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; ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD - DE INGENIERÍA. ELÉCTRICA
TESIS DE GRADO
,"PROTECCIÓN DEL ANILLO DE 46 KV.
DE LA EMPRESA ELÉCTRICA- QUITO S.A,
PARA EL AÑO 1990"
'Por: JOSÉ ESPIN VILLAMARIN
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO EN LA ESPECIALIZÁCION
POTENCIA.
Quito, Noviembre de 1978
C E R T I F I C O Q U E :
La presente TESIS, ha sido realizada en su
totalidad por el Señor José Espín Villama^-
rin.
Ing. Eric Moore
DIRECTOR DE TESIS
A G R A D E C I M I E N T O
— A los Señores Ingenieros: Julio Jurado y Eric Moore
por su desinteresada labor y su valiosa colaboración
para el desarrollo de esta Obra.
— A los personaros del Departamento de Asesoría y Plani_
ficacion de la Empresa Eléctrica Quito S.A. quienes -
en todo momento brindaron la colaboración necesaria y
a todas las personas que en una u otra forma ayudaron
a la culminación de este trabajo.
i M. £ ¿ £ I. £ E íl £ £ £ £
CAPITULO I . Página
1.- GENERALIDADES ,-
1.1. Motivación del Tema 1
1.2. Objetivos 2
1.3. Alcance 3
CAPITULO II
2.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA A ESTUDIARSE
2.1. Generación 4
2.2. Transmisión 8
2.3. Subtransmisión 8
2.4. Distribución . 9
2.4.1. Subestaciones 9
- Protección de una Subestación
tipo 10
- Proyección futura 10
CAPITULO III
3.- ESTUDIO DE FALLAS
3.1. Objetivos de este estudio 22
3.2. Diagramas de Secuencia 22
j 3.3. Cálculo de cortocircuitos 25
Cálculo de parámetros- de las líneas 25
Página
- Calculo de Corrientes de Impedancias
bases 36
3.3.1. Corrientes de falla: Condición I-roa
xima Generación 47
3.3.2. Corrientes de fallas Condición II rní
nima Generación 47
3.4. Análisis y comparación de los resultados ob^
tenidos para fallas trifásicas y fase tierra 49
CAPITULO IV
ESTUDIO DE LA PROTECCIÓN
4.1. Descripción de sistemas de protección 51
4.2. Comparación técnica económica entre alter
nativas 52
4.2.1. Alternativas técnicas 53
4.2.1.1. Esquema de protección por sobreco_
rriente 53
4.2.1.1.a. Relevadores de corriente no di-
reccionales 53
A. Relevadores de Sobrecorrieii
tes con retardo de tiempo 53
B. Relevadores de Sobrecorrien_
te de operación instantánea 55
4.2.1.1.b. Protección direccional de sobr£
corriente 57
Página
A Relés Direccionales para fallas
entre fases 57
B Protección Direccional de Sobre_
corriente para fallas a tierra 58
4.2.1.2. Esquema de protección con relevado
res de distancia 59
4-2.1.2.a. Característica de los relevadores
de distancia 63
- Ejemplo de aplicación de relevado^
res de distancia 67
4.2,1.2.b. Protección de distancia para fa-
llas de fase a tierra - 73
4.2.1.3. Esquema de protecciones por canales
pilotos " 73
A. Canal piloto de corriente porta-
dora 75
B. Canal piloto de microondas 76
C Canales de hilos piloto 77
4*2.2. Alternativas económicas 78
4.3. Selección del tipo de protección recomendado
para el anillo de 46 Kv. de la Empresa Electro^
ca Quito S.A. 79
4.3.1. Sistema de Hilo Piloto tipo HCB 80
í - Aplicación, construcción, característi.
ca ' 80
Página
- Corriente mínima de operación 83
- Transformador de aislación, re_
querimientos del Hilo Piloto 84
- Circuito de disparo, ventajas
del relé HCB • 85
- Funcionamiento 86
4,3.2. Relé Direccional de Sobrecorríente
Tipo CR 87
- Aplicación 87
Construcción, característica 88
- Circuito de disparo, polariza-
. cion de los relés direccionales 91
,4, Coordinación de la protección . 96
4*4.1. Coordinación de esquema de protección
Hilo Piloto 97
- Cálculo de ajustes 97
- Sensibilidad de falla de fase 98
- Sensibilidad de falla a -tierra 99
- Determinación de los transformadp_
res de corriente y potencial 100
4,4.2. Coordinación de esquemas de protec-t
cion direccional de sobrecorriente 116
- Definicien de términos, pick-up 116
~ Lever 117
- Sobrecarrera, tiempos de paso 119
Página
- Elemento instantáneo, reglas ge_
nerales para calcular los ajustes
de los relés de sobrecorriente 121
- Relés de fase, relés de tierra 123
- Cálculos de ajuste ' 127
4.5. Especificación del equipo . 130
4.5.1 Relés Hilo Piloto 131
4.5.2 Relés Direccionales de Sobrecorriente tipo
CR 133
4.6. Algunos aspectos relativos a la operación del
mantenimiento del tipo de protección recomen_
dado 134
4.6.1 Hilo Piloto 134
- Operación, mantenimiento de rutina 135
4.6.2 Direccional de Sobrecorriente 135
- Operación 136
- Mantenimiento de rutina 137
CAPITULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 139
ANEXOíI
ESTUDIO DE FLUJOS DE CARGA
REFERENCIAS
Í N D I C E D E F I G U R A S
Fig, N*
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
TÍTULO _Página
Protección tipo de una Subestación 12
Plano Topográfico 21
Diagrama de Secuencia Positiva 23
Diagrama Secuencia Cero 24
Tipo de Estructura O 26
Tipo de Estructura 1 29
Tipo de Estructura 2 32
Tipo de Estructura 3 33
Tipo de Estructura 4 34
Tipo de Estructura 5 35
Sistema 46 Kv, Radial 50 •
Características típicas tiempo corriente
Corriente de los relevadores de sobrecorriente 54
Diagrama esquemático de una sección de un sis
tema de potencia donde se muestran las 3 zo-
nas de protección de distancia 61
Característica del relevador de distancia ti-
po MHO 64
Características del relé MHO desplazado 65
Diagrama unifilar de un circuito donde¡se apli_
can diferentes tipos de protecciones de distar^
cía 68
Características del relé tipo reactancia 66
Fig. N-a TITULO Pagina
18 Características del relé tipo impedancia 67
19 Diagrama funcional de Canal de Corriente
portadora en una línea de transmisión 75
20 Relé Hilo Piloto Tipo HCB (vista de fren-
te] 81
21 Relé Hilo Piloto Tipo HCB (vista lateral) 82
22 Diagrama Funcional de Hilo Piloto 86 a.
23 Esquema de Funcionamiento de Hilo Piloto 86 b.
24 Partes de un Relé Direccional 89
25 Partes de un Relé Direccional de Sobre co_
rriente 89
26 Diagrama Esquemático donde se muestra la
acción Direccional de un Relevador 92
27 Diagramas Esquemáticos donde se muestra la
dirección de los flujos de corriente para
las fallas que se indican 95
28 Diagiana Unifilar del Anillo de Subtransmi-
sion y nominación de los interruptores pa-
ra protección Hilo Piloto 102
29 Curva de Operación de un relé de sobreco-
rriente direccional 119
30 Ejemplo de un sistema para indicar los cál_
culos de ajuste 122
31 Curva típica, tiempo vs Veces la corriente
del Tap, . 124
Fig. N-° TITULO Pagina
32 Diagrama Unifilar del Anilla de Substrans_
misión y nominación de los interruptores
para la protección direccional de sobreco_
rriente* 127
33 Curva del relé Direccional de sobrecorrien_
te tiempo Vs múltiplo de la corriente del
tap. (en amperios) 129
34 Diagrama de flujos (Anexo 4)
Í N D I C E D E C U A D R O S
Cuadro N* CARACTERÍSTICAS Pagina
1 Características de las centrales 6
2 Características de las líneas 14
3 Características de los transformadores 18
4.a Corrientes bases 36
4.b ' Impedancias bases 36
5 Parámetros de las centrales 38
6 Parámetros de líneas de transmisión 40
7 Parámetros de los transformadores 44
8 Corrientes de cortocircuito 47
9 Comparación Económica de los diferen-
tes tipos de relés 78
10 Datos para los ajustes de relés Hilo
Piloto 101
11 Características para el cálculo de A
justes de relés de dirección al de so
brecorriente 125
G E N E R A L I D A D E S
1.1. Motivación del Tema: La Empresa Eléctrica Quito S.A para dar cori
flabilidad a su sistema y de esta manera pres_
tar un servicio a sus abonados, ha creido conveniente realizar estudios
de nuevos esquemas para 3a entrega de la energía a sus usuarios.
Dichos esquemas se han diseñado teniendo como meta la no interrup
cion de energía eléctrica a los abonados, y de que si esto ocurre por fa_
lia o mantenimiento, la interrupción del servicio sea por el menor tiem-
po posible.
Por las razones anteriormente señaladas, la Empresa Eléctrica Qujü
to S.A-' ha comenzado a efectuar trabajos de remodelacion y que incluye
el montaje de un anillo de subtransmision a 46 Kv, Dicho anillo unirá-
los puntos de abastecimiento de enrgía más importante, y además entrará
a formar parte del Sistema Nacional Interconectado mediante la Subesta-
ción Santa Rosa.
El trabajo de remodelacion que la EmpresaÉlectrica Quito S.A. se
ha propuesto realizar en su sistema, ha motivado para que surja como Te_
ma de Tesis la.protección del anillo de subtransmision de 46 Kv. que di_
che Empresa Eléctrica tiene alrededor de la ciudad capital.
1,2« Objetivos: El crecimiento acelerado de la demanda, ya sea por
la instalación de nuevas industrias, o por la expan_
sión misma de la ciudad, ha hecho necesario proyectar un anillo para
.llegar con energía a lugares de consumo importantes ubicados lejos del
centro de la ciudad. Siendo el objetivo fundamental que persigue el
presente trabajo realizar un estudio de la protección más conveniente
para este anillo, por medio del cual se distribuirá la energía a la -
ciudad de Quito.
Una coordinación acertada de la protección de sas barras, lí ~
neas y en general de sus subestaciones, traerá como resultado un alto
nivel de confiabilidad y seguridad en la recepción y entrega de la e-
nergía.
Para cumplir con este objetivo se recopila en este trabajo to_
dos los datos y consideraciones que han sido necesarios para poder lle_
var a cabo, la determinación del tipo de protección más conveniente.
Una vez recomendado el tipo de protección se procederá a reali_
ssar la coordinación adecuada del sistema de protecciones, para que cum
pía con las condiciones ideales que debe tener todo sistema, como son:
Sensibilidad, Selectividad, Velocidad.i
T.3. Alcance; El presente trabajo que tiene como objetivo llegar a -
recomendar el tipo de protección más conveniente que -
debe emplearse para el anillo de subtransmisión de la Empresa Eléctri-
ca Quito S.A. j consta de lo siguiente:i
Una descripción breve del sistema que se va a estudiar.
Un estudio de flujos de carga/ para máxima y mínima carga, con el
objeto de determinar las condiciones normales de funcionamiento, es_
te estudio se incluirá al final como un anexo ya que servirá de me-
canismo de información.
Un estudio de cortocircuitos para máxima y mínima generación, estos
temas se realizarán utilizando programas de flujos de carga y cálculo
de cortocircuitos que la Empresa Eléctrica Quito S.A. tiene en su
Centro de Computación.
Un estudio de la protección propiamente dicha, la misma que conten-
drá un análisis técnico-económico, descripción y especificación de
los equipos de protección.
Finaliza este estudio con una recomendación y conclusiones del tra-
bajo realizado. Toda esta obra está constituida por cinco Capítu-
los y el Anexo que como ya se indico irá al final, a continuación
de los Capítulos.
D E S C R I P C I Ó N D E L S I S T E M A A E S T U D I A R S E
2.1. Generación: La Empresa Eléctrica Quito S.A. tendrá una potencia
en generación disponible para el año 1.990 de:£-\S-•?(?£> í^Oví\4 MW. 176.197 MVAR. la misma que será proveniente una parte de
INECEL y el resto de las centrales propias del sistema.
La generación propia de la Empresa Eléctrica Quito S.A. estará
conformada por centrales hidráulicas y térmicas ubicadas en Pasochoa ,
Guangopolo, Cumbayá, Nayon y Luluncoto.
La generación propia de la Empresa (generación hidráulica) prp_
viene de sus centrales, Pasochoa, Guangopolo, Nayon y Cumbayá, las mi_£
mas que entregan energía de la siguiente forma: La energía de Pasochoa
llega a la Central San Rafael a través de la barra Na 1 como se indica
en el Capítulo III pág. 23, luego por medio de un Transformador de 5.6
MVA es elevada a 46 Kv. La energía de Guangopolo es entregada a la -
Subestación Sur luego de pasar por las barras. No. Cs) . 3 4 y 16 para
de estas entregar a los principales centros de consumo de energía.
La generación térmica está constituida por cuatro unidades die_
- sel, las mismas que estarán ubicadas en Luluncoto y entregarán su ener_
gía a la Subestación Sur, para de esta manera entrar a formar parte del
anillo de subtransmisión.|
La generación que INECEL posee y que estara proporcionando aI
la Empresa Eléctrica Quito S.A. es también hidráulica y térmica distri_
buidas de la siguiente forma:
La generación hidráulica es la proveniente de Pisayambo, y que
llega a la Subestación Vicentina. La potencia aportada por el Sistema
Nacional de Transmisión a través de las Subestaciones Santa Rosa y Po-
masgui, se ha supuesto que estos aportes de potencia son lo suficien-
te para suplir conjuntamente o aisladamente toda la energía requerida
que no pueda ser proporcionada por las centrales hidráulicas y térmi -
cas del sistema Quito.
La generación térmica llega de la Central de Guangopolo en la
cual tenemos una unidad Diesel y la turbina de gas, las mismas que en-
tregan la energía a la Subestación Vicentina.
En los estudios de flujo de potencia se prevee que uno de los
generadores a gas de Guangopolo funcionará como unidad de reserva del
sistema. En el Cuadro Na 1 tenemos las características de los genera_
dores con sus respectivos parámetros y el numero de unidades en cada
central.
CUADRO
CARACTERÍSTICAS DE LAS CENTRALES
Central de Generación
Tipo
N2
Num. Nombre
Generad.
1 PASOCHOA
H;
*fy
H
2
H
2
H
1
3
GUANGOPOLO
H
2
• H
T"
5
GUANGOPOLO
D
6
G
1
D
3
7
GUANGOPOLO
D
3
D
6
Características c*/Unid.
Potencia Total
Relación
KV
RPM
MVA
MVA
f.p.
Cortocircuito
4.16
450
2.816
1.189
Total: 5.632
0.8
1.189
2.30
720
2.50
5.00
0.8
2.30
720
2.50
2.50
0.8
.2,30
720
2.00
4.00
0.85
Total :11.50
13.80
400
6.50
39.0
0.8
1.044
13.80
3600
26.67
0.9
6.60
400
6.50
19.50
0.8
1.044
6.60
400
6.50
19.50
0.8
1.044
Total:
39.00
0.8
Continuación:
..Central de Generación
Tipo
Mfl
Características e/Unid.
Num . Nombre
Generad .
KV
RPM
MVA
8-9
CUMBAYA
D
3
4.16
514. 11.11
D
3
4.16
514
-11.11
D
6
Total
t
H
""V
6.90
400
16.50
11-12
NAYON
H
-7"
Total¡
D
5 .
4.16
960
2,725
D
3
6.30
600
3.666.
14
LULUNCQTO
D
4
6.30
960
2.875
D
1 2
Total :
Potencia Total
Relación
MVA
f .p.
Cortocircuito
22.22 0.9
1.103
22.22 0.9
1.183
44.44
0.9
<
16,50 0.9
33.00 0.9
13.625 0.8
• 10.998
0.8
11.50 0.8
36.123 0.8
Dondes D » diesel
H <=
Hidráulica
G= Gas
2.2. Transmisión: El sistema de transmisión es.tá conformado por líne_
as de 138 y 46 Kv.
Las líneas de 138 Kv- son las que llevan energía de la subesta
cion Santa Rosa a las Subestaciones Selva Alegre, Vicentinay Pomasqui,
estas cuatro Subestaciones de reducción entra a formar parte del anillo
de Subtransmisión a 46 Kv.
El anillo de 138 Kv. recibirá y distribuirá la energía prove_ -
niente del Sistema Nacional ínterconectado. Este anillo estará formado
de doble circuito, su diseño, construcción, mantenimiento, etc. estará
en su primera instancia a cargo de INECEL a pesar de que su función es-
taría relacionada más con el funcionamiento del sistema mismo.
Tenemos también la línea que une las centrales térmicas de Guan
gopolo con la Subestación Vicentina, esta subestación desempeña un papel
importante ya que a .esta llega actualmente la energía proveniente de Pi_
sayambo. Las líneas de 46 Kv. son líneas que llevan energía desde, los
centros de generación propia de la Empresa hasta las Subestaciones Nor-
te y Sur? cabe señalar que las distancias de estas líneas son relativa-
mente cortas,
2;3. Subtransmisión; El sistema de subtransmision, motivo de este es-
tudio está conformado por líneas de 46 Kv.i
El sistema de líneas de 46 Kv. que comprenden las líneas cuya -
función será transmitir o distribuir, y que eatarán:interconectando lasI
diferentes subestaciones de distribución con las subestaciones principa^
les y I centros de generación. El trazado de las rutas del sistema se ha
hecho tratando de aprovechar al máximo las líneas existentes, a pesar
de esto se ha previsto que para entonces deberán cambiarse en unos ca-
sos calibres de conductores o en otros reforzar estructuras ya existeía
tes,
En lo que se refiere a los calibres de los conductores emplea-
dos se ha seleccionado tres tipos de calibres: 266.8 MCM-ACSR, 395.5
MCM-ACSR y 477 MCM-ACSR. Para 46 Kv. estos conductores están en capa-
cidad de llevar 37, 47 y 53 MVA respectivamente.
Un estudio preliminar hecho acerca de la capacidad de sobrecar_
ga de estos conductores, llevo a la conclusión de que no deben ser caí:
gados con más del 130% de la carga máxima nominal. Todas las líneas
tendrán cable de guardia, el mismo que ha sido determinado de acuerdo'
a la práctica y es cable de acero de 3/8 de EBB.
Las líneas principales y sus características se indican e.u el
Cuadro Na 2.
2.4. Distribución; El sistema de distribución es en forma radial, que
se deriva directamente del anillo de 46 Kv. a tr<a
vés de transformadores de reducción. La potencia total instalada en -
transformadores de distribución es: 531/685 MVA. OA/FA,
Numero de Transformadores de distribución: 47, .
