funciones 67 y 21
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PROYECTO FIN DE CARRERA
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES
EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL
SISTEMA ELECTRICO DE IBIZA –
FORMENTERA (RdT, RdD y GENERACIÓN)
PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUAL DE
COORDINACIÓN DE LOS EQUIPOS DE
PROTECCIÓN.
EL AUTOR DEL PROYECTO: JUAN BENITO ELVIRA
JUNIO DE 2013
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERO INDUSTRIAL SUPERIOR
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
1. MEMORIA
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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ÍNDICE
1.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ........................... 1
1.1.1 OBJETO ................................................................................................................................... 1
1.1.1 PROPIEDAD ............................................................................................................................ 1
1.1.2 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD ................................................................................... 1
1.1.3 AUTOR DEL PROYECTO..................................................................................................... 2
1.1.4 REGLAMENTACIÓN Y DISPOSICIONES OFICIALES Y PARTICULARES. ............. 2
1.1.5 INTRODUCCIÓN. .................................................................................................................. 3
1.1.6 ESTADO DE LA CUESTIÓN........................................................ 6
1.1.7 MOTIVACIÓN. .............................................................................. 7
1.2 COMPOSICION DEL SISTEMA. ................................................. 8
1.2.1 TORRENT. ............................................................................................................................... 9
1.2.2 SANTA EULALIA. ................................................................................................................ 10
1.2.3 SAN ANTONIO. .................................................................................................................... 11
1.2.4 BOSSA. ................................................................................................................................... 12
1.2.5 IBIZA 23 ................................................................................................................................. 13
1.2.6 IBIZA 4 ................................................................................................................................... 14
1.2.7 IBIZA 5 ................................................................................................................................... 16
1.2.8 SAN JORGE. .......................................................................................................................... 17
1.2.9 FORMENTERA. .................................................................................................................... 18
1.2 CORTOCIRCUITOS .................................................................... 19
1.2.1 BREVE INTRODUCCIÓN A LOS CORTOCIRCUITOS. ................................................ 19
1.2.1 CORTOCIRCUITO TRIFASICO. ....................................................................................... 22
1.2.2 CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO A TIERRA. ............................................................. 25
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUAL DE COORDINACIÓN
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1.2.3 CORTOCIRCUITO BIFASICO. .......................................................................................... 28
1.2.4 CORTOCIRCUITO BIFASICO A TIERRA....................................................................... 30
1.2 FUNCION 67 N ............................................................................ 32
1.2.1 CRITERIOS DE AJUSTE DE LA FUNCIÓN 67 N............................................................ 32
1.2.2 COORDINACIÓN ENTRE FUNCIONES 67 N .................................................................. 33
1.3 FUNCION 21 ................................................................................ 34
1.3.1 CRITERIOS DE AJUSTE DEL LA FUNCIÓN 21 ............................................................. 36
1.3.2 COORDINACIÓN ENTRE FUNCIONES 21 ..................................................................... 36
1.4 ESTUDIO DEL RELÉ UTILIZADO. ......................................... 37
1.4.1 PROTECCION DE DISTANCIA. ........................................................................................ 37
1.4.1.1 SEÑALES DE ENTRADA DEL ESQUEMA LÓGICO. ........................................................ 41
1.4.1.2 SEÑALES DE SALIDA DEL ESQUEMA LÓGICO. ............................................................. 42
1.4.1.3 ESQUEMA LÓGICO GENERAL. .......................................................................................... 43
1.4.1.4 PARAMETROS DE AJUSTE DE LA PROTECCIÓN. ......................................................... 48
1.4.1.5 SEÑALES DE ENTRADA PARA EL ESQUEMA DE COMUNICACIÓN DE LA
PROTECCIÓN DE DISTANCIA. .............................................................................................................. 51
1.4.1.6 SEÑALES DE SALIDA PARA EL ESQUEMA DE COMUNICACIÓN DE LA
PROTECCIÓN DE DISTANCIA. .............................................................................................................. 52
1.4.1.7 ESQUEMAS DE COMUNICACIÓN DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA. ................. 53
1.4.2 PROTECCION INSTANTANEA NO-DIRECCIONAL DE
SOBRECORRIENTE (IOC). ............................................................................................................. 55
1.4.2.1 PARAMETROS DE AJUSTE DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE. .............. 56
1.4.2.2 ESQUEMA LÓGICO DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE. ........................... 56
1.4.3 PROTECCION TEMPORIZADA NO-DIRECCIONAL DE
SOBRECORRIENTE (TOC). ............................................................................................................ 59
1.4.3.1 PARAMETROS DE AJUSTE DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE. .............. 61
1.4.3.2 ESQUEMA LÓGICO DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE. ........................... 62
1.4.4 PROTECCION RETARDADA DE SOBRECORRIENTE RESIDUAL
(TEF). 64
1.4.4.1 PARAMETROS DE AJUSTE DE LA PROTECCIÓN RETARDADA DE
SOBRECORRIENTE RESIDUAL (TEF). ................................................................................................ 66
1.4.4.2 ESQUEMA LÓGICO DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE. ........................... 69
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUAL DE COORDINACIÓN
DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
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1.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO
1.1.1 OBJETO
El presente Proyecto se elabora con el objetivo de llevar a cabo un análisis
exhaustivo del funcionamiento y coordinación de los equipos de protección que
forman el sistema eléctrico de Ibiza-Formentera. Las áreas que serán objeto de
estudio serán las de Red de Transporte, Red de Distribución y Generación.
1.1.1 PROPIEDAD
La Red objeto del proyecto es propiedad de la empresa Red Eléctrica de
España con domicilio: Paseo del Conde de los Gaitanes, 177, 28109 Alcobendas
(Madrid).
1.1.2 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD
El estudio se orientará hacia un análisis de las protecciones que están
actualmente instaladas y todo lo relativo a sus ajustes y coordinación para cada una
de las áreas de las que está compuesto dicho sistema eléctrico.
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1.1.3 AUTOR DEL PROYECTO
El autor del presente proyecto es el Ingeniero Superior Industrial, D. Juan
Benito Elvira, con domicilio para notificaciones en Plaza de José Antonio 1,
Navalperal de Pinares de la provincia de Ávila.
1.1.4 REGLAMENTACIÓN Y DISPOSICIONES
OFICIALES Y PARTICULARES.
Para la elaboración de este estudio se han tenido en cuenta los siguientes
Reglamentos, Ordenanzas y Disposiciones:
Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en
Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación(MIERAT),
promulgado por el Real Decreto nº 3275/1982 de 12 de noviembre BOE nº 288 de 1
de diciembre de 1982 especialmente las instrucciones técnicas:
ITC 01: Terminología
ITC 02: Normas de obligado cumplimiento y hojas interpretativas
ITC 04: Tensiones nominales
ITC 06: Aparatos de maniobra de circuitos
ITC 07: Transformadores y autotransformadores de potencia
ITC 08: Transformadores de medida y protección
ITC 09: Protecciones
ITC 11: Instalaciones de acumuladores
ITC 12: Aislamiento
ITC 13: Instalaciones de puesta a tierra
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ITC 14: Instalaciones eléctricas de interior
ITC 20: Anteproyectos y proyectos
- Procedimientos de Operación de REE.
- Normas UNE y recomendaciones UNESA.
- Ordenanzas municipales del ayuntamiento donde se ejecuta la obra.
1.1.5 INTRODUCCIÓN.
Considerando que cualquier elemento perteneciente a la Red de Transporte
y/o Distribución puede fallar, es inimaginable poner en funcionamiento un sistema
de potencia, sin que tenga una protección adecuada. Las condiciones anormales,
originan cambios en las magnitudes de voltaje, corriente y frecuencia, respecto a los
valores permisibles. Así, los cortocircuitos encierran un considerable aumento de la
corriente, al igual, que una gran caída de tensión.
Las altas corrientes, se asocian con dos problemas en las líneas y aparatos que
deben soportarlas: El primero corresponde a los esfuerzos dinámicos producidos por
las fuerzas magnéticas y el otro, a los sobrecalentamientos producidos por disipación
de energía. Las caídas de voltaje, afectan la operación en paralelo tanto de los
generadores como del sistema completo.
La protección es un seguro de vida que se compra para el sistema de potencia
a un costo extremadamente bajo, de manera que su comparación con los costes que
se pueden originar por cualquier suceso anómalo en la red, es ridícula. Debido a la
necesidad que se deriva de esta y otras razones se establece la obligación de proteger
el sistema eléctrico.
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Para proteger todo sistema eléctrico se establece un proceso de protección que
puede resumirse en tres etapas, a saber:
- Detectar corrientes y/o tensiones. (Medición).
- Analizar si esos valores son o no perjudiciales al sistema. (Lógica).
- Si son perjudiciales, desconectar la parte de la falta en el menor tiempo
posible. (Acción).
Dicho proceso de Protección tiene como principal objetivo el equilibrio de
todos los parámetros que se consideran requisitos de todo sistema de protección.
Dichos requisitos se pueden resumir en 3 principales:
Fiabilidad:
Actuar en cualquier momento que se necesite, esto es, siempre que ocurra la
falta para la cual se diseñó. La protección contra cortocircuito, por ejemplo, debe
discriminar entre corrientes de sobrecarga y corrientes de cortocircuito.
Para obtener buena fiabilidad, es fundamental realizar un adecuado
mantenimiento preventivo, para ello, el apartado debe ser sencillo, facilitando de esta
manera su revisión.
Adicionalmente, deben ser capaces de discriminar las cantidades que
describen la falta. Para ello se acostumbra definir factores de sensibilidad.
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Rapidez:
Actuar tan pronto como sea posible, o sea, actuar antes que las cantidades de
falta (voltajes o corrientes) hayan dañado los aparatos a proteger. El tiempo total de
operación se da como:
Selectividad:
La protección de un sector solo debe actuar, en caso de falta en ese sector.
Para facilitar el análisis de la selectividad, se acostumbra a dividir el sistema en
zonas.
El auténtico esplendor de todo proyecto de protección, se basa en un
equilibrio de los tres parámetros de ajuste en el sistema de protección del sistema
eléctrico.
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1.1.6 ESTADO DE LA CUESTIÓN.
El sistema extra peninsular que forman las islas de Ibiza y Formentera cuenta
con un sistema de protecciones, el cual será el objeto de estudio en este proyecto.
Dicho sistema de protecciones se somete a un proceso de análisis para poder
determinar los posibles cambios que fuesen necesarios en el sistema de ajuste de los
propios equipos que componen el sistema.
La figura mostrada a continuación refleja el estado actual del sistema
eléctrico de Ibiza y Formentera:
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1.1.7 MOTIVACIÓN.
Con el principal objetivo del análisis y evaluación de la coordinación de los
equipos que componen la Red de Transporte y Distribución del Subsistema
compuesto por Ibiza y Formentera se realiza este proyecto que pretende estudiar la
situación actual de los ajustes de los equipos de protección existentes, de manera que
en caso de que existiesen irregularidades en el ajuste actual se pudiesen determinar
los cambios que se estimen necesarios.
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1.2 COMPOSICION DEL SISTEMA.
El sistema se compone de 9 subestaciones, las cuales se encuentran situadas
entre las 2 islas donde se encuentra situado el sistema. Las subestaciones de las que
se compone el sistema son:
- Torrent
- Santa Eulalia
- San Antonio
- Bossa
- Ibiza 23
- Ibiza 4
- Ibiza 5
- San Jorge
- Formentera
Cada subestación puede estar compuesta por diferentes niveles de tensión y
de diferentes esquemas de estructuración.
A continuación se realiza una explicación mas estructurada de la composición
de las subestaciones de las que se compone el sistema:
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1.2.1 TORRENT.
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1.2.2 SANTA EULALIA.
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1.2.3 SAN ANTONIO.
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1.2.4 BOSSA.
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1.2.5 IBIZA 23
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1.2.6 IBIZA 4
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1.2.7 IBIZA 5
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1.2.8 SAN JORGE.
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1.2.9 FORMENTERA.
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1.2 CORTOCIRCUITOS
1.2.1 BREVE INTRODUCCIÓN A LOS
CORTOCIRCUITOS.
Analizar cualquier fallo simétrico se puede llevar a cabo utilizando el método
de la matriz de impedancia o método de Thevenin. El Teorema de Fontescue sugiere
que cualquier falta desequilibrada puede ser resuelta en tres componentes
independientes simétricas que difieren en la secuencia de fase. Estas componentes
consisten en una secuencia positiva, secuencia negativa y una secuencia cero.
Las componentes de la secuencia positiva son iguales en magnitud y están
desfasados uno de otro en 120 º con la misma secuencia que las fases originales. Las
corrientes de la secuencia positiva y sus voltajes siguen el mismo orden que la fuente
original. Esta secuencia también se llama el "abc" secuencia y por lo general denota
por el símbolo "+" o "1".
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La secuencia negativa tiene componentes que son también iguales en magnitud y se
desfasan uno de otro en 120 º similares a los componentes de secuencia positiva. Sin
embargo, tiene una secuencia de fase opuesta a la del sistema original. La secuencia
negativa se identifica como el sistema "ACB" y va denotado generalmente por el
símbolo "-" o "2".
En la secuencia homopolar o cero, las componentes consisten en tres fasores
que son iguales en magnitud como antes, pero con un desfase cero. Las componentes
de estos fasores están en fase entre sí. Bajo una condición de falla asimétrica, esta
secuencia simboliza la electricidad residual en el sistema en términos de tensiones y
corrientes en el suelo o en el cable de neutro.
Esto ocurre cuando las corrientes de tierra vuelven al sistema de alimentación
a través de cualquier punto de conexión a tierra en el sistema eléctrico. En este tipo
de fallos, las componentes positivas y negativas también están presentes. Esta
secuencia es conocida por el símbolo "0".
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Se cumple que:
Definiendo “a” como:
Se obtiene que:
Transformandolo a forma matricial, se obtiene:
Debido a que los cálculos se realizan con el software de calculo Cape. Se describen a
continuación el cálculo de los cortocircuitos que se realizan para la obtención de los
datos necesarios.
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DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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1.2.1 CORTOCIRCUITO TRIFASICO.
Por definición, una falta trifásica es una falta simétrica. A pesar de que es una
de las menos frecuentes es una de las más peligrosas. Algunas de las características
de una falta trifásica son una falta de corriente muy grande y por lo general un nivel
de tensión igual a cero en el lugar donde tiene lugar la falta. La siguiente figura
muestra el diagrama de secuencias de redes de interconexión.
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DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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De donde, resolviendo los correspondientes diagramas de fases, se puede
obtener:
Se pueden obtener los siguientes resultados para la resolución del nivel de
tensión:
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Y análogamente para el de corriente como:
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1.2.2 CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO A TIERRA.
La falta monofásica a tierra se produce cuando un conductor cae al suelo o
hace contacto con el cable neutro. Para la resolución de los problemas se asume que
la fase A es la fase en falta, esto simplifica los cálculos.
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De donde, resolviendo los correspondientes diagramas de fases, se puede obtener:
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Se pueden obtener los siguientes resultados para la resolución del nivel de
tensión:
Y análogamente para el de corriente como:
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1.2.3 CORTOCIRCUITO BIFASICO.
Una falta fase-fase puede tener lugar en un sistema de transmisión
subterránea y se produce cuando dos conductores están cortocircuitados. Una de las
características de este tipo de falta es que su magnitud impedancia de falta podría
variar en un amplio rango haciendo muy difícil predecir su límite superior e inferior.
Cuando la impedancia de fallo es 0 es cuando se produce la corriente mas
severa que es la que produce el caso mas restrictivo. Las fases b y c son por lo
general las fases en falta, esto ayuda a simplificar los cálculos de análisis de faltas y
sus consecuencias.
La representación general de una falta monofásica a tierra se muestra a
continuación:
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De donde, resolviendo los correspondientes diagramas de fases, se puede obtener:
Se pueden obtener los siguientes resultados para la resolución del nivel de
tensión:
Y análogamente para el de corriente como:
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1.2.4 CORTOCIRCUITO BIFASICO A TIERRA.
Una falta bifásica a tierra representa un evento grave que causa una
significativa asimetría en un sistema simétrico.
El principal problema al analizar este tipo de faltas es el supuesto de la
impedancia de falta Zf, y el valor de la impedancia Zg hacia el suelo.
La representación general de una falta bifásica a tierra se muestra a continuación,
además, las fases b y c se suponen que son las fases en falta, lo que simplificará los
cálculos en el análisis de faltas.
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De donde, resolviendo los correspondientes diagramas de fases, se puede obtener:
Se pueden obtener los siguientes resultados para la resolución del nivel de
tensión:
Y análogamente para el de corriente como:
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1.2 FUNCION 67 N
1.2.1 CRITERIOS DE AJUSTE DE LA FUNCIÓN 67 N
La función 67 N es la protección de Sobrecorriente direccional a tierra que
circula por el neutro.
Existen 3 puntos para establecer el ajuste definitivo de la función:
- La intensidad de arranque debe estar comprendida entre el 17 % y el 30 % de
la intensidad máxima de transporte de esa posición.
- Una falta que tenga lugar al 70 % de la línea que cubre la protección debe ser
despejada en un tiempo igual o inferior a 0,2 Sg (Zona IOC).
- La Intensidad provocada por una falta en barras de la subestación de destino
ya sea monofásica a tierra o bifásica a tierra debe ser despejada en un tiempo
comprendido entre 0,4 y 0,6 segundos.
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1.2.2 COORDINACIÓN ENTRE FUNCIONES 67 N
- Debe existir un margen de coordinación adecuado que determina la diferencia
de tiempo necesario de despeje de 2 funciones 67 N para una misma falta y
que además garantice la correcta selectividad entre ellas.
- Resistencias Mínimas de arranque para faltas al 20%, 50% y 80% de la línea
a la que protege para tanto la protección que está siendo objeto de estudio,
tanto como para las demás que se encuentran a espaldas de ella.
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1.3 FUNCION 21
El relé 21 es el denominado relé de distancia. La protección de distancia debe
considerarse cuando la protección de sobrecorreinte es muy lenta y puede justificar el
sobre coste de esta. Este relé trabaja apoyado en característica denominada Mho.
La característica Mho es un círculo tangente al origen del diagrama X-R, de
manera que el diámetro de la característica es el valor de la impedancia mínima que
puede ver el relé en condiciones normales.
La obtención de características Mho se realiza mediante la medición del Angulo
de fases entre 2 voltajes y la corriente del sistema.
Para que el nivel de tensión y corriente sean manipulables se les realiza una
conversión mediante transformadores de tensión y de intensidad a un valor mucho más
manejable que será la entrada del relé.
Los diagramas de las características Mho poseen en sus ejes los valores de
reactancia y resistencia (X y R), de tal manera que en caso de falta, el relé medirá la
impedancia existente desde el relé hasta el punto donde se encuentra la falta. De
manera que según donde se encuentre la falta puede encontrarse fuera o dentro de la
característica.
Como se puede dar que existan faltas resistivas la característica Mho tiene
forma poligonal para añadir a la zona de protección el valor de resistencia adicional que
se podría ajuntar en la falta.
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Para la protección de líneas mediante protecciones de distancia, se suelen usar
zonas o etapas:
Primera zona: Protección Principal.
Cualquier falta dentro de esa zona hará que el relé actue instantáneamente. No se fija
al 100% de la línea para prevenir la actuación en caso de falta en la siguiente línea.
Segunda zona: Protección Principal y de respaldo.
Termina de proteger la primera línea y abarca un tramo de la segunda. Para evitar que
actúe simultáneamente con la primera zona de dicha línea se coloca un temporizador
para retrasar la operación.
Tercera Zona: Protección y Respaldo.
Abarca un poco más de la siguiente línea y se retrasa aún más la actuación para
asegurar la no actuación indebida.
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1.3.1 CRITERIOS DE AJUSTE DEL LA FUNCIÓN 21
Para realizar el ajuste de la función 21 se realizan cortos de tipo Trifásicos y
Bifásicos a tierra.
1.3.2 COORDINACIÓN ENTRE FUNCIONES 21
- Es un requisito indispensable que la protección únicamente proteja en
primera zona (Zona 1) hasta el 70% de la línea.
- La segunda zona (Zona 2) no debe sobrepasar el alcance de la primera zona
(Zona 1’) de la protección que se encuentra en la subestación de destino.
La comprobación se realiza mediante faltas Bifásicas a tierra y faltas
Trifásicas en el límite de la zona primaria (Zona 1’) de la protección
que se encuentra en la subestación de destino.
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1.4 ESTUDIO DEL RELÉ UTILIZADO.
1.4.1 PROTECCION DE DISTANCIA.
La función distancia de protección ofrece una protección rápida y fiable para
líneas de potencia en todo tipo de redes de energía.
Para cada zona de protección se establece una protección individual que
proporciona una medición continua de la impedancia por separado en tres las tres de
fases, así como en tres independientes medidas fase-fase.
La protección de distancia fase a fase es adecuada como una función de
protección básica contra de dos y tres fases fallos en todo tipo de redes,
independientemente del tratamiento del punto neutro.
El ajuste independiente del alcance en la reactancia y la dirección resistiva
para cada zona por separado, hace posible la creación de la protección de
cortocircuito rápido y selectivo en sistemas de potencia.
La protección de distancia fase a tierra sirve como protección básica de falta a
tierra en redes con el neutro rígidamente a tierra o redes de baja impedancia a tierra.
El ajuste independiente del alcance reactivo de fase a fase y la medición de
fase a tierra asegura alta selectividad en redes con diferentes relés de protección
utilizados para la protección ante faltas monofásicas a tierra.
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La característica del ajuste de la protección de distancia es de la forma:
Dónde:
- X_ph-e: Alcance reactive para faltas monofásicas a tierra.
- X_ph-ph: Alcance reactive para faltas bifásicas.
- R_ph-e: Alcance resistivo para faltas monofásicas a tierra.
- R_ph-ph: Alcance resistivo para faltas bifásicas.
- Z_line: Impedancia de la línea.
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A su vez se pueden distinguir las distintas zonas dentro de la propia gráfica:
Dónde:
1- Directa: Región de detección reversa.
2- Reversa: Región de detección directa.
3- Región de disparo rápido.
4- Región de disparo temporizado.
5- Impedancia del sistema
6- Limite interno de funcionamiento.
7- Limite externo de funcionamiento.
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Las zonas de protección de distancia pueden operar independientemente una
de otra en dirección (directa o inversa) o en modo no-direccional. Esto hace que sea
adecuado, junto con diferentes esquemas de comunicación, para la protección de las
líneas eléctricas y cables en configuraciones de red complejas, como pueden ser las
de doble circuito, líneas paralelas, líneas, etc...
