955
Quizanda -
Valencia 1,86474468 2,64243142 3,98827385 4,43688799
Monte Mayor - Pta
Castillito 2,72331586 3,24556282 3,37054823 3,41221003
Pta Castillito -
Monte Mayor 2,72331586 3,36665922 3,85493383 4,01769203
Pta Castillito -
Castillito 0,17706266 0,28444995 0,51287277 0,58901371
Castillito-Pta
Castillito 0,17706266 0,84908922 2,77142983 3,41221003
Castillito - Los
Guayos 0,53933164 1,38091318 3,62012927 4,36653463
Los Guayos
Castillito 0,53933164 0,70394415 0,91225317 0,98168951
131
Castillito - Pta del
Este 0,71361717 1,03357708 1,61565948 1,80968694
Pta del Este -
Castillito 0,71361717 0,88121142 1,00619683 1,04785863
Los Guayos - San
Diego I-II 1,90333368 2,77824248 4,39532163 4,93434801
San Diego - Los
Guayos I-II 1,90333368 2,31535703 2,54377984 2,61992078
San Diego-
Guacara 1 1,48363365 1,91999644 2,44363172 2,61817681
Guacara 1 - San
Diego 1,48363365 2,02535336 2,8650594 3,14496141
San Diego -
Guacara 2 1,43178883 1,85900254 2,38263782 2,55718291
Guacara 2 - San
Diego 1,43178883 1,96435946 2,8040655 3,08396751
Guacara 1 -
Guacara 2 0,74181664 1,20961695 2,22029142 2,55718291
Guacara 2- Guacara
1 0,74181664 1,27200908 2,46985992 2,86914353
Guacara 1- Santa
Clara I 2,45843976 3,70072978 6,12607289 6,9345206
Santa Clara I -
Guacara 1 2,45843976 3,53113586 5,44769721 6,08655099
Guacara 1 -
Carabobo I -II 1,75346575 2,08534172 2,15266426 2,17510511
Carabobo -
Guacara 1 I-II 1,75346575 2,23744597 2,76108125 2,93562634
Carabobo - Flor
Amarillo1 1,75189982 3,01983832 5,89617743 6,85495714
Flor Amarillo-
Carabobo1 1,75189982 2,08349946 2,150822 2,17326285
Carabobo - Flor
Amarillo2 1,75283499 3,02093851 5,89727763 6,85605733
Flor Amarillo-
Carabobo2 1,75283499 2,08459966 2,15192219 2,17436304
Flor Amarillo-
Guigue 6,51970199 11,5053565 0 0
Guigue-Flor
Amarillo 6,51970199 8,32977639 10,3083927 10,9679314
132
Quizanda -Toff 2,46493409 5,42484518 7,55159452 0
Monte Mayor-toff 0,69750252 7,9200427 8,09454785 0
Santa Clara-Toff 0,5669144 4,39278048 5,19778581 0
Guacara-Toff 1,75891842 3,56363775 5,81578341 0
Caña de Azúcar-
Santa Clara I-II 2,14743922 2,68313312 3,15333526 3,3100693
Santa Clara-Caña
de Azúcar I-II 2,14743922 3,78959862 0 0
133
Línea
alcance resistivo para fallas monofásicas
(secundario)
zona1 zona 2 zona 4 zona 5
Pedro Camejo-
Pta del Este 0,68718061 0,94837271 1,36814752 1,50807245
Pta del Este -
Pedro Camejo 0,68718061 0,8383689 0,92813229 0,95805342
Pedro Camejo -
San Diego I-II 1,83248113 2,52906284 3,64867088 4,02187357
San diego - Pedro
Camejo I-II 1,83248113 2,18578129 2,27554467 2,3054658
Pedro camejo -
Carabobo I-II 0,20346368 1,09117407 3,64658921 4,49839425
Carabobo - Pedro
Camejo I-II 0,20346368 0,49807232 1,27418218 1,53288547
Pedro Camejo -
Valencia 1,58884176 2,13650356 2,93833745 3,20561541
Valencia - Pedro
Camejo 1,58884176 1,89914673 1,98891011 2,01883124
Valencia -
Quizanda 2,48632624 3,69658897 6,0110868 6,78258607
Quizanda -
Valencia 2,48632624 3,52324189 5,31769847 5,91585066
Monte Mayor -
Pta Castillito 3,63108782 4,32741709 4,4940643 4,54961338
Pta Castillito -
Monte Mayor 3,63108782 4,48887896 5,13991177 5,35692271
Pta Castillito -
Castillito 0,23608355 0,37926661 0,68383036 0,78535161
Castillito-Pta
Castillito 0,23608355 1,13211896 3,69523977 4,54961338
Castillito - Los
Guayos 0,71910886 1,84121757 4,82683903 5,82204618
Los Guayos
Castillito 0,71910886 0,93859221 1,21633756 1,30891935
134
Castillito - Pta del
Este 0,95148956 1,37810277 2,15421264 2,41291592
Pta del Este -
Castillito 0,95148956 1,17494856 1,34159577 1,39714484
Los Guayos - San
Diego I-II 2,53777824 3,7043233 5,86042884 6,57913069
San Diego - Los
Guayos I-II 2,53777824 3,0871427 3,39170646 3,49322771
San Diego-
Guacara 1 1,9781782 2,55999526 3,25817563 3,49090242
Guacara 1 - San
Diego 1,9781782 2,70047115 3,8200792 4,19328188
San Diego -
Guacara 2 1,90905178 2,47867006 3,17685043 3,40957722
Guacara 2 - San
Diego 1,90905178 2,61914595 3,738754 4,11195668
Guacara 1 -
Guacara 2 0,98908886 1,6128226 2,96038856 3,40957722
Guacara 2-
Guacara 1 0,98908886 1,6960121 3,29314656 3,82552471
Guacara 1- Santa
Clara I 3,27791968 4,93430637 8,16809719 9,24602746
Santa Clara I -
Guacara 1 3,27791968 4,70818114 7,26359628 8,11540132
Guacara 1 -
Carabobo I -II 2,33795433 2,78045563 2,87021902 2,90014015
Carabobo -
Guacara 1 I-II 2,33795433 2,98326129 3,68144166 3,91416845
Carabobo - Flor
Amarillo1 2,33586643 4,0264511 7,86156991 9,13994285
Flor Amarillo-
Carabobo1 2,33586643 2,77799929 2,86776267 2,8976838
Carabobo - Flor
Amarillo2 2,33711332 4,02791802 7,86303683 9,14140977
Flor Amarillo-
Carabobo2 2,33711332 2,77946621 2,86922959 2,89915072
Flor Amarillo-
Guigue 8,69293599 15,3404753 0 0
Guigue-Flor
Amarillo 8,69293599 11,1063685 13,7445236 14,6239086
135
Quizanda -Toff 3,28657879 7,23312691 10,0687927 0
Monte Mayor-toff 0,93000336 10,5600569 10,7927305 0
Santa Clara-Toff 0,75588587 5,85704064 6,93038108 0
Guacara-Toff 2,34522456 4,75151699 7,75437788 0
Caña de Azúcar-
Santa Clara I-II 2,86325229 3,57751083 4,20444701 4,41342574
Santa Clara-Caña
de Azúcar I-II 2,86325229 5,05279816 0 0