2.4.1. Subestaciones.- Puesto que el sistema Quito constituye
de por sí un sistema Eléctrico de Poten_
cia, Atiene todo tipo de Subestaciones: De bajada, de seccionamiento,
y distribución, cada una de las cuales desempeñan su función determina_
10
da, tendientes a tener como resultado ; la operación más económica -
del sistema.
Protección tipo de_una_subestacion.- Una descripción de las proteccio
nes más importantes que existen
en las subestaciones del sistema Eléctrico Quito, se indica en la Fig.
Na 1 y se resume en lo siguiente:
a) Protección de líneas.
- Interconexión con el Sistema de INECEL
Relés CDD21 para protección contra fallas entre fases y fase -
tierra.
- Alimentaciones a Subestaciones No.(s) 3,9,11,13,17,19.
Relés CDD21 para protección contra fallas entre fases.
Relés CDD21 para protección contra fallas fase-tierra.
Relés de sobrecorriente instantáneo.
b) Protección de generadores.
Relés Diferenciales.
c) Protección de Transformadores.
Relés Diferenciales.
|
Proyección Futura.- Para el año 1.990 ha previsto* la construcción de
nuevas subestaciones de estos tipos, y en otros -
casos posiblemente sea necesario la reubicacion de algunos de los que
actualmente existen y que debido a la falta de espacio no permiten la -
colocación de transformadores, disyuntores y seccionadores que se nece
sitan.
Todas las subestaciones de distribución, con excepción de Chi-
llogallo, Monjas, Cumbayá, tendrán cada una, dos transformadores con -
el fin de asegurar un buen servicio, porque en caso de salida de cual-
quiera de los transformadores, el otro estará en condiciones de tomar
por cierto tiempo toda la carga de subestación, está claro que esto a-
fecta la vida media del transformador.
El esquema de las subestacions se ha realizado pensando en es-
ta eventualidad de tener doble transformador. Para la situación anali_
zada también se tiene la idea de resolverla disponiendo de una unidad
móvil que reemplazaría al transformador con fallas.
Tratando de uniformizar la potencia de los transformadores de
distribución se ha seleccionado tres clases de transformadores 8/10
MVA. 10/12.5 MVA y 15/20 MVA GS/FA. y se han colocado en cada subesta- -
cion de acuerdo a la demanda de cada uno de ellos. Las características
principales de los transformadores en cada subestación se indican en el
Cuadro N* 3.
"U H O H"
<B « O H» o 3 C C cr o H.
es 3
LEYENDA
52 Interruptor Automático.
64 Relé de Palla de Tierra.
21 Relé de Distancia.
67 Relé de potencia Inversa.
51 Relé de Sobrecorriente.
92 Relé Direccional.
87 Relé Diferencial
T.P. Transformador de Potencial.
T.C. Transformador de Corriente.
AVR, Regulador de Voltaje.
C Condensador,
P Pararrayos.
W Watímetros.
A Amperímetro„
f.p. Factor de Potencia
V Voltímetro,
WAR Medidor de potencia Reactiva,
MVA Medidor de Potencia Aparente.
WH Vatios Hora. .
3,9,11,13,17,19 Salidas a las respectivas Subestaciones,
CUADRO
CARACTERÍSTICAS DE LAS LINEAS DE SUBTRANSMISION
Barras
Numero
152-153
152^-153
153-154
153-154
154-89
154-89
89-152
¡89-152
89-6
50-94
t
50-94
56-51
50-52
52-56
58-56
Tipo
397.
397;
397.
397.
397.
397.
397.
397.
477.
477.
477.
477.
477.
477.
477.
de Conductor
Cable de Guardia
5 5 5 5 5 5 5 5 0 0 0 0 0 0 0
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
.
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
DATOS GENERALES
Carga de la línea
KV 138
138
138
138
138
138
138
138
•46
46
. 46 46 46 46 46
Km 25 25 17 17 18 18 20 20
7 12 12 4 3 5 4
.8 .8 .0 -0 .0 .0 .0 .0 .2 .0 .0 .6 .8 .5 .9
Cap. Ter
MVA
161
161
161
161
161
161
161
161
161
160 53 53 47
. 53 53
KVAC
1624
1624
1259
1259
1397
1397
1259
1259
457 94 94 38 30 43 42
• .63
.63
.40
.40
.94
.94
.40
.40
.92
.80
.80
.73
.02
.45
.66
Conti
nuac
ión
Barra
Numero
15-93
15-r50
94-r96
91-94
73-13
10-13
10-81
10-81
10-99
4-15
15-16
4-16
16-91
2-91
15-90
Tipo Conductor
Cable de
266
477
477
477
477
477
477
477
266
477
477
477
477
3/0
266
.8 .0 .0 .0 .0 .0 .0 .0 .8 .0 .0 .0 .0
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
AWG-ACSR
.8MCM-ASCR
3/8
3/8
Guardia
"EBB
"EBB
3/8','EBB
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB,
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
DATOS
KV
46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46
GENERALES
Km 1 5 12 14 10 2 6 6 2 6 8 1 4 20
1
.75
.90
.00
.00
.00
.77
.50
.50
.50
.80
.40
.50
.00
.00
.40
Cap, ter
MVA
37 53 53 53 53 53 106
106 37 53 53 53 53
. 24
37
Carga de la línea
KVAC
14 46 94 110
70 21 109 90 21 51 65 12 31 158 11
.74
.61
.80
.60
.90
.88
.33
.81
.05
.79
.56
.62
.60
.60
.79
Continuación
Barras
Numero
59-61
58-61
58-304
304-66
304-63
58-67
67-69
69-71
69-74
71-74
74-81
71-73
81-77
81-78
81-79
Tipo de Conductor
Cable de
477
477
477
477
477
477
477
477
477
477
477
477
397
397
397
.0 .0 .0 .0 .0 .0 .0 .0 .0 .0 .0 .0 .5 ,5 .5
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-AWCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
-
MCM-ASCR
MCM-ASCR
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
Guardia
"EBB
"EBB
"EBB
s
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
DATOS GENERALES
Carga de la línea
KV 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46
Km-
1 1 0 2 0 6 4 9 3 5 8 12 2 2 1
.75
,8 .8 .3 .6 .4 .5 .0 ,5 .5 .2 .0 .6 ,6 ,3
Cap. ter
MVA
53 53 47 47 47 53 53 53 53 53 .53
:53 47 47 47
KVAC
13 14 6 18 4
50 35
. 71 28 86 64 94 19
- 19 9
.83
.22
.23
.17
.74
.56
.55
.10
.55
.90
.78
.80
.92
,92
.95
C o
nti
nu
acio
n
Barras
Numero
81-80
81-82
81-33
81-64
64-65
81-86
'86-59
86-84
86-85
86-89
86-15
15-310
310-88
310-92
87-97
Tipo
397.
397.
397.
477.
477.
477.
477.
397.
397'
B
397*
477.
397.
397.
397.
397.
de Conductor
Cable de
5 5 5 0 0 0 0 5 5 5 0 5 5 5 5
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
MCM-ASCR
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
3/8
Guardia
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
"EBB
DATOS
KV 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46
GENERALES
Km 1 3 3 3 1 5 3 0 0 1 4 1 2 1 2
.30
.00
.00
.65
.60
.79
.50
.83
.83
.90
.00
.20
.20
.80
.86
Carga de la línea
Cap. ter
KVAC
MVA
47
47 47 47 53 53 53 47 47 47 53 47 47 47 47
• 9
22 22 28 12 45 27
6 6 9 31 9 16 13 21
.,95
.98
.98
.84
.64
.74
.65
.36
.36
.65
.60
.19
.85
.79
.91
CUADRO
CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES
Barras
. Numero
94-152
94-152
58-153
58-153
71-154
71-154
86-89
86-89
51-201
52-202
56-206
59-208
61-210
63-212
65-214
Estación
Nombre
Sta. Rosa
Sta. Rosa
Selva Alegre
Selva Alegre
Pomasqui
Pomasqui
Vicentina
Vicentina
Chillogallo
Subestación Nf
l 3
Subestación N-
6- 7
-Subestación N-2 9
S u bestación N
a 1 1
Subestación N£ 13
Subestación N
A 15
Tensiones
KV
138/46/13.8
138/46/13.8
138/46/13.8
138/46/13.8
138/46/13.8
138/46/13.8
138/46/13.8
138/46/13.8
46/23
46/6.3
46/6 . 3
46/6
„ 3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
Tipo de Conexión
Capacidad
Cambiador
MVA
de Taps.
-$/•$/ A
60/80 OA-FA
£ 10%
98
60/80 OA-FA
+ 10%
as
60/80 OA-FA
+_ 10%
"
60/80 OA-FA
+_ 10%
H
60/80 OA-FA
+ 10%
w
60/80 OA-FA
¿ 10%
M
33/43 OA-FA
"
33/43 OA-FA
V*r
15/2Ü OA-FA
+_ 10%
u
8/10 OA-FA
+ 10%
19
5/6.250A-FA
+10%
M
15/20 OA-FA
• ¿10%
M
15/20 OA-FA
¿10%
88
5/6.250A-FA
+10%
e*
" 15/20
OA-FA
+_
10%
00
Co
nti
nu
ació
n
Barras
Numero
67-216
69-218
71-220
73-244
74-223
77-225
79-227
82-229
84-231
87-233
. 97-235
92-236
93-238
90-237
50-240
Estación
Nombre
Subestación N^ 17
Subestación N^ 19
Pomasqui
Guayllabamba
Subestación N* 18
Subestación N
fi 16
Olímpico
Subestación N* 14
Subestación NA 12
Subestación N-
2 10
Subestación N
-2 8
Subestación N-
2 6
Subestación H-3 4
Mon j as
•
Eplicachima
Tensiones
Tipo de Conexión
KV
46/6.3
4/Y&-
46/6,3
w
46/2.3
"
46/2.3
w
46/2.3/6.3
H
46/6.3
"
46/6*3
_
w
46/6.3
"'
46/6.3
M
46/6.3
«
46/6.3
M
46/6.3
W
46/6.3
»
46/23
M
46/23
w
Capacidad
15/20 OA-FA
15/20 OA-Fñ
15/20 OA-FA
15/20 OA-FA
15/20 OA-FA
15/20 OA-FA
15/20 OA-FA
15/20 OA-FA
15/20 OA-FA
8/10 OA-FA
15/20 OA-FA
15/20 OA-FA
15/20 OA-FA
. 15/20 OA-FA
15/20 OA-FA
Cambiador
de Taps
+_ 10%
± 10%
± 10%
± 10%
^ 10%
± 10%
± 10%
± 10%
+ 10%
± 10%
± 10^
± 1°%
+_ 10%
+ 10%
± 10%
Conti
nuació
n
~~Ba~rras
Numero
91-242
96-243
90-95
99-245
1-2
3-4
5-16
5-6
6-7
8-10
9-10
11-13
12-13
14-15
14-15
Estación
Nombre
San Rafael
Machachi
Santa Rosa
Cumbayá
Pasachoa
Guangopolo
Guangopolo
Guangopolo
.
Guangopolo
.
Cumbayá
Cumbayá
Nayon
Nayon
Luluncoto
Luluncoto
" "Tensiones
46/23
46/23/6.3
46/23
46/23
4.16/46
2 - 3/46
13.8/46
13.8/138
6.6/138
4.16/46
4.16/46
6.9/46
6.9 /46
4.16/46
6.3/46
Tipo de Conexión
Capacidad ""
Cambiador
MVA
de Taps
A/Ya,
15/20 OA-FA
+ 10%
83
7.S2.50A-FA
+ 10%
11
15/20 OA-FA
+_ 10%
88
15/20 OA-FA
+ 10% '
"
5/6.25 OA-FA
+-10%
81
5/6.25 OA-FA
+ 10%
sí
• 46.5/52.50A-FA +
10%
81
21.5/52.50A-FA + 10%
89
15/20 OA-FA
+ 10%
81
10/12.5 OA-FA + 10%
"
10/12.5 OA-FA + 10%
®
12.5/16.50A-FA + 10%
® 12.5/16.50A-FA + 10%
H
10/12.5 OA-FA + 10%
61
9/11.250A-FA
+_ 10%
M O
22
E S T U D I O D E C O R T O C I R C U I T O S
3.1. Objetivos de este Estudio: Es importante el estudio de cortocir-
cuitos para analizar el tipo de pro_ -
teccion eléctrica requerida para cada elemento del sistema. Además es
necesario para el dimensionamiento del equipo de protección (disyuntores,
transformadores de corriente, etc).
Se debe considerar además que los estudios de cortocircuitos
son complementarios a los de flujo de potencia, porgue para analizar el
sistema en condiciones de cortocircuito, primero se debe estudiar el
funcionamiento del sistema y de esta forma asegurar su correcto funcio-
namiento . Los cálculos de cortocircuitos nos permiten conocer corrien -
tes y voltajes de un sistema de potencia durante las fallas. Esta in_ -
formación es necesaria como ya se indicó , para diseñar y adecuar el -
sistema de protección y determinar las características que deben tener
los elementos de interrrupción»
El estudio de cortocircuitos se realizo utilizando un programa
que la Empresa Eléctrica Quito S.A., tiene grabado en un disco en su
Centro de Computación. En dicho programa se hace un análisis de las di_
ferentes posibilidades de falla como son: Trifásica y Pase tierra tan_
to para máxima como para mínima generación. Para máxima generación se
considera todas las centrales generando a su máxima capacidad, para mí-
nima '_ generación consideramos generando las centrales Cumbayá Hidráuli-
ca, térmicas Luluncoto, Central Guangopolo Gas y Nayón Hidráulica.
3.2. Diagramas de Secuencia: Los Diagramas de Secuencia, tanto para
o
.-J !
i L_
26
Resistencia (-£*• /milla);
Reactancia (-**- /milla)
rg - 7 -rv/milla
—9GMRg = 10 pies
GMR = 0.029 pies
Disposición de los Conductores:
iAmJ--.iH.jL
Calculo de la Impedancia de Secuencia Positiva:
Formula: 2 = 4- j 0.2794 log GMD/GMR.n./milla
Donde : GMD = distancia media geométrica
: GMD = CDab « Dbc * Dea) 1/3
27
GMR = radio medio geométrico
GMR = 0.029
= resistencia del conductor
Z = 0.196 + j 0.2794 log ( Dab x Dbc x Dea ) 1/3GMR
Z = 0.169 -t- j 0.2794 log ( 6.43 x 6.43 x 4.60 ) 1/3«3.280.29
Z = ( 0.1967 +j 0.78598 ) _ri_/milla
1 milla = 1.609 m
2 « (0.12181 + j 0,48849 ) - -/Kra.
Considerando la resistividad del suelo = 100-fv- m
Cálculo de la Impedancia de Secuencia Cero:
oFormula : Zoa - Zoa - zo ag _n_/milla
zog
Donde : zoa = Impedancia propia del conductor si.n hilo de guardia
zoag = Impedancia mutua entre los conductores y el hilo -
de guardia.
zoa = a + 0.2862 + j 0,3640 ( 7.9333 + 1/3 (1n(GMR + 21nGMD)-)- -/milla
zoa « 0.196 + 0.2862 + j 0.3640 (7.9333-1/3(1n0.029+21n5.75x3.28)
zoa = ( 0.4822 + j 2.604 v/milla
i
Izoag = 0.2862+j 0.3640 7.9333-1/31n (DagxDbgxD¿g) ^-/milla
zoag = 0.2862+j 0.3640 7.9333- tn (4039x6.26x8.36 )
zoag = ( 0.2862+j 2.2284 ) -n-/milla
28
zog = 3 g+ 0.2862+j 0.3640 ( 7.9333- ln GMRg }
zog = 3 x 7.0 + 0.2862 + j 0.3640 (7.9333- 1n 10~9 )
zocr = (21.2862 + j 10.4310 -Tu/milla
= 0.4822 +j 2.67237 - (0.2862 + j 2.22S4)2
(21.2862+ j 10.4310)
zoa =(0.64356 + j 2. 53342)
zoa =(0.39998 + j 1 .57453)-n_/milla
Impedancia propia de Secuencia cero de un cortocircuito trifásico for-
mado por conductor y tierra.
; TIPO DE ESTRUCTURA 1
Datos para el cálculos
Conductor: 397.5 MCM ACSR (26.7)
: Conductor de guardia; 3/8" EBB
Diámetro del conductor = 0.783 pulg.
1 Resistencia (r )/milla = 0.235 (.A./milla )
; Reactancia (X)/milla = 0.441
rg = 7.00 /milla
; GMRg = 10" pies
GMR = 0.0265 pies
29
Disposición de los Conductores:
EIO
4
coTT
Cálculo de la Impedancia de Secuencia Positiva:
3, * c+ J2+0.2794 1/2 lo, '** x a K dca) 1/3 _v. .WV 1
da bxdca xdac xd ba
2 =; 0.235+j 0.5588 1/2 log
log
(4.60x4.60x 9;20)1/3 3.28 -
82.0
9?23 x 8.0 x 8.0 x 9?23 .A. /milla
( 0.235 + j 0. 77547 ) jx/milla
= (2 = 0,1461 + j 0.48196
30
Calculo de la Imoedancia de Secuencia Cero:
La impedancia propia de uno de los cortocircuitos es:
2_ ^ 2a qzoa = zaa + 2zab - 3 - 2-
zgg
Df r*zaa * 0.0954+ c+j 0.2794(log — +log —- ) J /milla
C GMR
zaa e» 0. 0954+0. 235+j 0.2794 (log + log Q ) A /milla
zaa fe (0.3304 + j 1.40318} A /millazaa * 0.0954 + j 0.2794 log — — - - _ D° . — r - -1/3 1/milla
J (Dab x Dbc x Dea )
27ññ 5 •zab - 0.0954 + j 0.2794 log
(4,6Qx4. 60x9.20 1/3 3.28
zab P= (0.0954 + j 0.60529)
Dezag fe 0.0954+j 0.2794 log - - T JX/milla
(dagx Dbgx Dcg)
2788 5zag = 0.0954+ j 0.2794 log
(5.31x 9.03x 13.32) 3.28
zag = (0.0954+j 0.55726)
« ^ r, • rt ->-,«„ /-. 2788.5 _ 0.01563zgg = 0.0954+g+3 0.2794 (log Q>Q1563 + log - 9—
zgg :« (7.0954 + j 3. 47724) -TV/milla
zoa = (0.6065 + j 2,52715) A /milla
zoa := (0.37694 + j 1.57063
La impedancia mutua entre los circuitos
„ 2Zo acr i
2om - W = 2mo -- *• 'zog
zmo = 0.2862 + j 0.3640 ( 7.9333 - 1n GMDaa1) l
1 1/9 ;GMDaa = (DacxDabxDacxDbaxDbbxDbcxDcaxDcbxDcc) m
GMDaa =9.361
Zmo '= (0.2862 + j 1.64128) .n. /milla
31
zoag y zog se calculo en el tipo de estructura -0-
zoag « (0,2862 + j 2.48247 ) A/milla
zog = (21.2862 + j 10.43100 /i/milla
Zom-n (0.49023 + j 1.47469) A/milla
Zom~n (0.30468 + j 0.31652) .a/Km
Impedancia Cero equivalente (Zo)
Zo = J_ (Zoa + Zom-n)2 2
2o = (0.3408 + j 1.2436)A/Km2
TIPO ESTRUCTURA 2
Datos para el cálculo:
Conductor: 477 MCM ACSR (26/7)
Conductor de guardia: 3/8" EBB
Diámetro del conductor = 0.858 pulg.