Las zonas uno, dos y tres pueden emitir señales de fase selectiva, tales como
arranque y disparo.
Las zonas de distancia de protección adicionales cuarta y quinta tienen las
mismas funcionalidades básicas como zona de uno a tres, pero carecen de la
posibilidad de emitir señales de fase de salida selectivas.
La quinta zona de protección de distancia tiene más corto tiempo de
funcionamiento que otras zonas, pero también mayor sobrealcance transitorio. Por lo
general, se debe utilizar como una zona de control junto con la de Interruptor SOTF
(Fallo de Interruptor) o como un uso retrasado con retardo de tiempo establecido de
100 ms.
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1.4.1.1 SEÑALES DE ENTRADA DEL
ESQUEMA LÓGICO.
Las señales que se usan como Inputs en el esquema lógico que rige el
comportamiento del relé son las siguientes:
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1.4.1.2 SEÑALES DE SALIDA DEL
ESQUEMA LÓGICO.
Las señales que se usan como Outputs en el esquema lógico que rige la
actuación del relé son las siguientes:
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1.4.1.3 ESQUEMA LÓGICO
GENERAL.
El esquema lógico mostrado a continuación describe el disparo de las
protecciones basado en las señales de Intput y output descritas anteriormente. Este
diagrama solo muestra el disparo de las protecciones en la zona 1.
Se deben distinguir dos situaciones posibles, donde en la primera el relé
puede estar actuando de forma direccional, y en la segunda el relé no funciona de
forma direccional.
El esquema mostrado a continuación es común a ambos modos ya que las
condiciones que en el se muestran son previas a las condiciones de direccionalidad
del relé.
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La lógica del disparo del interruptor en primera zona comienza una actuación
en primera zona detectada por el propio relé (ZMnLnLm) y una condición externa
(ZM1—STCND). Para que la salida sea satisfactoria en dirección al disparo del
interruptor, ambas señales deben de ser 1.
El cumplimiento de esta ecuación provoca la activación de todas las salidas
del esquema, menos de la señal BLK-Cont.
Dicha señal debe mantenerse a 0 para poder llegar a un disparo satisfactorio
del interruptor. Para ello las señalesZM1—VTSZ y ZM1—BLOCK deben ser 0, lo
que significaría que la protección en primera zona no está bloqueada.
El esquema posee salidas para todas y cada una de las posibles faltas
monofásicas y bifásicas que se pueden dar en la línea ya que esta preparada para
poder realizar un disparo del interruptor en una sola fase si fuera necesario.
Las salidas del anterior esquema tienen su prolongación en el esquema
mostrado debajo. El esquema mostrado a continuación se corresponde con el
esquema No direccional de la composición de señales que llegará finalmente al
esquema de disparo de interruptor (última figura).
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Una vez que una de las salidas del primer esquema (entradas del esquema
mostrado justo encima) es 1, y que la señal BLK-cont como ya hemos dicho es 0, la
protección se temporiza a 15 ms para establecer la señal a 1 que entrará en el
esquema final de disparo del interruptor.
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A su vez, el esquema utilizado para un modo direccional en el relé se muestra
a continuación:
Como se puede ver en la figura la única distinción que hay entre este esquema
y el esquema proporcionado para la protección en modo No direccional, se basa en
que la señal de entrada del esquema es comparada con otra señal (DIRLnLm) que
proporciona un valor igual a 1 en caso de que la dirección en la que se encuentra la
falta sea la correcta.
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El ultimo paso en la definitiva actuación del rele tiene un esquema compuesto
por:
Como se puede ver, existe una configuración variable en cuanto al tiempo de
actuación deseado para la protección dependiendo de la naturaleza del cortocircuito,
ya sea un cortocircuito monofásico a tierra PE o un cortocircuito entre fases PP.
Al mismo tiempo las señales ZM1—TRLn lo que hacen es distinguir entre las
fases que están en falta con la finalidad de realizar un disparo monofásico.
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1.4.1.4 PARAMETROS DE AJUSTE
DE LA PROTECCIÓN.
Como se ha explicado a través del desarrollo de la lógica de disparo, el rele
cuenta con multiples parámetros ajustables. Dependiendo de la generalización de
cada parámetro se pueden agrupar en:
- AJUSTE GENERAL:
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- AJUSTE PARA LA MEDIDA DE LA FUNCIÓN FASE-FASE:
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- AJUSTE PARA LA MEDIDA DE LA FUNCIÓN FASE-TIERRA:
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1.4.1.5 SEÑALES DE ENTRADA
PARA EL ESQUEMA DE
COMUNICACIÓN DE LA
PROTECCIÓN DE
DISTANCIA.
Las señales que se usan como Inputs en el esquema lógico de comunicaciones
entre relés son las siguientes:
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1.4.1.6 SEÑALES DE SALIDA PARA
EL ESQUEMA DE
COMUNICACIÓN DE LA
PROTECCIÓN DE
DISTANCIA.
Las señales que se usan como Outputs en el esquema lógico de
comunicaciones entre relés son las siguientes:
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1.4.1.7 ESQUEMAS DE
COMUNICACIÓN DE LA
PROTECCIÓN DE
DISTANCIA.
Dependiendo del esquema de comunicación que se deba establecer en cada
posición, los esquemas posibles serán los siguientes:
- LOGICAS BÁSICAS PARA EL DISPARO DE ONDA PORTADORA EN
EL ESQUEMA A BLOQUEO:
- LOGICAS BÁSICAS PARA EL DISPARO DE ONDA PORTADORA EN
EL ESQUEMA PERMISIVO:
- SEÑAL DE GUARDA PARA LÓGICA DE DESBLOQUEO:
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- ESQUEMA GENERAL DE COMUNICACIÓN:
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1.4.2 PROTECCION INSTANTANEA
NO-DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE
(IOC).
Las diferentes condiciones del sistema, tales como impedancia de la fuente y la
posición de las faltas en largas líneas de transmisión influyen en gran medida en las
corrientes de falta.
La protección de sobreintensidad residual instantánea se puede utilizar en un número
de aplicaciones.
- Contra defecto a tierra para faltas cercanas al final de línea.
- Permite la eliminación de fallos rápido para cerrar en faltas a tierra, aunque la
protección de distancia o la protección de corriente residual direccional se
bloquea la supervisión de fusibles función
El elemento de medición de corriente mide continuamente la corriente en las tres
fases y lo compara con el valor de maniobra establecido >> IP. Un filtro garantiza la
inmunidad a las perturbaciones y de los componentes, y reduce al mínimo el
sobrealcance transitorio. Si cualquier corriente de fase está por encima el valor
ajustado >> IP, la fase de sobrecorriente de viaje de la señal TRP será activada.
Lo mismo se realiza con la corriente residual de neutro, la cual es comparada con el
valor de IN >>. En este caso se activaría la señal de disparo de sobrecorriente
residual TRN.
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1.4.2.1 PARAMETROS DE AJUSTE
DE LA PROTECCIÓN DE
SOBRECORRIENTE.
El ajuste de la protección se lleva a cabo mediante los parámetros agrupados
en:
- AJUSTE GENERAL:
1.4.2.2 ESQUEMA LÓGICO DE LA
PROTECCIÓN DE
SOBRECORRIENTE.
- SEÑALES DE ENTRADA AL ESQUEMA LÓGICO:
Las señales que se usan como Inputs en el esquema lógico del relé son las
siguientes:
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- SEÑALES DE SALIDA DEL ESQUEMA LÓGICO:
Las señales que se usan como Outputs en el esquema lógico del relé son las
siguientes:
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- ESQUEMA LÓGICO:
Como se puede ver en el esquema mostrado anteriormente, las condicione
que se deben cumplir para que haya un disparo del interruptor son 2. La primera es
que se produzca una sobrecorriente en una de las fases o neutro. Y, la segunda es que
La posición de bloqueo de la protección este desactivada.
Cuando esto se produzca, el rele podrá efectuar un disparo en las tres fases
(disparo trifásico) o podrá ordenar un disparo monofásico.
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1.4.3 PROTECCION TEMPORIZADA
NO-DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE
(TOC).
La protección de sobrecorriente de tiempo retardado, TOC, opera en
diferentes condiciones del sistema para corrientes superiores al valor preestablecido
y que siguen siendo elevadas durante más tiempo que el retardo tiempo de retardo
programado en el temporizador correspondiente.
La función también se puede utilizar para la supervisión y detección de fallos
para algunas otras funciones de protección para aumentar la seguridad de una
completa protección del sistema. Además, puede servir como una función de copia
de seguridad para la protección de distancia de la línea si se activa en condiciones de
fallo de fusible que se ha desactivado el funcionamiento de la distancia en línea
protección.
El tiempo de retraso en la protección de sobrecorriente residual está destinado
a ser utilizado en sistemas con el neutro rígidamente unido a tierra y en sistemas de
con dicho neutro conectado mediante una resistencia despreciable a tierra.
El tiempo de protección de retraso de sobrecorriente residual es usado como
protección de respaldo para faltas a tierra. Es normalmente activado por la operación
de la protección de distancia. La función de protección también puede servir como
protección para alto fase de resistencia a faltas a tierra o como una detección de faltas
para algunas otras funciones de protección.
El elemento de medición de corriente mide continuamente la corriente en las
tres fases, y lo compara con IP>>.
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El bloque de señal de entrada bloquea la función. La señal de entrada BLKTR
bloquea la emisión de señales del PRT y del Trip.
El elemento de medición de corriente residual mide continuamente la
corriente residual y, lo compara con el valor de maniobra establecido IN>.
Si la corriente medida es por encima del valor de ajuste IN>, una nueva señal
STN se activa. En ese caso, el tN temporizador se activa y la sobrecorriente residual
comunica la señal TRN. La señal de disparo general TRIP también se activa.
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1.4.3.1 PARAMETROS DE AJUSTE
DE LA PROTECCIÓN DE
SOBRECORRIENTE.
El ajuste de la protección se lleva a cabo mediante los parámetros agrupados
en:
- AJUSTES GENERALES:
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1.4.3.2 ESQUEMA LÓGICO DE LA
PROTECCIÓN DE
SOBRECORRIENTE.
- SEÑALES DE ENTRADA DEL ESQUEMA LÓGICO:
Las señales que se usan como Inputs en el esquema lógico del relé son las
siguientes:
- SEÑALES DE SALIDA DEL ESQUEMA LÓGICO:
Las señales que se usan como Inputs en el esquema lógico del relé son las
siguientes:
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- ESQUEMA LÓGICO:
Como se puede ver en el esquema mostrado anteriormente, las condicione
que se deben cumplir para que haya un disparo del interruptor son 2. La primera es
que se produzca una sobrecorriente en una de las fases o neutro. Y, la segunda es que
La posición de bloqueo de la protección este desactivada.
Cuando esto se produzca, el rele podrá efectuar un disparo en las tres fases
(disparo trifásico) o podrá ordenar un disparo monofásico.
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1.4.4 PROTECCION RETARDADA
DE SOBRECORRIENTE RESIDUAL (TEF).
Utiliza las características inversas de tiempos retardados definidos de
corrientes residuales en sistema con neutro rígidamente unido a tierra para obtener un
despeje de la falta sensible y rápido, en faltas monofásicas a tierra.
La protección no direccional se debe utilizar cuando se requiere alta
sensibilidad ante defectos a tierra. La protección de sobrecorriente no direccional
residual suele trabajar con corrientes bastante bajas. Así, la protección será sensible,
con el fin de detectar faltas a tierra altamente resistivas.
La protección de sobreintensidad residual se puede utilizar en numerosas
aplicaciones:
- Protección principal de faltas a tierra en las líneas radiales en sistemas
sólidamente puestos a tierra.
- Lograr selectividad mediante el uso de la función de tiempo de retardo de
acuerdo con las prácticas en el sistema (retardo de tiempo definido o algún
tipo de característica de tiempo inverso).
- Protección principal de faltas a tierra en las líneas de un sistema mallado
sólidamente conectado a tierra.
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La función direccional se puede utilizar en una comunicación con un esquema
con sobrealcance permisivo o un esquema de bloqueo. En esta aplicación, la función
de sobreintensidad residual se utiliza junto con la lógica de la comunicación para la
protección de la línea.
- Protección de respaldo para faltas a tierra para líneas en sistemas sólidamente
puestos a tierra, mediante la protección residual direccional como función
back-up. El tiempo de eliminación se puede mantener relativamente corto
manteniendo la selectividad.
La protección de sobreintensidad residual mide la corriente residual de la
línea protegida. Esta corriente se compara con la configuración actual de la función.
Si la corriente residual es mayor que el valor de ajuste, una señal de disparo será
enviada a la salida después de un retardo de tiempo establecido. El tiempo de retardo
se puede seleccionar entre las posibilidades de tiempo definido o inverso.
Con el fin de evitar la comunicación indeseada, la función está bloqueada si
el contenido de segundo armónico de la corriente residual es mayor que 20% de la
medida corriente residual.
La protección de sobreintensidad residual se puede ajustar direccionalmente.
La tensión residual es utilizada como una cantidad vectorial. Esta tensión se obtiene,
bien como la suma vectorial de las entradas U1 + U2 + U3 o U4. El fallo se define
como en la dirección hacia delante si la componente de corriente residual está en el
ángulo característico 65 ° (corriente residual retrasada respecto a la tensión de
referencia,-3U0), o si es mayor que el conjunto actual de funcionamiento en
dirección hacia adelante.
El mismo tipo de medida se realiza también en la dirección inversa.
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1.4.4.1 PARAMETROS DE AJUSTE
DE LA PROTECCIÓN
RETARDADA DE
SOBRECORRIENTE
RESIDUAL (TEF).
El ajuste de la protección se lleva a cabo mediante los parámetros agrupados
en:
- AJUSTES GENERALES:
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68
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUAL DE COORDINACIÓN
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUAL DE COORDINACIÓN
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1.4.4.2 ESQUEMA LÓGICO DE LA
PROTECCIÓN DE
SOBRECORRIENTE.
- SEÑALES DE ENTRADA DEL ESQUEMA LÓGICO:
Las señales que se usan como Inputs en el esquema lógico del relé son las
siguientes:
- SEÑALES DE SALIDA DEL ESQUEMA LÓGICO:
Las señales que se usan como Outputs en el esquema lógico del relé son las
siguientes:
70
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUAL DE COORDINACIÓN
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- ESQUEMA LÓGICO:
Como se puede ver en el esquema mostrado anteriormente, las condiciones
que se deben cumplir para que haya un disparo del interruptor son 4. La primera es
que se produzca una sobrecorriente en el neutro, la cual se agruapa en una
sobreintensidad en la secuencia homopolar.
La segunda es que la posición de bloqueo de la protección este desactivada.
Y, la tercera es que la posición en el otro extremo de la línea no este bloqueando el
disparo de esta posición por jerarquía.
71
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La operación de disparo temporizado debe estar disponible para actuar
(Habilitada).
Cuando esto se produzca, el rele podrá efectuar un disparo en las tres fases
(disparo trifásico) o podrá ordenar un disparo monofásico.
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2. CÁLCULOS
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Índice 2.1 SUBESTACIÓN DE TORRENT. .................................................. 1
2.1.1 POSICIÓN SANTA EULALIA .............................................................................................. 2
2.1.1.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA ...................................................................................... 5
2.1.1.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 39660 TORRENT Y 39650 SANTA
EULALIA. ..................................................................................................................................................... 7
2.1.1.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA ................ 8
2.1.1.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA ....................... 10
2.1.1.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 67 N. ............................................................ 11
2.1.1.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80% DE LA LINEA.
14
2.1.1.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA ....................................................................................... 15
2.1.1.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA SANTA EULALIA 79650
A SAN ANTONIO 39635. ........................................................................................................................... 18
2.1.1.9 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................... 20
2.1.2 POSICION IBIZA 4............................................................................................................... 21
2.1.2.1 FUNCIÓN 67N. CARACTERÍSTICA. ............................................................................ 24
2.1.2.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 39660 Y 79625 IBIZA4. ......... 26
2.1.2.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 79625 IBIZA 4 ................................ 28
2.1.2.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA ....................... 29
2.1.2.5 RESISTENCIAS MINIMAS DE ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80% DE LA LINEA.
30
2.1.2.6 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 67 N. ............................................................ 31
2.1.2.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA ....................................................................................... 34
2.1.2.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA IBIZA4 79625 A SAN
ANTONIO 79635. ........................................................................................................................................ 36
2.1.2.9 FALTA TRIFASICA Y BIFASICA A TIERRA EN LA LINEA IBIZA4 79625 A IBIZA23
39610. 38
2.1.2.10 COORDINACIÓN CON LA LINEA IBIZA4 79625 A IBIZA23 39610. ............................... 38
2.1.2.11 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA IBIZA4 39625 A
TORRENT 79660. ....................................................................................................................................... 39
2.1.2.12 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................... 41
2.1.3 POSICION IBIZA 4............................................................................................................... 42
1
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2.1.3.1 FUNCIÓN 67N. CARACTERÍSTICA. ............................................................................ 45
2.1.3.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 79660 TORRENT Y 39625
IBIZA 4. 47
2.1.3.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39625 IBIZA 4 ....................... 49
2.1.3.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39625 IBIZA 4. ............................... 50
2.1.3.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 67 N. ............................................................ 51
2.1.3.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80% DE LA
LINEA. 54
2.1.3.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA ................................................................................ 55
2.1.3.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA IBIZA4 79625 A SAN
ANTONIO 79635. ............................................................................................................................... 57
2.1.3.9 COORDINACIÓN CON LA LINEA IBIZA4 79625 A IBIZA23 39610........................ 59
2.1.3.10 COORDINACIÓN CON LA LINEA IBIZA4 79625 A IBIZA23 39610........................ 59
2.1.3.11 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA IBIZA4 39625 A
TORRENT 79660. ............................................................................................................................... 60
2.1.3.12 TIPO DE ESQUEMA ........................................................................................................ 62
2.2 SUBESTACIÓN DE SANTA EULALIA. .................................... 63
2.2.1 POSICIÓN SAN ANTONIO ................................................................................................. 64
2.2.1.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA .................................................................................... 67
2.2.1.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 79650 SANTA EULALIA Y 39635
SAN ANTONIO. .......................................................................................................................................... 69
2.2.1.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39635 SAN ANTONIO. .................. 70
2.2.1.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS 39635 SAN ANTONIO.................................. 71
2.2.1.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 67 N. ............................................................ 72
2.2.1.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80% DE LA LINEA.
75
2.2.1.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA ....................................................................................... 76
2.2.1.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA 79635 SAN ANTONIO A
79625 IBIZA4 .............................................................................................................................................. 78
2.2.1.9 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA 39635 SAN ANTONIO A
39640 SAN JORGE ..................................................................................................................................... 80
2.2.1.10 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................... 82
2
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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2.2.2 POSICIÓN TORRENT ......................................................................................................... 83
2.2.2.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA .................................................................................... 86
2.2.2.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 39650 SANTA EULALIA Y 39660
TORRENT ................................................................................................................................................... 88
2.2.2.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39660 TORRENT. .......................... 89
2.2.2.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS 39660 TORRENT.......................................... 91
2.2.2.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 67 N. ............................................................ 92
2.2.2.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80% DE LA LINEA.
95
2.2.2.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA ....................................................................................... 96
2.2.2.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA 39660 TORRENT A 79625
IBIZA 4 98
2.2.2.9 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA 39660 TORRENT A 79625
IBIZA 4 100
2.2.2.10 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 21. .............................................................. 102
2.1.1.1 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................. 105
2.2 SUBESTACIÓN DE SAN ANTONIO. ...................................... 106
2.2.1 POSICIÓN SANTA EULALIA .......................................................................................... 107
2.2.1.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA .................................................................................. 110
2.2.1.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 39635 SAN ANTONIO Y 79650
SANTA EULALIA .................................................................................................................................... 112
2.2.1.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 79650 SANTA EULALIA. ........... 113
2.2.1.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 79650 SANTA EULALIA. .................... 115
2.2.1.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 67 N. .......................................................... 116
2.2.1.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80% DE LA LINEA.
119
2.2.1.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA ..................................................................................... 120
2.2.1.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA SAN 39650 SANTA
EULALIA A 39660 TORRENT. ............................................................................................................... 122
2.2.1.9 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................. 124
2.2.2 POSICIÓN IBIZA 4............................................................................................................. 125
2.2.2.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA .................................................................................. 128
2.2.2.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 79635 SAN ANTONIO Y 79625
IBIZA 4 130
2.2.2.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 79625 IBIZA 4. ............................. 132
2.2.2.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 79625 IBIZA 4. ..................................... 134
2.2.2.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 67 N. .......................................................... 135
3
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
2.2.2.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80% DE LA LINEA.
138
2.2.2.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA ..................................................................................... 139
2.2.2.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA 79625 IBIZA 4 A 39660
TORRENT. ................................................................................................................................................ 141
2.2.2.9 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA 79625 IBIZA 4 A 79660
TORRENT. ................................................................................................................................................ 143
2.1.1.1 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 21. .............................................................. 145
2.1.1.1 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................. 148
2.1.2 POSICIÓN IBIZA 4............................................................................................................. 149
2.1.2.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA .................................................................................. 152
2.1.2.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 39635 SAN ANTONIO Y 39640 SAN
JORGE 154
2.1.2.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39640 SAN JORGE. ..................... 156
2.1.2.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39640 SAN JORGE. ............................. 158
2.1.2.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 67 N. .......................................................... 159
2.1.2.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80% DE LA LINEA.
162
2.1.2.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA ..................................................................................... 163
2.1.2.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA SAN 39640 SAN JORGE A
39670 BOSSA. ........................................................................................................................................... 165
2.1.2.9 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA SAN 9645 SAN JORGE A
9600 FORMENTERA. .............................................................................................................................. 167
2.1.2.10 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA SAN 9645 SAN JORGE A
49600 FORMENTERA. ............................................................................................................................ 168
2.1.2.11 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................. 169
2.2 SUBESTACIÓN DE FORMENTERA. ..................................... 170
2.2.1 POSICIÓN SAN JORGE. ................................................................................................... 171
2.2.1.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA .................................................................................. 174
2.2.1.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 9600 FORMENTERA Y 9645 SAN
JORGE. 176
2.2.1.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 9645 SAN JORGE. ....................... 177
2.2.1.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 9645 SAN JORGE. ............................... 179
2.2.1.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 67 N. .......................................................... 180
2.2.1.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80% DE LA LINEA.
183
2.2.1.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA ..................................................................................... 184
4
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
2.2.1.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA SAN 39640 SAN JORGE A
39635 SAN ANTONIO. ............................................................................................................................. 187
2.2.1.9 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................. 189
1
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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2.1 SUBESTACIÓN DE TORRENT.
39650
SANTA
EULALIA
79625
IBIZA 4
39650
IBIZA 4
2
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
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2.1.1 POSICIÓN SANTA EULALIA
BUS DE SALIDA 39660 - TORRENT
BUS DE DESTINO 39650 – SANTA EULALIA
Características de la línea a proteger:
CAPACIDAD DE TRANSPORTE 577,35 Amperios Primarios
Estructura de la línea a proteger:
- Se trata de una línea completamente aérea.
3
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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SUBESTACIÓN TORRENT Station Name
LÍNEA
Length unit KM BUS
Line length
10,13 Km POSICIÓN SANTA EULALIA Object Name
X1
1,10 Ohm
PROTECCIONES PRIMARIA TNR66EUL_P1
R1
0,33 Ohm
SECUNDARIA TNR66EUL_P2
X0
3,30 Ohm
R0 0,99 Ohm
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES PE-Protección de Tierra
PRIMARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase
Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF Temporizada OFF
tMin_TEF 0,05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF I4
k_TEF Dial 0,35
IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1 0,91 Ohm X1PE_Z1 0,91 Ohm
R1PP_Z1
0,28 Ohm R1PE_Z1
0,28 Ohm
RFPP_Z1 2,18 Ohm RFPE_Z1 5,64 Ohm
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 t1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
2,06 Ohm X1PE_Z2
2,06 Ohm
R1PP_Z2 0,63 Ohm R1PE_Z2 0,63 Ohm
RFPP_Z2
2,67 Ohm RFPE_Z2
10,67 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0,21 t2PE
0,21
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
3,28 Ohm X1PE_Z3
3,28 Ohm
R1PP_Z3
0,92 Ohm R1PE_Z3
0,92 Ohm
RFPP_Z3
2,67 Ohm RFPE_Z3
10,67 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0,9 t3PE
0,9
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 ON OperationPP_Z4 Estado Z4 ON
X1PP_Z4
1,64 Ohm X1PE_Z4
1,64 Ohm
R1PP_Z4
0,50 Ohm R1PE_Z4
0,50 Ohm
RFPP_Z4
2,67 Ohm RFPE_Z4
10,16 Ohm
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 ON OperationPE_Z5 Estado Z5 ON
X1PP_Z5 1,28 Ohm X1PE_Z5 1,28 Ohm
R1PP_Z5
0,39 Ohm R1PE_Z5
0,39 Ohm
RFPP_Z5 2,67 Ohm RFPE_Z5 7,92 Ohm
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
t5PP 0 t5PE 0
4
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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POSICIÓN
tBreaker 0,02 Sg
I1Scale
160
U1Scale
600
I1r
5
U1r
63,509
Inominal 577
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
SECUNDARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF Temporizada ON tMin_TEF
0,05
IMin_TEF
100 IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0,35
IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
0,91 Ohm X1PE_Z1
0,91 Ohm
R1PP_Z1
0,28 Ohm R1PE_Z1
0,28 Ohm
RFPP_Z1
2,18 Ohm RFPE_Z1
5,64 Ohm
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 T1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON
OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
2,06 Ohm
X1PE_Z2
2,06 Ohm
R1PP_Z2
0,63 Ohm
R1PE_Z2
0,63 Ohm
RFPP_Z2
2,67 Ohm
RFPE_Z2
10,67 Ohm
Timer t2PP Temporización ON
Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0,21
t2PE
0,21
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON
OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
3,28 Ohm
X1PE_Z3
3,28 Ohm
R1PP_Z3
0,92 Ohm
R1PE_Z3
0,92 Ohm
RFPP_Z3
2,67 Ohm
RFPE_Z3
10,67 Ohm
Timer t3PP Temporización ON
Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0,9
t3PE
0,9
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF
OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF
X1PP_Z4
1,64 Ohm
X1PE_Z4
1,64 Ohm
R1PP_Z4
0,50 Ohm
R1PE_Z4
0,50 Ohm
RFPP_Z4
2,67 Ohm
RFPE_Z4
10,16 Ohm
Timer t4PP Temporización OFF
Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0
t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 OFF
OperationPE_Z5 Estado Z5 OFF
X1PP_Z5
1,28 Ohm
X1PE_Z5
1,28 Ohm
R1PP_Z5
0,39 Ohm
R1PE_Z5
0,39 Ohm
RFPP_Z5
2,67 Ohm
RFPE_Z5
7,92 Ohm
Timer t5PP Temporización OFF
Timer t5PE Temporización OFF
t5PP
0
t5PE 0
5
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
2.1.1.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA
La característica encontrada en el pre-estudio del ajuste de la protección 67N es la
siguiente:
Se puede apreciar como el tiempo de ajuste de la zona IOC es de 0,02 segundos, lo
cual no cumple con los requisitos de ajuste establecidos anteriormente.
800 Aprimarios 1,1 Segundos
800 Aprimarios 0,02 Segundos
6
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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La corriente de arranque está ajustada al 11% luego:
Que en Amperios Primarios se corresponde con una intensidad de:
El límite entre la función temporizada y la instantánea se encuentra ajustado al 100%
(IN>> =100), luego:
La intensidad de arranque son 88 Amperios primarios lo que relacionándolo con la
capacidad máxima de transporte (577 Amperios):
El criterio de ajuste dice que debe establecerse entre el 17% y el 30%, por lo que se
debe modificar la corriente de arranque a un valor comprendido entre el 17% y el
30% de la capacidad máxima de transporte de dicha protección.
El valor elegido como ajuste se corresponde al de 24% que se encuentra intermedio
entre ambos valores (17 y 30%).
Por lo tanto:
Que se corresponden con:
7
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A continuación para establecer el ajuste del limite entre la función instantánea y
temporizada se realizan cortocircuitos monofásicos a tierra al 70% de la línea a la
que protege dicha protección y, monofásicos y bifásicos a tierra en barras de la
subestación de destino.
2.1.1.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL
70% ENTRE 39660 TORRENT Y 39650
SANTA EULALIA.
Intensidad de Falta: 6932.31 @ -80.4 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA 70% TORRENT-SANTA EULALIA
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 6932,31 2310,8 2310,8 6932,31 0 0
Áng. -80,4 (+) -80 (+) -80 (+) -80 (+) 0 0
39660
TORRENT
39650
EULALIA
Mód. 3156,2 1749,3 1749,3 4549,1 702,3 702,3
Áng. -77 (+) -80 (+) 80 (+) -80 (+) 94 (+) 94 (+)
39660
TORRENT
79625
IBIZA4
Mód. 1471,7 879,6 879,6 2248,3 393,1 393,1
Áng. 104 (-) 100 (-) 100 (-) 101 (-) -87 (-) -87 (-)
79660
TORRENT
79625
IBIZA4
Mód. 1455,7 869,7 869,7 2223,3 388,5 388,5
Áng. 104 (-) 100 (-) 100 (-) 101 (-) -87 (-) -87 (-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
8
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Para una intensidad de 3156,2 Amperios primarios el relé actuaría en la zona
instantánea (0,02 segundos).
Se debe corregir entonces el tiempo de actuación de dicha protección,
ajustándolo a un tiempo igual a 200ms.
2.1.1.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA
Intensidad de Falta 7035.03 @ -81.3 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA EN BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 7035 2345 2345 7035 0 0
Áng. -81 (+) -81 (+) -81 (+) -81 (+) 0 0
39660
TORRENT
39650
EULALIA
Mód. 1662.8 1550.6 1550.6 3649 1007.1 1007.1
Áng. -72 (+) -81 (+) -81 (+) -80(+) 94 (+) 94 (+)
39660
TORRENT
79625
IBIZA4
Mód. 770.4 779.6 779.6 1812.5 529.1 529.1
Áng. 109 (-) 99 (-) 99 (-) 100 (-) -86 (-) -86 (-)
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79660
TORRENT
79625
IBIZA4
Mód. 762.1 770.9 770.9 1792.3 523.1 523.1
Áng. 109 (-) 99 (-) 99 (-) 100 (-) -86 (-) -86 (-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
La intensidad leída por le relé es de 1662,8 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo igual a 0,02 (Ya que se encuentra dentro de la
zona instantánea al ser la intensidad mayor de 800 Amperios Primarios).
Por lo tanto este valor de corriente no ajusta el tiempo de actuación
ante dicha falta establecido por lo criterios de ajuste. A continuación se realiza un
cortocircuito bifásico a tierra en la subestación de destino, para establecer el peor
caso en el ajuste entre la zona instantánea y temporizada de la protección 67N.
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2.1.1.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA
Intensidad de Falta 8643,8@ 98 Amperios Primarios.
BIFÁSICA A TIERRA EN BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 8643,8 4406 1525 0 6671,1 6754
Áng. 98 (+) -81 (+) 100 (+) 0 149 (+) 49 (+)
39660
TORRENT
39650
EULALIA
Mód. 2043,1 2913,3 1008,4 1237,4 3844,3 3687,1
Áng. 107 (+) -81 (+) 100 (+) -87 (+) 164 (+) 35 (+)
39660
TORRENT
79625
IBIZA4
Mód. 946,6 1464 507 650,1 1924,5 1838,7
Áng. -71 (-) 99 (-) -80 (-) 93 (-) -15 (-) -146(-)
79660
TORRENT
79625
IBIZA4
Mód. 936,3 1448,5 501,4 642,7 1902,9 1818,3
Áng. -71 (-) 99 (-) -80 (-) 93 (-) -15 (-) -146 (-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
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La intensidad leída por le relé es de 2043,1 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo igual a 0,02 (Ya que se encuentra dentro de la
zona instantánea al ser la intensidad mayor de 800 Amperios Primarios).
Este valor al igual que el producido por una falta monofásica a tierra en el
mismo lugar provocan una actuación en la zona instantánea de la protección lo cual
no cumple los requisitos de ajuste.
2.1.1.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA
FUNCIÓN 67 N.
El resumen de los requisitos que se deben cumplir son los siguientes.
- Intensidad de Arranque:
Que se corresponden con:
- Limite entre la función temporizada e instantánea:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% 3156,2 A 200 ms
Falta Monofasica
en Barras
1662,8 A 400ms-600ms
Falta bifásica en
Barras
2043,1 A 400ms-600ms
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Por lo tanto el límite de la zona instantánea y temporizada se encontrará
ajustada a un valor comprendido entre 3156,2 (Falta Monofásica al 70% de la línea)
y el valor máximo de corriente producido por las faltas monofásicas y bifásicas a
tierra en la barras de la subestación de destino. En este caso el valor más restrictivo
es producido por la falta bifásica a tierra la cual produce que el relé vea una
intensidad igual a 2043,1 Amperios primarios .
El valor elegido es de 3000 Amperios primarios que se corresponden con:
Al intentar ajustar la zona instantánea de protección a un tiempo de actuación de
200ms, se encuentra que el relé no dispone de tal rango de ajuste por lo tanto el
ajuste de esta zona a 200ms no resulta posible. Para solucionar este problema lo que
se hace es realizar la protección de la zona instantánea con la función 51N de neutro,
la cual se sumaría a la protección 67N de tiempo definido.
La función temporizada quedara definida por:
Ajuste
Arranque
(Amperios de Rele)
0,85 A_sec
Dial 0,45
Tipo de curva Very Inverse
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La función definitiva queda:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% A 3156,2 A 200 ms (51N)
Falta Monofasica en
Barras
C 1662,8 A 542 ms
Falta bifásica en Barras B 2043,1 A 434 ms
Como se puede apreciar en los valores ajustados la protección temporizada coordina
las faltas en las barras de la subestación de destino entre 0,4 y 0,6 ms lo cual era
exigido para una correcta coordinación de la protección.
14
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2.1.1.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE
ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80%
DE LA LINEA.
PROTECCION
OBJETO DE
ESTUDIO
PROTECCIONES A
ESPALDAS
ORIENTACIÓN 39650 SANTA
EULALIA
79625 IBIZA 4 39650 IBIZA 4
FALTA 20% 375 Ω 175 Ω 175 Ω
50% 275 Ω 125 Ω 125 Ω
80% 175 Ω 100 Ω 75 Ω
De los resultados mostrados en la tabla se puede llegar a la conclusión de que
existe una coordinación adecuada entre la protección que se está estudiando y las que
se encuentran a espaldas, ya que, para que las protecciones a espaldas arranquen
(Tiempo de actuación infinito) necesitan una resistencia de 175 Ω, la cual provoca
que la protección estudiada vea una intensidad de 178,6 Amperios primarios, lo cual
provocará una actuación en unos 4 segundos. Por lo tanto, existe selectividad entre
dichas funciones.
15
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2.1.1.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA
La línea que se desea proteger cuenta con las siguientes características:
R X
Secuencia Positiva 1.28720 3,83676
Secuencia Homopolar 3,92519 13,1712
La zona 1 de dicha protección se encuentra ajustada a 3,59943 @ 71,45, lo que hace
que la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
La zona 2 de dicha protección se encuentra ajustada a 5,22114 @ 71,45, lo que hace
que la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
Es decir, es 1,29 veces la línea que protege.
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Las características de FASE encontradas en esta protección son:
17
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Las características de NEUTRO encontradas en esta protección son:
Para comprobar la selectividad de dicha protección se realizaran cortocircuitos
Trifásicos y Bifásicos a Tierra en todas las líneas de salida de la subestación de
destino.
Zona 2
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2.1.1.8 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA SANTA
EULALIA 79650 A SAN ANTONIO 39635.
La zona 1 de la protección localizada en la subestación de destino que protege dicha
línea está ajustada a 5,24 @ 71,5 Ohmios, siendo la línea que protege de:
R X
Secuencia Positiva 1.88963 5.63231
Secuencia Homopolar 5.74339 19.3476
Luego la protección se encuentra ajustada al:
√
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- La curva de color Rojo se corresponde con la segunda zona de la protección situada en la
subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección
situada en la subestación de destino.
Como se puede apreciar en la gráfica superior la selectivad que existe entre
ambos elementos permite que una falta situada al 88% de la línea de salida más
corta de la subestación de destino (Santa Eulalia) sea despejada en primera zona por
la protección situada en dicha línea y que a su vez esta falta no sea vista en segunda
zona por la protección estudiada.
20
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2.1.1.9 TIPO DE ESQUEMA
El tipo de esquema utilizado es PermissiveOR:
El funcionamiento se basa en que ambos relés envían una señal continua de
bloqueo, denominada señal de guarda.
Las condiciones que establecen la actuación en instantáneo del relé situado en
la subestación de origen se fundamentan en:
- Falta en primera zona desde la subestación de Origen.
- Falta en zona distinta a primera zona desde la subestación de Destino.
21
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2.1.2 POSICION IBIZA 4.
BUS DE SALIDA 39660 - TORRENT
BUS DE DESTINO 79625 – IBIZA 4
Características de la línea a proteger:
CAPACIDAD DE TRANSPORTE 843,53 Amperios Primarios
Estructura de la línea a proteger:
- Se trata de una línea completamente aérea.
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TORRENT Station Name
LÍNEA
Length unit KM
Line length
2,30 Km IBIZA2 Object Name
X1
0,08 Ohm
PRIMARIA TNR66IBZ2_P1
R1
0,04 Ohm SECUNDARIA TNR66IBZ2_P2
X0
0,04 Ohm
R0 0,11 Ohm
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
PRIMARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase
Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF Temporizada OFF
tMin_TEF
0,05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0,41
IN>_TEF Arranque 14% 112 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
0,06 Ohm X1PE_Z1
0,06 Ohm
R1PP_Z1
0,03 Ohm R1PE_Z1
0,03 Ohm
RFPP_Z1
0,12 Ohm RFPE_Z1
0,17 Ohm
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 t1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
0,12 Ohm X1PE_Z2
0,12 Ohm
R1PP_Z2
0,06 Ohm R1PE_Z2
0,06 Ohm
RFPP_Z2
0,23 Ohm RFPE_Z2
0,30 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0,21 t2PE
0,21
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
1,95 Ohm X1PE_Z3
1,95 Ohm
R1PP_Z3
0,57 Ohm R1PE_Z3
0,57 Ohm
RFPP_Z3
2,67 Ohm RFPE_Z3
10,67 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0,8 t3PE
0,8
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 ON OperationPP_Z4 Estado Z4 ON
X1PP_Z4
0,11 Ohm X1PE_Z4
0,11 Ohm
R1PP_Z4
0,06 Ohm R1PE_Z4
0,06 Ohm
RFPP_Z4
0,22 Ohm RFPE_Z4
0,30 Ohm
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 ON OperationPE_Z5 Estado Z5 ON
X1PP_Z5
0,11 Ohm X1PE_Z5
0,11 Ohm
R1PP_Z5
0,06 Ohm R1PE_Z5
0,06 Ohm
RFPP_Z5
0,22 Ohm RFPE_Z5
0,30 Ohm
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
23
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POSICIÓN
tBreaker 0,02 Sg
I1Scale
160
U1Scale
600
I1r
5
U1r
63,509
Inominal 849
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
SECUNDARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF Temporizada ON tMin_TEF
0,5
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0,32
IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 #N/A Operation_Z1 Dirección Z1 #N/A
OperationPP_Z1 Estado Z1 #N/A OperationPE_Z1 Estado Z1 #N/A
X1PP_Z1
#N/A X1PE_Z1
#N/A
R1PP_Z1
#N/A R1PE_Z1
#N/A
RFPP_Z1
#N/A RFPE_Z1
#N/A
Timer t1PP Temporización #N/A Timer T1PE Temporización #N/A
t1PP
#N/A T1PE
#N/A
Operation_Z2 Dirección Z2 #N/A Operation_Z2 Dirección Z2 #N/A
OperationPP_Z2 Estado Z2 #N/A OperationPE_Z2 Estado Z2 #N/A
X1PP_Z2
#N/A X1PE_Z2
#N/A
R1PP_Z2
#N/A R1PE_Z2
#N/A
RFPP_Z2
#N/A RFPE_Z2
#N/A
Timer t2PP Temporización #N/A Timer T2PE Temporización #N/A
t2PP
#N/A t2PE
#N/A
Operation_Z3 Dirección Z3 #N/A Operation_Z3 Dirección Z3 #N/A
OperationPP_Z3 Estado Z3 #N/A OperationPE_Z3 Estado Z3 #N/A
X1PP_Z3
#N/A X1PE_Z3
#N/A
R1PP_Z3
#N/A R1PE_Z3
#N/A
RFPP_Z3
#N/A RFPE_Z3
#N/A
Timer t3PP Temporización #N/A Timer t3PE Temporización #N/A
t3PP
#N/A t3PE
#N/A
Operation_Z4 Dirección Z4 #N/A Operation_Z4 Dirección Z4 #N/A
OperationPP_Z4 Estado Z4 #N/A OperationPP_Z4 Estado Z4 #N/A
X1PP_Z4
#N/A X1PE_Z4
#N/A
R1PP_Z4
#N/A R1PE_Z4
#N/A
RFPP_Z4
#N/A RFPE_Z4
#N/A
Timer t4PP Temporización #N/A Timer t4PE Temporización #N/A
t4PP
#N/A t4PE
#N/A
Operation_Z5 Dirección Z5 #N/A Operation_Z5 Dirección Z5 #N/A
OperationPP_Z5 Estado Z5 #N/A OperationPE_Z5 Estado Z5 #N/A
X1PP_Z5
#N/A X1PE_Z5
#N/A
R1PP_Z5
#N/A R1PE_Z5
#N/A
RFPP_Z5
#N/A RFPE_Z5
#N/A
Timer t5PP Temporización #N/A Timer t5PE Temporización #N/A
24
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2.1.2.1 FUNCIÓN 67N. CARACTERÍSTICA.
La característica encontrada en el pre-estudio del ajuste de la protección 67N es la
siguiente:
Se puede apreciar como el tiempo de ajuste de la zona IOC es de 0,02 segundos, lo
cual no cumple con los requisitos de ajuste establecidos anteriormente.
800 Aprimarios 1,4 Segundos
800 Aprimarios 0,02 Segundos
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La corriente de arranque está ajustada al 11% luego:
Que en Amperios Primarios se corresponde con una intensidad de:
El límite entre la función temporizada y la instantánea se encuentra ajustado al 100%
(IN>> =100), luego:
La intensidad de arranque son 88 Amperios primarios lo que relacionándolo con la
capacidad máxima de transporte (843,53 Amperios):
El criterio de ajuste dice que debe establecerse entre el 17% y el 30%, por lo que se
debe modificar la corriente de arranque a un valor comprendido entre el 17% y el
30% de la capacidad máxima de transporte de dicha protección.
El valor elegido como ajuste se corresponde al de 24% que se encuentra intermedio
entre ambos valores (17 y 30%).
Por lo tanto:
26
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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Que se corresponden con:
A continuación para establecer el ajuste del limite entre la función instantánea y
temporizada se realizan cortocircuitos monofásicos a tierra al 70% de la línea a la
que protege dicha protección y, monofásicos y bifásicos a tierra en barras de la
subestación de destino.
2.1.2.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL
70% ENTRE 39660 Y 79625 IBIZA4.
Intensidad de Falta: 14059,2 @ -87 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA 70% TORRENT-IBIZA4
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 14059,2 4686,39 4686,39 14059,2 0 0
Áng. -87 (+) -87 (+) -87 (+) -87 (+) 0 0
39660
TORRENT
79625
IBIZA4
Mód. 2735,6 721,8 721,8 2355,3 190,6 190,6
Áng. -88 (+) -87 (+) -87 (+) -87 (+) -91 (-) -91 (-)
39660
TORRENT
39650
EULALIA
Mód. 376,5 46,2 46,2 217,4 79,8 79,8
Áng. 98 (-) 105 (-) 105 (-) 101 (-) 94 (+) 94 (+)
27
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79660
TORRENT
39625
IBIZA4
Mód. 1466,5 676,5 676,5 1841,8 188,3 188,3
Áng. 94 (-) 93 (-) 93 (-) 93 (-) -91 (-) -91 (-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
Para una intensidad de 2735,6 Amperios primarios el relé actuaría en la zona
instantánea (0,02 segundos).
Se debe corregir entonces el tiempo de actuación de dicha protección,
ajustándolo a un tiempo igual a 200ms.
28
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2.1.2.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 79625 IBIZA 4
Intensidad de Falta 14409,6@ -88º Amperios Primarios.