Resistencia (XI /milla) = 0.196 A/milla
Reactancia (Xn /milla) = 0.430n/milla
rg = 7 n /milla-9
GMRg • = 10 pies
GMR = 0.0290 pies
32
Disposición de los Conductores
.
£
Ce;
cc:
Para el cálculo de la impedancia de Secuencia Positiva y Secuencia Ce-
ro,, se procede de la misma forma como se indica en el tipo de estructu
ra cero, pág. 25.
2 « (0.14605 + j 0.45178) -O./Km
Zo = (0.37613 + j 1.6475 ) A/Km
TIPO DE ESTRUCTURA 3
Datos para el cálculo:
Conductor: 397. 5 MCM ACSR (26/7)¡
Conductor de guardia: 3/8" EBB j
Diámetro del conductor; 0.783 pulg.
Resistencia (f/milla) = 0.235 ^X/milla
Reactancia (X/milla) = 0.441 íX/milla
33
rg « 7 /i/milla!
i —9GMrg = 10 pies
GMR = 0.0265 pies
Disposición de los Conductores
1.75 mil.05
£IO
3 «75
Z1 = (0.14605 + j 0.45178
i= (0,40037 + j 1.6485 )XX/Km
TIPO DE ESTRUCTURA .4
Datos para el cálculo:
Conductor: 266.8 MCM ASCR (26/7)
Conductor de guardia: 3/8" EBB
Diámetro del Conductor = 0,642 pulg
Resistencia (Jl/milla) = 0.350 ¿I/milla
34
Reactancia (X /milla) = 0.465 O./milla
rg = 7 íl/milla
-9GMRg = 10 pies
GMR = 0.0217 pies
Disposición de los conductores
'75 10,75, n
mIII «
E
2 ^ ( 0.21753 + j 0.41241 )
2oa « Zo = ( 0.48341 + j 162676) A/Km
TIPO DE ESTRUCTURA 5
Conductor: 3/0 AWG ACSR
Conductor de guardia: 3/8" EBB
Diámetro del conductor: 0.502 pulg.
35
Resistencia (r /milla)
Reactancia (X/milla)
rg . = 7 A/milla
-9GMRg = 10 pies
GMR = 0.00600 pies
0.560n/milla
0.621^/milla
O
. « -r v 111 «
-6ú m,
Tipo de estructura 5
2 = ( 0.34804 + j 0.56310 ) A/Km-1 . •
Zoa = Zo = ( 0.6137 + j 1.7478 ) /I/Km.
Ooo
«o
-e*
36
CALCULO DE LAS DIFERENTES BASES DE CORRIENTE
I Base ~ (KVA) Base
V (KV) Base
Donde:
( KVA ) Base = KVA base trifásica
( KV ) Base = KV base línea línea
KVA Base = 100.000
CUADRO No. 4 a
Tensión (KvJ)
138
46
23
6.3
6.0
Corriente Base (A)
418.370
1255.109
2510.219
9164.230
9622.504
CALCULO DE LAS DIFERENTES IMPEDANCIAS BASES
ZBasf
e = U KV ) basej
( MVA } base
CUADRO No. 4b
Tensión Kv
138
46
iImpedancia Base (n.)
190.440
21.160
Continuación37
Tensión Kv
1 23
6.3
6.0
Impedancia Base
5.290 '
0.397
0.360
H
CU
AD
RO
'PA
RÁ
ME
TR
O
DE
C
EN
TR
AL
ES
Central de Generación
IMPEDANCIA DE CADA UNIDAD EN %
100
Num
Nombre
Kd
1303
1 PASOCHOA
1551
2900
4160
3
GUANGOPOLO
2675
1042 244
5
GUANGOPOLO
929
488
7
GUANGOPOLO
488
244
.20
.60
.00
.00
.00
,71
.36
.17
.72
.72
.17
Kq
Kd1
1066 533
680
1040
775
268 96
904.17 106
192.
192. 96.
.86
,43
.00
.00
.00
.64
.41
,21
82 82 4.1
K"
711.
355.
680.
700.
525.
208. 58.
85.
117.
117.
58,d
I
24 62 00 00 00 16 97 00 95 95
.
97
MVA
BASE
Tipo de Conexión
C"3
K
Ko
711
355
400
800
500
173
44 85 82 82 44
.24
.62
.00
.00
.00
.91
.10
-00
.81
.81
.10
640
320
360
720
450
156 25 44 51 51 25
,11
Y
.06
.00
Y
.00
Y
.00
Y
.52
.64 ^
.58
.28
-28
Y
.64
w 00
Continuación
Central de Generación
IMPEDANCIA DE CADA
Numero
Nombre
Kd
Kq
8-9
Cumbayá
460,00
257,13
391.36
291,36
211.46
136.76
5.57,28
• •
11-12
NAYON
378.79
1093,58
1354,75
14
LULUNCOTO
1295,65
412,48
UNIDAD EN
Kd1
147.72
99.36
59,31
196,36
98,19
308.-26
255,50
365.22
101.05
%
100 MVA
K"d
K"q
87,72
90.68
68,64
78.18
38,51
41,98
45.45
72.73
198.17
172.76
234,78
52.60
BASE K2
89.27
81,36
42,57
121.21
60.61
139.45
182,76
165.22
52.60
Tipo de Conexión
Ko
46,14 %
46,14
x,
21.07
109.09 ^
54.55
77.80
Y
96.38
Y
92,17
Y
29.34
Y
Donde;
Kd:
Reactancia
sincrónica
Kd1: Reactancia
Transitoria
Kd"s Reactancia
subtransitoria
K2: Reactancia
secuencia
; • Reactancia
Kq; Kq" Reactancias en cuadratura
ysecuencia (o)
: en
Cuadratura subtransitoria
1*3
CUADRO
PARÁMETROS DE LINES DE TRANSMISIÓN
BARRAS ESTRUCTURA
Numero
152-153
152-153
153-154
153-154
154-89
154-89
89-152
89-152
89-6
50-94
50-94
50-51
50-52
52-56
58-56
Tipo 1 1 1 1 1 1 1 1 0
*
2 2 4 2 2 2
IMPEDANCIA
1.98
1.98
1.30
1.30
1.38
1.38
1.53
1.53
0.46
6.91
6.91
4.73
2.19
3.17
2.82
Z (')
+ J6.53
•f J6.53
+ J4.30
•f J4.30
•f J4.56
•f J4.56
+ J5.06
+ J5.06
+ J1.85
+ J24.89
+ J24.89
•f J8.97
•f J7.88
+ J11.41
+ J10.16
SECUENCIA
%(MVA
IMPEDANCIA
Z (o)
"2(o)m
9.23
9.23
6.08
6.08
6.44
6.44
7.16
7.16
1.51
33.34
3.34
10.51
6.72
9.79
+ 'J33.70
+ J33.70
+ J22.20
+ J22.20
-i- J23.51
•f J23.51
+ J26.12
+ J26.12
+ J5.95
•f J157.36
+ J157.36
+ J35.36
+ j29,59
+ J42.85
7.86 +
7.86 +
5.18 +
5.18 +
6.76 +
6.76 +
6.09 +
6.09 +
3.73 +
. 3.73
-f
0.73 +
j 23.75
J23.75
J15.28
J15.28
J20.35
J20.35
J18.33
J18.33
J12.91
J12.91
J2.54
Base
190.44
190.44
190.44
190.44
190.44
190.44
190.44
190.44
190.44
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
OBSERVACIONES
Circuito
Long.
total
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
25.8
25.8
17.0
17.0
18.0
18.0
20.0
20.0 7.2
12.0
12.0
4.6
3.8
5.5
4.9
Long.
mutua
25.8
25.8
17.0
17.0
18.0
18.0
20.0
20.0
12.0
12.0
0.55
Continuación
BARRA
Número
15-93
15-50
94-96
91-94
73-13.
10-13
10-81
10.81
10-99
4-15
15r16
4r16
16-91
2-91
15-90
ESTRUCTURA
IMPEDANCIA
Tipo
4 2 2 2 2 2 .
2 2 4 2 2 2 2 5 4
Z (1)
1.80+j 3.41
3.40+J12.24
6.91+j24.6y
8.06+J2904
5.76+J2074
1.59+j 5.75
3.74+J13.48
3.74+J13.48
2.57+j 4.87
3.91+J14.10
4.84+J17.42
0.86+j 3.11
2.30+j 8.30
32.90-fj53.22
1.44+j 2,73
SECUENCIA
%
(1 00
Z (o)
Z
4.00+J13.45
10.49+J45.94
21.33+J93.43
24.89+J109.0
17.78+J77.86
4.92+J21.57
11.55+J5Q.61
11.55+J50.61
5.71+J19.22
12.09+J52.94
14.93+J6540
2.67+J11.68
7.11+J31.15
58.01+165.20
3.20+J10.76
MVA)
IMPEDAKCIA
Co)
Base
21.16
21.16
21,16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21,16
21.16
21.16
OBSERVACIONES
Circuito
Long
Long.
total
mutua
1 5.9
1 5.9
1
12
1 14
1 10
1 2.77
2 equiv 6.5
2
"
6.5
1 1.75
1 6.8
1
8.4
1 1.5
1 4
1 20
1
1.4
Continuación
BARRAS ESTRUCTURA
IMPEDANCIA
SECUENCIA %
(1OOMVA)
IMPEDANCIA
OBSERVACIONES
Numero
59-61
58-61
58-305
304-66
394-63
58-67
67-69
69-71
69-74
71-74
74-81
71-73
81-77
81-78
81-79
Tipo 2 2 2 2 2 2 2 '
2 2 2 2 2 3 3 3
Z (1)
1.01+j 3.63
1.04+J 3.73
0.46+j 1.66
1.32+j 4-77
0.35+j 1.94
3.68+J13.27
2.59+j 0.33,
5.18+J1S.67
2.01+j 7.16
3.17+J11.41-
4.72+J17.01
6.91+J24.89
1.79+J5.55
1.79+J5.55
0.9 +J2.78
2 (o)
3.11 +J13.63
3.20+J14.01
1.42+j 6.23
4.09+J17.92
1o07+j 4.67
11.39-fj49.86
10.4 +J30.2
16.70+J70.07
6.22+J27.25
9.78+J42.82
14.58+J63..84
21.33+J9343
4.91+J25.25
4.91+J25.25
2.46+J10.13
Z (o) .
Base
21.16
21.16
0.25+j 0.86
21,16
0.72+j 2,47
21.16
21.16
0.25+j 0.86
21.16
21.16
8.01+J35.06
21*16
21.16
21.16
21.16
21.16
1,32+j 4.5
21.16
1.32+j 4.5
21.16
0.66+j 2.25
21.16
Circuito
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 equiv.
1 1 1 1
Long.
total
1.75
1.80
0.8
2.3
0.6
6.4
4.5
4.5
9 3.5
5.5
8.2
12 12 1.3
Long
mutua
2.68
2.68
1.53
1.38
1.38
Continuación
BARRAS ESTRUCTURA
Numero
81-88
81-82
81-83
81-64
84-65
81-86
86-59
86-84
86=85
86-87
86-15
15-310
310-88
310=92
87-97
Tipo
3 3 3 2 2 2 2 3 3 3 2 3 3 3 3
IMPEDANCIA
Z (1)
0.90+j 2.78
2.07+j 6.41
2.07+j 6.41
2.10+j 7.57
0.92+J3.32
3.34+J12.01
2.01+j 7.26
0.57+j 1.67
0.57+j 1.67-
1.31+j 4.06
2.30+j 8.30
0.83+j 2.56
1,52+j 4,70
1.244J 3.84
1.97+j 6.11
SECUENCIA
% "(100MVA)
IMPEDANCIA
OBSERVACIONES
2 (o)
2 (o)
m
m
2.46+J10.13
0.66+j 2.25
5,67+j23»37
1.53+j 5.19
5.67+J23.37
1.53+j 5.19
6.49+J28.42
2.84+J12.46
10.29+J45.08
6.22+J27.25
1.57+j 6.47
0.41+j 1.39
1.57+j 6047
0.41+j 1.39
3.60+J14.21
0.25+j 0.87
7,11+j34,14
2.27+j 9.35
4.16+J17.14
0.25+j 0.87
3.41+J14.02
5.41+J22.28
Base
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
21.16
Circuito
1 1 .
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Long
total
1.3
3 3 3.65
1.6
5.79
3.5
0.83
0.83
1.90
4 1.2
2.2
1.8
2.86
Logn.
mutua
1.3
3.0
0.83
0.83
0.68
0.68
CUADRO
PARÁMETROS DE TRANSFORMADORES
BARRAS
Mióme ro
59-152
94-152
58-153
58-153
71-154
71-154
86-89
86-89
51-201
52-202
56-206
59-208
61-210
63-212
65-214
ESTACIÓN
Nombre
Santa Rosa
Santa Rosa
Selva Alegre
Selva Alegre
Pomasqui
Pomasqui
Vicentina
Vicentina
Chillogallo
Subestación N-
2 3
Subestación N-0 7
Subestación Na 9
Subestación N
a 1 1
Subestación N-
2 13
Subestación NA 15
IMPEDANCIAS EN %
Zps
Zpt
8.86
13.64
8.86
13.64
8.86
13.64
8.86
13.64
8.86
13.64
8.86
13.64
7.10
11.19
7.10
11.19
10.0 4.0
1.75
5.0
5.0
1.75
10.0
BASE: 100 MVA
OBSERVACIONES
Zst
Zp
Zs
Zt
3.54
15.8 1.03
6.93
3.54
15.8 1.03
6.93
3.54
15.8 1,03
6.93
3,54
15.8 1.03
6.93
3.54
15.8 1.03
6.93
3.54
15.8 1.03
6.93
3,15
22.9-9 1.42 10.97
3.15
22.99 1.42 10.97
66.67
50 . 00
2 unidades (equiv)
35.00
.
4
33.34
2
33.34
2
35.00
•
4
"
"
66.67
1
Continuación
BARRAS
Numero
91-242
96-243
94-95
99-245
1-2
3-4
5-16
5-6
6-7
8-10
9-10
11-13
12-13
14-15
14-15
ESTACIÓN
Nombre
San Rafael
Macuachi
Santa Rosa
Cumbayá
Pasochoa
Guangopolo
Guangopolo
Guangopolo
Guangopolo
Cumbayá
Cumbayá
Nayon
Nayon
Luluncoto
Luluncoto
IMPEDANCIAS EN %
Zps
Zpt
5,0
6.4
5.0 .
10.0
- 6.5
3.2
3.5
7.0
3.0
3,2
3.2
4.41
4.41
3.25
7.94
BASEs 100 MVA
observaciones
Zst Zp Zs Zt '
33,34
2 unidades (equiv)_
85.33
1
"
33.34
2
66.67
1
"
"
116.07.
64.00
2
10.00
2
42,94
20,00
2
"
32.00
2
"
32,00
35.30
.
2
"
35.30
32.50
2
"
"
88.18
yi
Conti
nuació
n
BARRAS
Numero
67-216
69-218
71-220
73-244
74-223
72-225
79-225
82-229
84-231
87-233
97-235
92-236
92-238
90-237
50-240
ESTACIÓN
IMPEDANCIAS EN %
Nombre
'
Zps
Zpt
Subestación N* 17
Subestación Na 19
Pomasqui
Guayllabamba
Subestación N* 18
Subestación Nf
i 16
Olímpico
Subestación N* 14
Subestación
Nfl 12
Subestación Ns 10
Subestación N
& 8
Subestación N-
2 6
Subestación N-
2 4
Monjas
Eplicachima
5.0
10.0
10.0
10.0
10.0
.
5.0
5.0
5.0
5.0
4.0
10.0
10.0
5.0
10.0 5.0
BASE:
100 MVA
Zop
Z5 Zt
33.34
66.67
66.67
66.67
66.67
33,34
33.34
33,34
33.34
50.0
66.67
66.67
33.34
66.67
33.34
OBSERVACIONES
2 unidades
1 1 1 1 2 2 2 2 2 1 1 2 1 2
(équiv)
u ii u u ii ii H u ii ii ii ii ii u
3
CUADRO Kf* 8
' 41
.3Í1. RESULTADOS DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO
3.3J2.
FALLA TRIFÁSICA
FALLA FASE TIERRA
BARRA NOMBRE VOLT.N* (V)
F.3j2f máx; -35 gur 4$
50
52
56
58
67
69
74
81
86
F.30 mín. 15
50
52
56
58
67
69
74
81
86
F.10 máx. 15
iEplicachima
S/E - 3
S/E - &
Selva Alegre
/E - 17
4/E - 19
S/E - 18
Norte
Vicentina
Sur
Eplicachima
S/E - 3
S/E - 7
Selva Alegre
S/E - 15
S/E - 19
S/E - 18
liorte
•tficentina
Sur
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
IMPEDANCIA
1.134+j 8.254
1.501+j 9.582
2.605+J13.197
2.546+J12.931
0.820+j 7.207
2-.595-fj13.347
2.369+J12.756
1.352+j 9.473
1.600+j 8.990
0.494+j 6.034
1.382+j 9.342
1. 544+ j! 0.098
2.626+J13.643
2.543+J13.304
0.803+j 7.483
2. 594+ j 13. 692
2.382+j13,l21
1.378+j 9.857
1.831+j 9.865
0.515+j 6.485
1.259+j 9.493
MÁXIMA GENERACIÓN
MÍNIMA GENERACIÓN
CORRIENTE CORRIENTECp.u.) (Amp)
1.634-J11890 2050.85-jl4923.25
1.595-J10.186
1.440-j 7.293
1.466-j 7.445
1.579-J13.786
1.403-j 7.219
1.407-j 7.578
1.477-J10.345
1.919-J10.782
1.347-J16.463
1.550-J10.475
1.480-j 9.676
1.361-j 7.068
1.386-j 7.251
1.427-J13.211
1.335-j 7.050
1.340-j 7.378
1.391-j 9.951
1.819-j 9.799
1.213-J15.323
0.512-j 3.776
2001.90-j12784.54
1807. 36-j 9153.51
1839,99-j 9344.29
1981. 82- j 7302.94
1760, 92- j 9060.63
1765, 94- j 9511.22
1853.80-j12984.11
2408.55-jl3532.59
2195.19-j20662.86
1945.42-J13147.27
3112.67-J12144.44
1708. 20-j 8871.11
1739. 58-j 9100.80
1778.49-j16581.25
1675. 57-j 8848.52
1681. 85-j 9260.19
1745.85-jl2489.59
2283.04-jl2298.14
1522.45-J19232.04
642.62 -j 9739.29
BARRA NOMBRE
N*
50
52
56
58
67
69
74
81
86
F.10 rain.15
50
52
56
58
67
69
74
81
86
Eplicachima
S/E -
S/E -
Selva
S/E -
S/S -
S/E -
Norte
3
7
Alegre
17
19
18
Vicentina
Sur
Aplicachájna
S/S -
S/E -
Selva
S/E -
S/E -
S/E -
3
7
Alegre
17
19
18
S/E Norte
Vicentina
VOLT..