MONOFÁSICA EN BARRAS DE 79625 IBIZA 4
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 14409 4803,2 4803,2 14409 0 0
Áng. -88 (+) -88 (+) -88 (+) -88 (+) 0 0
39660
TORRENT
79625
IBIZA4
Mód. 633,3 13,6 13,6 237,9 197,8 197,8
Áng. -84 (+) -73 (+) -73 (+) -83 (+) -85 (-) -85 (-)
39660
TORRENT
39650
EULALIA
Mód. 372,3 27,1 27,1 178,3 97,1 97,1
Áng. 103 (-) 107 (-) 107 (-) 104 (-) 102 (+) 102 (+)
79660
TORRENT
39625
IBIZA4
Mód. 626,4 13,5 13,5 235,3 195,6 195,6
Áng. -84 (+) -73 (+) -73 (+) -83 (+) -85 (-) -85 (-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
La intensidad leída por le relé es de 633,3 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo igual a 1,2 segundos (Ya que se encuentra dentro
de la zona temporizada al ser la intensidad menor de 800 Amperios Primarios).
29
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Por lo tanto este valor de corriente no ajusta el tiempo de actuación ante dicha
falta establecido por lo criterios de ajuste. A continuación se realiza un cortocircuito
bifásico a tierra en la subestación de destino, para establecer el peor caso en el ajuste
entre la zona instantánea y temporizada de la protección 67N.
2.1.2.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS
DE 39650 SANTA EULALIA
Intensidad de Falta 30.076,6 Amperios Primarios.
BIFÁSICA A TIERRA EN BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 24286,5 9169,3 1074,3 0 15085,1 14991,5
Áng. 92 (+) -88 (+) 91 (+) 0 128 (+) 56 (+)
39660
TORRENT
79625
IBIZA4
Mód. 1067,4 26,1 3,1 333,3 363,2 372,6
Áng. 96 (+) -73 (+) 106 (+) 95 (-) 100 (-) 92 (+)
39660
TORRENT
39650
EULALIA
Mód. 627,5 51,8 6,1 163,6 234,5 240,2
Áng. -77 (-) 107 (-) -74 (-) -78 (+) -64 (+) 88 (-)
30
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79660
TORRENT
79625
IBIZA4
Mód. 1055,8 25,8 3 329,7 359,2 368,6
Áng. 96 (+) -73 (+) 106 (+) 95 (-) 100 (-) 92 (+)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
La intensidad leída por le relé es de 1067,4 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo igual a 0,02 (Ya que se encuentra dentro de la
zona instantánea al ser la intensidad mayor de 800 Amperios Primarios).
Este valor a provoca una actuación en la zona instantánea de la protección lo
cual no cumple los requisitos de ajuste.
2.1.2.5 RESISTENCIAS MINIMAS DE
ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80%
DE LA LINEA.
PROTECCION
OBJETO DE
ESTUDIO
PROTECCIONES A
ESPALDAS
ORIENTACIÓN 79625 IBIZA 4 39650 SANTA
EULALIA
39650 IBIZA 4
FALTA 20% 210 Ω 13 Ω 160 Ω
50% 140 Ω 12 Ω 95 Ω
80% 64 Ω 11 Ω 24 Ω
31
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De los resultados mostrados en la tabla se puede llegar a la conclusión de que
existe una coordinación adecuada entre la protección que se está estudiando y las que
se encuentran a espaldas, ya que, para que las protecciones a espaldas arranquen
(Tiempo de actuación infinito) necesitan una resistencia de 160 Ω, la cual provoca
que la protección estudiada la vea con una resistencia mucho menor a su resistencia
mínima de arranque, lo que la hace disparar antes que las que tiene a espaldas.
2.1.2.6 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA
FUNCIÓN 67 N.
El resumen de los requisitos que se deben cumplir son los siguientes.
- Intensidad de Arranque:
Que se corresponden con:
- Limite entre la función temporizada e instantánea:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% 2735,6 A 200 ms
Falta Monofasica
en Barras
633,3 A 400ms-600ms
Falta bifásica en
Barras
1067,4 A 400ms-600ms
32
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Por lo tanto el límite de la zona instantánea y temporizada se encontrará
ajustada a un valor comprendido entre 2735,6 (Falta Monofásica al 70% de la línea)
y el valor máximo de corriente producido por las faltas monofásicas y bifásicas a
tierra en la barras de la subestación de destino. En este caso el valor más restrictivo
es producido por la falta bifásica a tierra la cual produce que el relé vea una
intensidad igual a 1067,4 Amperios primarios .
El valor elegido es de 2500 Amperios primarios que se corresponden con:
Al intentar ajustar la zona instantánea de protección a un tiempo de actuación de
200ms, se encuentra que el relé no dispone de tal rango de ajuste por lo tanto el
ajuste de esta zona a 200ms no resulta posible. Para solucionar este problema lo que
se hace es realizar la protección de la zona instantánea con la función 51N de neutro,
la cual se sumaría a la protección 67N de tiempo definido.
La función temporizada quedara definida por:
Ajuste
Arranque
(Amperios de Rele)
1,25 A_sec
Dial 0,1
Tipo de curva Standard Inverse
33
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La función definitiva queda:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% A 2735,6 A 200 ms (51N)
Falta Monofasica en
Barras
C 633,3 A 606ms
Falta bifásica en Barras B 1067,4 A 414ms
Como se puede apreciar en los valores ajustados la protección temporizada coordina
las faltas en las barras de la subestación de destino entre 0,4 y 0,6 ms lo cual era
exigido para una correcta coordinación de la protección.
34
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2.1.2.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA
La línea que se desea proteger cuenta con las siguientes características:
R X
Secuencia Positiva 0,07013 0,34804
Secuencia Homopolar 0,39814 0,07144
La zona 1 de dicha protección se encuentra ajustada a 0,24 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
La zona 2 de dicha protección se encuentra ajustada a 0,47 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
Es decir, 1,32 veces la longitud de la linea.
35
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Las características de FASE encontradas en esta protección son:
Las características de NEUTRO encontradas en esta protección son:
36
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2.1.2.8 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA IBIZA4
79625 A SAN ANTONIO 79635.
La zona 1 de la protección situada en la protección de destino que protege dicha línea
está ajustada a 3,59943 @ 71,45 Ohmios, siendo la línea que protege de:
R X
Secuencia Positiva 1,31203 3,96265
Secuencia Homopolar 3,94349 13,3577
Luego la protección se encuentra ajustada al:
√
37
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- La curva de color Rojo se corresponde con la segunda zona de la protección situada en la
subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección
situada en la subestación de destino.
Como se puede apreciar en la gráfica superior la selectivad que existe entre
ambos elementos permite que una falta situada al 86% de la línea de salida más
corta de la subestación de destino (Ibiza4) sea despejada en primera zona por la
protección situada en dicha línea y que a su vez esta falta no sea vista en segunda
zona por la protección estudiada.
38
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2.1.2.9 FALTA TRIFASICA Y BIFASICA A
TIERRA EN LA LINEA IBIZA4 79625 A
IBIZA23 39610.
La linea a la quese hece referencia es una linea de 104 metros de longitud, con las
siguientes características:
R X
Secuencia Positiva 0,00436 0,01568
Secuencia Homopolar 0,03223 0,01045
Por lo tanto se hace prescindible el uso de la protección de distancia en este caso.
2.1.2.10 COORDINACIÓN CON LA LINEA
IBIZA4 79625 A IBIZA23 39610.
La linea a la quese hece referencia es una linea de 118 metros de longitud, con las
siguientes características:
R X
Secuencia Positiva 0,00479 0,01742
Secuencia Homopolar 0,03615 0,01176
Por lo tanto se hace prescindible el uso de la protección de distancia en este caso.
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2.1.2.11 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA IBIZA4
39625 A TORRENT 79660.
La zona 1 de la protección situada en la protección de destino que protege dicha línea
está ajustada a 0,24 @ 71,5 Ohmios, siendo la línea que protege de:
R X
Secuencia Positiva 0,07100 0,35196
Secuencia Homopolar 0,40249 0,07231
Luego la protección se encuentra ajustada al:
√
40
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- La curva de color Rojo se corresponde con la segunda zona de la protección situada en la
subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección
situada en la subestación de destino.
Como se puede apreciar en la gráfica superior existe selectivad entre ambos
elementos.
41
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2.1.2.12 TIPO DE ESQUEMA
El tipo de esquema utilizado es PermissiveOR:
El funcionamiento se basa en que ambos relés envían una señal continua de
bloqueo, denominada señal de guarda.
Las condiciones que establecen la actuación en instantáneo del relé situado en
la subestación de origen se fundamentan en:
- Falta en primera zona desde la subestación de Origen.
- Falta en zona distinta a primera zona desde la subestación de Destino.
42
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2.1.3 POSICION IBIZA 4.
BUS DE SALIDA 79660 - TORRENT
BUS DE DESTINO 39625 – IBIZA 4
Características de la línea a proteger:
CAPACIDAD DE TRANSPORTE 843,53 Amperios Primarios
Estructura de la línea a proteger:
- Se trata de una línea completamente aérea.
43
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SUBESTACIÓN TORRENT Station Name
LÍNEA
Length unit KM BUS
Line length
2,30 Km POSICIÓN IBIZA 1 Object Name
X1
0,08 Ohm
PROTECCIONES PRIMARIA TNR66IBZ1_P1
R1
0,04 Ohm
SECUNDARIA TNR66IBZ1_P2
X0
0,04 Ohm
R0 0,11 Ohm
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
PRIMARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase
Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF Temporizada OFF
tMin_TEF
0,05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0,41
IN>_TEF Arranque 14% 112 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
0,06 Ohm X1PE_Z1
0,06 Ohm
R1PP_Z1
0,03 Ohm R1PE_Z1
0,03 Ohm
RFPP_Z1
0,12 Ohm RFPE_Z1
0,17 Ohm
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 t1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
0,12 Ohm X1PE_Z2
0,12 Ohm
R1PP_Z2
0,06 Ohm R1PE_Z2
0,06 Ohm
RFPP_Z2
0,23 Ohm RFPE_Z2
0,30 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0,21 t2PE
0,21
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
1,95 Ohm X1PE_Z3
1,95 Ohm
R1PP_Z3
0,57 Ohm R1PE_Z3
0,57 Ohm
RFPP_Z3
2,67 Ohm RFPE_Z3
10,67 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0,8 t3PE
0,8
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 ON OperationPP_Z4 Estado Z4 ON
X1PP_Z4
0,11 Ohm X1PE_Z4
0,11 Ohm
R1PP_Z4
0,06 Ohm R1PE_Z4
0,06 Ohm
RFPP_Z4
0,22 Ohm RFPE_Z4
0,30 Ohm
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 ON OperationPE_Z5 Estado Z5 ON
X1PP_Z5
0,11 Ohm X1PE_Z5
0,11 Ohm
R1PP_Z5
0,06 Ohm R1PE_Z5
0,06 Ohm
RFPP_Z5
0,22 Ohm RFPE_Z5
0,30 Ohm
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
44
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LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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POSICIÓN
tBreaker 0,02 Sg
I1Scale
160
U1Scale
600
I1r
5
U1r
63,509
Inominal 849
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
SECUNDARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF Temporizada ON tMin_TEF
0,5
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0,32
IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 #N/A Operation_Z1 Dirección Z1 #N/A
OperationPP_Z1 Estado Z1 #N/A OperationPE_Z1 Estado Z1 #N/A
X1PP_Z1
#N/A X1PE_Z1
#N/A
R1PP_Z1
#N/A R1PE_Z1
#N/A
RFPP_Z1
#N/A RFPE_Z1
#N/A
Timer t1PP Temporización #N/A Timer T1PE Temporización #N/A
t1PP
#N/A T1PE
#N/A
Operation_Z2 Dirección Z2 #N/A Operation_Z2 Dirección Z2 #N/A
OperationPP_Z2 Estado Z2 #N/A OperationPE_Z2 Estado Z2 #N/A
X1PP_Z2
#N/A X1PE_Z2
#N/A
R1PP_Z2
#N/A R1PE_Z2
#N/A
RFPP_Z2
#N/A RFPE_Z2
#N/A
Timer t2PP Temporización #N/A Timer T2PE Temporización #N/A
t2PP
#N/A t2PE
#N/A
Operation_Z3 Dirección Z3 #N/A Operation_Z3 Dirección Z3 #N/A
OperationPP_Z3 Estado Z3 #N/A OperationPE_Z3 Estado Z3 #N/A
X1PP_Z3
#N/A X1PE_Z3
#N/A
R1PP_Z3
#N/A R1PE_Z3
#N/A
RFPP_Z3
#N/A RFPE_Z3
#N/A
Timer t3PP Temporización #N/A Timer t3PE Temporización #N/A
t3PP
#N/A t3PE
#N/A
Operation_Z4 Dirección Z4 #N/A Operation_Z4 Dirección Z4 #N/A
OperationPP_Z4 Estado Z4 #N/A OperationPP_Z4 Estado Z4 #N/A
X1PP_Z4
#N/A X1PE_Z4
#N/A
R1PP_Z4
#N/A R1PE_Z4
#N/A
RFPP_Z4
#N/A RFPE_Z4
#N/A
Timer t4PP Temporización #N/A Timer t4PE Temporización #N/A
t4PP
#N/A t4PE
#N/A
Operation_Z5 Dirección Z5 #N/A Operation_Z5 Dirección Z5 #N/A
OperationPP_Z5 Estado Z5 #N/A OperationPE_Z5 Estado Z5 #N/A
X1PP_Z5
#N/A X1PE_Z5
#N/A
R1PP_Z5
#N/A R1PE_Z5
#N/A
RFPP_Z5
#N/A RFPE_Z5
#N/A
Timer t5PP Temporización #N/A Timer t5PE Temporización #N/A
45
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2.1.3.1 FUNCIÓN 67N. CARACTERÍSTICA.
La característica encontrada en el pre-estudio del ajuste de la protección 67N es la
siguiente:
Se puede apreciar como el tiempo de ajuste de la zona IOC es de 0,02 segundos, lo
cual no cumple con los requisitos de ajuste establecidos anteriormente.
800 Aprimarios 1,4 Segundos
800 Aprimarios 0,02 Segundos
46
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LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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La corriente de arranque está ajustada al 14% luego:
Que en Amperios Primarios se corresponde con una intensidad de:
El límite entre la función temporizada y la instantánea se encuentra ajustado al 100%
(IN>> =100), luego:
La intensidad de arranque son 112 Amperios primarios lo que relacionándolo con la
capacidad máxima de transporte (843,53 Amperios):
El criterio de ajuste dice que debe establecerse entre el 17% y el 30%, por lo que se
debe modificar la corriente de arranque a un valor comprendido entre el 17% y el
30% de la capacidad máxima de transporte de dicha protección.
El valor elegido como ajuste se corresponde al de 24% que se encuentra intermedio
entre ambos valores (17 y 30%).
Por lo tanto:
47
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Que se corresponden con:
A continuación para establecer el ajuste del limite entre la función instantánea y
temporizada se realizan cortocircuitos monofásicos a tierra al 70% de la línea a la
que protege dicha protección y, monofásicos y bifásicos a tierra en barras de la
subestación de destino
2.1.3.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL
70% ENTRE 79660 TORRENT Y 39625
IBIZA 4.
Intensidad de Falta: 14055,9@-87 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA 70% TORRENT-IBIZA4
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 14055.9 4685.3 4685.3 14055.9 0 0
Áng. -87 (+) -87 (+) -87 (+) -87 (+) 0 0
79660
TORRENT
39625
IBIZA4
Mód. 2751.1 729.2 729.2 2375.4 188.3 188.3
Áng. -88(+) -87(+) -87(+) -87(+) -91(-) -91(-)
48
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39660
TORRENT
39650
EULALIA
Mód. 376.4 46.2 46.2 217.4 79.8 79.8
Áng. 98(-) 105(-) 105(-) 101(-) 94(+) 94(+)
39660
TORRENT
79625
IBIZA4
Mód. 1482.2 684 684 1862 190.6 190.6
Áng. 94 (-) 93 (-) 93 (-) 93(-) -91(-) -91(-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
Para una intensidad de 2751,1 Amperios primarios el relé actuaría en la zona
instantánea (0,02 segundos).
Se debe corregir entonces el tiempo de actuación de dicha protección,
ajustándolo a un tiempo igual a 200ms.
49
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2.1.3.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 39625 IBIZA 4
Intensidad de Falta 14409.6@-88 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA EN BARRAS DE 39625 IBIZA 4
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 14409.6 4803.2 4803.2 14409.6 0 0
Áng. -88(+) -88(+) -88(+) -88(+) 0 0
79660
TORRENT
39625
IBIZA4
Mód. 626.8 13.5 13.5 235.3 195.6 195.6
Áng. -84(+) -73 (+) -73 (+) -83 (+) -85(-) -85(-)
39660
TORRENT
39650
EULALIA
Mód. 372.13 27.1 27.1 178.3 97.1 97.1
Áng. 103 (-) 107 (-) 107 (-) 104(-) 102(+) 102(+)
39660
TORRENT
79625
IBIZA4
Mód. 633.3 13.6 13.6 237.9 197.8 197.8
Áng. -84(+) -73(+) -73(+) -83(+) -85(-) -85(-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
La intensidad leída por le relé es de 626,8 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo igual a unos 1,2 segundos (Ya que se encuentra
dentro de la zona temporizada al ser la intensidad menor de 800 Amperios
Primarios).
50
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Por lo tanto este valor de corriente no ajusta el tiempo de actuación ante dicha
falta establecido por lo criterios de ajuste. A continuación se realiza un cortocircuito
bifásico a tierra en la subestación de destino, para establecer el peor caso en el ajuste
entre la zona instantánea y temporizada de la protección 67N.
2.1.3.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 39625 IBIZA 4.
Intensidad de Falta 13817.8@56 Amperios Primarios.
BIFÁSICA A TIERRA EN BARRAS DE 39625 IBIZA 4
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 22463.9 8429.7 942.1 0 13817.8 13817.8
Áng. 92(+) -88(+) 91(+) 0 128(+) 56(+)
79660
TORRENT
39625
IBIZA4
Mód. 1012 25.9 2.9 314.8 344.8 354.1
Áng. 96(+) -73(+) 106(+) 95(-) 100(-) 92(+)
39660
TORRENT
39650
EULALIA
Mód. 601.5 52.1 5.8 154.4 226.3 231.9
Áng. -77(-) 107(-) -74(-) -78(+) -63(+) -89(-)
39660
TORRENT
79625
IBIZA4
Mód. 1023.1 26.2 2.9 318.3 348.6 358
Áng. 96(+) -73(+) 106(+) 95(-) 100(-) 92(+)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
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La intensidad leída por le relé es de 1012 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo igual a 0,02 (Ya que se encuentra dentro de la
zona instantánea al ser la intensidad mayor de 800 Amperios Primarios).
Este valor provoca una actuación en la zona instantánea de la protección lo cual no
cumple los requisitos de ajuste.
2.1.3.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA
FUNCIÓN 67 N.
El resumen de los requisitos que se deben cumplir son los siguientes.
- Intensidad de Arranque:
Que se corresponden con:
- Limite entre la función temporizada e instantánea:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% 2751.1 A 200 ms
Falta Monofásica
en Barras
626,8 A 400ms-600ms
Falta bifásica en
Barras
1012 A 400ms-600ms
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Por lo tanto el límite de la zona instantánea y temporizada se encontrará
ajustada a un valor comprendido entre 2751,1 (Falta Monofásica al 70% de la línea)
y el valor máximo de corriente producido por las faltas monofásicas y bifásicas a
tierra en la barras de la subestación de destino. En este caso el valor más restrictivo
es producido por la falta bifásica a tierra la cual produce que el relé vea una
intensidad igual a 1012 Amperios primarios .
El valor elegido es de 2500 Amperios primarios que se corresponden con:
Al intentar ajustar la zona instantánea de protección a un tiempo de actuación de
200ms, se encuentra que el relé no dispone de tal rango de ajuste por lo tanto el
ajuste de esta zona a 200ms no resulta posible. Para solucionar este problema lo que
se hace es realizar la protección de la zona instantánea con la función 51N de neutro,
la cual se sumaría a la protección 67N de tiempo definido.
La función temporizada quedara definida por:
Ajuste
Arranque
(Amperios de Rele)
1,25 A_sec
Dial 0,1
Tipo de curva Standard Inverse
53
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La función definitiva queda:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% A 2751.1 A 200 ms (51N)
Falta Monofasica en
Barras
C 626,8 A 600ms
Falta bifásica en Barras B 1012 A 412ms
Como se puede apreciar en los valores ajustados la protección temporizada coordina
las faltas en las barras de la subestación de destino entre 0,4 y 0,6 ms lo cual era
exigido para una correcta coordinación de la protección.
54
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2.1.3.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE
ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y
80% DE LA LINEA.
PROTECCION
OBJETO DE
ESTUDIO
PROTECCIONES A
ESPALDAS
ORIENTACIÓN 39625 IBIZA 4 39650 SANTA
EULALIA
79625 IBIZA 4
FALTA 20% 220Ω 15Ω 170Ω
50% 150Ω 10Ω 100Ω
80% 135Ω 10Ω 100Ω
De los resultados mostrados en la tabla se puede llegar a la conclusión de que
existe una coordinación adecuada entre la protección que se está estudiando y las que
se encuentran a espaldas, ya que, para que las protecciones a espaldas arranquen
(Tiempo de actuación infinito) necesitan una resistencia de 170 Ω, la cual provoca
que la protección estudiada la vea con una resistencia mucho menor a su resistencia
mínima de arranque, lo que la hace disparar antes que las que tiene a espaldas.
55
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2.1.3.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA
La línea que se desea proteger cuenta con las siguientes características:
R X
Secuencia Positiva 0,07100 0,35196
Secuencia Homopolar 0,40249 0,07231
La zona 1 de dicha protección se encuentra ajustada a 0,24 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
La zona 2 de dicha protección se encuentra ajustada a 0,47 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
Es decir, 1,3 veces la longitud de la linea.
56
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Las características de FASE encontradas en esta protección son:
Las características de NEUTRO encontradas en esta protección son:
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2.1.3.8 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA
IBIZA4 79625 A SAN ANTONIO 79635.
La zona 1 de la protección situada en la protección de destino que protege dicha línea
está ajustada a 3,59943 @ 71,45 Ohmios, siendo la línea que protege de:
R X
Secuencia Positiva 1,31203 3,96265
Secuencia Homopolar 3,94349 13,3577
Luego la protección se encuentra ajustada al:
√
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- La curva de color Rojo se corresponde con la segunda zona de la protección situada en la
subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección
situada en la subestación de destino.
Como se puede apreciar en la gráfica superior la selectivad que existe entre
ambos elementos permite que una falta situada al 86% de la línea de salida más
corta de la subestación de destino (Ibiza4) sea despejada en primera zona por la
protección situada en dicha línea y que a su vez esta falta no sea vista en segunda
zona por la protección estudiada.
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2.1.3.9 COORDINACIÓN CON LA LINEA
IBIZA4 79625 A IBIZA23 39610.
La linea a la que se hace referencia es una linea de 104 metros de longitud, con las
siguientes características:
R X
Secuencia Positiva 0,00436 0,01568
Secuencia Homopolar 0,03223 0,01045
Por lo tanto se hace prescindible el uso de la protección de distancia en este caso.
2.1.3.10 COORDINACIÓN CON LA LINEA
IBIZA4 79625 A IBIZA23 39610.
La linea a la que se hace referencia es una linea de 118 metros de longitud, con las
siguientes características:
R X
Secuencia Positiva 0,00479 0,01742
Secuencia Homopolar 0,03615 0,01176
Por lo tanto se hace prescindible el uso de la protección de distancia en este caso.
60
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2.1.3.11 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA
IBIZA4 39625 A TORRENT 79660.
La zona 1 de la protección situada en la protección de destino que protege dicha línea
está ajustada a 0,24 @ 71,5 Ohmios, siendo la línea que protege de:
R X
Secuencia Positiva 0,07100 0,35196
Secuencia Homopolar 0,40249 0,07231
Luego la protección se encuentra ajustada al:
√
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- La curva de color Rojo se corresponde con la segunda zona de la protección situada en la
subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección situada en la
subestación de destino.
Como se puede apreciar en la gráfica superior existe selectivad entre ambos
elementos.
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2.1.3.12 TIPO DE ESQUEMA
El tipo de esquema utilizado es PermissiveOR:
El funcionamiento se basa en que ambos relés envían una señal continua de
bloqueo, denominada señal de guarda.
Las condiciones que establecen la actuación en instantáneo del relé situado en
la subestación de origen se fundamentan en:
- Falta en primera zona desde la subestación de Origen.
- Falta en zona distinta a primera zona desde la subestación de Destino.
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2.2 SUBESTACIÓN DE SANTA EULALIA.
39635
SAN
ANTONIO
39660
TORRENT
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2.2.1 POSICIÓN SAN ANTONIO
BUS DE SALIDA 79650 – SANTA EULALIA
BUS DE DESTINO 39635 – SAN ANTONIO
Características de la línea a proteger:
CAPACIDAD DE TRANSPORTE 577,35 Amperios Primarios
Estructura de la línea a proteger:
- Se trata de una línea completamente aérea.
65
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SUBESTACIÓN STA EULALIA Station Name
LÍNEA
Length unit KM BUS
Line length
14.88 Km POSICIÓN SAN ANTONIO Object Name
X1
1.59 Ohm
PROTECCIONES PRIMARIA EUL66SAN_P1
R1
0.45 Ohm
SECUNDARIA EUL66SAN_P2
X0
5.38 Ohm
R0 1.22 Ohm
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
PRIMARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase
Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF
OFF
tMin_TEF
0.05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0.29
IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
1.32 Ohm X1PE_Z1
1.32 Ohm
R1PP_Z1
0.38 Ohm R1PE_Z1
0.38 Ohm
RFPP_Z1
2.67 Ohm RFPE_Z1
8.92 Ohm
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 t1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
1.90 Ohm X1PE_Z2
1.90 Ohm
R1PP_Z2
0.54 Ohm R1PE_Z2
0.54 Ohm
RFPP_Z2
2.67 Ohm RFPE_Z2
10.67 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0.26 t2PE
0.26
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
3.22 Ohm X1PE_Z3
3.22 Ohm
R1PP_Z3
0.92 Ohm R1PE_Z3
0.92 Ohm
RFPP_Z3
2.67 Ohm RFPE_Z3
10.67 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0.9 t3PE
0.9
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 ON OperationPP_Z4 Estado Z4 ON
X1PP_Z4
2.38 Ohm X1PE_Z4
2.38 Ohm
R1PP_Z4
0.68 Ohm R1PE_Z4
0.68 Ohm
RFPP_Z4
2.67 Ohm RFPE_Z4
10.67 Ohm
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 ON OperationPE_Z5 Estado Z5 ON
X1PP_Z5
1.13 Ohm X1PE_Z5
1.13 Ohm
R1PP_Z5
0.32 Ohm R1PE_Z5
0.32 Ohm
RFPP_Z5
2.67 Ohm RFPE_Z5
7.62 Ohm
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
66
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POSICIÓN
tBreaker 0.02 Sg
I1Scale
160
U1Scale
600
I1r
5
U1r
63.509
Inominal 577
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
SECUNDARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF
OFF tMin_TEF
0.05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0.3
IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
1.32 Ohm X1PE_Z1
1.32 Ohm
R1PP_Z1
0.38 Ohm R1PE_Z1
0.38 Ohm
RFPP_Z1
2.67 Ohm RFPE_Z1
8.92 Ohm
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 T1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
1.90 Ohm X1PE_Z2
1.90 Ohm
R1PP_Z2
0.54 Ohm R1PE_Z2
0.54 Ohm
RFPP_Z2
2.67 Ohm RFPE_Z2
10.67 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0.26 t2PE
0.26
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
3.22 Ohm X1PE_Z3
3.22 Ohm
R1PP_Z3
0.92 Ohm R1PE_Z3
0.92 Ohm
RFPP_Z3
2.67 Ohm RFPE_Z3
10.67 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0.9 t3PE
0.9
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF
X1PP_Z4
2.00 Ohm X1PE_Z4
2.00 Ohm
R1PP_Z4
2.00 Ohm R1PE_Z4
2.00 Ohm
RFPP_Z4
2.00 Ohm RFPE_Z4
2.00 Ohm
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 OFF OperationPE_Z5 Estado Z5 OFF
X1PP_Z5
2.00 Ohm X1PE_Z5
2.00 Ohm
R1PP_Z5
2.00 Ohm R1PE_Z5
2.00 Ohm
RFPP_Z5
2.00 Ohm RFPE_Z5
2.00 Ohm
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
67
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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2.2.1.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA
La característica encontrada en el pre-estudio del ajuste de la protección 67N es la
siguiente:
Se puede apreciar como el tiempo de ajuste de la zona IOC es de 0,01 segundos, lo
cual no cumple con los requisitos de ajuste establecidos anteriormente.
Además, se observa como existe una zona para corrientes superiores a 60 amperios
en las que el relé no llegaría ni arrancar.
68
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
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La corriente de arranque está ajustada al 11% luego:
Que en Amperios Primarios se corresponde con una intensidad de:
El límite entre la función temporizada y la instantánea se encuentra ajustado al 100%
(IN>> =100), luego:
La intensidad de arranque son 88 Amperios primarios lo que relacionándolo con la
capacidad máxima de transporte (577 Amperios):
El criterio de ajuste dice que debe establecerse entre el 17% y el 30%, por lo que se
debe modificar la corriente de arranque a un valor comprendido entre el 17% y el
30% de la capacidad máxima de transporte de dicha protección.
El valor elegido como ajuste se corresponde al de 24% que se encuentra intermedio
entre ambos valores (17 y 30%).
Por lo tanto:
69
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Que se corresponden con:
A continuación para establecer el ajuste del limite entre la función instantánea y
temporizada se realizan cortocircuitos monofásicos a tierra al 70% de la línea a la
que protege dicha protección y, monofásicos y bifásicos a tierra en barras de la
subestación de destino.
2.2.1.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL
70% ENTRE 79650 SANTA EULALIA Y
39635 SAN ANTONIO.
Intensidad de Falta: 6060.6 @ -80 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA 70% SAN ANTONIO-SANTA EULALIA
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 6060.6 2020.2 2020.2 6060.6 0 0
Áng. -80 (+) -80 (+) -80 (+) -80 (+) 0 0
79650
EULALIA
39635
ANTONIO
Mód. 2033.0 672.9 672.9 2023.5 6.3 6.3
Áng. -79 (+) -79 (+) -79 (+) -79 (+) -39 (-) -39 (-)
39650
EULALIA
39660
TORRENT
Mód. 539.2 672.9 672.9 1523.0 497.0 497.0
Áng. -69 (-) -79 (-) -79 (-) -78 (-) 97(-) 97 (-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
70
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Para una intensidad de 2033,0 Amperios primarios el relé actuaría en la zona
instantánea (0,02 segundos).
Se debe corregir entonces el tiempo de actuación de dicha protección,
ajustándolo a un tiempo igual a 200ms.
2.2.1.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 39635 SAN ANTONIO.
Intensidad de Falta 8228.4 @ -82 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA EN BARRAS DE 39635 SAN ANTONIO
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 8228.4 27428.8 27428.8 8228.4 0 0
Áng. -82 (+) -82 -82 -82 (+) 0 0
79650
EULALIA
39635
ANTONIO
Mód. 930.4 527.9 527.9 1364.6 221.7 221.7
Áng. -76(+) -82(+) -82(+) -80(+) 90(+) 90(+)
39650
EULALIA
39660
TORRENT
Mód. 213.6 527.9 527.9 1124.6 459.6 459.6
Áng. -66 (-) -82 (-) -82 (-) -81 (-) 96(-) 96(-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
71
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La intensidad leída por le relé es de 930,4 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo igual a 0,02 (Ya que se encuentra dentro de la
zona instantánea al ser la intensidad mayor de 800 Amperios Primarios).
Por lo tanto este valor de corriente no ajusta el tiempo de actuación ante dicha
falta establecido por lo criterios de ajuste. A continuación se realiza un cortocircuito
bifásico a tierra en la subestación de destino, para establecer el peor caso en el ajuste
entre la zona instantánea y temporizada de la protección 67N.
2.2.1.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN
BARRAS 39635 SAN ANTONIO.
Intensidad de Falta 10324.0@ 98 Amperios Primarios.
BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39635 SAN ANTONIO
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 10324.0 5140.6 1699.3 0 7876.0 7838.1
Áng. 98(+) -82(+) 97(+) 0 147 (+) 49 (+)
79650
EULALIA
39635
ANTONIO
Mód. 1167.3 989.4 327.0 278.1 1384.2 1310.9
Áng. 104 (+) -82(+) 98(+) -90(+) 157(+) 41 (+)
39650
EULALIA
39660
TORRENT
Mód. 268.0 989.4 327.0 576.7 1238.2 1189.8
Áng. 114 (-) -82 (-) 98 (-) -84 (-) 168(-) 29 (-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
72
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La intensidad leída por le relé es de 1167,3 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo igual a 0,02 (Ya que se encuentra dentro de la
zona instantánea al ser la intensidad mayor de 800 Amperios Primarios).
Este valor al igual que el producido por una falta monofásica a tierra en el mismo
lugar provocan una actuación en la zona instantánea de la protección lo cual no
cumple los requisitos de ajuste.
2.2.1.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA
FUNCIÓN 67 N.
El resumen de los requisitos que se deben cumplir son los siguientes.
- Intensidad de Arranque:
Que se corresponden con:
- Limite entre la función temporizada e instantánea:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% 2033 A 200 ms
Falta monofásica
en Barras
930,4 A 400ms-600ms
Falta bifásica en
Barras
1167,3 A 400ms-600ms
73
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Por lo tanto el límite de la zona instantánea y temporizada se encontrará
ajustada a un valor comprendido entre 2033 (Falta Monofásica al 70% de la línea) y
el valor máximo de corriente producido por las faltas monofásicas y bifásicas a tierra
en la barras de la subestación de destino. En este caso el valor más restrictivo es
producido por la falta bifásica a tierra la cual produce que el relé vea una intensidad
igual a 1167,3 Amperios primarios .
El valor elegido es de 1900 Amperios primarios que se corresponden con:
Al intentar ajustar la zona instantánea de protección a un tiempo de actuación de
200ms, se encuentra que el relé no dispone de tal rango de ajuste por lo tanto el
ajuste de esta zona a 200ms no resulta posible. Para solucionar este problema lo que
se hace es realizar la protección de la zona instantánea con la función 51N de neutro,
la cual se sumaría a la protección 67N de tiempo definido.
La función temporizada quedara definida por:
Ajuste
Arranque
(Amperios de Rele)
0,85 A_sec
Dial 0,15
Tipo de curva Very Inverse
74
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La función definitiva queda:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% A 2033 A 200ms (51N)
Falta Monofasica en
Barras
C 930,4 A 418ms
Falta bifásica en Barras B 1167,3 A 554ms
Como se puede apreciar en los valores ajustados la protección temporizada coordina
las faltas en las barras de la subestación de destino entre 0,4 y 0,6 ms lo cual era
exigido para una correcta coordinación de la protección.
75
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2.2.1.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE
ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80%
DE LA LINEA.
PROTECCION
OBJETO DE
ESTUDIO
PROTECCIONES A
ESPALDAS
ORIENTACIÓN 39635 EULALIA 39660 TORRENT
FALTA 20% 340 Ω 80 Ω
50% 220 Ω 55 Ω
80% 140 Ω 45 Ω
De los resultados mostrados en la tabla se puede llegar a la conclusión de que
existe una coordinación adecuada entre la protección que se está estudiando y las que
se encuentran a espaldas, ya que, para que las protecciones a espaldas arranquen
(Tiempo de actuación infinito) necesitan una resistencia de 80 Ω, la cual provoca que
la protección estudiada la vea con una resistencia mucho menor a su resistencia
mínima de arranque, lo que la hace disparar antes que las que tiene a espaldas.
76
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2.2.1.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA
La línea que se desea proteger cuenta con las siguientes características:
R X
Secuencia Positiva 1.88963 5,63231
Secuencia Homopolar 5.74339 19,3476
La zona 1 de dicha protección se encuentra ajustada a 5.24 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
La zona 2 de dicha protección se encuentra ajustada a 7.53 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
Es decir, es 1,26 veces la línea que protege.
77
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Las características de FASE encontradas en esta protección son:
Las características de NEUTRO encontradas en esta protección son:
78
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Para comprobar la selectividad de dicha protección se realizaran
cortocircuitos Trifásicos y Bifásicos a Tierra en todas las líneas de salida de la
subestación de destino.
2.2.1.8 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA 79635
SAN ANTONIO A 79625 IBIZA4
La zona 1 de la protección localizada en la subestación de destino que protege dicha
línea está ajustada a 3.62 @ 71.5 Ohmios, siendo la línea que protege de:
R X
Secuencia Positiva 1.31203 3.96265
Secuencia Homopolar 3.94349 13.3577
Luego la protección se encuentra ajustada al:
√
79
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- La curva de color Rojo se corresponde con la segunda zona de la protección situada en la
subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección situada en la
subestación de destino.
Como se puede apreciar en la gráfica superior la selectivad que existe entre
ambos elementos permite que una falta situada al 88% de la línea de salida más
corta de la subestación de destino (San Antonio) sea despejada en primera zona por
la protección situada en dicha línea y que a su vez esta falta no sea vista en segunda
zona por la protección estudiada.
80
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2.2.1.9 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA 39635
SAN ANTONIO A 39640 SAN JORGE
La zona 1 de la protección localizada en la subestación de destino que protege dicha
línea está ajustada a 2.68 @ 71.5 Ohmios, siendo la línea que protege de:
R X
Secuencia Positiva 0.84942 2.99301
Secuencia Homopolar 2.30389 10.1490
Luego la protección se encuentra ajustada al:
√
81
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- La curva de color Rojo se corresponde con la segunda zona de la protección situada en la
subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección
situada en la subestación de destino.
Como se puede apreciar en la gráfica superior la selectivad que existe entre
ambos elementos permite que una falta situada al 88% de la línea de salida más
corta de la subestación de destino (San Antonio) sea despejada en primera zona por
la protección situada en dicha línea y que a su vez esta falta no sea vista en segunda
zona por la protección estudiada.
82
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2.2.1.10 TIPO DE ESQUEMA
El tipo de esquema utilizado es PermissiveOR:
El funcionamiento se basa en que ambos relés envían una señal continua de
bloqueo, denominada señal de guarda.
Las condiciones que establecen la actuación en instantáneo del relé situado en
la subestación de origen se fundamentan en:
- Falta en primera zona desde la subestación de Origen.
- Falta en zona distinta a primera zona desde la subestación de Destino.
83
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2.2.2 POSICIÓN TORRENT
BUS DE SALIDA 39650 – SANTA EULALIA
BUS DE DESTINO 39660 – TORRENT
Características de la línea a proteger:
CAPACIDAD DE TRANSPORTE 577,35 Amperios Primarios
Estructura de la línea a proteger:
- Se trata de una línea completamente aérea.
84
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SUBESTACIÓN STA. EULARIA Station Name
LÍNEA
Length unit KM BUS
Line length
10.13 Km POSICIÓN TORRENT Object Name
X1
1.10 Ohm
PROTECCIONES PRIMARIA EUL66TNR_P1
R1
0.33 Ohm
SECUNDARIA EUL66TNR_P2
X0
3.30 Ohm
R0 0.99 Ohm
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
PRIMARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase
Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF
OFF
tMin_TEF
0.05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0.29
IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
0.91 Ohm X1PE_Z1
0.91 Ohm
R1PP_Z1
0.28 Ohm R1PE_Z1
0.28 Ohm
RFPP_Z1
2.18 Ohm RFPE_Z1
5.64 Ohm
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 t1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
1.32 Ohm X1PE_Z2
1.32 Ohm
R1PP_Z2
0.40 Ohm R1PE_Z2
0.40 Ohm
RFPP_Z2
2.67 Ohm RFPE_Z2
8.12 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0.26 t2PE
0.26
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
2.34 Ohm X1PE_Z3
2.34 Ohm
R1PP_Z3
1.20 Ohm R1PE_Z3
1.20 Ohm
RFPP_Z3
2.67 Ohm RFPE_Z3
6.14 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0.8 t3PE
0.8
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 ON OperationPP_Z4 Estado Z4 ON
X1PP_Z4
1.64 Ohm X1PE_Z4
1.64 Ohm
R1PP_Z4
0.50 Ohm R1PE_Z4
0.50 Ohm
RFPP_Z4
2.67 Ohm RFPE_Z4
10.16 Ohm
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 ON OperationPE_Z5 Estado Z5 ON
X1PP_Z5
1.10 Ohm X1PE_Z5
1.10 Ohm
R1PP_Z5
0.34 Ohm R1PE_Z5
0.34 Ohm
RFPP_Z5
2.62 Ohm RFPE_Z5
6.77 Ohm
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
85
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POSICIÓN
tBreaker 0.02 Sg
I1Scale
160
U1Scale
600
I1r
5
U1r
63.509
Inominal 577
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
SECUNDARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF
OFF tMin_TEF
0.05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0.29
IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
0.91 Ohm X1PE_Z1
0.91 Ohm
R1PP_Z1
0.28 Ohm R1PE_Z1
0.28 Ohm
RFPP_Z1
2.18 Ohm RFPE_Z1
5.64 Ohm
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 T1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
1.32 Ohm X1PE_Z2
1.32 Ohm
R1PP_Z2
0.40 Ohm R1PE_Z2
0.40 Ohm
RFPP_Z2
2.67 Ohm RFPE_Z2
8.12 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0.26 t2PE
0.26
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
2.34 Ohm X1PE_Z3
2.34 Ohm
R1PP_Z3
1.20 Ohm R1PE_Z3
1.20 Ohm
RFPP_Z3
2.67 Ohm RFPE_Z3
6.14 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0.8 t3PE
0.8
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF
X1PP_Z4
0.11 Ohm X1PE_Z4
0.11 Ohm
R1PP_Z4
0.06 Ohm R1PE_Z4
0.06 Ohm
RFPP_Z4
0.22 Ohm RFPE_Z4
0.30 Ohm
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 OFF OperationPE_Z5 Estado Z5 OFF
X1PP_Z5
0.11 Ohm X1PE_Z5
0.11 Ohm
R1PP_Z5
0.06 Ohm R1PE_Z5
0.06 Ohm
RFPP_Z5
0.22 Ohm RFPE_Z5
0.30 Ohm
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
86
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
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2.2.2.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA
La característica encontrada en el pre-estudio del ajuste de la protección 67N es la
siguiente:
Se puede apreciar como el tiempo de ajuste de la zona IOC es de 0,02 segundos, lo
cual no cumple con los requisitos de ajuste establecidos anteriormente.
800 Aprimarios 0,9 Segundos
800 Aprimarios 0,02 Segundos
87
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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La corriente de arranque está ajustada al 11% luego:
Que en Amperios Primarios se corresponde con una intensidad de:
El límite entre la función temporizada y la instantánea se encuentra ajustado al 100%
(IN>> =100), luego:
La intensidad de arranque son 88 Amperios primarios lo que relacionándolo con la
capacidad máxima de transporte (577 Amperios):
El criterio de ajuste dice que debe establecerse entre el 17% y el 30%, por lo que se
debe modificar la corriente de arranque a un valor comprendido entre el 17% y el
30% de la capacidad máxima de transporte de dicha protección.
El valor elegido como ajuste se corresponde al de 24% que se encuentra intermedio
entre ambos valores (17 y 30%).
Por lo tanto:
Que se corresponden con:
88
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A continuación para establecer el ajuste del limite entre la función instantánea y
temporizada se realizan cortocircuitos monofásicos a tierra al 70% de la línea a la
que protege dicha protección y, monofásicos y bifásicos a tierra en barras de la
subestación de destino.
2.2.2.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL
70% ENTRE 39650 SANTA EULALIA Y
39660 TORRENT
Intensidad de Falta: 8593.2 @ -81 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA 70% SANTA EULALIA-TORRENT
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 8593.2 2864.4 2864.4 8593.2 0 0
Áng. -81 (+) -81 (+) -81 (+) -81(+) 0 0
39650
EULALIA
39660
TORRENT
Mód. 2158.7 330.2 330.2 1378.9 391.2 391.2
Áng. -85 (+) -80 (+) -80(+) -83(+) -88(-) -88 (-)
79650
EULALIA
39635
ANTONIO
Mód. 385.3 330.2 330.2 788.4 202.5 202.5
Áng. -75(-) -80(-) -80(-) -79(-) 97(-) 97(-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
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Para una intensidad de 2158,7 Amperios primarios el relé actuaría en la zona
instantánea (0,02 segundos).
Se debe corregir entonces el tiempo de actuación de dicha protección,
ajustándolo a un tiempo igual a 200ms.
2.2.2.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 39660 TORRENT.