(V)
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
46
IMPEDANCIA
(%)
5
8
6
3
5
6
2
2
0
1
5
8
.942+J26.694
.458+J37
.734+J30
.363+J15
.759+J24
.594+J28
.571+J12
.640+J12
.198+j 2
.259+J9.
.942+J26
.458+J37
.6. 734+ j 30
0
5
6
2
4
0
-174+j 3
.759+J24
.594+J28
.571+J12
.646+J12
.198+4 2
.878
.791
.975
.929
.747
.044
.991
.614
493
.692
.878
.791
.298
.929
.747
.044
.991
.614
CORRIENTE
Cp.u.)
0.410-j
0.317-j
0.353-j
0.532-j
0.393-j
0.369-j
0.534-j
0.588-j
0.547-j
0.497-j
0.396-j
0.309-j
0.344-j
0.528-j
0.383-j
0.360-j
0.514-j
0.568-j
0.501-j
2.101
1.489
1.691
2.883
1.854
1.766
3.136
3.118
6.767
3.478
2.056
1.470
1.671
5.424
1.831
1.744
3.063
2.947
6,377
CORRIENTE
(Amp)
514.
397,
443.
667.
493.
463.
670.
738.
686.
623 „
497.
387.
431.
662.
480.
451.
645.
712.
628.
94-j
87-j
05-j
72-j
96-j
14-j
23-j
00-j
54™j
79-j
02-j
83-j
76-j
70-j
71-j
84-j
13-j
90-j
81-j
2636.98
1868.86
2122.39
3618.48
2326.97
2216.52
3936.02
3913.43
8493.32
4365,27
2580.50
1845.01
2097.29
6807.71
2298.11
2188.91
3844.40
3698.31
8003.83
49
3.4. I Análisis y comparación de los resultados obtenidos para fallas
Trifásicas y Fase Tierra; Se ha sacado un resumen de los resul-
tados obtenidos para dos de las prin-
ciapajles fallas que se tiene en un sistema eléctrico de potencia, falla
trifásica y falla fase tierra.
i
! Como conclusión se puede sacar que en unos casos es mayor la
corriente para una falla trifásica y en otros casos es mayor para una
falla| fase tierra, por lo tanto es importante señalar en cual de los ca_
sos es inauor la corriente para falla fase tierra ya que es norma para
el dimensionamiento de la capacidad de los disyuntores, tomar la corrien_
te de falla fase tierra se tomará esta. Las corrientes tanto para falla
fase tierra como falla trifásica se obtienen en el computador p.u. y -
luegcj con la ayuda de las diferentes corrientes de base, se transforma
de ta1! forma que todas las corrientes "se encuentren en amperios.
i Cabe señalar también que la impedancia de cortocircuito se -
obtiene en el Conputador en %.
51
i E S T U D I O D E L A P R O T E C C I Q Ni
Debido a la gran importancia que tiene la continuidad de servi-
cio y las grandes perdías económicas que significa la suspensión de e-
nergía eléctrica, se hace necesario limitar el numero de fallas y redu
cir su efecto a fin de que la menor cantidad de equipo se vea afectado
por el disturbio.,
¡ Es aquí donde nace el principio de la protección por relevado-
res como uno de los medios para alcanzar estos propósitos.
La protección de los elementos de un sistema de potencia tienen
variados y complejos aspectos relacionados principalmente con el tipo
de elemento a protegerse y la importancia del mismo.
4.1-'- Esquemas de Protección; El manejo o uso de un sistema eléctrico
i en condiciones normales está entregado
a la acción o comando del hombre o de aparatos automáticos que cumplen
consignas bien determinadas, En cambio el comando de un sistema cuan-
do existen perturbaciones o fallas, es entregado a las protecciones.
52
éstas deben operar en fracciones de segundo y en forma coordenada.
La protección de los elementos de un sistema de potencia tienen
variados y complejos aspectos relacionados principalmente con el tipo -
de elemento a protegerse y la importancia del mismo.
El objetivo de este estudio es la selección y coordinación de
la protección primaria contra fallas'de fase y contra,fallas, de fase-
tierra en líneas de 46 Kv, las mismas que estarán conformando un anillo
para,de esta forma obtener unn mayor selectividad en la entrega de ener
gía.
Luego de un análisis minucioso de las causas que pueden origi_ -
nar una perturbación en un Sistema Eléctrico, se ha llegado a determi_ -
nar 3 esquemas principales de protección.
- Protección de sobrecorriente
- Protección de distancia
- Protección de hilo piloto.
Es necesario aclarar que cada una de estas categorías tienen
sus propias ventajas, desventajas y limitaciones.
4.2, Comparación Teenico-Económico entre alternativas: Se trata de ana_
lizar en primer
termino las características técnicas de los diferentes esquemas, dentro\e este punto se analizará los principios básicos de funcionamiento, su
velocidad en la operación de despeje de una falla, características en fun_
ción del tiempo, etc.
Luego se pretende realizar una breve comparación económica entre
53
un esquema y otro, de tal forma que sea un complemento del análisis de
condiciones técnicas y nos lleve a determinar el sistema adecuado de -
iprotección, que al mismo tiempo sea confiable y no sea extremadamente
caro.
4.2.1. Alternativas técnicas
4.2.1.1. Esquema de protección por sobrecorriente:—————----————' ——————.¿.—————————————— En
general es el tipo más elemental pero el más di_
fícil de aplicar satisfactoriamente, en donde las líneas forman anillos
o mallas (tal es el caso de este trabajo) , a causa de los problemas que
se presentan al coordinar sus ajustes con los relevadores de protección
de las líneas adyacentes.
4.2.1.1.a. _Releyadores_de_corriente_no_direccionales:
Los relevadores de sobrecorriente no direccio_
nales es el tipo más elemental de protección de líneas y el más barato.
Existen dos variantes:
A) Con retardo de tiempo
i B) De operación instantáneo
A.) Relevadores de Sobrecorriente con_Retardo de Tiempo:"' En estos rele_
i vadores su -
tiempo de operación está relacionado con la magnitud de la corriente.
Aunque existen distintas características tiempo-corriente en estos rele
vadores del tipo inducción, pueden clasificarse en tres grupos principé!
les: !
54
De tiempo inverso
De tiempo muy inverso
De tiempo extremadamente inverso.
Las características de tiempo-corriente se pueden apreciarse en
las figuras siguientes:
Oa.
oo.
La aplicación satisfactoria de los relevadores de sobrecorrien-
te no direccionales, excepto en los alimentadores radiales es extremada_
mente laboriosa y es casi seguro que la coordinación de su ajuste con
otros relevadores de las líneas adyacentes, no opere satisfactoriamente,
así también, es difícil que sus ajustes puedan ser coordinados para las
condiciones de operación en las que cambian las magnitudes de las corrien_
tes de falla.
Los relevadores de sobrecorriente con característica de tiempo -
son usados únicamente para protección de fallas entre fases en circuitos
donde la magnitud de la corriente de falla "es siempre mayor que la cp_ -
rriente de máxima carga y donde un elemento de tiempo es desable y pe£
mitido para librar una falla.
55
— Los relevadores de sobrecorriente con características de tiempo
inverso y muy inverso, son generalmente aplicados en alimentadores de u_
so general en donde no se encuentren relacionados con problemas de coor_
.dinacion con fusibles de alto porcentaje de cargas acumuladas después -
de un prolongado período* de interrupción.
«Los relavadores con características de tiempo extremadamente in_
versb, están diseñados fundamentalmente para protección de circuitos
de distribución, donde es necesaria la coordinación con fusibles y dis-
positivos desconectadores y donde pueden presentarse períodos prolonga-
dos de interrupción, de cargas acumuladas de importancia de equipos con
trolados automáticamente, tales como bombas de agua, equipos de refrige_
ración, calentadores de agua, quemadores de aceite, etc» éstas cargas a_
cumuladas a menudo producen corrientes magnetizantes, cuya magnitud es
varias veces mayor que la correspondiente a la corriente de plena carga
del cortocircuito y se presentan durante un corto tiempo, cuando el ali_
mentador es reenergizado-
—El uso de relevadores de tiempo inverso y de tiempo muy inverso
para la protección de líneas largas, es más satisfactorio que para las
líneas cortas, debido a que en una línea larga, es más notable la dife-
renpia de las corrientes de fallas y los tiempos de operación de los -
relevadores dependerán de la distancia en que se presente la falla, es-
to ¡hace que se facilite la coordinación de sus tiempo de operación.
B) Relevadores_de Sobrecorriente de Operación Instantánea: Los releva_
vadores
instantáneos operan sin -ningún atraso intencional de su tiempo de ope-
ración, estos relevadores no direccionales pueden ser utilizados como
única protección de un circuito, pero también , pueden utilizarse rela-
cionados con relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso y de tiempo
muy anverso, a causa de que puede ser inherentemente selectivo para «a -
juste; esto es, que puede ser ajustado, para que no opere en una falla
en un punto próximo al elemento protegido aunque circule por el la co-
rriente de falla.
Al ser aplicados en una línea, si este relevador se ajusta para
operar por falla en el extremo remoto para máxima generación, podrá no
operar para falla en el mismo punto con generación mínima en el siste-
ma. ¡
Al ser utilizados, bien sea, con los relevadores de sobrecorrien_
te de tiempo inverso o de tiempo muy inverso para la protección de cir
cuito, pueden coordinarse sus ajustes para reducir el tiempo de disparo
bajo condiciones de máxima generación en el sistema*
Relevadores_de_Sobrecorriente P§^a_fallas_de_Fase_A Tierra: Los mismos
principios
antes mencionados de aplicación de los relevadores de sobrecorriente pa_i
ra fallas de fases, son utilizados para protección de circuitos para fa_
lias a tierra, excepto que estos relevadores para su operación reciben
únicamente señal de corriente de secuencia cero. Generalmente el rango
de las corrientes mínimas de operación, bien sean de las unidades de -
tiempo o de las unidades instantáneas, es más bajo que el de los releva_
dores para fallas entre fases.
En resumen podemos decir, que la protección de sobrecorriente no
57
direccional tiene la ventaja de su bajo costo, pero tiene la desventa-
ja de ser muy limitado en su campo de aplicación, debido a que no le -
es posible distinguir fallas en distintas direcciones. Este tipo de -
protección es aplicado principalmente en circuitos radiales.
4.2.1.1 .b. _ _ -
rele_
vadores de sobrecorriente (de tiempo o instantáneo) para este tipo de
protección, son aplicados también para fallas entre fases y para fallas
de fase a tierra, con la particularidad que ellos únicamente operan -
para fallas en una sola dirección, la característica de control direc
ciorial de istos relevadores la proporciona una unidad denominada UNI-
DAD DIRECCIONAL.
Esta unidad direccional controla la operación de las unidades -
de sobrecorriente, de tal manera que permite operar al relevador de sp_
brecorriente para disparar el interruptor del circuito protegido, cuan^
do la corriente de falla fluye en el sentido deseado de la dirección -
del disparo. Estos relevadores direccionales de sobrecorriente no son
necesarios, si la corriente de falla fluye siempre en la dirección¡
de disparo, en todas las condiciones de operación del sistema.
A) Relevadores_direccionales_de Sobrecorriente p§ra fallas_entre_fases¡
1 I
Las unidades direccionales utilizadas en algunos de éstos relevado-
res son muy sensibles y pueden operar para las corrientes normales de -
carga, si el flujo de potencia tiene la misma dirección, que la que tie_
ne el relevador para operar por fallas en el circuito que protegen.
58
La selección de las características, adecuadas para proteger un
circuito del sistema, es dada por los mismos factores mencionados en la
aplicación de los relevadores de sobrecorriente no direccionales.
El ajuste de la corriente mínima de operación de estos relevado-
res generalmente, deben ser superior a la corriente de máxima carga del
circuito„
En algunos casos de generación mínima en el sistema y donde las
corrientes de fallas sean de menor valor que la corriente de máxima car_
ga de un circuito, donde el ajuste de la corriente mínima de la opera-
ción de un relevador de sobrecorriente deba ser menor que la corriente
de carga, es necesario que ésta protección tenga unidad direccional ope_
rada por restricción del voltaje, ya que 'cuando una falla ocurra en el
circuito protegido el voltaje se reducirá como consecuencia de la falla.
Con este arreglo es posible ajustar las unidades de sobrecorriente para
operar a corrientes de falla de menor valor que la corriente de máxima
carga del circuito.
B) Proteccion_Direccional de Sobrecorriente para fallas_a tierra: Có-
mo en el caso de los relevadores de sobrecorriente no direccionales/ los
relevadores direccionales de sobrecorriente para fallas a tierra, son 11
sados junto con los relevadores direccionales de sobrecorriente para fia
lias entre fases, para dar protección completa en líneas de transmisión
y subtransmision de sistemas conectados a tierra. En algunos caeos la
aplicación de estos relevadores, queda definida por la presencia de
transformadores de potencia con conexión delta-estrella a través del sisi
tema jy particularmente cuando tales transformadores están situados en lí^
59
neas conectadas a las barras colectoras o busas, debido a que, queda -
aislado de tierra el lado de la conexión delta del transformador.
4.2.1.2.- Esquema de_Proteccion con_Relevadores de_Distan~
cía: Este tipo de protección para falla entre-
fases y para fallas de una fase a tierra -
es mas compleja, pero en la mayoría de los casos es de más fácil apli-
cación al coordinar sus ajustes con las protecciones de las líneas -
adyacentes.
La aplicación de la protección de distancia es necesaria siempre
que la protección de sobrecorriente resulte inadecuada, en la mayoría
de los casos, la protección con relevadores de distancia bien sean para
fallas entre fases o fallas de una fase a tierra, operan satisfactoria-
mente aun cuando las corrientes de fallas sean de menor magnitud que la
corriente de carga y su rapidez de operación es relativamente indepen-
diente del valor de la corriente de falla»
Por lo tanto los cambios en la generación o en la configuración
del sistema, no afectará sensiblemente a este tipo de protección. De lo
anterior se deduce que son innecesarios los cálculos de cortocircuito -
para la aplicación dé estos relevadores.
Aunque está más generalizada la protección de distancia para fa-
llas entre fases, el uso de los relevadores de distancia para fallas de
fase a tierra se ha empezado a usar extensamente, ya que la mayoría de
las fallas que se presentan en líneas de transmisión y subtransmisión
son de fase a tierra y la inversión de tales relevadores se encuentra -
justificada.
60
En principio de operación en que se basan estos relevadores, es
la medida del vector impedancia entre el lugar donde se encuentra s L -
tuado el relevador y el punto de falla y si esta impedancia cae dentro
de l¡a característica del relevador (dentro del alcance para el cual se
encuentra ajustado), este operará para disparar el interruptor de la -
línea donde se encuentre conectado.
En términos generales, la forma en que la protección de distancia
realiza la medida de la impedancia, es en función de la relación de las
señales de voltaje y corriente que los relevadores reciben. Para una
falla en un punto de la línea, la señal de voltaje al relevador es i_ -
gual al producto de la corriente de falla por la impedancia de la sec-
ción de linea comprendida entre el relevador y el punto de falla.
V « I 2F L
2 ~ VL ÍF
i De las ecuaciones anteriores, vemos que la impedancia al punto
de falla es la relación entre el voltaje y la corriente aplicada al re-
leva|dor.
Puesto que la impedancia de la línea es uniforme en términosi
OHMS/KM y puesto que el relevador mide la impedancia al punto de falla,
de aquí su nombre de Relevadores de distancia.
Los relevadores de protección de distancia son dispositivos de!
bajo voltaje y son alimentados con los secundarios de los transformado^
res ¡de potencial y de corriente. A causa de lo anterior, la medida de
61
impedancia en elloses en OHMS secundarios. Los OHMS secundarios es -
tan relacionados con los OHMS primarios del sistema, por la siguiente
expresión:
Z = Z xSEC PRI RTP
Eoncíe:
RTG = Relación de los transformadores de corriente-i
RTP = Relación de los transformadores de potencia.
Aproximadamente, la impedancia de secuencia positiva primaria -
de ;fase a neutro de las líneas de transmisión, es de 0.5 OHMS por kilo_
metro en un sistema de 60 ciclos. El ángulo de esta impedancia/depen-
de del calibre y material del conductor así como de su disposición, pe_
ro generalmente se encuentra entre los 65 y 85 grados.
Enigeneral, la protección de distancia comprende 3 valores de ajustesi ~
'de alcance de la protección.
DONDE SE MUESTRAN LAS 3 ZONAS DE PROTECCIÓN DE DISTANCIA,
62
En cada ajuste del alcance en distancia de la protección, exis-
te $u correspondiente tiempo de operación. Por ejemplo, en los releva.!
dores de distancia del interruptor Nura 1, el alcance de la zona 1 es
del | orden de 80 a 90 por ciento de la longitud de la línea. Debido a
que todas las fallas de esta primera zona se encuentran dentro de la -
línea protegida, no se introduce atraso intencional de tiempo en su 0_
peración y por lo tanto este es de alta velocidad (instantáneo).
El alcance de la segunda zona del interruptor 1, deberá exten-
derse más allá del extremo remoto de la línea protegida, a fin de ase-
gurarse de que puede operar para todas las fallas en la línea, india -
yendo la sección de línea comprendida entre el punto 13 y el interrup-
tor 2. Como se aprecia en la figura 1$ ia zona 2 también comprende -
secqiones de las líneas conectadas en la estación remota B.
En la operación de la zona 2 se intercala un determinado atraco
de tiempo para el disparo del interruptor 1. Este tiempo es ajustable
de tal manera que pueda coordinarse con los tiempos de los relevadores
3 y ;4 para fallas en sus líneas.
Por ejemplo, para una falla en el punto F3 3?1 interruptor 3 debe_
rá llibrar falla antes que el interruptor 1 dispare por operación de la
zona 2. El mismo caso anterior debe aplicarse para la falla F4 en que
el interruptor 4 debe librar la falla antes de que el interruptor 1 -
dispare por operación de la zona 2.
El alcance de la zona 3 generalmente es bastante mayor que el
de la zona 2. Esta zona proporciona protección de respaldo, para fa -i
lias atrás de las barras colectoras "B", en el caso de fallas en las
63
líneas correspondientes a los interruptores 3 y 4, cuando éstos fa-
llan al disparo, bien sean por fallas de los propios interruptores, o
el de sus relevadores de protección o sus circuitos asociados.