Intensidad de Falta 13741.4 @ -86 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA EN BARRAS DE 39660 TORRENT
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 13741.4 4580.5 4580.5 13741.4 0 0
Áng. -86 (+) -86 (+) -86 (+) -86 (+) 0 0
39650
EULALIA
39660
TORRENT
Mód. 413.3 90.2 90.2 314.7 58.1 58.1
Áng. -94 (+) -77 (+) -77 (+) -85(+) -122 (-) -122 (-)
79650
EULALIA
39635
ANTONIO
Mód. 32.4 90.2 90.2 188.6 82.5 82.5
Áng. 61(-) 103(-) 103(-) 101(-) -72 (-) -72 (-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
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La intensidad leída por le relé es de 413,3 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo mayor a 1 segundo (Ya que se encuentra dentro
de la zona temporizada al ser la intensidad menor de 800 Amperios Primarios).
Por lo tanto este valor de corriente no ajusta el tiempo de actuación ante dicha
falta establecido por lo criterios de ajuste. A continuación se realiza un cortocircuito
bifásico a tierra en la subestación de destino, para establecer el peor caso en el ajuste
entre la zona instantánea y temporizada de la protección 67N.
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2.2.2.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN
BARRAS 39660 TORRENT.
Intensidad de Falta 22993.6@ 96 Amperios Primarios.
BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39660 TORRENT
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 22993.6 8722.7 1105.1 0 14751.7 13803.8
Áng. 96(+) -86(+) 79(+) 0 131(+) 59(+)
39650
EULALIA
39660
TORRENT
Mód. 691.6 171.8 21.8 97.3 322.6 368.6
Áng. 88(+) -77(+) 88(+) 61(-) 123(+) 66(+)
79650
EULALIA
39635
ANTONIO
Mód. 54.2 171.8 21.8 138.1 184.3 194.7
Áng. 63(-) -77(-) 88(-) -69(-) 163(-) 39(-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
La intensidad leída por le relé es de 691,6 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo mayor a 1 segundo (Ya que se encuentra dentro
de la zona temporizada al ser la intensidad menor de 800 Amperios Primarios).
Este valor al igual que el producido por una falta monofásica a tierra en el mismo
lugar provocan una actuación en la zona temporizada de la protección mayor a 1
segundo, lo cual no cumple los requisitos de ajuste.
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2.2.2.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA
FUNCIÓN 67 N.
El resumen de los requisitos que se deben cumplir son los siguientes.
- Intensidad de Arranque:
Que se corresponden con:
- Limite entre la función temporizada e instantánea:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% 2158,7 A 200 ms
Falta monofásica
en Barras
413,3 A 400ms-600ms
Falta bifásica en
Barras
691,6 A 400ms-600ms
Por lo tanto el límite de la zona instantánea y temporizada se encontrará
ajustada a un valor comprendido entre 2158,7 (Falta Monofásica al 70% de la línea)
y el valor máximo de corriente producido por las faltas monofásicas y bifásicas a
tierra en la barras de la subestación de destino. En este caso el valor más restrictivo
es producido por la falta bifásica a tierra la cual produce que el relé vea una
intensidad igual a 691,6 Amperios primarios .
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El valor elegido es de 1900 Amperios primarios que se corresponden con:
Al intentar ajustar la zona instantánea de protección a un tiempo de actuación de
200ms, se encuentra que el relé no dispone de tal rango de ajuste por lo tanto el
ajuste de esta zona a 200ms no resulta posible. Para solucionar este problema lo que
se hace es realizar la protección de la zona instantánea con la función 51N de neutro,
la cual se sumaría a la protección 67N de tiempo definido.
La función temporizada quedara definida por:
Ajuste
Arranque
(Amperios de Rele)
0,85 A_sec
Dial 0,1
Tipo de curva Standard Inverse
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La función definitiva queda:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% A 2158,7 A 200ms (51N)
Falta Monofasica en
Barras
C 413,3 A 622ms
Falta bifásica en Barras B 691,6 A 424ms
Como se puede apreciar en los valores ajustados la protección temporizada
coordina las faltas en las barras de la subestación de destino entre 0,4 y 0,6 ms lo
cual era exigido para una correcta coordinación de la protección.
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2.2.2.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE
ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80%
DE LA LINEA.
PROTECCION
OBJETO DE
ESTUDIO
PROTECCIONES A
ESPALDAS
ORIENTACIÓN 39650 EULALIA 39635 SAN ANTONIO
FALTA 20% 270 Ω 50 Ω
50% 190 Ω 30 Ω
80% 110 Ω 17 Ω
De los resultados mostrados en la tabla se puede llegar a la conclusión de que
existe una coordinación adecuada entre la protección que se está estudiando y las que
se encuentran a espaldas, ya que, para que las protecciones a espaldas arranquen
(Tiempo de actuación infinito) necesitan una resistencia de 50 Ω, la cual provoca que
la protección estudiada la vea con una resistencia mucho menor a su resistencia
mínima de arranque, lo que la hace disparar antes que las que tiene a espaldas.
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2.2.2.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA
La línea que se desea proteger cuenta con las siguientes características:
R X
Secuencia Positiva 1.28720 3,83676
Secuencia Homopolar 3,92519 13,1712
La zona 1 de dicha protección se encuentra ajustada a 3,60@ 71,5, lo que hace que la
zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
La zona 2 de dicha protección se encuentra ajustada a 5,22 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
Es decir, es 1,29 veces la línea que protege.
97
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Las características de FASE encontradas en esta protección son:
Las características de NEUTRO encontradas en esta protección son:
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Para comprobar la selectividad de dicha protección se realizaran cortocircuitos
Trifásicos y Bifásicos a Tierra en todas las líneas de salida de la subestación de
destino.
2.2.2.8 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA 39660
TORRENT A 79625 IBIZA 4
La zona 1 de la protección localizada en la subestación de destino que protege dicha
línea está ajustada a 0.24 @ 71.5 Ohmios, siendo la línea que protege de:
R X
Secuencia Positiva 0,07013 0,34804
Secuencia Homopolar 0,39814 0,07144
Luego la protección se encuentra ajustada al:
√
99
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- La curva de color Rojo se corresponde con la segunda zona de la protección situada en la
subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección
situada en la subestación de destino.
Como se puede apreciar en la gráfica superior la selectivad que existe entre
ambos elementos no es la correcta, debido a que la zona 2 de la protección situada en
la subestación de origen, cubre la primera zona de la protección de la subestación de
destino. Por lo que, la segunda zona de la protección situada en la subestación de
origen no tiene un ajuste correcto.
100
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2.2.2.9 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA 39660
TORRENT A 79625 IBIZA 4
La zona 1 de la protección localizada en la subestación de destino que protege dicha
línea está ajustada a 0.24 @ 71.5 Ohmios, siendo la línea que protege de:
R X
Secuencia Positiva 0,07100 0,35196
Secuencia Homopolar 0,40249 0,07231
Luego la protección se encuentra ajustada al:
√
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- La curva de color Rojo se corresponde con la segunda zona de la protección situada en la
subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección
situada en la subestación de destino.
Como se puede apreciar en la gráfica superior la selectivad que existe entre
ambos elementos no es la correcta, debido a que la zona 2 de la protección situada en
la subestación de origen, cubre la primera zona de la protección de la subestación de
destino. Por lo que, la segunda zona de la protección situada en la subestación de
origen no tiene un ajuste correcto.
102
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2.2.2.10 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA
FUNCIÓN 21.
Como se ha estudiado y comprobado anteriormente, la protección 21 no
cumple los requisitos en cuanto a coordinación con las protecciones situadas en las
subestaciones de destino de las líneas 39660 TORRENT A 79625 IBIZA 4 y 39660
TORRENT A 79625 IBIZA 4. Por lo tanto se realiza un reajuste de las protecciones
con la finalidad de corregir la sobre protección de las unidades.
En este caso la línea mas corta de salida de la subestación de destino es la
39660 TORRENT A 79625 IBIZA 4, cuyos parámetros son:
R X
Secuencia Positiva 0,07013 0,34804
Secuencia Homopolar 0,39814 0,07144
La línea a la que protege la protección a estudio cuenta con los siguientes
parámetros:
R X
Secuencia Positiva 1.28720 3,83676
Secuencia Homopolar 3,92519 13,1712
La zona 2 de dicha protección se encuentra ajustada a 5,22 @ 71,5.
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El valor mínimo de ajuste se establece como el valor de impedancia propio de
la línea en la que se sitúa la protección:
√
Manteniendo el ángulo existente de ajuste, se realiza un pequeño calculo con
la finalidad de obtener el valor máximo de impedancia al que la protección puede ser
ajustada:
√ √
Escogiendo un valor intermedio y cercano al valor máximo, se establece el
ajuste de la segunda zona en 4,3 @ 71,5 Ω.
De tal manera que la coordinación con las protecciones en la subestación de
destino queda de la siguiente forma:
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Se puede apreciar cómo se ha conseguido que la segunda zona de la
subestación de origen no sobre proteja la primera zona de la subestación de destino.
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2.1.1.1 TIPO DE ESQUEMA
El tipo de esquema utilizado es PermissiveOR:
El funcionamiento se basa en que ambos relés envían una señal continua de
bloqueo, denominada señal de guarda.
Las condiciones que establecen la actuación en instantáneo del relé situado en
la subestación de origen se fundamentan en:
- Falta en primera zona desde la subestación de Origen.
- Falta en zona distinta a primera zona desde la subestación de Destino.
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2.2 SUBESTACIÓN DE SAN ANTONIO.
79650
SANTA
EULALIA
39640
SAN
JORGE
79625
IBIZA4
107
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2.2.1 POSICIÓN SANTA EULALIA
BUS DE SALIDA 39635 – SAN ANTONIO
BUS DE DESTINO 79650 – SANTA EULALIA
Características de la línea a proteger:
CAPACIDAD DE TRANSPORTE 577,35 Amperios Primarios
Estructura de la línea a proteger:
- Se trata de una línea completamente aérea.
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SUBESTACIÓN SAN ANTONIO Station Name
LÍNEA
Length unit KM BUS
Line length
14.88 Km POSICIÓN STA EULALIA 1 Object Name
X1
1.59 Ohm
PROTECCIONES PRIMARIA SAN66EUL_P1
R1
0.45 Ohm
SECUNDARIA SAN66EUL_P2
X0
5.38 Ohm
R0 1.22 Ohm
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
PRIMARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase
Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF
OFF
tMin_TEF
0.05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0.32
IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
1.32 Ohm X1PE_Z1
1.32 Ohm
R1PP_Z1
0.38 Ohm R1PE_Z1
0.38 Ohm
RFPP_Z1
2.67 Ohm RFPE_Z1
8.92 Ohm
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 t1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
2.08 Ohm X1PE_Z2
2.08 Ohm
R1PP_Z2
0.59 Ohm R1PE_Z2
0.59 Ohm
RFPP_Z2
2.67 Ohm RFPE_Z2
10.67 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0.21 t2PE
0.21
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
3.22 Ohm X1PE_Z3
3.22 Ohm
R1PP_Z3
0.98 Ohm R1PE_Z3
0.98 Ohm
RFPP_Z3
2.67 Ohm RFPE_Z3
10.67 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0.9 t3PE
0.9
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 ON OperationPP_Z4 Estado Z4 ON
X1PP_Z4
2.38 Ohm X1PE_Z4
2.38 Ohm
R1PP_Z4
0.68 Ohm R1PE_Z4
0.68 Ohm
RFPP_Z4
2.67 Ohm RFPE_Z4
10.67 Ohm
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 ON OperationPE_Z5 Estado Z5 ON
X1PP_Z5
1.15 Ohm X1PE_Z5
1.15 Ohm
R1PP_Z5
0.33 Ohm R1PE_Z5
0.33 Ohm
RFPP_Z5
2.67 Ohm RFPE_Z5
7.72 Ohm
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
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POSICIÓN
tBreaker 0.02 Sg
I1Scale
160
U1Scale
600
I1r
5
U1r
63.509
Inominal 577
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
SECUNDARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF
OFF tMin_TEF
0.05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0.32
IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
1.32 Ohm X1PE_Z1
1.32 Ohm
R1PP_Z1
0.38 Ohm R1PE_Z1
0.38 Ohm
RFPP_Z1
2.67 Ohm RFPE_Z1
8.92 Ohm
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 T1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
2.08 Ohm X1PE_Z2
2.08 Ohm
R1PP_Z2
0.59 Ohm R1PE_Z2
0.59 Ohm
RFPP_Z2
2.67 Ohm RFPE_Z2
10.67 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0.21 t2PE
0.21
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
3.22 Ohm X1PE_Z3
3.22 Ohm
R1PP_Z3
0.98 Ohm R1PE_Z3
0.98 Ohm
RFPP_Z3
2.67 Ohm RFPE_Z3
10.67 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0.9 t3PE
0.9
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF
X1PP_Z4
0.11 Ohm X1PE_Z4
0.11 Ohm
R1PP_Z4
0.06 Ohm R1PE_Z4
0.06 Ohm
RFPP_Z4
0.22 Ohm RFPE_Z4
0.30 Ohm
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 OFF OperationPE_Z5 Estado Z5 OFF
X1PP_Z5
0.11 Ohm X1PE_Z5
0.11 Ohm
R1PP_Z5
0.06 Ohm R1PE_Z5
0.06 Ohm
RFPP_Z5
0.22 Ohm RFPE_Z5
0.30 Ohm
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
110
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
2.2.1.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA
La característica encontrada en el pre-estudio del ajuste de la protección 67N es la
siguiente:
Se puede apreciar como el tiempo de ajuste de la zona IOC es de 0,02 segundos, lo
cual no cumple con los requisitos de ajuste establecidos anteriormente.
800 Aprimarios 1,1 Segundos
800 Aprimarios 0,02 Segundos
111
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La corriente de arranque está ajustada al 11% luego:
Que en Amperios Primarios se corresponde con una intensidad de:
El límite entre la función temporizada y la instantánea se encuentra ajustado al 100%
(IN>> =100), luego:
La intensidad de arranque son 88 Amperios primarios lo que relacionándolo con la
capacidad máxima de transporte (577 Amperios):
El criterio de ajuste dice que debe establecerse entre el 17% y el 30%, por lo que se
debe modificar la corriente de arranque a un valor comprendido entre el 17% y el
30% de la capacidad máxima de transporte de dicha protección.
El valor elegido como ajuste se corresponde al de 24% que se encuentra intermedio
entre ambos valores (17 y 30%).
Por lo tanto:
Que se corresponden con:
112
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A continuación para establecer el ajuste del limite entre la función instantánea y
temporizada se realizan cortocircuitos monofásicos a tierra al 70% de la línea a la
que protege dicha protección y, monofásicos y bifásicos a tierra en barras de la
subestación de destino.
2.2.1.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL
70% ENTRE 39635 SAN ANTONIO Y
79650 SANTA EULALIA
Intensidad de Falta: 5770.9 @ -79 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA 70% SAN ANTONIO-SANTA EULALIA
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 5770.9 1923.6 1923.6 5770.9 0 0
Áng. -79(+) -79(+) -79(+) -79(+) 0 0
39635
ANTONIO
79650
EULALIA
Mód. 2119.1 922.2 922.2 2550.6 216.8 216.8
Áng. -78(+) -79(+) -79(+) -79(-) 96(+) 96(+)
79635
ANTONIO
79625
IBIZA 4
Mód. 428.5 522.2 522.2 1185.8 381.7 381.7
Áng. 110(-) 101(-) 101(-) 102(-) -82(-) -82(-)
39635
ANTONIO
39640
JORGE
Mód. 490.4 400.0 400.0 962.7 238 238
Áng. 106(-) 100(-) 100(-) 101(-) -84(-) -84(-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
113
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Para una intensidad de 2119,1 Amperios primarios el relé actuaría en la zona
instantánea (0,02 segundos).
Se debe corregir entonces el tiempo de actuación de dicha protección,
ajustándolo a un tiempo igual a 200ms.
2.2.1.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 79650 SANTA EULALIA.
Intensidad de Falta 7035.0 @ -81 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA EN BARRAS 79650 SANTA EULALIA
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 7035.0 2345.0 2345.0 7035.0 0 0
Áng. -81(+) -81(+) -81(+) -81(+) 0 0
39635
ANTONIO
79650
EULALIA
Mód. 1021.6 794.4 794.4 1927.1 458.7 458.7
Áng. -74(+) -81(+) -81(+) -80(+) 93(+) 93(+)
79635
ANTONIO
79625
IBIZA 4
Mód. 180.7 438.5 438.5 935.3 380.5 380.5
Áng. 114(-) 99(-) 99(-) 100(-) -83(-) -83(-)
114
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39635
ANTONIO
39640
JORGE
Mód. 236.7 356.0 356.0 789.5 279.0 279.0
Áng. 110(-) 99(-) 99(-) 100(-) -84(-) -84(-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
La intensidad leída por le relé es de 1021,6 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo igual a 0,02 (Ya que se encuentra dentro de la
zona instantánea al ser la intensidad mayor de 800 Amperios Primarios).
Por lo tanto este valor de corriente no ajusta el tiempo de actuación
ante dicha falta establecido por lo criterios de ajuste. A continuación se realiza un
cortocircuito bifásico a tierra en la subestación de destino, para establecer el peor
caso en el ajuste entre la zona instantánea y temporizada de la protección 67N.
115
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2.2.1.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 79650 SANTA EULALIA.
Intensidad de Falta 8643.8@ 98 Amperios Primarios.
BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 79650 SANTA EULALIA
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 8643.8 4406.0 1525.0 0 6671.1 6754.0
Áng. 98(+) -81(+) 100(+) 0 149(+) 49(+)
39635
ANTONIO
79650
EULALIA
Mód. 1255.2 1492.6 516.6 563.6 1998.0 1923.6
Áng. -74(+) 99(+) -80(+) 93(+) 18(+) -143(+)
79635
ANTONIO
79625
IBIZA 4
Mód. 222.0 823.8 285.1 467.5 1032.9 1005.4
Áng. -67(-) 99(-) -80(-) 96(-) -10(-) -151(-)
39635
ANTONIO
39640
JORGE
Mód. 290.9 668.8 231.5 342.8 854.3 826.9
Áng. -70(-) 99(-) -80(-) 95(-) -12(-) -149(-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
116
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La intensidad leída por le relé es de 1255,2 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo igual a 0,02 (Ya que se encuentra dentro de la
zona instantánea al ser la intensidad mayor de 800 Amperios Primarios).
Este valor al igual que el producido por una falta monofásica a tierra en el
mismo lugar provocan una actuación en la zona instantánea de la protección lo cual
no cumple los requisitos de ajuste.
2.2.1.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA
FUNCIÓN 67 N.
El resumen de los requisitos que se deben cumplir son los siguientes.
- Intensidad de Arranque:
Que se corresponden con:
- Limite entre la función temporizada e instantánea:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% 2119,1 A 200 ms
Falta monofásica
en Barras
1021,6 A 400ms-600ms
Falta bifásica en
Barras
1255,2 A 400ms-600ms
117
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Por lo tanto el límite de la zona instantánea y temporizada se encontrará
ajustada a un valor comprendido entre 2119,1 (Falta Monofásica al 70% de la línea)
y el valor máximo de corriente producido por las faltas monofásicas y bifásicas a
tierra en la barras de la subestación de destino. En este caso el valor más restrictivo
es producido por la falta bifásica a tierra la cual produce que el relé vea una
intensidad igual a 1255,2 Amperios primarios .
El valor elegido es de 1900 Amperios primarios que se corresponden con:
Al intentar ajustar la zona instantánea de protección a un tiempo de actuación de
200ms, se encuentra que el relé no dispone de tal rango de ajuste por lo tanto el
ajuste de esta zona a 200ms no resulta posible. Para solucionar este problema lo que
se hace es realizar la protección de la zona instantánea con la función 51N de neutro,
la cual se sumaría a la protección 67N de tiempo definido.
La función temporizada quedara definida por:
Ajuste
Arranque
(Amperios de Rele)
0,85 A_sec
Dial 0,25
Tipo de curva Very Inverse
118
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La función definitiva queda:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% A 2119,1 A 200ms(51N)
Falta Monofasica en
Barras
C 1021,6 A 518ms
Falta bifásica en Barras B 1255,2 A 410ms
Como se puede apreciar en los valores ajustados la protección temporizada
coordina las faltas en las barras de la subestación de destino entre 0,4 y 0,6 ms lo
cual era exigido para una correcta coordinación de la protección.
119
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2.2.1.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE
ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80%
DE LA LINEA.
PROTECCION
OBJETO DE
ESTUDIO
PROTECCIONES A
ESPALDAS
ORIENTACIÓN 39635
ANTONIO
79625
IBIZA 4
39640
JORGE
FALTA 20% 320 Ω 65 Ω 75 Ω
50% 230 Ω 45 Ω 50 Ω
80% 125 Ω 25 Ω 30 Ω
De los resultados mostrados en la tabla se puede llegar a la conclusión de que
existe una coordinación adecuada entre la protección que se está estudiando y las que
se encuentran a espaldas, ya que, para que las protecciones a espaldas arranquen
(Tiempo de actuación infinito) necesitan una resistencia de 75 Ω, la cual provoca que
la protección estudiada la vea con una resistencia mucho menor a su resistencia
mínima de arranque, lo que la hace disparar antes que las que tiene a espaldas.
120
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2.2.1.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA
La línea que se desea proteger cuenta con las siguientes características:
R X
Secuencia Positiva 1.88963 5,63231
Secuencia Homopolar 5.74339 19,3476
La zona 1 de dicha protección se encuentra ajustada a 5.22 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
La zona 2 de dicha protección se encuentra ajustada a 8.23 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
Es decir, es 1.38 veces la línea que protege.
121
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Las características de FASE encontradas en esta protección son:
Las características de NEUTRO encontradas en esta protección son:
122
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Para comprobar la selectividad de dicha protección se realizaran
cortocircuitos Trifásicos y Bifásicos a Tierra en todas las líneas de salida de la
subestación de destino.
2.2.1.8 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA SAN
39650 SANTA EULALIA A 39660
TORRENT.
La zona 1 de la protección localizada en la subestación de destino que protege dicha
línea está ajustada a 3.60 @ 71.5 Ohmios, siendo la línea que protege de:
R X
Secuencia Positiva 1.28720 3.83676
Secuencia Homopolar 3.92519 13.1712
Luego la protección se encuentra ajustada al:
√
123
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- La curva de color Rojo se corresponde con la segunda zona de la protección situada en la
subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección
situada en la subestación de destino.
Como se puede apreciar en la gráfica superior la selectivad que existe entre
ambos elementos permite que una falta situada al 86% de la línea de salida más
corta de la subestación de destino (Santa Eulalia) sea despejada en primera zona por
la protección situada en dicha línea y que a su vez esta falta no sea vista en segunda
zona por la protección estudiada.
124
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2.2.1.9 TIPO DE ESQUEMA
El tipo de esquema utilizado es PermissiveOR:
El funcionamiento se basa en que ambos relés envían una señal continua de
bloqueo, denominada señal de guarda.
Las condiciones que establecen la actuación en instantáneo del relé situado en
la subestación de origen se fundamentan en:
- Falta en primera zona desde la subestación de Origen.
- Falta en zona distinta a primera zona desde la subestación de Destino.
125
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2.2.2 POSICIÓN IBIZA 4
BUS DE SALIDA 79635 – SAN ANTONIO
BUS DE DESTINO 79625 – IBIZA 4
Características de la línea a proteger:
CAPACIDAD DE TRANSPORTE 577,35 Amperios Primarios
Estructura de la línea a proteger:
- Se trata de una línea completamente aérea.
126
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SUBESTACIÓN SANT ANTONI Station Name
LÍNEA
Length unit KM BUS
Line length
10.30 Km POSICIÓN EIVISSA 4 Object Name
X1
1.10 Ohm
PROTECCIONES PRIMARIA SAN66IBZ_P1
R1
0.31 Ohm
SECUNDARIA SAN66IBZ_P2
X0
3.73 Ohm
R0 0.85 Ohm
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
PRIMARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase
Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF
OFF
tMin_TEF
0.05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0.29
IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
0.92 Ohm X1PE_Z1
0.92 Ohm
R1PP_Z1
0.26 Ohm R1PE_Z1
0.26 Ohm
RFPP_Z1
2.23 Ohm RFPE_Z1
6.18 Ohm
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 t1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
1.32 Ohm X1PE_Z2
1.32 Ohm
R1PP_Z2
0.38 Ohm R1PE_Z2
0.38 Ohm
RFPP_Z2
2.67 Ohm RFPE_Z2
8.90 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0.26 t2PE
0.26
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
2.34 Ohm X1PE_Z3
2.34 Ohm
R1PP_Z3
0.67 Ohm R1PE_Z3
0.67 Ohm
RFPP_Z3
2.67 Ohm RFPE_Z3
10.67 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0.8 t3PE
0.8
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 ON OperationPP_Z4 Estado Z4 ON
X1PP_Z4
1.65 Ohm X1PE_Z4
1.65 Ohm
R1PP_Z4
0.47 Ohm R1PE_Z4
0.47 Ohm
RFPP_Z4
2.67 Ohm RFPE_Z4
10.67 Ohm
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 ON OperationPE_Z5 Estado Z5 ON
X1PP_Z5
1.15 Ohm X1PE_Z5
1.15 Ohm
R1PP_Z5
0.33 Ohm R1PE_Z5
0.33 Ohm
RFPP_Z5
2.67 Ohm RFPE_Z5
7.72 Ohm
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
127
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RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
SECUNDARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF
OFF tMin_TEF
0.05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0.32
IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
0.92 Ohm X1PE_Z1
0.92 Ohm
R1PP_Z1
0.26 Ohm R1PE_Z1
0.26 Ohm
RFPP_Z1
2.23 Ohm RFPE_Z1
6.18 Ohm
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 T1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
1.32 Ohm X1PE_Z2
1.32 Ohm
R1PP_Z2
0.38 Ohm R1PE_Z2
0.38 Ohm
RFPP_Z2
2.67 Ohm RFPE_Z2
8.90 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0.26 t2PE
0.26
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
2.34 Ohm X1PE_Z3
2.34 Ohm
R1PP_Z3
0.67 Ohm R1PE_Z3
0.67 Ohm
RFPP_Z3
2.67 Ohm RFPE_Z3
10.67 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0.8 t3PE
0.8
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF
X1PP_Z4
2.00 Ohm X1PE_Z4
2.00 Ohm
R1PP_Z4
2.00 Ohm R1PE_Z4
2.00 Ohm
RFPP_Z4
2.00 Ohm RFPE_Z4
2.00 Ohm
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 OFF OperationPE_Z5 Estado Z5 OFF
X1PP_Z5
2.00 Ohm X1PE_Z5
2.00 Ohm
R1PP_Z5
2.00 Ohm R1PE_Z5
2.00 Ohm
RFPP_Z5
2.00 Ohm RFPE_Z5
2.00 Ohm
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
128
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
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2.2.2.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA
La característica encontrada en el pre-estudio del ajuste de la protección 67N es la
siguiente:
Se puede apreciar como el tiempo de ajuste de la zona IOC es de 0,02 segundos, lo
cual no cumple con los requisitos de ajuste establecidos anteriormente.
129
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
La corriente de arranque está ajustada al 11% luego:
Que en Amperios Primarios se corresponde con una intensidad de:
El límite entre la función temporizada y la instantánea se encuentra ajustado al 100%
(IN>> =100), luego:
La intensidad de arranque son 88 Amperios primarios lo que relacionándolo con la
capacidad máxima de transporte (577 Amperios):
El criterio de ajuste dice que debe establecerse entre el 17% y el 30%, por lo que se
debe modificar la corriente de arranque a un valor comprendido entre el 17% y el
30% de la capacidad máxima de transporte de dicha protección.
El valor elegido como ajuste se corresponde al de 24% que se encuentra intermedio
entre ambos valores (17 y 30%).
Por lo tanto:
130
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
Que se corresponden con:
A continuación para establecer el ajuste del limite entre la función instantánea y
temporizada se realizan cortocircuitos monofásicos a tierra al 70% de la línea a la
que protege dicha protección y, monofásicos y bifásicos a tierra en barras de la
subestación de destino.
2.2.2.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL
70% ENTRE 79635 SAN ANTONIO Y
79625 IBIZA 4
Intensidad de Falta: 9098.7 @ -82 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA 70% SAN ANTONIO-IBIZA 4
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 9098.7 3032.9 3032.9 9098.7 0 0
Áng. -82(+) -82(+) -82(+) -82(+) 0 0
79635
ANTONIO
79625
IBIZA 4
Mód. 2114.2 511.7 511.7 1727.9 193.9 193.9
Áng. -84 (+) -82 (+) -82 (+) -83 (+) -88(-) -88(-)
39635
ANTONIO
79650
EULALIA
Mód. 314.4 163.5 163.5 431.2 61.2 61.2
Áng. 105 (-) 97 (-) 97 (-) 99(-) -95(-) -95(-)
131
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
39635
ANTONIO
39640
JORGE
Mód. 288.9 348.2 348.2 792.6 251.8 251.8
Áng. 99 (-) 98 (-) 98 (-) 99(-) -82(-) -82(-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
Para una intensidad de 2114,2 Amperios primarios el relé actuaría en la zona
instantánea (0,02 segundos).
Se debe corregir entonces el tiempo de actuación de dicha protección,
ajustándolo a un tiempo igual a 200ms.
132
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LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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2.2.2.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 79625 IBIZA 4.
Intensidad de Falta 14409.6 @ -88 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA EN BARRAS 79625 IBIZA 4
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 14409.6 4803.2 4803.2 14409.6 0 0
Áng. -88(+) -88(+) -88(+) -88(+) 0 0
79635
ANTONIO
79625
IBIZA 4
Mód. 306.3 66.1 66.1 234.0 37.1 37.1
Áng. -79(+) -73(+) -73(+) -76(+) -90(-) -90(-)
39635
ANTONIO
79650
EULALIA
Mód. 12.2 27.1 27.1 58.2 23.2 23.2
Áng. -60(+) -73(+) -73(+) -72(+) 105(+) 105(+)
39635
ANTONIO
39640
JORGE
Mód. 6.8 93.2 93.2 188.6 91.1 91.1
Áng. 86(-) 107(+) 107(+) 107(+) -72(-) -72(-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
133
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LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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La intensidad leída por le relé es de 306,3 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo superior a 1 segundo (Ya que se encuentra dentro
de la zona temporizada al ser la intensidad menor de 800 Amperios Primarios).
Por lo tanto este valor de corriente no ajusta el tiempo de actuación
ante dicha falta establecido por lo criterios de ajuste. A continuación se realiza un
cortocircuito bifásico a tierra en la subestación de destino, para establecer el peor
caso en el ajuste entre la zona instantánea y temporizada de la protección 67N.
134
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2.2.2.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 79625 IBIZA 4.
Intensidad de Falta 24286,5@92 Amperios Primarios.
BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 79625 IBIZA 4
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 24286,5 9169,3 1074,3 0 15085,1 14991,5
Áng. 92 (+) -88 (+) 91 (+) 0 128 (+) 56 (+)
79635
ANTONIO
79625
IBIZA 4
Mód. 516,3 126,2 14,8 62,5 250,0 266,2
Áng. 101 (+) -73 (+) 106 (+) 90 (-) 132 (+) 76 (+)
39635
ANTONIO
79650
EULALIA
Mód. 20,5 51,8 6,1 39,1 59,7 56.7
Áng. 121 (+) -73 (+) 106 (+) -75 (+) 168 (+) 49 (+)
39635
ANTONIO
39640
JORGE
Mód. 11,4 178,0 20,9 153,6 190,0 191,5
Áng. -94 (-) 107 (-) -74 (-) 108 (-) -9 (-) -138 (-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
135
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La intensidad leída por le relé es de 516,3 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo superior a 1 segundo (Ya que se encuentra dentro
de la zona temporizada al ser la intensidad menor de 800 Amperios Primarios).
Este valor al igual que el producido por una falta monofásica a tierra en el
mismo lugar provocan una actuación en la zona temporizada de la protección que no
cumple los requisitos de ajuste.
2.2.2.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA
FUNCIÓN 67 N.
El resumen de los requisitos que se deben cumplir son los siguientes.
- Intensidad de Arranque:
Que se corresponden con:
- Limite entre la función temporizada e instantánea:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% 2114,2 A 200 ms
Falta monofásica
en Barras
306.3 A 400ms-600ms
Falta bifásica en
Barras
516,3 A 400ms-600ms
136
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Por lo tanto el límite de la zona instantánea y temporizada se encontrará
ajustada a un valor comprendido entre 2114,2 (Falta Monofásica al 70% de la línea)
y el valor máximo de corriente producido por las faltas monofásicas y bifásicas a
tierra en la barras de la subestación de destino. En este caso el valor más restrictivo
es producido por la falta bifásica a tierra la cual produce que el relé vea una
intensidad igual a 516,3 Amperios primarios .
El valor elegido es de 1900 Amperios primarios que se corresponden con:
Al intentar ajustar la zona instantánea de protección a un tiempo de actuación
de 200ms, se encuentra que el relé no dispone de tal rango de ajuste por lo tanto el
ajuste de esta zona a 200ms no resulta posible. Para solucionar este problema lo que
se hace es realizar la protección de la zona instantánea con la función 51N de neutro,
la cual se sumaría a la protección 67N de tiempo definido.
La función temporizada quedara definida por:
Ajuste
Arranque
(Amperios de Rele)
0,85 A_sec
Dial 0,09
Tipo de curva Standard Inverse
137
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La función definitiva queda:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% A 2114,2 A 200ms(51N)
Falta Monofasica en
Barras
B 306.3 A 684ms
Falta bifásica en Barras C 516,3 A 414ms
Como se puede apreciar en los valores ajustados la protección temporizada coordina
las faltas en las barras de la subestación de destino entre 0,4 y 0,6 ms lo cual era
exigido para una correcta coordinación de la protección.
138
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2.2.2.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE
ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80%
DE LA LINEA.
PROTECCION
OBJETO DE
ESTUDIO
PROTECCIONES A
ESPALDAS
ORIENTACIÓN 39635
ANTONIO
79625
IBIZA 4
39640
JORGE
FALTA 20% 135 Ω 15 Ω 35 Ω
50% 80 Ω 10 Ω 15 Ω
80% 35 Ω 2 Ω 0,5 Ω
De los resultados mostrados en la tabla se puede llegar a la conclusión de que
existe una coordinación adecuada entre la protección que se está estudiando y las que
se encuentran a espaldas, ya que, para que las protecciones a espaldas arranquen
(Tiempo de actuación infinito) necesitan una resistencia de 35 Ω, la cual provoca que
la protección estudiada la vea con una resistencia mucho menor a su resistencia
mínima de arranque, lo que la hace disparar antes que las que tiene a espaldas.
139
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2.2.2.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA
La línea que se desea proteger cuenta con las siguientes características:
R X
Secuencia Positiva 1,31203 3,96265
Secuencia Homopolar 3,94349 13,3577
La zona 1 de dicha protección se encuentra ajustada a 3,62 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
La zona 2 de dicha protección se encuentra ajustada a 8.23 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
Es decir, es 1.25 veces la línea que protege.
140
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Las características de FASE encontradas en esta protección son:
Las características de NEUTRO encontradas en esta protección son:
Para comprobar la selectividad de dicha protección se realizaran cortocircuitos
Trifásicos y Bifásicos a Tierra en todas las líneas de salida de la subestación de
destino.
141
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2.2.2.8 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA 79625
IBIZA 4 A 39660 TORRENT.
La zona 1 de la protección localizada en la subestación de destino que protege dicha
línea está ajustada a 0,24 @ 71.5 Ohmios, siendo la línea que protege de:
R X
Secuencia Positiva 0,07013 0,34804
Secuencia Homopolar 0,39814 0,07144
Luego la protección se encuentra ajustada al:
√
142
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LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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- La curva de color Rojo se corresponde con la segunda zona de la protección situada en la
subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección
situada en la subestación de destino.
Como se puede apreciar en la gráfica superior la selectivad que existe entre
ambos elementos no es la correcta, debido a que la zona 2 de la protección situada en
la subestación de origen, cubre la primera zona de la protección de la subestación de
destino. Por lo que, la segunda zona de la protección situada en la subestación de
origen no tiene un ajuste correcto.
143
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2.2.2.9 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA 79625
IBIZA 4 A 79660 TORRENT.
La zona 1 de la protección localizada en la subestación de destino que protege dicha
línea está ajustada a 0,24 @ 71.5 Ohmios, siendo la línea que protege de:
R X
Secuencia Positiva 0,07100 0,35196
Secuencia Homopolar 0,40249 0,07231
Luego la protección se encuentra ajustada al:
√
144
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- La curva de color Rojo se corresponde con la segunda zona de la protección situada en la
subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección
situada en la subestación de destino.
Como se puede apreciar en la gráfica superior la selectivad que existe
entre ambos elementos no es la correcta, debido a que la zona 2 de la protección
situada en la subestación de origen, cubre la primera zona de la protección de la
subestación de destino. Por lo que, la segunda zona de la protección situada en la
subestación de origen no tiene un ajuste correcto.
145
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2.1.1.1 AJUSTE DE CORREGIDO DE
LA FUNCIÓN 21.
Como se ha estudiado y comprobado anteriormente, la protección 21 no
cumple los requisitos en cuanto a coordinación con las protecciones situadas en las
subestaciones de destino de las líneas 79625 IBIZA 4 A 39660 TORRENT y
79625 IBIZA 4 A 79660 TORRENT. Por lo tanto se realiza un reajuste de las
protecciones con la finalidad de corregir la sobre protección de las unidades.
En este caso la línea mas corta de salida de la subestación de destino es la
39660 TORRENT A 79625 IBIZA 4, cuyos parámetros son:
R X
Secuencia Positiva 0,07013 0,34804
Secuencia Homopolar 0,39814 0,07144
La línea a la que protege la protección a estudio cuenta con los siguientes
parámetros:
R X
Secuencia Positiva 1,31203 3,96265
Secuencia Homopolar 3,94349 13,3577
La zona 2 de dicha protección se encuentra ajustada a 8,23 @ 71,5.
146
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El valor mínimo de ajuste se establece como el valor de impedancia propio de
la línea en la que se sitúa la protección:
√
Manteniendo el ángulo existente de ajuste, se realiza un pequeño calculo con
la finalidad de obtener el valor máximo de impedancia al que la protección puede ser
ajustada:
√ √
Escogiendo un valor intermedio y cercano al valor máximo, se establece el
ajuste de la segunda zona en 4,4 @ 71,5 Ω.
De tal manera que la coordinación con las protecciones en la subestación de
destino queda de la siguiente forma:
147
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Se puede apreciar cómo se ha conseguido que la segunda zona de la
subestación de origen no sobre proteja la primera zona de la subestación de destino.
148
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2.1.1.1 TIPO DE ESQUEMA
El tipo de esquema utilizado es PermissiveOR:
El funcionamiento se basa en que ambos relés envían una señal continua de
bloqueo, denominada señal de guarda.
Las condiciones que establecen la actuación en instantáneo del relé situado en
la subestación de origen se fundamentan en:
- Falta en primera zona desde la subestación de Origen.
- Falta en zona distinta a primera zona desde la subestación de Destino.
149
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2.1.2 POSICIÓN IBIZA 4
BUS DE SALIDA 79635 – SAN ANTONIO
BUS DE DESTINO 39640 – SAN JORGE
Características de la línea a proteger:
CAPACIDAD DE TRANSPORTE 577,35 Amperios Primarios
Estructura de la línea a proteger:
- Se trata de una línea completamente aérea.
150
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LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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SUBESTACIÓN SAN ANTONIO Station Name
LÍNEA
Length unit KM BUS
Line length
7,48 POSICIÓN SAN JORGE Object Name
X1
0,81
PROTECCIONES PRIMARIA SAN66JOR_P1
R1
0,24
SECUNDARIA SAN66JOR_P2
X0
2,53
R0 1,33
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
PRIMARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase
Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF
ON
tMin_TEF
0,05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0,32
IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
0,678 X1PE_Z1
0,678
R1PP_Z1
0,2 R1PE_Z1
0,2
RFPP_Z1
1,63 RFPE_Z1
4,11
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 t1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
1,142.00 Ohm X1PE_Z2
1,142.00 Ohm
R1PP_Z2
0,338 R1PE_Z2
0,378
RFPP_Z2
2,668.00 Ohm RFPE_Z2
6,938.00 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0,21 t2PE
0,21
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
3,594.00 Ohm X1PE_Z3
3,594.00 Ohm
R1PP_Z3
1,08 R1PE_Z3
1,08
RFPP_Z3
2,668.00 Ohm RFPE_Z3
10,668.00 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0,8 t3PE
0,8
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 ON OperationPP_Z4 Estado Z4 ON
X1PP_Z4
1,218.00 Ohm X1PE_Z4
1,218.00 Ohm
R1PP_Z4
0,36 R1PE_Z4
0,36
RFPP_Z4
2,668.00 Ohm RFPE_Z4
7,396.00 Ohm
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 ON OperationPE_Z5 Estado Z5 ON
X1PP_Z5
1,146.00 Ohm X1PE_Z5
1,146.00 Ohm
R1PP_Z5
0,338 R1PE_Z5
0,338
RFPP_Z5
2,668.00 Ohm RFPE_Z5
6,956.00 Ohm
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
151
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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POSICIÓN
tBreaker 0,02
I1Scale
160
U1Scale
600
I1r
5
U1r
63509
Inominal 577
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
SECUNDARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF
ON tMin_TEF
0,05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0,32
IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
0,678 X1PE_Z1
0,678
R1PP_Z1
0,2 R1PE_Z1
0,2
RFPP_Z1
1,63 RFPE_Z1
4,11
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 T1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
1,142.00 Ohm X1PE_Z2
1,142.00 Ohm
R1PP_Z2
0,338 R1PE_Z2
0,338
RFPP_Z2
2,668.00 Ohm RFPE_Z2
6,938.00 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0,21 t2PE
0,21
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
3,594.00 Ohm X1PE_Z3
3,594.00 Ohm
R1PP_Z3
1,08 R1PE_Z3
1,08
RFPP_Z3
2,668.00 Ohm RFPE_Z3
10,668.00 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0,8 t3PE
0,8
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF
X1PP_Z4
2.00 Ohm X1PE_Z4
2.00 Ohm
R1PP_Z4
2.00 Ohm R1PE_Z4
2.00 Ohm
RFPP_Z4
2.00 Ohm RFPE_Z4
2.00 Ohm
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 OFF OperationPE_Z5 Estado Z5 OFF
X1PP_Z5
2.00 Ohm X1PE_Z5
2.00 Ohm
R1PP_Z5
2.00 Ohm R1PE_Z5
2.00 Ohm
RFPP_Z5
2.00 Ohm RFPE_Z5
2.00 Ohm
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
152
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
2.1.2.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA
La característica encontrada en el pre-estudio del ajuste de la protección 67N es la
siguiente:
Se puede apreciar como el tiempo de ajuste de la zona IOC es de 0,02 segundos, lo
cual no cumple con los requisitos de ajuste establecidos anteriormente.
153
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
La corriente de arranque está ajustada al 11% luego:
Que en Amperios Primarios se corresponde con una intensidad de:
El límite entre la función temporizada y la instantánea se encuentra ajustado al 100%
(IN>> =100), luego:
La intensidad de arranque son 88 Amperios primarios lo que relacionándolo con la
capacidad máxima de transporte (577 Amperios):
El criterio de ajuste dice que debe establecerse entre el 17% y el 30%, por lo que se
debe modificar la corriente de arranque a un valor comprendido entre el 17% y el
30% de la capacidad máxima de transporte de dicha protección.
El valor elegido como ajuste se corresponde al de 24% que se encuentra intermedio
entre ambos valores (17 y 30%).
Por lo tanto:
154
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
Que se corresponden con:
A continuación para establecer el ajuste del limite entre la función instantánea y
temporizada se realizan cortocircuitos monofásicos a tierra al 70% de la línea a la
que protege dicha protección y, monofásicos y bifásicos a tierra en barras de la
subestación de destino.
2.1.2.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL
70% ENTRE 39635 SAN ANTONIO Y
39640 SAN JORGE
Intensidad de Falta: 7513,1@-82 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA 70% SAN ANTONIO-SAN JORGE
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 7513,1 2504,4 2504,4 7513,1 0 0
Áng. -82 (+) -82 (+) -82 (+) -82 (+) 0 0
39635
ANTONIO
39640
JORGE
Mód. 2520,9 1065,2 1065,2 2970,7 225,0 225,0
Áng. -82 (+) -81 (+) -81 (+) -81 (+) 101 (+) 101 (+)
39635
ANTONIO
79650
EULALIA
Mód. 383,2 310,1 310,1 747,0 184,2 184,2
Áng. 106 (-) 99 (-) 99 (-) 100 (-) -86 (-) -86 (-)
155
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
79635
ANTONIO
79625
IBIZA 4
Mód. 437,9 755,1 755,1 1655,0 610,7 610,7
Áng. 106 (-) 99 (-) 99 (-) 100 (-) -83 (-) -83 (-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
Para una intensidad de 2520,9 Amperios primarios el relé actuaría en la zona
instantánea (0,02 segundos).