Puede apreciarse en 3a figura 13que el interruptor 2 emplea el
mismo tipo de protección. Con este arreglo, las fallas entre los pun-
tos A y B de la línea son libradas instantáneamente al operar las zp__ -
ñas 1, de la protección de la distancia de cada extremo de la línea -
(interruptores 1 y 2) .
La operación de las zonas 1, generalmente es instantánea (alta
rapidez) la de las zonas 2 escel orden de 0.3 a 0.5 segundos y la de -
las terceras zonas pueden ajustarse entre 0.6 y 1.0 segundos.
4,2.1.2.a. Carácterísticas_de_los_relevadores_de_distan -
cia: Los tipos fundaentales de relevadores de
distancia, según las características de sus unidades son:
TIPO MHO
TIPO MHO DESPLAZADO (OFFSET MHO)
TIPO REACTANCIA (OHM)
TIPO IMPEDANCIA
En la figura ¡4 se muestra la característica de la unidad MHO trazada
en un diagrama R-X
64
Nótese que esta característica es circular y que su diámetro par-
sa por el origen, siendo el origen del disgrama R-X el lugar donde está
situado el relevador, por lo tanto su característica es inherentemente
direccional,
La línea OP la cual pasa a través del centro del círculof repre-
senta el máximo alcance de la unidad MHO, el ángulo-9-formado por el dia_
metro y el eje R es denominado ángulo de par máximo.
Realmente -9- es el ángulo de máximo alcance de la unidad. Esta
unidad operará cerrando sus contanctos, cuando el vector de impedancia
(voltaje entre corriente) cae dentro de los límites de la característi_
ca circular.
En el relevador de distancia del tipo.MHO DESPLAZADO, la caracte_
MHO es similar a la anterior, con la particularidad de que el
centro del círculo está desplazado haci&el origen, de tal manera que -
la característica incluye el origen.
Fig* No.15 CARACTERÍSTICAS DEL RELÉ HHO DESPLAZADO
La distancia OS representa el desplazamiento o alcance inverso.
Debido a que la característica de esta unidad incluye el origen en el -
cual se encuentra situado el relevador, esta unidad no es direccional.
La característica de REACTANCIA u OHM tiene un trazo paralelo al
R y teóricamente se extiende sin límite a la izquierda y a la dere_
cha del eje X.
66
Fig. no. 17 CARACTERÍSTICAS DEL RELÉ TIPO REACTANCIA
Debido a que su característica es paralela al eje R, el releva-
dor operará con la componente reactiva de la impedancia, cuando esta -
componente se encuentre debajo de la característica del relevador.
Este tipo de relevador no es afecto por la componente resistiva
de la impedancia y debido a que el área de operación se extiende debajo
del origen ( localización del relevador ) , esta unidad no es direccio-
nal.
El relevador de distancia del tipo IMPEDANCIA representado en un
diagrama R - X , tiene una característica circular cuyo centro se loca-
liza en el origen y en consecuencia no es direcc^onal.
67
Esta unidad operará si el trazo de la impedancia vista por el re_
levador, se sitúa dentro del círculo de su característica.
Ejemplo_de_aplicacion de_Relevadores_de Distancia: Los relevadores de
distancia de mayor
aplicación son los de las unidades tipos reactancia, MHO y MHO DESPIA
ZADO (offset mho), ya-que los del tipo impedancia.son usados en aplica-
ciones especiales. En la figura16, se muestra el diagrama unifilar sim¡
plif^icado de un circuito formado por líneas de transmisión, indicándose
en el extremo izquierdo la portección de distancia con alcance de 3 zo-
nas.
| En el primer caso, el de la figura16 (a), la primera y segunda
zona tienen caréicterísticas de reactancia, en tanto que la tercera zona
de protecci6n utiliza característica MHO.
En el caso presentado en el figuráis Ce), la primera y la segun-
da zona .tienen características MHO y la tercera zona consta de caracte-
rística MHO desplazado. En la figura 16 (b), se indica un arreglo en el
89
69
cual, la primer zona de protección tiene característica de reactancia,
en la segunda zona su característica es MHO y en la tercera zona su -
característica es MHO desplazado»
En general, los relevadores que tienen sus características con
el caso presentado" en la figura 16 (b), son aplicados a líneas cortas,-
en tanto que los que tienen características como los indicados en la
figuráis (c) son usados en líneas largas.
Como puede observarse en la figura 16, los 3 tipos de relevado-
res! están ajustados de tal manera que den la misma protección de distar^
cia¿ Las primeras zonas de cada uno de ellos, están ajustadas con un -
alcance de aproximadamente 90 por ciento de la distancia entre el punto
A y el punto B, o sea el 90. por ciento de la línea protegida.
El alcance de las segundas zonas comprende hasta el 50 por ciento
de la siguiente línea (punto C) y el alcance de las terceras zonas está
ajustado para un punto más alejado que el punto D-
Las características del relevador mostrado en la figuráis (a) -
nos¡indica que la primera zona operará únicamente para fallas dentro del
círculo de la característica MHO de la zona 3 y debajo de la carácterís_
tica de reactancia de primera zona. La segunda zona operará para valo-
res; de reactancia debajo de la característica de segunda zona, estando
también limitada por el círculo de la característica MHO de tercera zo-
na.: Por lo tanto, este tipo de relevador no operará para un valor de
impedancia como el mostrado en el punto P, aun cuando este se encuentre
debajo de las características de las zonas 1 y 2.
En el relevador cuyas características se muestran en la figura
70
16 (c), el valor de las impedancias de falla para cada uno de los al-
cances, deberán situarse dentro del trazo de cada una de las zonas pa~i
ra que el relevador opere.
Para que el relevador cuyas características se muestran en la -
figuráis (b) opere en primera zona, es necesario que la impedancia de
falla se encuentre debajo de la característica de reactancia de prime-
ra zona y dentro de la .característica MHO de segunda zona,„ Para que
este; relevador opere en segunda o tercera zona es necesario que el va-
lor de impedancia se encuentre dentro de las características MHO de se_
gunda o tercera zona.!
Analizando los relevadores cuyas características se muestran en
las figurasJ6 (b) yj6 (c) con los mismos ajustes, se observa la razón
por la cual los relevadores del tipo, de reactancia son usados en lí -i
neas cortas y los relevadores del tipo MHO son usados en líneas largas.
1 Si consideramos una falla entre dos fases, situada dentro del a_
juste de la primera zona pero muy próximo al extremo de su alcance, a
menos que el de falla, tendremos involucrado un arco y la resistencia
de 'este arco será una parte de la impedancia vista por el relevador,o
sea que, la resistencia de arco se sumará vectorialmente a la impedan_
cia de la línea, para darnos una impedancia total entre el relevador y
el punto de falla.
IComo se muestra en las figurasJ6 (a) , 16 (b)!, yÍ6 (c) la resisten
1cia de arco R^ se origina en el punto de falla y se traza horizontalmen_
te a'la derecha para que una distancia iguala su resistencia. Si en una
falla en zona 1, la resistencia de arco se hace considerablemente grande
y estamos utilizando un relevador con características como las indica-
das en la figuráis (c) , puede suceder que la impedancia vista por el re_
levador se salga de la característica de zona 1 y posiblemente tam -
bien de la de la zona 2.
Para la misma falla pero si utilizamos los relevadores con cara£
terísticas como las mostradas en las figuras 16 (a) y16 (b) estos, serán
los más adecuados para detectar la falla y disparar el interruptor.
Aproximadamente, la magnitud de la resistencia de arco es direc-
tamente proporcionar a la longitud del arco e inversamente proporcional
a la corriente del mismo. La magnitud de la resistencia de arco no &s_
tá relacionada con la longitud de la línea, o sea, si consideramos la
irapedancia de la línea que es protegida, y una falla o cortocircuito en
esta¡puede involucrar una resistencia de arco, que puede sea mayor que
la impedancia de la propia línea.
i Es por esta razón que los relevadores del tipo reactancia son em
pleados en líneas cortas y en algunas líneas de longitud media, donde -
la resistencia del arco puede introducir problemas. En líneas largas -
se utilizan relevadores del tipo MHO, ya que la resistencia del arco -
puede acomodarse dentro de su característica circular.
; El relevador cuyas características se muestran en la figura 16 (a)
tienen ciertas desventajas cuando es usado en líneas largas, al presen-
tarse oscilaciones del sistema, ya que 3a impedancia de la carga puede
entrar dentro de la característica de primera zona del relevador, la -
cual es de alta rapidez de operación (instantáneo).
Cuando la tercera zona tiene característica MHO desplazado, este
relevador proporciona protección de respaldo contra fallas en el punto O
72
indicado en el diagrama de la figuráis, o bien para fallas próximas en
otras lineas que saferan de este punto.
Los tres tipos de relevadores que se han utilizado de ejemplo
para explicar los relevadores de distancia, no son los únicos disponi-
bles, ya que existe protección de distancia, con diferentes arreglos -
de características, que se pueden aplicar según las necesidades.
73
4.2.1.2 . b. Pr_otección_de_distanc^a_£ar a_fallas_de_Fase_a
Tierra : Como en los relevadores de protección
de distancia para fallas entre fases,
éstos relevadores también tienen ajustes para 3 zonas de protección y
miden la impedancia de secuencia positiva de fase a neutro desde la lo_
capación del relevador hasta el punto de falla de fase a tierra.
Generalmente la característica indicada en la figuraJ6 (a) se a-i
plipa a este tipo de protección bien sea para líneas cortas o líneas
largas. Estos relevadores no son suceptibles de operar por oscilacio-
nes del sistema ya que su operación es supervisada por un relevador de
tector de falla el cual opera por corriente de secuencia CERO, debido
a líneas paralelas y donde los relevadores direccionales de sobre co_ -
rriénte presentan serios problemas en su coordinación.
4.2.1,3. Esquemas_de_Proteccion por_canales Pilotos: Es-
te
tipo de protección es la más sofisticada de todos los tipos de protec-
ciopes por relevadores pero es más simple en su aplicación, por su tipoi
de zona de protección y no es necesario coordinar sus ajustes con la -
protección de las líneas adyacentes,
Los esquemas de protección por canales pilotos, emplean un canal
de comunicación de un tipo o de otro, asociado con los relevadores de
protección, a fin de determinar en el menor tiempo posible si existe u_
na falla en la línea que protegen, o si esta falla es externa a la pro_
pía linea. La rapidez con que son detectadas las fallas en un circui-
to, nos permiten el disparo simultáneo de alta velocidad de los inte_ -
74
rruptores de cada extremo; esto nos reduce al mínimo el riesgo de pro-
voccjr daños serios al equipo de falla. Esta alta rapidez de -operación,¡
nos jpermite la aplicación de recierres automáticos de la misma caracte_
rístíica (alta rapidez) de los interruptores disparados; para restable-
cer ¡la linea de servicio.
Para estos casos, el tiempo transcurrido entre el disparo del -
interruptor y el cierre nuevamente al operar el recierre automático, -
será aproximadamente de 1/3 segundos ( 20 ciclos en un sistema de 60
C.PiS.). La aplicación de este esquema de protección de alta rapidez
con el de recierre automático de la misma característica, proporciona
estabilidad en todo el sistema y en muchos casos permite diseños econó-i
que bajo otras condiciones no serían posibles.
¡ Estos 3 tipos básicos de canales pilotos para propósitos de pro-
tección con relevadores, completamente distintos uno del otro pero sími
ilares en su funcionamiento. En los esquemas de protección por canales
I
pilotos, la presencia o ausencia de la señal piloto es usada para deter-
minar la localizacion de las fallas con respecto al circuito protegido.
Si la presencia de una señal piloto, es utilizada para el bloque de dis_
paro de interruptores, este arreglo se denomina ESQUEMA DE PROTECCIÓN
PILOTO DE BLOQUEO. Si la presencia de la señal piloto es requisito pa-
ra él disparo del interruptor o interruptores, el arreglo es denominado
ESQUEMA PILOTO DE DISPARO. A continuación se discutiraán los 3 tipos -
de canales pilotos.
CANALES PILOTO
A) Canal Piloto de Corriente Portadora: En el canal piloto más
mente usado, en este tipo dei
canal, la señal piloto de corriente portadora es acoplada directamente
a la misma línea de potencial de alto voltaje que es protegida- La -
frecuencia de este canal de corriente portadora es del rango de 30 a
200 Kilociclos.
Las trampas de línea llamadas también trampa de ondas, son disposi
tivos sintonizados a la frecuencia de la corriente portadora, estando -
localizadas en las terminales extremas de las líneas de transmisión. La
funéión de estas trampa ondas es la de mantener la señal de corriente -
portadora entre las terminales de la línea protegida. También sirven -
para aislar el canal de corriente portadora de -fallas en el sistema fu£
ra. del circuito protegido..
i El transmisor y el receptor en cada terminal están acoplados a
la; línea de transmisión a través de equipos sintonizados de línea y de
los capacitores de acoplamiento. Las inductancias ( choques ) de radip_
frjecuencia actúan con una baja impedancia a la frecuencia del sistema/
pero presentan una alta impedancia a la frecuencia de la corriente poi:
tádora. Con este arreglo, el equipo se encuentra protegido del alto
voltaje a la frecuencia del sistema y a la vez limita la atenuación de
radiofrecuencias.
Ya qüfe la señal de corriente portadora (carrier) se propaga sobre
la línea de trasmisión protegida, puediera suceder que la señal trans_
mitida en un extremo, no fuera percibida en el otro, al presentarse unai
falla en la línea en la fase correspondiente a. los canales de corriente
portadora.
\s por esta razón que es más adecuado el uso de los canales de ca-
rpiente portadora como Esquema Piloto de Bloqueo, esto es, se aplica -
e¿ líneas de transmisión, donde una señal de corriente portadora.es tran
mitida para bloquear el disparo del interruptor o interruptores, cuando
una falla es externa a la línea protegida.
En algunas aplicaciones de la señal piloto de corriente portadora,i
una señal se transmite al otro extremo de la línea para iniciar el dis-
paro del int erruptor remoto. Este esquema como ya se menciono se denp_
mina ESQEUEMA PILOTO DE DISPARO.
B) Canal Piloto de Microondas: El canal de microondas es una señal de
77
radio de muy alta frecuencia de trayectoria en línea recta, este tipo
de señal se propaga a través de la atmosfera entre antenas tipo parabo_
licas. Estos canales de microondas tienen características que pueden
ser utilizados para varias funciones diferentes a la vez. Cuando uno
de los sub-canales de corriente portadora del esquema de microondas, -
es usado con fines de protección por relevadores, este es generalmente
modulado por un equipo de tono audio con arreglo para desplazamiento de
frecuencia.
El esquema de protección coera relacionado con el equipo de tono
de audio el cual a su vez se utiliza el sub-canal de corriente portadora
de microondas para propagar las señales de tono a la terminal remota de
la línea protegida. En la mayoría de los casos, algunas frecuencias -
distintas de tonos de audio pueden ser usadas simultáneamente sobre el
mismo sub-canal de corriente portadora.
Las señales de microondas pueden ser afectadas por las condicio-
nes atmosféricas y están sujetas a ocasionales desvanecimientos de la -
señal, usualmente estos canales son aplicados como ESQUEMA PILOTO DE __
DISPARO.
C) Canales de Hilos Pilotos: Los canales de hilos pilotos usados en es_
quemas de protección por relevadores con-
sisten en un par de conductores de cobre'aislados y trenzados, éste par
de conductores no necesariamente deben ser instalados cerca del circuito
que protegen.
A través de los años se han utilizado diferentes esquemas para -
los banales de hilos pilotos, incluyendo señales de corriente directa.
78
señales de corriente alterna de la frecuencia del sistema, señales de
frecuencias de audio, etc, en la mayoría de los casos la aplicación de
hilos pilotos es limitada a líneas muy cortas, principalmente deb^
la capacitancia en derivación del par de conductores, su resisteri
y su costo.
los
do a
REL:S
cía
Por lo tanto es necesario hacer un estudio más profundo de este
de protección ya que será uno de los esquemas recomendados para
¡sistema Quito.
4.2.2. Alternativas Económicas; En lo que se refiere a precios
de elés, existe en la actualidad una gama completa, tanto de marcas y
tipos de relés que es casi imposible realizar una evaluación económica
de las diferentes marcas y tipos de relés, sin embargo el siguiente an_a
lisis se lo hará en base a los relés que técnicamente son los más ade-
cuados para nuestro sistema.
CUADRO N* 9 COMPARACIÓN ECONÓMICA DE LOS DIFERENTES TIPOS DE RELÉS
TIPO
Sobrecorriente SC
PROTECCIÓN
Trifásica
CARACTERÍSTICA COSTO
Distancia KD-41 Trifásica
3 unidades en un
bloque $ 1.500 USA.
Protección de 3 -
Zonas incluidos
los T/C y T/P T/C
'= Transformador
de corriente $ 12.000 USA
T/P = Transforma-
dor Potencial
Hilo Piloto HCB Trifásica Incluyendo los -
Continuación
T/C pero sin
! los alambres -
de hilo piloto $ 7,000 USA.
Cabe señalar que el relé de Hilo piloto incluyendo los alambres
de Hilo Piloto en* el presupuesto llega a superar al relé de distancia
aun más cuando se utiliza canales telefónicos, o sea el relé de Hilo
piloto es el más caro de todos.
4.3. Selección del tipo de protección recomendado para el anillo de
46 K.V. de la Empresa Eléctrica Quito S.A.: Debido a la gran
complejidad del sis_
tema de la Empresa Eléctrica Quito S.A., una pequeña falla puede ocasiO_
nar problemas de estabilidad de su sistema, con la consiguiente concita
si6n de perder sincronismo un generador, de disminuir bruscamente el -
voltaje de una barra, etc. y de esta manera puede ocurrir que salga de
funcionamiento todo el sistema eléctrico.
Una razón fundamental que nos ha llevado a determinar el esquema
de protección más adecuado ha sido el problema de estabilidad que pue-
de causar en el sistema una determinada falla y es así como en vista -
de la imperiosa necesidad de tener un sistema de protecciones que pue-
de: despejar una falla en el menor tiempo posible y en cualquier parte -
de la línea se ha pensado proteger el sistema Quito, con relés tipo Hi
lo Piloto, que es el más rápido en operar como ya se indicará más ade-
la: ite „
- Otra razón fundamental que ha llevado adoptar este tipo de protec-
ción es que las líneas de subtransmision son relativamente cortas,
80
y np se justifica protección de distancia,, por no dar los ajustes ne-
cesarios y de sobrecorriente no s.e utiliza como protección primaría por
no tener la velocidad de despeje deseado, por lo tanto se ha pensado en
utilizar como protección de respaldo relés direccionales de sobrecorrien_
te.1
A continuación se hace un análisis del tipo de protección Hilo pi_
loto que se ha escogido como protección primaria y lo mismo con los re-¡
les| de sobrecorrientes direccionales que nos van a servir de respaldo.
i
¡ 4.3,1. Sistema de Relé Hilo Piloto Tipo HCB:
i¡ Aplicación: Este tipo de Relé HCB es un relé de Hilo pi-
I loto de alta' velocidad diseñado para la pro-
teqcion de fase tierra y f .fase de 2 y 3 terminales de líneas de trans_
misión. El disparo simultáneo de el relé para todos los terminales es¡
obtenido en cerca de 20 mseg para cualquier falla. Para líneas de 3
terminales se utiliza: 3 relés, 3 transformadores de aislacion y un
circuito de Hilo piloto conectado en estrella»
| Construcción: Este relé consiste de una combinación de
1 un filtro de fase de secuencia positiva y
ceojro, un transformador de saturación, 2 unidades rectificadoras de on~
ida ¡completa, un relé tipo polar, una lámpara se neón y un swuitch con-
í¡
ta¿tor indicador todos montados en una caja como se indica en el
Características : El Voltaje VF impreso encima del trans-
formador de saturación es:
VF= 2IA1R1+IAO (R1+3RO) Volts (1)
TYPE HCB PlLOT WIRE RELAY SYSTEM.
o
INDICATiNGCONTACTORSWITCH
(Rear Termináis OperatingCoil. Front TermináisRestraint Coil. Síart RightHand Termináis, FinishLefí Hand Termináis.)