Se debe corregir entonces el tiempo de actuación de dicha protección,
ajustándolo a un tiempo igual a 200ms.
156
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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2.1.2.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 39640 SAN JORGE.
Intensidad de Falta 8710,7@-87 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA EN BARRAS 39640 SAN JORGE
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 8710,7 2903,6 2903,6 8710,7 0 0
Áng. -83 (+) -83 (+) -83 (+) -83 (+) 0 0
39635
ANTONIO
39640
JORGE
Mód. 1209,2 941,6 941,6 2286,0 539,0 539,0
Áng. -80 (+) -82 (+) -82 (+) -82 (+) 96 (+) 96 (+)
39635
ANTONIO
79650
EULALIA
Mód. 213,2 274,1 274,1 618,2 204,7 204,7
Áng. 109 (-) 98 (-) 98 (-) 99 (-) -86 (-) -86 (-)
79635
ANTONIO
79625
IBIZA 4
Mód. 26,0 667,5 667,5 1342,3 660,2 660,2
Áng. 130 (-) 98 (-) 98 (-) 98 (-) -82 (-) -82 (-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
157
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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La intensidad leída por le relé es de 1209,2 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo igual a 0,02 segundos (Ya que se encuentra dentro
de la zona instantanea al ser la intensidad mayor de 800 Amperios Primarios).
Por lo tanto este valor de corriente no ajusta el tiempo de actuación
ante dicha falta establecido por lo criterios de ajuste. A continuación se realiza un
cortocircuito bifásico a tierra en la subestación de destino, para establecer el peor
caso en el ajuste entre la zona instantánea y temporizada de la protección 67N.
158
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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2.1.2.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 39640 SAN JORGE.
Intensidad de Falta 11844,4@97 Amperios Primarios.
BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39640 SAN JORGE
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 11844,4 5418,1 1470,0 0 8415,7 8395,9
Áng. 97 (+) -83 (+) 97 (+) 0 142 (+) 52 (+)
39635
ANTONIO
39640
JORGE
Mód. 1644,3 1757,0 476,7 732,9 2290,4 2249,6
Áng. 100 (+) -82 (+) 98 (+) -84 (+) 157 (+) 40 (+)
39635
ANTONIO
79650
EULALIA
Mód. 289,9 511,5 138,8 278,4 646,2 612,8
Áng. -71 (-) 98 (-) -82 (-) 94 (-) -18 (-) -145 (-)
79635
ANTONIO
79625
IBIZA 4
Mód. 35,4 1245,5 337,9 897,7 1454 1440,6
Áng. -50 (-) 98 (-) -82 (-) 98 (-) -11 (-) -153 (-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
159
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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La intensidad leída por le relé es de 1644,3 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo igual a 0,02 segundos (Ya que se encuentra dentro
de la zona instantanea al ser la intensidad mayor de 800 Amperios Primarios).
Este valor al igual que el producido por una falta monofásica a tierra en el
mismo lugar provocan una actuación en la zona instantanea de la protección que no
cumple los requisitos de ajuste.
2.1.2.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA
FUNCIÓN 67 N.
El resumen de los requisitos que se deben cumplir son los siguientes.
- Intensidad de Arranque:
Que se corresponden con:
- Limite entre la función temporizada e instantánea:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% 2520,9 A 200 ms
Falta monofásica
en Barras
1209,2 A 400ms-600ms
Falta bifásica en
Barras
1644,3 A 400ms-600ms
160
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Por lo tanto el límite de la zona instantánea y temporizada se encontrará
ajustada a un valor comprendido entre 2520,9 (Falta Monofásica al 70% de la línea)
y el valor máximo de corriente producido por las faltas monofásicas y bifásicas a
tierra en la barras de la subestación de destino. En este caso el valor más restrictivo
es producido por la falta bifásica a tierra la cual produce que el relé vea una
intensidad igual a 1644,3 Amperios primarios .
El valor elegido es de 1900 Amperios primarios que se corresponden con:
Al intentar ajustar la zona instantánea de protección a un tiempo de actuación
de 200ms, se encuentra que el relé no dispone de tal rango de ajuste por lo tanto el
ajuste de esta zona a 200ms no resulta posible. Para solucionar este problema lo que
se hace es realizar la protección de la zona instantánea con la función 51N de neutro,
la cual se sumaría a la protección 67N de tiempo definido.
La función temporizada quedara definida por:
Ajuste
Arranque
(Amperios de Rele)
0,85 A_sec
Dial 0,33
Tipo de curva Very Inverse
161
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La función definitiva queda:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% A 2520,9 A 200ms(51N)
Falta Monofasica en
Barras
B 1209,2 A 564ms
Falta bifásica en Barras C 1644,3 A 402ms
Como se puede apreciar en los valores ajustados la protección temporizada
coordina las faltas en las barras de la subestación de destino entre 0,4 y 0,6 ms lo
cual era exigido para una correcta coordinación de la protección.
162
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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2.1.2.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE
ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80%
DE LA LINEA.
PROTECCION
OBJETO DE
ESTUDIO
PROTECCIONES A
ESPALDAS
ORIENTACIÓN 39635
ANTONIO
79625
IBIZA 4
39640
JORGE
FALTA 20% 140 Ω 30 Ω 20 Ω
50% 95 Ω 17 Ω 12 Ω
80% 53 Ω 5 Ω 6 Ω
De los resultados mostrados en la tabla se puede llegar a la conclusión de que
existe una coordinación adecuada entre la protección que se está estudiando y las que
se encuentran a espaldas, ya que, para que las protecciones a espaldas arranquen
(Tiempo de actuación infinito) necesitan una resistencia de 30 Ω, la cual provoca que
la protección estudiada la vea con una resistencia mucho menor a su resistencia
mínima de arranque, lo que la hace disparar antes que las que tiene a espaldas.
163
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LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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2.1.2.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA
La línea que se desea proteger cuenta con las siguientes características:
R X
Secuencia Positiva 0,84942 2,99301
Secuencia Homopolar 2,30389 10,1490
La zona 1 de dicha protección se encuentra ajustada a 2,68 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
La zona 2 de dicha protección se encuentra ajustada a 4,52 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
Es decir, es 1.48 veces la línea que protege.
164
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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Las características de FASE encontradas en esta protección son:
Las características de NEUTRO encontradas en esta protección son:
165
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LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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Para comprobar la selectividad de dicha protección se realizaran cortocircuitos
Trifásicos y Bifásicos a Tierra en todas las líneas de salida de la subestación de
destino.
2.1.2.8 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA SAN
39640 SAN JORGE A 39670 BOSSA.
La zona 1 de la protección localizada en la subestación de destino que protege dicha
línea está ajustada a 0,44 @ 71.5 Ohmios, siendo la línea que protege de:
R X
Secuencia Positiva 0,07579 0,47829
Secuencia Homopolar 0,56715 0,18382
Luego la protección se encuentra ajustada al:
√
166
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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- La curva de color Rojo se corresponde con la segunda zona de la protección situada en la
subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección
situada en la subestación de destino.
Como se puede apreciar en la gráfica superior la selectivad que existe entre
ambos elementos permite que una falta situada al 90% de la línea de salida más
corta de la subestación de destino (San Jorge) sea despejada en primera zona por la
protección situada en dicha línea y que a su vez esta falta no sea vista en segunda
zona por la protección estudiada.
167
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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2.1.2.9 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA SAN
9645 SAN JORGE A 9600
FORMENTERA.
Los datos de la línea son:
R X
Secuencia Positiva 10,8679 6,14655
Secuencia Homopolar 22,7254 23,3080
El nivel de tensión de la línea es de 30 kV.
No se realiza protección de distancia de la línea que une 9645 San Jorge con 9600
Formentera.
168
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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2.1.2.10 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA SAN
9645 SAN JORGE A 49600
FORMENTERA.
Los datos de la línea son:
R X
Secuencia Positiva 5,01615 5,05359
Secuencia Homopolar 20,6557 14,0704
El nivel de tensión de la línea es de 30 kV.
No se realiza protección de distancia de la línea que une 9645 San Jorge con 49600
Formentera.
169
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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2.1.2.11 TIPO DE ESQUEMA
El tipo de esquema utilizado es PermissiveOR:
El funcionamiento se basa en que ambos relés envían una señal continua de
bloqueo, denominada señal de guarda.
Las condiciones que establecen la actuación en instantáneo del relé situado en
la subestación de origen se fundamentan en:
- Falta en primera zona desde la subestación de Origen.
- Falta en zona distinta a primera zona desde la subestación de Destino.
170
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LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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2.2 SUBESTACIÓN DE FORMENTERA.
9645
SAN
JORGE (1)
9645
SAN
JORGE (2)
171
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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2.2.1 POSICIÓN SAN JORGE.
BUS DE SALIDA 9600 – FORMENTERA
BUS DE DESTINO 9645 – SAN JORGE
Características de la línea a proteger:
CAPACIDAD DE TRANSPORTE 211,695 Amperios Primarios
Estructura de la línea a proteger:
- Se trata de una línea completamente aérea.
172
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IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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SUBESTACIÓN FORMENTERA Station Name
LÍNEA
Length unit KM BUS
Line length
29,96 POSICIÓN SANT JORDI 1 Object Name
X1
1,67
PROTECCIONES PRIMARIA FOM30JOR1_P1
R1
1,93
SECUNDARIA FOM30JOR1_P2
X0
5,86
R0 4,52
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
PRIMARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase
Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF
OFF
tMin_TEF
0,05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0,28
IN>_TEF Arranque 30% 90 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
1,02 X1PE_Z1
1,02
R1PP_Z1
1,81 R1PE_Z1
1,81
RFPP_Z1
3,62 RFPE_Z1
5,44
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 t1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
2,01 X1PE_Z2
2,01
R1PP_Z2
2,32 R1PE_Z2
2,32
RFPP_Z2
4,64 RFPE_Z2
8.00 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0,41 t2PE
0,41
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
3,35 X1PE_Z3
3,35
R1PP_Z3
2,43 R1PE_Z3
2,43
RFPP_Z3
4,86 RFPE_Z3
8.00 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0,9 t3PE
0,9
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF
X1PP_Z4
0,02 X1PE_Z4
0,02
R1PP_Z4
0,02 R1PE_Z4
0,02
RFPP_Z4
2.00 Ohm RFPE_Z4
0,02
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 OFF OperationPE_Z5 Estado Z5 OFF
X1PP_Z5
0,02 X1PE_Z5
0,02
R1PP_Z5
0,02 R1PE_Z5
0,02
RFPP_Z5
2.00 Ohm RFPE_Z5
0,02
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
173
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
POSICIÓN
tBreaker 0,02
I1Scale
60
U1Scale
300
I1r
5
U1r
63509
Inominal 212
RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
PE-Protección de Tierra
SECUNDARIA
67N
Operation_TOC Temporizada OFF
PP-Protección de Fase Operation_IOC Instantanea OFF
Operation_TEF
OFF tMin_TEF
0,05
IMin_TEF
100
IMeasured_TEF
I4
k_TEF Dial 0,28
IN>_TEF Arranque 15% 45 Amp. Prim.
Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES
21
Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward
OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON
X1PP_Z1
1,02 X1PE_Z1
1,02
R1PP_Z1
1,81 R1PE_Z1
1,81
RFPP_Z1
3,62 RFPE_Z1
5,44
Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON
t1PP
0 T1PE
0
Operation_Z2 Dirección Z2 Forward Operation_Z2 Dirección Z2 Forward
OperationPP_Z2 Estado Z2 ON OperationPE_Z2 Estado Z2 ON
X1PP_Z2
2,01 X1PE_Z2
2,01
R1PP_Z2
2,32 R1PE_Z2
2,32
RFPP_Z2
4,64 RFPE_Z2
8.00 Ohm
Timer t2PP Temporización ON Timer T2PE Temporización ON
t2PP
0,41 t2PE
0,41
Operation_Z3 Dirección Z3 Forward Operation_Z3 Dirección Z3 Forward
OperationPP_Z3 Estado Z3 ON OperationPE_Z3 Estado Z3 ON
X1PP_Z3
3,35 X1PE_Z3
3,35
R1PP_Z3
2,43 R1PE_Z3
2,43
RFPP_Z3
4,86 RFPE_Z3
8.00 Ohm
Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON
t3PP
0,9 t3PE
0,9
Operation_Z4 Dirección Z4 Forward Operation_Z4 Dirección Z4 Forward
OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF
X1PP_Z4
0,02 X1PE_Z4
0,02
R1PP_Z4
0,02 R1PE_Z4
0,02
RFPP_Z4
2.00 Ohm RFPE_Z4
0,02
Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF
t4PP
0 t4PE
0
Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse
OperationPP_Z5 Estado Z5 OFF OperationPE_Z5 Estado Z5 OFF
X1PP_Z5
0,02 X1PE_Z5
0,02
R1PP_Z5
0,02 R1PE_Z5
0,02
RFPP_Z5
2.00 Ohm RFPE_Z5
0,02
Timer t5PP Temporización OFF Timer t5PE Temporización OFF
174
ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE
IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
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2.2.1.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA
La característica encontrada en el pre-estudio del ajuste de la protección 67N es la
siguiente:
Se puede apreciar como el tiempo de ajuste de la zona IOC es de 0,02 segundos, lo
cual no cumple con los requisitos de ajuste establecidos anteriormente.
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La corriente de arranque está ajustada al 15% luego:
Que en Amperios Primarios se corresponde con una intensidad de:
El límite entre la función temporizada y la instantánea se encuentra ajustado al 100%
(IN>> =100), luego:
La intensidad de arranque son 45 Amperios primarios lo que relacionándolo con la
capacidad máxima de transporte (211,695 Amperios):
El criterio de ajuste dice que debe establecerse entre el 17% y el 30%, por lo que se
debe modificar la corriente de arranque a un valor comprendido entre el 17% y el
30% de la capacidad máxima de transporte de dicha protección.
El valor elegido como ajuste se corresponde al de 24% que se encuentra intermedio
entre ambos valores (17 y 30%).
Por lo tanto:
Que se corresponden con:
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A continuación para establecer el ajuste del limite entre la función instantánea y
temporizada se realizan cortocircuitos monofásicos a tierra al 70% de la línea a la
que protege dicha protección y, monofásicos y bifásicos a tierra en barras de la
subestación de destino.
2.2.1.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL
70% ENTRE 9600 FORMENTERA Y 9645
SAN JORGE.
Intensidad de Falta: 2133,7@-21 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA 70% FORMENTERA – SAN JORGE
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 2133,7 711,2 711,2 2133,7 0 0
Áng. -21 (+) -21 (+) -21 (+) -21 (+) 0 0
9600
FORMEN.
9645
JORGE
Mód. 1289,9 214,9 214,9 859,6 215,6 215,6
Áng. -25 (+) -22 (+) -22 (+) -23 (+) -27 (-) -27 (-)
49600
FORMEN.
9645
JORGE
Mód. 849,1 4,0 4,0 286,2 281,5 281,5
Áng. -16 (+) -84 (+) -84 (+) -18 (+) -16 (-) -16 (-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
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Para una intensidad de 1289,9 Amperios primarios el relé actuaría en la zona
instantánea (0,02 segundos).
Se debe corregir entonces el tiempo de actuación de dicha protección,
ajustándolo a un tiempo igual a 200ms.
2.2.1.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 9645 SAN JORGE.
Intensidad de Falta 2539,5@-24 Amperios Primarios.
MONOFÁSICA EN BARRAS 9645 SAN JORGE
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 2539,5 846,5 846,5 2539,5 0 0
Áng. -24 (+) -24 (+) -24 (+) -24 (+) 0 0
9600
FORMEN.
9645
JORGE
Mód. 1108,4 74,3 74,3 506,7 304,8 304,8
Áng. -31 (+) -4 (+) -4 (+) -23 (+) -37 (-) -37 (-)
49600
FORMEN.
9645
JORGE
Mód. 1443,7 130,4 130,3 741,9 350,9 350,9
Áng. -19 (+) -20 (+) -20 (+) -20 (+) -19 (-) -19 (-)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
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La intensidad leída por le relé es de 1108,4 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo igual a 0,02 (Ya que se encuentra dentro de la
zona instantánea al ser la intensidad mayor de 800 Amperios Primarios).
Por lo tanto este valor de corriente no ajusta el tiempo de actuación
ante dicha falta establecido por lo criterios de ajuste. A continuación se realiza un
cortocircuito bifásico a tierra en la subestación de destino, para establecer el peor
caso en el ajuste entre la zona instantánea y temporizada de la protección 67N.
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2.2.1.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN
BARRAS DE 9645 SAN JORGE.
Intensidad de Falta @ Amperios Primarios.
BIFASICA A TIERRA EN BARRAS 9645 SAN JORGE
BUS 3io i1 i2 iA iB iC
FALTA
Mód. 1559,7 3134,3 2709,4 0 5539,2 4649,9
Áng. 163 (+) -49 (+) 125 (+) 0 -149 (+) 46 (+)
9600
FORMEN.
9645
JORGE
Mód. 680,7 275,2 237,9 187,2 547,2 465,9
Áng. 156 (+) -29 (+) 145 (+) 150 (-) -148 (+) 89 (+)
49600
FORMEN.
9645
JORGE
Mód. 886,6 482,6 417,2 215,5 1010,9 643,9
Áng. 168 (+) -45 (+) 129 (+) 168 (-) -153 (+) 67 (+)
- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.
La intensidad leída por le relé es de 680,7 Amperios primarios por lo que el
disparo se produciría en un tiempo igual a 0,02 segundos (Ya que se encuentra dentro
de la zona temporizada al ser la intensidad menor de 300 Amperios Primarios).
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Este valor al igual que el producido por una falta monofásica a tierra en el
mismo lugar provocan una actuación en la zona instantánea de la protección lo cual
no cumple los requisitos de ajuste.
2.2.1.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA
FUNCIÓN 67 N.
El resumen de los requisitos que se deben cumplir son los siguientes.
- Intensidad de Arranque:
Que se corresponden con:
- Limite entre la función temporizada e instantánea:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% 1289,9 A 200 ms
Falta monofásica
en Barras
1108,4 A 400ms-600ms
Falta bifásica en
Barras
680,7 A 400ms-600ms
Por lo tanto el límite de la zona instantánea y temporizada se encontrará
ajustada a un valor comprendido entre 1289,9 (Falta Monofásica al 70% de la línea)
y el valor máximo de corriente producido por las faltas monofásicas y bifásicas a
tierra en la barras de la subestación de destino. En este caso el valor más restrictivo
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es producido por la falta monofásica a tierra la cual produce que el relé vea una
intensidad igual a 1108,4 Amperios primarios .
El valor elegido es de 1200 Amperios primarios que se corresponden con:
Al intentar ajustar la zona instantánea de protección a un tiempo de actuación de
200ms, se encuentra que el relé no dispone de tal rango de ajuste por lo tanto el
ajuste de esta zona a 200ms no resulta posible. Para solucionar este problema lo que
se hace es realizar la protección de la zona instantánea con la función 51N de neutro,
la cual se sumaría a la protección 67N de tiempo definido.
La función temporizada quedara definida por:
Ajuste
Arranque
(Amperios de Rele)
0,8466 A_sec
Dial 0,19
Tipo de curva Very Inverse
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La función definitiva queda:
Intensidad
(Amperios)
Tiempo de Ajuste
Falta al 70% A 1289,9 A 200ms(51N)
Falta Monofasica en
Barras
C 1108,4 A 418ms
Falta bifásica en Barras B 680,7 A 500ms
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Como se puede apreciar en los valores ajustados la protección temporizada coordina
las faltas en las barras de la subestación de destino entre 0,4 y 0,6 ms lo cual era
exigido para una correcta coordinación de la protección.
2.2.1.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE
ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80%
DE LA LINEA.
PROTECCION
OBJETO DE
ESTUDIO
PROTECCIONES
A ESPALDAS
ORIENTACIÓN 9600
FORMENTERA
9645
JORGE
FALTA 20% 22 Ω 37 Ω
50% 25 Ω 37 Ω
80% 33 Ω 37 Ω
De los resultados mostrados en la tabla se puede llegar a la conclusión de que
existe una coordinación adecuada entre la protección que se está estudiando y las que
se encuentran a espaldas, ya que, para que las protecciones a espaldas arranquen
(Tiempo de actuación infinito) necesitan una resistencia de 37 Ω, la cual provoca que
la protección estudiada la vea con una resistencia mucho menor a su resistencia
mínima de arranque, lo que la hace disparar antes que las que tiene a espaldas.
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2.2.1.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA
La línea que se desea proteger cuenta con las siguientes características:
R X
Secuencia Positiva 10,8679 6,14655
Secuencia Homopolar 22,7254 23,3080
La zona 1 de dicha protección se encuentra ajustada a 5.38 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
La zona 2 de dicha protección se encuentra ajustada a 19,9 @ 71,5, lo que hace que
la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):
√
Es decir, es 1.59 veces la línea que protege.
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Las características de FASE encontradas en esta protección son:
Las características de NEUTRO encontradas en esta protección son:
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Para comprobar la selectividad de dicha protección se realizaran cortocircuitos
Trifásicos y Bifásicos a Tierra en todas las líneas de salida de la subestación de
destino.
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2.2.1.8 COORDINACIÓN CON LA
PROTECCION 21 DE LA LINEA SAN
39640 SAN JORGE A 39635 SAN
ANTONIO.
La zona 1 de la protección localizada en la subestación de destino que protege dicha
línea está ajustada a 2,6135 @ 74,15 Ohmios, siendo la línea que protege de:
R X
Secuencia Positiva 0,84942 2,99301
Secuencia Homopolar 2,30389 10,1490
Luego la protección se encuentra ajustada al:
√
La zona 2 de la protección situada en la subestación de origen, se encuentra ajustada
a 19,9 @ 71,5, lo que hace que:
√ √
Como se puede apreciar en los calculos superiores la selectivad que existe
entre ambos elementos permite que una falta situada al 86% de la línea de salida
más corta de la subestación de destino (San Jorge) sea despejada en primera zona por
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la protección situada en dicha línea y que a su vez esta falta no sea vista en segunda
zona por la protección estudiada.
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2.2.1.9 TIPO DE ESQUEMA
El tipo de esquema utilizado es PermissiveOR:
El funcionamiento se basa en que ambos relés envían una señal continua de
bloqueo, denominada señal de guarda.
Las condiciones que establecen la actuación en instantáneo del relé situado en
la subestación de origen se fundamentan en:
- Falta en primera zona desde la subestación de Origen.
- Falta en zona distinta a primera zona desde la subestación de Destino.