MUTUAL REACTOR
. Typc HCS Re/oy Without Case ÍFronf View).
82
Q.15.R1 TÁP
FORM RESISTOR
0.07 R TAP
OJO R TAP
/""'•O
Fig. 21 Typa HCB &®lay Withoul Cas® (R&ar Vlvw).
83
Dónele: Rl y Ra son valores del taps de secuencia positivo y cero res-i
pecfcivamente .¡
IA, | y lAo son corrientes de entrada . de. Xa, f ase A ée. secuencia positi-
va y cero respectivamente.
Corriente minima_de_operacion_^alambre^^oto^bierto)_Is_
! La corriente mínima de operación del relé Isr es definido como la
corriente de fase requerida para operar un relevador con el alambre pi-
lote? del lado del transformador de aislacion en circuito abierto. El -i
pun o de la. corriente mínima de operación del relé en términos del vol-
taje filtrante es:
\F = 0,2 T. ( 2 )
iDon e T es el valor de la toma de corriente de saturación del transfor-
mador la corriente mínima de operación del relé es definido por las -
cuaciones ( 1 )y ( 2 ) .
0.2T = 2í?iIAl + IAO (R1 * Ro) (3)
La corriente Is varía con el tipo de falla. Por ejemplo, para una fallai
trifásica, Is = lal , por lo tanto solamente la corriente de secuencia -
positiva está presente. Substituyendo Is = Ia1 en la ecuación (3).
! " i| Is « IA1 = 0.2T = JT _ (falla 30)
10R
If Rl = 0,1, Ro = 1,6 T « 4
Is = T = 4 4A (falla 30)10x0.1
Para una falla a tierra de la fase A, si IA1 = IA2 = IAO
(IA2 es la corriente de secuencia negativa de la fase A)
.2 T = 2 IA1 RUIA1 (R1 + 3 Ro)
Pero: Is = Ia1 4- Ia2 4- lAo
Asíb Is = 0.2T = 0.2 x 4 = 0.8
84
IA1 « 0.2 T
3 (R1 + Ro)
= lAo
3 IA1
R1+RO 0.1 +1.6 1.7
Is-= 0.421 Amp. (falla fase A - Tierra ).
Transformador §e_aislacion: A menos que se indique de otra forma todas
las características presentadas incluyen-
un transformador de aislacion con cada relé y con 2 rangos disponibles
4/1 y 6/1.
El lado de alto voltaje es conectado a los Hilos pilotos.
Requerimientos del Hilo_piloto: Los relés no deben ser aplicados con
hilos pilotos con resistencia en serie
capacitancia Shunt excediendo los siguientes valores;
# derelés
2
3
Rangos
RL
2000
500/sec
del Transformador de aislacion
4/1 6/1
CS
1.5
1.8
RL . Cs
1000/sec 0,75
RL = Resistencia de laso en serie
Cs = Capacitancia Shunto total (
85
Donde la capacitancia Shunt exceda la cantidad anotada arriba,
pued^e ser factible en algunos casos proveer reactores Shunt de compensa^
cion para la capacitancia excesiva. La- cantidad de capacitancia que -¡
jpuede ser compensada esta limitada y varia dependiendo de la magnitud -i
del ¡efecto del hilp piloto distribuido.
Cirduito de Disparo: Los contactos principales cerrarán libremente 30
| Amp. a 250 Volts, d.c. y el cierre de contactos -
del iswitch del contactor indicador llevará libremente esta corriente la
distancia suficiente para diparar el break'er del circuito.i¡| El switch del contactor indicador tiene 2 derivaciones que proveen
un a1 Juste de capacitación de 0,2 a 2 ñmp.j
1 El cambiar las derivaciones requieren conectar los guía localiza-
dos ¡en la parte frontal del bloque de derivaciones al ajuste deseado pori
medio del tornillo de conexión.
iVentajas del Relé HCB : Sin lugar a dudas, el relé HCB es el más utili-„___!_ __„_„„__„_______„__
j¡zado en los sistemas de protección con hilos pj
lotos y esto se justifica por la serie de . ventajas que este relé nos
ofrece enrre las que podemos señalar:
a) ¡Completa protección: El relé HCB'ofrece una segura y completa pro_ -i¡teccion en toda la línea para fallas entre fases y fases tierra.
b) Alta velocidad: El tiempo de operación del relé es de 20 milisegun_^
dos,
Para la transmisión de la señal de disparo se requiere únicamente de
dos hilos piloto.
86
d) Se utiliza unidamente un relé a cada extremo para toda la protección
sistema.
e) ijlo se necesita aplicar voltaje de baterías en los hilos pilotos para
isu funcionamiento.
f) ¿1 relé HCB no necesita de transformadores de potencial pues trabaja
únicamente valores de corriente.
ig) tos relés HCB permiten ura amplia variación en les características de
los transformadores de corriente, razón por la cual es posible utili
karlos en transformadores existentes, sin recurrir al cambio o cons-
jtruccion de nuevos transformadores.i
h) ¡La corriente y Voltaje que se utiliza permiten usarse como hilos pi-
fLotos, líneas telefónicas ya sean propias o arrendadas a la compañíai(de telefonos local.ii
Funcionamiento; En el diagrama de la Fig* 22 se muestra un -circuito -| .
i simplificado del relé HCB para una línea de dos termina^
les. Las corrientes provenientes de las tres fases son convertidas por
un filtro compuesto de secuencia de fase a un solo voltaje de fase. Es-i!
te vplfcaje se compara a los extremos mediante el Hilo Piloto (dos corxi
ductiores) para determinar si la falla está dentro de la zona protegidaii
o no.| I¡ '
Para condiciones normales de corriente, el 'voltaje de salida del
filtro Vs, tiene la polaridad indicada en la Fig.?2(VA y VB) , esta pola_
ridád es tal que la mayor parte de la corriente circula por los hilos -
pilotos y consecuentemente por la bobina de amortiguamiento y un mínimo|
de corriente por la bobina de operación, por tanto el relé no opera, £1
86 a
86 b
C le
87
presentarse una falla interna, la polaridad de los voltajes se invier-
te oponiéndose uno a otro, para enviar mayor cantidad de corriente por
la bobina de operación y no por hilos pilotos, en estas condiciones el
tiempo de operación es más grande que el de amortiguamiento, por lo tan-
to el relé operará.
En la Fig. 23 se muestra las conexiones detalladas del relé
HCB. El voltaje VF a la salida del filtro está fijado por la capacidad
del transformador de saturación, el cual con la lámpara de neón, limitan
la energía en el hilo piloto a un máximo de 60 Volts y 100 miliamperios.
Este límite proyectado tiene por objeto proveer al relé de sufi-
ciente sensibilidad para que funcione en las condiciones de generación
mínima como en las de máximas, sin excederse de los valores permisibles
tanto de corriente como de voltaje.
Para corrientes relativamente pequeñas el relé opera como elemen-
to diferencial en porcentaje.
Para corrientes grandes en cambio, el transformador de saturación
se satura y el relé se extiende .hasta alcanzar sus verdaderas caracte -
rísticas direccionales.
Esta combinación de porcentaje diferencial y características direc_
cionales, hace posible el uso de un relé HCB con transformadores de cp_ -
rriente existentes y de características considerablemente diferentes.
4.3.2. Relé Direccional de Sobrecorriente Tipo CR:
Aplicación: Este tipo de relé de Sobrecorriente direccip_
nal de inducción se usan para desconectar -
circuitos de alimentación y transmisión cuando la corriente a través de
88
ellos en una dirección dada excede el valor predeterminado.
! Construcción; Este tipo de relé consiste de una unidad
direccional, varias unidades, una unidadi
de s xbrecorriente y una unidad de switch de contactor indicativo y una
unidad indicadora de disparo instantáneo cuando se necesita. Las par-
tes componentes del relé y sus localizaciones indican en las figs. 24. a
/ Y| 24 b.
Características: La característica tiempo relé de sobre
corriente direccional son designados -i
por números específicos como se indica en al tabla I.
T A B L A
Característica
Tiempo
Tiempo corto
Tiempo largo
Tiempo definido
Tiempo inverso moderado
Tiempo inverso
Tiempo muy inverso
Tiempo extremadamente inverso
Designación
2
5
6
7
8
! 9
111
Los relés son generalmente disponibles en los flujos de sobreco-
rriehte, en los siguientes rangos de corriente:
TJ m n ?o o 73 n O n ?o o /a m r > r< «A
Typ
e C
R
Re/
ay W
/fíio
uf
Cos
e.
I-D
/rec
í/on
aí
üníf
fDJ.
2-
Ove
rcur
roní
ün/
f (C
O).
3-
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Con
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D/r
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Aío
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. 6-
Sprí
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c/am
p.
7-C
wff
cnf
S/os
V
ane.
Oo
90
TYPES CR ,CgC, CRP AMD CRD RELAYS.
O
. 25 Time Overcurrení Unit (Front Víew). J-Tap B/ocíc. 2-Time Día/. 3-Confro/ 5pr/ng Assembly. 4-Disc. 5-Stationary
' ' ConíaiEí Assembiy. 6-Magnvtic P/ugs. 7-Permanenf
c
r/g.S5'ü»)fnc//cafing /nsfonfaneous Tr/p Unlf (IIT).
91
Rango Taps
0.5. - 2,5 0,5 0,6 0,8 1,0 1,5 2.0 2,5
2 - 6 2 2,5 3 3,5 4 5 6
4 - 1 2 4 5 6 7 8 10 12
Circuito de Disparo; Los contactos principales cierran libremente 30
Amp a 250 V d.c. y el cierre de contactos del swuitch. del contactor in_
dicaclor llevará esta corriente la distancia suficiente para disparar el
breáker del circuito.
El disparo del contacto instantáneo indicador puede abrir tranqui_
lamente 30 ñmp a 250 Volts, d.c. y llevará libremente esta corriente la
distancia suficiente para disparar el breaker del circuito.
El swuitch del contactor indicador tiene 2 derivaciones que p.:o-
ceen un ajuste de captación de 0,2 a 2 Amp. El cambiar las derivaciones
requiere conectar los guía localizados en la parte frontal del bloque de
derivación al ajuste deseado por medio del tornillo de conexión.
Polarización de los Relevadores Direccionales: Como ya se menciono ante
riormente, los relevado--
res direccionales tienen la habilidad de determinar la dirección de la -
falla con respecto a la localizacion del relevador. Esto permite que el
relevador opere solamente para fallas en la dirección de la línea prote_
gida. Las magnitudes disponibles del sistema para aplicación de estos -
relevadores, son corrientes y voltaje, que son utilizados en la localiza_
cióni del relevador para efectuar la medición completa -de las condiciones
de falla.
92
Realmente la dirección del flujo de corriente es relativo y debe_
rá determinarse por comparaciónD Como 'se aprecia en la figura anterior,
la unidad direccional compara el ángulo de fase entre corriente y volta-
je para establecer el flujo de corriente. Si consideramos los puntos
F1 y F2 en que eléctricamente están muy próximos, una falla en Fl será
prácticamente al mismo voltaje que para una falla en F2, pero las co_ -
rrientes en el relevador para falla en F1 estarán 180 grados fuera de fa-i
se con respecto a las corrientes en el mismo , para fallas en F2.
| ' )
O sea que, las corrientes se invierten con respecto al potencial
de as barras colectoras. Por lo tanto, el relevador descriraina entre -
fallas en la dirección del disparo y la dirección de no-disparo, por el
relativo ángulo de fase entre las corrientes de falla y el potencial de
93
las barras colectoras.
Todos los relevadores direccionales de sobrecorriente para fallas
de fase a fase, utilizan señal de voltaje de fase a fase de las barras -
colectoras, como elemento de referencia contra el cual el ángulo que
forma la corriente con el voltaje es comparado. Esta alimentación de po_
tencial de referencia para estos relevadores, se denomina Fuente de Pola_
rizadion.
Los relevadores direccionales de sobrecorriente para fallas de fa_
se a tierra, tienen sus unidades direccionales para operar con corrientes
o voltajes de secuencia cero. Estas unidades direccionales están dise-
ñadas de tal manera que pueden ser polarizadas bien sea por corriente o
por potencial o por ambas magnitudes, simultáneamente. La polarización
por potencial de estos relevadores, está basada sobre el mismo principio
que para la polarización de los relevadores para fallas de fase a fase.
El potencial de polarización es obtenido del voltaje de secuen_ -
cía cero de las barras colectoras y el relativo ángulo de fase de la co-
rriente de secuencia Cero de la línea es comparado a este voltaje.
En la polarización por corriente de secuencia Cero, ésta es unica_
menté utilizado cuando en el-sistema existen transformadores de potencia
con neutros conectados a tierra.
En las figuras anteriores para simplificar los diagramas, únicamer^
te se han dibujado dos devanados con conexión estrella de los transforma^
fores mostrados. Nótese en los dos diagramas, que aunque la dirección
de la corriente IA es diferente en cada figura, la corriente IN tiene la
misma dirección en cada caso. Esta corriente IN es una adecuada fuente
de polarización para los relevadores direccionales de sobrecorriente pa
94
ra fíalas a tierra.
Existen algunas precauciones básicas que deberán ser observadas,i
al seleccinar la corriente de los neutros de los bancos de transforma-
ción como fuente de polarización. En primer lugar es importante asegurar_
se que el transformador de potencia, si es que la conexión estrella está
conectada a las barras colectoras, que el neutro se encuentra conectado
a tierra. Si existen 2 o más transformadores conectados a las barras,
!
es buena práctica poner en paralelo los secundarios de los transformado^
res de corriente de los neutros de los transformadores dé potencia y u-
til zar la corriente total como fuente de polarización, en consideración
que cuando menos un transformador estará siempre en servicio.
En el caso de transformadores de'lta/estrella, en que el devanado
con conexión delta este concectado a las barras colectoras, se puede ob
tener señal de polarización, con un transformador de corriente instalado
en la delta, siempre que no se tome carga de ella; en caso de que8 deva-
nado delta, se alimenta alguna carga, es necesario instalar un transforma
doride corrientes en cada fase del devanado y conectar estos en paralelo.ii
Cuando los transformadores de corriente estén instalados en los -
neutros de los devanados conectados en estrella, deberán tener relacio-
nes de transformación inversamente proporcional a las relaciones de vuel
tas de los devanados con conexión de estrella.
i En autotransformadores de potencia con neutros conectados a tie-
rra: y con un devanado en delta puede obtenerse polarización correcta pa_
ra los relevadores direccioraifes de sobrecorriente de fallas a tierra con
un transformador de corriente en la delta siempre que de esta no se to-
me carga.
, 95
96
Si dé esta delta, se alimenta algún .cortocircuito, son necesarios 3 trans
form¿dores de corriente, uno por cada fase estando éstos conectados en -
paralelo.
En transformadores de 3 devanados cuyas conexiones sean estrella/
delta/estrella, con la conexión delta corresponda al terciario, en algu-i
nos Casos un transformador de corriente en el neutro, proporcionará unaii
fuenpe de polarización satisfactoria. En casos extremos puede ser nece-¡
rarip usar ambas fuentes de polarización; la del neutro del devariado es-
trella adecuado y la del transformador o transformadores 'de corriente -
del erciario. En cada caso deberá estudiarse las redes de impedancias
de secuencia Cero para obtener las corrientes de polarización correctas.
Existen relevadores provistos paira ser polarizados bien sea por
corriente o bien sea por potencial de secuencia cero. Este tipo de rele_|
vadojres proporciona mayor flexibilidad de aplicación debido a su doble -¡
polarización.
Los relevadores del tipo producto son polarizados por corriente o
potencial de secuencia Cero, estos relevadores tienen tiempos de opera_ -
ciónj. que son inversamente proporcionales al producto de la corriente de
secuencia Cero de la línea y a la magnitud de la corriente de secuencia
Cero! de polarización ; también puede ser con el voltaje de secuencia Ce_i
ro de polarización\n el tipo de relevador de que se trate la apli-
cación de este tipo de protección, está sujeta a los problemas presenta
idos jpor las impedancias mutuas de secuencia cero.
4.4i Coordinación de la Protección; Como se indico anteriormente va-
mos a tener la coordinación prima
97
ria que se realizará con relés tipo Hilo Piloto HCB y el esquema de pro-
tección de respaldo que se realizará con relés de sobrecorriente dire£ -
ciona'les CR.
4.4.1. Coordinación de esquema_de_protecciones_con hilo_piloto.
Cálculos de Ajuste; El relevador HCB tiene cuatro posiciones de
Taps: R1, T , Ro, y derivaciones de fijación. El trabajo siguiente esta_
blece límites para los varios ajustes de derivación bajo diferentes con-
diciones de operación bajo condiciones de falla interna mínima, están ba_
sados en la corriente de falla total que fluye en la línea protegida des_
de todos los terminales..
Termrünos:
R1, T , Ro
I3p
IL
Inom (p-p)
Inora (P-G)
Taps deH. relevador.
corriente de falla de 3 0 secundaria total mí^
níma e in terna, alimentada desde todos los ter_
mínales dividida para el numero de terminales
{ 2 o 3 ).
Corriente de carga secundaria máxima que fluye
a través de la línea protegida.
Corriente de falla a tierra, secundaria, míni-
ma, total alimentada en la.- línea protegidaI
desde todos los terminales, dividida para el #
Ide terminales.
Sensibilidad de falla interna nominal fase a
fase.
Sensibilidad de falla interna nominal línea
a tierra.
RNC (I)/ RNC (II) Rango de corriente del transformador en la
estación I y II respectivamente.
TAP R1 (Resistencia del filtro) se denomina tap de
corriente de secuencia positiva/ del filtro,
TAP T (En el transformador de saturación) . Se denp_
mina tap de corriente de secuencia positiva.
Tiene por objeto asegurar la operación del -
relé con la mínima corriente de falla fase-fa
se.
TAP RO (resistencia del filtro) se llama tap de se-
cuencia cero.
.Sensibilidad de falla de fase/Derivaciones
La captación de la falle de fase es determinada por los taps Rl y
T. A fin de operar con la mínima corriente de falla línea a línea/ las
taps R1 y T deberían estar ajustados para no más c[ue;
T = 5 I3p (7)Rl
A fin de prevenir la operación sobre corriente de carga si los h
los piloto llegan a estar en circuito abierto/ los taps Rl y T deberían
estar colocados para no menos que:
T = 10 IL (8)
Estos taps tienen las siguientes posiciones:
99
R1 : 0.01, 0.10 y 0.15
T : 4, 5 , 6, 8, 10, 12 y 15
Donde una corriente de falla suficiente es disponible; es recomen
dado que los relevadores sean colocados como sigue;
_ T_ « 1,25 x 10 IL = 12.5 IL (9)
Rl
El rango requerido T/R1 debe ser obtenido por alguna compinacion
de T y Rl . Sin embargo , el tap T debe ser colocado de igual forma en to_
das las. estaciones. Los taps R1 deben ser utilizadas para compensar'- -
po^ diferentes rangos TC con líneas de dos terminales si la resistencia
de lazo del hilo piloto es de 100 o menos TCIs auxiliares y ajustes i_
dénticos de los Taps R1 debe er usada con diferentes clases de rangos -
de Te sobre todas las líneas de 3 terminales y sobre líneas de dos ter
minales con más de 1000 .n. de resistencia de lazo en el hilo piloto,
Sensibilidad de falla tierra (Derivación Ro)
La captación de la falla fase tierra es determinada por la Ro y
derivación T .
i A fin de operar con la mínima corriente de falla fase-tierra, el
tap Ro deberá ser ajustado a no menos que:
' K0 " 0-27 Ti ig (10)
• Este tap tiene las siguientes posiciones: 0.39 0.51 0,68 0.90
1 .2 y 1.6
100
Para líneas suspendidas es ^recomendado el uso del tap 1.6 Ro obtenién-
dose: la máxima sensibilidad.
Para caH.es de circuitos donde la corriente de carga de la línea
excede 5% de la corriente de operación se ajusta Ro para cerca:
Ro = T7.5
Taps Ría -.-abarcan 0.07, 0.10 y 0.75, los valores actuales son: 0.025, ,;
0.033 y 0.05 son utilizados para colocar Ro = 1/3 R1 donde la sensibili_
dad de secuencia cero no es deseado. Este tap es ajustado donde Ro es
colocado eno) , para otros ajustes de Ro, los taps R1A A son dutomáticamen
te adopatados.
Deteirminacion de los Transformadores de Corriente y de Potencial:
- Determinación de la relación de transformadores de potencial:
R T.P. = V (Primario.)V (secundé
RT.P = 46.000 Volts.
V secund = normalizado 110 V
V primario = VN = 46000V.
\¡3 x 110 Volts
RT.P = 241.44
Determinación de las relaciones de los transformadores de co-
rriente :
En primer lugar tenemos un diagrama simplificado en el que se tie_
ne el anillo a protegerse como se indica en la Fig. siguiente: en la *- •
101
cual se indica los # de relés que se desea coordinar y a continuación
la Delación de los T.C., calculadas mediante la siguiente formula:
R.T.C. MVA ..3x 10
3 KV.
Se ha tomado como un exceso de sobrecarga de 50%, pensando en una
proyección futura _
Línea
58-69
67-69
69-74
74-81
81-86
15-50
50-52
52-56
56-58
-
Relés #
1 - 2
3 - 4
5 - 6
7 - 8
9-10
13-14
15 -16
17 - 18
19-20
Calibración de
I carga(ñmp)
199.42
136.72
360.60
192.49
341 «92
142,21
167.81
23*91
299*59
los relés
I Primario(Amp)
200
200
400
200
400
200
200
50
300
1 y 2 de las
I Secundarixr
5
5
5
5
5
5
5
5
5
líneas 58-67
C/T
300/5
300/
600/5
300/5
600/5
300/5
300/5
100/5
600/5
Datos :
' C/T = 300/5 relación del T.C (igual para las dos)
: IL = 199.42 Amp corriente de carga
Barra Na 58 : 1942.91 Amp-> * „,«,--, **rs -L. ,de Barra Na 67 : 149. -3-6 Amp
Corrientes de falla trifásica mínim;
102
103
Barra N-2 58 : 140t57 ñmp.
Barra N* 67 s 149.36 Amp. Corriente de falla fase tierra mí.nima.
- Determinación del Tap R1
Como ya se indico este tap permite la compensación en los transfo£
madores de corriente.
Para Barra N-® 58 C/T = 300/5 = 60 0,06 la más próxima según el rango
R1 = 0.07
Parai Barra N-2 67 C/T = 300/5 igual que la anterior.
Determinación del Tap T
Determinamos de la relación:
T - 12.5 IL
R1
T = , 12.5 R1 IL = 12.5 x 0.07 x 199.42 x 5 = 2.91300
• El más próximo T = 4 (igual para los dos)
Determinación del Tap Ro
Para barra N^ 58
Ig = I falla mínima fase tierra2 ( C/T)
I = 140.57 x 5_ « 1.17 Amp.2 300
Ro = 0.2Tig
Ro ** 0.2 x 4 =0.681,17
Para
104
Ro = 0.68
la Barra N* 57
Ig « 149,36 x 5 « 1.242 300
Ro = 0.2 x -4 = 0.461.24
Ro = 0,68 el más próximo
Calibración de relés 3 y 4 de la línea 67-69
Dato
Para Barra N-2 67
C/T = 300/5 relación del transformador de corriente
IL = 136,72 Amp. corriente de carga
5208.61 I de falla trifásica^ mínima (I30min)
1422.04 I de falla fase tierra mínima (110 min)Dete;:minaci6n del Tap R1Para Barra N¿ 67
C/T = 300/5 =60 0.06
R1 = O „ 07 el más • próximo
Para Barra N^ 69
C/T = 600/5 =120 0.12
R1 = 0.15, el más próximo.
Determinación del Tap T
Para Barra N* 67
T
= 12.5 R1 IL
= 12.5 x 0.07 x 136.72 x 5 = 1.99300
Para
105
T « 4
Barra Na 69
T = 12.5 x 0.15 x 136.72 x 5 « 2.14600
« 4
Determinación del Tap Ro
Para
Pa.ra
barra N° 67
Ig = I(10min) = 11.85 ñmp.2 C/T
Ro = Q.2T - 0.07
Ro « 0.39
barra 69
Ig « 926.27 x 5 = 3.86 Amp.
Ro =
Ro =
2 600
0.2 x 6 = 0.213.86
0-39
Calipracion de los relés 5 y 6 de la línea 69-74
Datos
Barra 69
C/T = 600/5
IL = 360.60 Amp.
I (3j2fmin) = 3377.5 Amp.
If(10 min) = 651.4. Amp.
Barra H* 74
C/T = 300/5
I£(30min) =6033.31 Amp.
If (10min) = 1583.95 ftmp.
Detesjrninacion del Tap R1
Para
Para
106
Barra N* 69
C/T = 600/5 =120 0.12
R1 = 0.15
Barra N* 74
C/T « 300/5 =6.0 0.006
R1- ' « 0.07
Determinación del Tap T
Para
Para
T = 12.5 R1IL
Barra NA 69
T « 12.5 x 0.15 x 360.60 x 5/600 = 5.64
T = 6
Barra N-2 74
T = 12.5 x 0.07 x 360.60 x 5/300 = 5.26
T - 6
Determinación del Tap Ro
Para Barra N* 69
Ig = If(0min) = 651.4 x 5 = 2.71 Amp,2C/T 22 600
107
X® = Q-2 T = 0-2 x 4 « 0.44Ig 2.71
Ro = 0.51
Para^ Barra Nfi 74
Ig = "1583.95 x 5 = 13.20 &mp.2 300
Ro = 0.2 x 4 = 0.0913.20
Ro = 0.39
Calibración de los relés 7 - 8 de la línea 74-81
Datos;
Barra Na 74
C/T = 300/5
IL = 192.49 Amp
If(30 min) = 2372.16 Amp.
If(10 rain) = 366.49 ñmp.
Barra N-2 81
C/T = 600/5
If(30 min) = 3026.07 Amp
If(10 min) = 582.37 Amp
Determinación del Tap R1
Para Barra N-0 74
C/T = 300/5 =60 0.06
R1 = 0.07
108
Para* Barra N^ 81
C/T « 600/5 =120 0.12
; Rl = 0.15
Detejrminacion del ,Tap T
T « 12.5 R1IL
Para! Barra N^ 74
T = 12.5 x 0.07 x 192T49 x 5/300 « 2.81
T = 4
Para Barra N* 81
T = 12.5 x 0.15 x 192.49 x 5/600 = 3.01
T = 4
Determinación del Tap Ro -
Para Barra NA 74
X9 = If ngfain) « 366.49 x 5 = 3.052 C/T ' 2 ' 300
50 = 0*27 = 0.2x4 = 0.26Ig 3.05
Ro = 0.39
Para Barra N* 81
Ig « 582.37 x 5 = 2.432 600
Ro = 0.2 x 4 = 0.332.43
Ro « 0.39
109
Calibración de los relés 9-10 de la línea 81-86i¡
Datos:
| Barra Nñ 81
C/T = 600/5
IL = 341.92 Amp
If (30inin) = 3092.59 Amp.
If(10min) = 616.26 Amp.
Barra N* 86
C/T « 600/5
If(30min) = 5386.93 Amp.
I fClJEfmin) « 1015.38 Amp.
Determinación del Tap R1
Para Barras No. (s) 81 y 86
C/T « 600/5 = 1 2 0 0.12
R1 « -0.15
Determinación del Tap T
T = 12.5 R1 IL
Para ambas barras ya que los C/T son iguales
T = 12.5 x 0.15 x 341.92 x 5_ « 5.34600
T = 6
Determinación del Tap Ro
Para Barra N* 81
= If (1gf..min) = 6.73 Amp2 C/T
Ro = 0.2 x 66.73
0.18
Para Barra N* 86
110
Ro = 0.39
Ig = 1015.38 x 5 = 4.23 Amp.2 600
RQ = 0.2 x 6 = 0.28
RO
4.23
0.39
Calibración de los relés 13 y 14 de las líneas 75-50
Datos:
Barra Na 15
C/T « 300/5
IL = 142.31 Amp
If (30 rain) « 7010^43 Amp.
If (10 min) « 1214.95 Amp
Barra N-2 50 •
C/T = 300/5
If (3(¿fmin) « 3648.6 «mp
If (10 min) = 424.23 Amp
Determinación del Tap Rl
Para las Barras 15 y 50
CT/ = 300/5 =60 0.06
R1 =0.07
Determinación del Tap T
Para las barras 15 y 50
I T = 12.5 R1I2i
T « 12.5 x 0,07 x 142.31 x 5/300 « 2Q8
T = 4
Determinación del Tap Ro
Para la barra N* 15
Ig = If910 min) = 10.12 Amp.
Ro -
Ro =
2C/T
0.2T = 0.08ig
0.39
iPara |la barra N* 50
Ig « 424.232
Ro = 0.2 x 4
5 = 3.54 Amp,300
- 0.233.54
Ro = O .-39
Calibración de los relés 15 y 16 de la línea 50-52
Datos:
Barra N* 50
G/T « 300/5
IL = 167.81 Amp
If(3j2fmin) = 4121 Amp
= 1245,07 Amp
Para
Para
-112
Barra N^ 52
C/T = 100/5
If (Sjafmin) « 2458.76 ñmp
If (10min) = 569.82 Amp
Detejnninacion del- Tap R1
la Barra 50
C/T « 300/5 =60 0.06
R1 = 0.07
la Barra Na 52
C/T « 100/5 =20 0.02
R1 = 0.07
Determinación del Tap T
Para
Para
Para
la Barra N^ 50
T =1.25 RUI
T » 1.25 x 0.07 x 167.81 x 5 = 0.24300
la barra N* 52
T = 1.25 x 0.07 X167.81 x 5 .= 0.73100
T = 4
Determinación del Tap Ro
la Barra N¿ 50
Ig = If(30min) = 10.38 Amp.2 C/T
Ro = Q.2T = 0.08
113
RD « 0.39
Para la Barra Nfl 52
Ig = 569.82 x 5 = 14.252 100
RD = Q » 2 x 4 « 0.0614.25
Ro = 0.39
Calibración de los relés 17 y 18 de la línea 52-56
Dato;s :
Barra N* 52
C/T = 100/5
IL * 23.91 ñmp
If(30ínin) = 5508.68 Amp
= 1120.81 ñmp
Barra Ntí 56
C/T = 600/5
If(30min) « 3525660
If(10min) « 764.36
Determinación del Tap R1
Para la Barra N-2 52i
C/T = 100/5 = 20 0.02
R1 = 0.15
Determinación del Tap T
T = 1,25 x 0,07 x 23, 91 x 5 = 01100
114
Para
T - 4
la Barra NA 56
T = 1.25 x 0.15 x 23.91 x 5/600 « 0.04
T = 4
Determinación del Tap Ro
iPara jla Barra N-2 52
= 28,02 Amp.
Para
Ro =
RD =
la Barra Ns 56
2C/T
0-2T = 0.03ig
0.39
Ig « 764.36 x 5 = 3,18
Ro
RD =
2 600
0.2 x 4 = 0.253.18
0.39
Calibración de los relés 19 y 20 de la línea 56-58
Datds:
Barra Na 56
C/T = 600/5
IL = 299.59 Amp
If(30min) = 3343.61 Amp
If (1 ífmin) = 652.66 Amp
115
Barra N£ 58
C/T = 300/5
I£(30min) = 5922,86 ñmp
If(10min) ~ 1488.56 Amp
Detepninacion del Tap R1
Para
Para
la Barra N* 56
C/T « 600/5
Rl =0.15
la Barra N£ 58
= 120 0.12
C/T « 300/5 0.06
R1 = 0.07
Determinación del Tap T
T = 1.25 Rl IL
Para, la Barra N* 56
Para1
T = 1.25 x 0.15 x 299.59 x 5/600 = 0.94
T = 4
la Barra N* 58
T » 1.25 x 0.07 x 299.59 x 5/300 = 0.44
Determinación del Tap Ro
Para la barra N^ 56
Ig = If(30min) = 2.72 Amp,2 C/T
íto « 0.2T = 0.29
116
Bo = 0,39
Para la Barra NA 58
Ig « 1458.56 x 5 = 12.16 Amp.2 300
Ro = 0.2 x 4 - 0.07
BD =
12.16
0.39
Tap
tiendo
117
.4.2 Coordinación de esquemas de protección con direccional de Sobre
Corriente
Definición de términos:
Es conveniente puntualizar algunos
términos empleados en la aplicación de relés direccionales de sobre co-
rrierite, especialmente por el hecho que no se ha dado designación en
casteillano ya que en la práctica se utilizan palabras inglesas especial_
mente.
Un dispositivo que permite variar.la sensibilidad del relé permi_
que opere con diferentes valores de corriente.
Normalmente el tap está designado en Amperes, que indica el va-
lor de corriente mínima que de producir la operación del relé en un tiem
po no determinado.
11 Pick up" o "corriente mínima de operación
los
con
de
Es aquella corriente mínima que produce el cambio de posición de
contactos (cierre de los .contactos) del relé. No debe confundirse
'corriente de partida" del relé, que es aquella corriente que saca
inercia a: la parte móvil de un relé (por ejemplo: disco) .la
pueden
En los relés americanos (E.E. U.U.) prácticamente el valor de
"Pick-Up", de Tap y de corriente de partidaes.el mismo.
En los relés europeos especialmente los ingleses, estos valores-
ser diferentes. Así, por ejemplo, se puede tener que la corrien_
118
te día Partida" puede ser hasta de 1,05 veces el Tap, y a la de "Pick-up"
de 1,3 el Tap.
Evident emente esto debe tenerse en consideración cuando se es-
-tá calculando ajustes, y por lo general se hace dibujando en la curva -
de operación del relé los valores de la variación, como se indica en la
Fig-, 2§, parte superior de la curva. En todo caso, cuando se trata de
relés construidos con normas americanas, puede dibujarse una sola línea.
Le ver
Indicación de la posición del tope que controla la posición de
repo$o del disco, que determina el recorrido del mismo hasta la opera_ -
ción o cierre de contactos y que por lo tanto permite variar los tiem-
pos de operación.
En los relés transitorizados el lever es un reostato que influ-
ye en un circuito RC y que permite variar también los tiempos de opera-
ción^
En les relés americanos el lever está graduado de O a 10, y en
los europeos en general de O a 1. En los primeros entonces se designa
en uhidades y en los segundos en decimales.
En ciertos casos se puede considerar que prácticamente los tiern
pos de operación son proporcionales a los lever. Así por ejemplo, si -
el tiempo de operación para lever 10 es 10 segundos, para lever 3 debe-j
rá ser 3 segundos. Por ello, se puede tener solamente la curva de opera_
Icion para lever máximo, y para otro lever bastará calcular la porporcion
correspondiente.
. 119
Intemacionalmente se aceptan ciertos límites de error para las
curvas de tiempo, los cuales se muestran también en la fig. 23*. Estos
errores, como se vera posteriormente influyen en la determinación de la
distancia mínima ( en tiempo ) de las curvas de los diferentes relés ,I
para obtener la adecuada coordinación.
120
Este concepto se deriva, del hecho que los relés tienen una cier-
ta inercia, y que una vez que ha desaparecido su corriente de falla, pue
de todavía producirse su operación dependiendo de cuan cerca este éstai
de producirse al ser desenergizado.
¡ La sobre carrera ( o Overshoot ) es, en el caso de los relés e-
lectromagnéticos, el tiempo que puede seguir girando el disco, luego de
que JLa falla ha sido despejada por otro relé antes de cerrarse sus con-
tactos. En el caso de los relés estáticos, el tiempo tomado por el con_
densador del circuito de tiempo en descargarse bajo su nivel de opera. -
ción, luego que la falla ha sido despejada.
i; Este tiempo varía por lo general de 0,03 a 0,1 segundos, y se -
considera con valores de 20 veces la corriente de Pick-Up.iI
Tiempos de Paso
En el párrafo anterior se ha explicado los diferentes tipos de
errores que son inherentes a la protección direccional de sobrecorriente.
Como se ha visto en las secciones 1 y 2, para obtener selectividad con
este¡ tipo de protección, se superponen las curvas de operación, de modo¡
que los relés más lejanos a la fuente de generación opere en los tiempos
más ¡cortos. Como interesa que todos los tiempos de operación sean los-i
más Cortos posibles, una de las características que deben cumplir una e_
pacificación de ajustes bien hecha, es que la distancia entre curvas sea
mínima, pero sin posibilidades de tener descoordinacion.
La distancia entre curvas depende de los siguientes factores:
« Error de los relés ( en tiempo )
121
Sobrecarrera
- Tiempo de operación de los interruptores.
Elemento Instantáneo
Se ha estudiado que en la protección de sobrecorriente se obtie_
ne la selectividad en base a temporizar los relés. Sin embargo, en cier
tos casos es posible usar elementos instantáneo© (operación en tiempos
del orden de 0,02 segundos), sin perder selectividad.
Estos casos se presentan cuando hay línea larga o bien trans_ -
farmadores, en donde la impedancia de fuente es pequeña comparada con -
la impedancia del circuito, lo que da cerno resultado diferencias apre_ -
ciables de corriente de cortocircuito entre dos relés consecutivos,
Reglas Generales para Calcular los ajustes de los relés de Sobrecorriente
Como lo explicado hasta ahora se está en coniciones de dar algia
ñas reglas que permitirán abordar al cálculo de ajustes de los relés de
sobrecorriente. Conviene recordar que estos relés, además de dar prp_ -
teccion a ciertos equipos, cumplen también la misión de dar respaldo lp_
cal remoto a otras protecciones que pueden ser incluso de sobrecorriente,
Relés de Fase
a) El relé debe detectar fallas .por lo menos hasta el extremo -
final de la sección de circuito siguiente a la que se está protegienco „
Por ejemplo, en la fig.30, el relé R deberá detectar fallas mínimas en| 1
v!
122
b) El tap debe elegirse de modo que el pick-up sea mayor que la
corriente máxima de carga y detecte fallas mínimas en respaldo. Además
de esto, se calcula a veces este valor dándole el relé de sobrecorriente
el carácter de relé de sobrecarga ;eligiendo entonces un ajuste de 1,2 a
1,5 veces la corriente nominal 'del equipo.
c) Al calcular el valor del tap, deberá tenerse en considera^ -
cion las posibles variaciones que con respecto a este valor tiene el
pick-up.
d) El lever (ajuste de tiempo) debe elegirse dando el tiempo -
más corto posible al relé más alejado de la fuente, Si este nocoordina
con otros elementos (fusibles, relés térmicos etc.) deberá dársele el
lever mínimo permisible que evita falsas operaciones por vibraciones.Es_
te lever se recomienda sea "1" para los americanos!y 0,1 para los euro-l
peosr pero puede ser hasta 0,5 o 0,05 respectivamente.
El resto de los relés deberá coordinarse con los que le antece-
den/dándole el tiempo de paso ( 0,4 segundos ) más el tiempo del relé
123
con que se coordina, en el punto que corresponde a la máxima falla, Es_
ta ultima se considera generalmente una falla trifásicaf con máxima ge-
neración justo después de la siguente barra. Por ejemplo en la Fig-30
el lever del relé 2 debe calcularse con el tiempo del relé 1 mas 0,4
segundos, con una falla máxima en F (barra siguiente al relé 2)- En -
todo caso debe verificarse la coordinación para otro tipo de falla.
e) Todo lo explicado es válido para sistemas radiales. En pun-
tos donde no hay suficiente diferencia entre la corriente de los alimen-
tadores fallados y no fallas que llegan a una misma barra de 'S/E, debe-
rá usarse relés con control direccional. Esto sucede en sistemas en a-
nillo, o con líneas de doble circuito.
Relés de tierra
Para estos relés son válidos los mismos puntos mencionados antes,
excepto el b) - En efecto, corno estos relés son alimentados con las co_ -
rrientes de secuencia cero, las que valen cero para condiciones normales
de operación, puede legirse un tap que esté bajo condiciones normales de
carga.
124
TYPES CR,CRC,CRP AND CRD RELÁYS I.L..41-131N
O
TYPICAL TIME CURVES ATYPE CO-9
OVER CURRENT RELAY50-60 HZ
Fíg.37. , Typíca/ time curves for relays wif/i CO-9 uniís.
125
CUADRO N° 11 CARACTERÍSTICAS PARA EL CALCULO
RELÉ Ns I carga I máx I min
al lado ¿leí relé
c/T
A
H
199.42
136.72
360.60
192.49
341.92
301.42
142.31
167.81
23.91
299.59
2059.64
5329,72
3459.08
2448.72
3144.00
3128.99
7152.87
4587.43
5724.56
3461.59
1942.91 300/5
5208.61
3377.5
2372.76
300/5
600/5
300/5
3092.59 600/5
2784.84 600/5
7010.43 300/5
•4121.78 300/5
5508.68 100/50
3343.61 600/5
Donde: I carga = Corriente de carga
I máx. = Corriente máxima que
pasa por relé
C/T = relación del transfor_
mador de corriente.
I min = Corriente mínima que
pasa por rel5.
126
C/T = 100/5 = 20
TaP M Xsobrec. = 38.20 - 1.79C/T 20
Tap = 2
Calculo del Lever
t relé J ~ 0.07
t relé I = t_ + 0.4 = 0.07 + 0.4 = 0.47 seg.J
If(30máx) = 5724.56
Isobrec = 38.87 Amp.
If(30máx) = 5724 - veces la Corriente del tap.Isobrec 38-87
Con esta corriente vamos a.la curva CO-9
y determina t para diferentes lever
Lever = t(rele J + 0,4) = 0,47 « 0.21t 2.2
Tomamos lever = 0.5
La curva tendrá los siguientes puntos (En arnp.)
Eje Y = tiempo
Eje X - N x Tap x C/T
Donde N = Múltiplos del Tap
N MxC/T HxC/Tx tap
2 40 160
5 100 400
10 200 800
20 400 1600
Se ha hecho un ejemplo de cálculo para los 2 primeros relés de igual -
forma se procede para los otros relés obteniéndose las especificaciones
indicadas en el punto respectivo.
127
.128
Cálculos de Ajustes
Para línea 56-58 Relé JT
| Cálculo del Tap
II « ¿99.53 Amp.
I sobrec = 299.59 x 1.5 = 449.39 Amp.
C/T = 600/5 - 120
Tap = I sobrec « 449.39 ~ 3.74C/T 120
Tap = 4
Cálculo del Lever
If(30máx) - 3461.59 Amp.
Isec -« If(3gmáx) = 3461'»59 = 28,85 Amp
C/T 120
Isec = 28.85 = 7,21 Amp. veces la I del TapTap 4
Tomo el lever más pequeño para el primer relé
lever = 0*5
En la curva CO-9 determina el tiempo de
operación del relé J
t = 0.07
Para¡ la línea 52-86 relé I
II = 23.91
Isobrec = 38.87 Amp.
129
O O
o
oo
o o
oo
c
o -* oí**4 SO Oí
o o o o
lo
o aco c
130
4.5. Especificación del Equipo
4.5.1. Relés Hilo Piloto HCB
WESTINGHOUSE I.L. 41-971.3E
Relé 1: Rl = 0.07
T = 4
Ro = 0.68
Relé 2: R1
T
Ro
0*7
4
0.68
Relé 3: R1
T
Ro
0.07
4
0.39
Relé 4: R1 = 0.15
T ~ 4
Ro = 0.39
Relé 5: R1 = 0.15
T ~ 6
To = 0.51
Relé 6: R1
T
Ro
0.07
6
0.39
Relé 7: R1
T
Ro
0.07
4
0.39
Relé 8: R1 = 0,15
131
Continuación:
T = 4
RD = 0.39
Relé 9: R1 « 0,15
T « 6
Ro = 0.39
Relé 10: Rl = 0.15
T = 6
RD = 0.39
Relé 11: R1 « 0.15
O? « 6
RD - 0.9
Relé 12: R1 = 0.07
T « 6
Ro = 0.39
Relé 13: R1 = 0.07
T = 4
RD = 0.39
Relé 14: R1
T
RD
0.07
4
0.39
Relé 15: R1
T
RD
0.07
4
0,39
&elé 16: R1 « 0.07
T « 4
132
Continuación
Ro « 0.39
Relé 17: R1 = 0.07
T = 4
RQ « 0.39
Relé 18; R1 = 0.0 5
T = 4
Ro = 0.39
Relé 19: R1 « 0.15
T « 4
Ro = 0.39
Relé 20: R1 = 0.07
T * 4
RO = 0.39
4.5.2. Relé Direccíonal de sobrecorríente TIPO CR
WESTINGHOUSE IL. 41.131 N
Relé A: Linea: 46 KV (58-67)
C/T : 300/5
Tap : 5
Lever: 1.0 t 0.2 seg.
Relé B: Línea: 46Kv (57-69)
C/T : 300/5
Tap : 4
Lever: 1
-133
Continuación
Relé Linea:
C/T ¡
Tap:
Le ver:
46 KV (69-74)
600/5
5
1
Relé D: líínea: 46 KV (74-81)
C/T : 300/5
Tap : 5
Lever: 1
Relé E: Linea:
C/T :
Tap :
Lever:
45 KV (81-86)
600/5
4
1
Relé F: Línea: ' •• 46 KV (86-75)
C/T : 600/5
Tap : 4
Lever: 1
Relé G: Línea: 46 KV (15-50)
.C/T : 300/5
Tap : 4
Lever: 1
Relé H: Línea: 46 Kv (50-52)
C/T : 300/5
Tap : 4
Lever: 0.5
Relé I: Línea: 46 KV (52-56)
C/T : 100/5
Tap : 2
Lever: 0.5
•134
Continuación
Relé J; Línea: 46 KV (56-58)
C/T : 600/5
Tap : 4
Le ver : 0.5
t = 0.07 seg.
4.6. Algunos aspectos sobre operación y mantenimiento
4.6.1. Hilo Piloto
Operación :
El filtro de la componente de secuencia del relé
HCB convierte la corriente de entrada trifásica
y voltaje de salida de fase VF de una magnitud la cual es una fiíncion a.
justable de la corriente de secuencia positiva y cero de la fase A.
Este voltaje VF es aplicado en el primario del transformador de
saturación. El voltaje de salida del transformador de saturación Vs es
aplicado para la bobina del relé y el hilo piloto a través del transfor_
mador de aislacion . El transformador de saturación y la lámpara de -
Neón a través del secundario sirve como límite de la energía de entrada
para el hilo píbto.
Durante una falla externa, asumiendo iguales relés para dos
estaciones, la magnitud de Vs para ambas subestaciones puede ser igual.
Durante una falla interna el voltaje Vs de polarización es inver_
so. Desde el Voltaje Vs no aparece todos los flujos de corriente en la
bobina de restricción, ya que pasa una parte a través de la bobina de o_
peración con un mínimo de corriente por el hilo piloto.
• 135
| Mantenimiento de Rutina
Contactos; Todos los contactos serán limpiados periodica-
| mente, Un contacto pulidor S# 182A836H01 es
recomendado para estos propósitos. El uso de material abrillantador no
es recomendado, debido al peligro de que se incrusten pequeñas partícxa
las en la cara de la superficie blanda del contacto y consecuentemente
se desgasta el contacto.
Unidad ISC: Cierre los contactos del relé principal y -haga pasar corrien_
te continua suficiente a través del circuito de disparo para
cerrar los contactos de la Unidad ICS,_este valor de corriente no deberá
ser mayor que la corriente de operación para el tap particular del ICS -i
que }.rá a ser usado. La aguja indicadora deberá deslizarse libremente.
Unidad de Operación; Chequee que la aceleración mínima del relé con las
bobinas de los hilos pilotos desconectados de los
terminales H1 y H4 del transformador de aislacion energizando con 179
(terminales 7 y 9) „ La corriente de operación (aceleración) deberá ser:
; 179 (min) = T +_ • 5% Amp! 5.77R1
Se recomienda pruebas adicionales con el hilo piloto bajo la
(prueba del sistema completo). -
4.6.2» Direccional de Sobrecorriente (operación y mantenimiento
Operación s La operación de los relés direccionales de so-
brecorriente, se limita a sus cuatro unidades
136
fundamentales las mismas que se indican gráficamente en el estudio del
sistema recomendado de direccional de. sobrecorriente; estos son:
- Unidad de sobrecorriente (Co)
- Unidad de switch contactor indicador (ICS)
r Unidad indicadora de disparo instantáneo (IIT)
- Unidad direccional
- Unidad de Sobrecorriente: (CO) : Este tipo de unidad de sobrecorrien-
te opera mediante el principio de iri
duccifín. La bobina principal está colocada en el centro de una estructu_
ra en, forma de "E", la misma que produce un flujo, el mismo que está di_
vidiao y retorna a través de las otras ramas exteriores de la estructura
en forma de "E" . Una bobina de polo sombreado actúa a través de la ra-
ma izquierda produciendo un drenaje en atraso al flujo del polo principal.
El drenaje de flujo que está producido en el espacio de aire produce una
fuerza para cerrar los contactos.
- » _ - E l switch contactor i
cador es un pequeño dis-
co basculante operado con corriente directa. La armadura magnética en -
la cual los contactos son montados encima de un resorte en forma de pelo
en el cual tiene atracción para un polo magnético cuando el circuito es-
tá energizado-
Cuando el switch está cerrados los contactos móviles realizan un
puente a los 2 contactos estacionarios y de esta forma se completa el
circuito de disparo. También durante esta operación en los apoyos de -
la armadura, se realiza una deflexión del resorte localizado en la parte
137
frontal del switch el cual permite que la aguja se deflexione; finalmente
la aguja es retrocedida a su posición inicial por medio de un alambre —
fuerte localizado en la parte inferior de la carcasa.i
El resorte de frente que se encuentra sosteniendo a la aguja -
produce restricción en la armadura y de esta forma controla el valor -
de corriente mínima de operación del switch.
i
- Unidad indicadora de disparo instantáneo; La unidad indicadora de -
disparo instantáneo es un
pequeño disco basculante operado con corriente alterna. La armadura ma£
nética en la cual los contactos son montados encima de un resorte en for_i
ma dé pelo el cual tiene atracción para un polo magnético, cuando el -
switch está cerrado los contactos móviles realizan un puente a los dos
contactos estacionarios y de esta forma se completa el circuito de dia-
paro. También durante esta operación en los apoyos de la armadura se -
realiza una deflexión del resorte localizado en la parte frontal del
switch el cual permite que la aguja se deflexione.
i
- Unidad Direccional:^ La unidad direccional es un tipo de cilindro de
inducción que opera con la interacción adentro
del circuito del flujo polarizante y el flujo de operación.
Mecánicamente esta unidad direccional está hecha de componentes
básicos:
- una estructura de aluminio fundido.
- un electromagneto
- Un elemento móvil
- un puente moldeado
138
- Todas estas montadas en una caja la cual sirve como una estructura -
montable para el polo magneto- El polo magneto es como una especie
de casa la cual termina en una chuma cera en forma de punto, está ase-
gurado a la caja por medio de una tuerca. Este perno puede ser reempla_
zado sin sacar el polo magneto'de la carga. El electromagneto tiene 2
turbinas polarizantes conectadas en serie y montadas diametraimente o~
puestos uno del otro, 2 tomas para ajustes magnéticos, y dos clips de a_
juste para las formas y 2 agujas localizadas también diametralmente o_ -
puestas. La localizacion de las agujas son necesarias para poner en po_
sicion correcta el ruliman de la estructura de abrazo cuando está monta_
da en la caja.
Mantenimiento de Rutina; Todos los. relés deben ser chequeados e inspec^
cionados periódicamente para asegurar una ope_
ración apropiada. Generalmente una inspección visual es conveniente pa_
ra realizar muchos cambios. Una mínima sugerencia es chequear el siste_
ma de relés que sus contactos estén manualmente cerrados para asegurar
el disparo del breaker y la aguja caiga libremente. Entonces retorne -
los contactos y observe que el retorno sea suavemente y positivo.
Si un cheque adicional se requiere alguna vez, pase la corrien-
te secundaria a través del relé y cheque el tiempo de operación. Es -i
preferible hacer esto para varios tiempos de corriente de operación
i ^ I(picjt-up) esperada, para una aplicación particular.
I
! Todos los contactos serán periódicamente pulidos. Un contacto
pulidor SH 182A836H01 es recomendado para estos propósitos. Para el lim
piado de estos contactos se siguen las mismas normas de los contactos cte
Hilo Piloto.
139
C O N C L U S I O N E S Y. R E C O M E N D A C I O N E S
y*»**^'- En este Capítulo se va a analizar todas las inquietudes a ¿'lo
largo del desarrollo de la presente obra, Antes de mencionar una' de e-
llas quisiera expresar mi mayor anehlo, es que una vez incluido este tra_
bajo sirva el mismo como guía, para todo aquel proceso de remodelación
que l;a Empresa Eléctrica Quito S.A. se ha propuesto realizar en su Sis-
tema Eléctrico y que tiene programado terminar para el año 1.990 luego
de pqsar por varias etapas intermedias.¡
: - En lo referente a las Subestaciones Existentes cabe señalar -
que deben ser cambiadas íntegramente, y ser montadas otras nuevas; unas
serárj instaladas en los sitios que actualmente se tiene y otras en luga_
res que se están adecuando para el efecto. Una razón para que deban -
ser cambiadas, es que muchas de las Subestaciones no cuentan ni siquie-
ra con el interruptor de potencia para la llegada de la energía a sus -
barras a través de sus líneas, tal es el caso de la Subestación Norte a
la que llega directamente la energía proveniente de Cumbayá y Nayón, cp_
mo sé puede apreciar en el Diagrama unifilar pag. 50. Otra de las ra-
zones para hacer desaparecer las subestaciones existentes es que como
se piensa cambiar el sistema de protecciones, actualmente llegan arma -
das toda la subestaciones con todos los intrumentos de medida y apara. -
ttos de protección montados en una sola caja a la misma que solo se tie-
ne que realizar las conexiones adecuadas.
¡- Se mencionó la necesidad de proteger las líneas del Sistema
140
de 'Subtransmisión con relés tipo Hilo Piloto, el cual presenta dos al-
ternativas las mismas que se van a analizar a continuacuon. Una alter-
natfiva es utilizar los servicios telefónicos de la Empresa Publica
( IETEL ) para la transmisión y recepción de la señal en las bobinas dei
los relés para el disparo del interruptor. La otra alternativa es ins-
talar un servicio telefónico propio, el mismo que a la vez que se utili_
ce como Hilo Piloto, sirva como comunicación y enlace entre una subesta_
cion y otra.
- Analizando las ventajas y desventajas entre una alternativa y
otra, y en base a un análisis económico, se está en condiciones de dar
como una recomendacioncual de ellas aoptar. Como ya se indico tomando
en cuenta varios aspectos tanto positivo como negativo se ha llegado a
la conclusión que es más conveniente instalar un sistema telefónico pro_
pió de la Empresa Eléctrica Quito S.A., el mismo que sea operado por -
personal propio de la misma Empresa, De esta manera se tendría un sis-
tema Eléctrico confiable y a la vez se podría comunicarse fácilmente con
todas las centrales, subestaciones, etc.
A-1
A N E X O
ESTUDIOS DE FLUJOS DE CARGA: Mediante estos estudios se trata de detejr
minar las condiciones de operación de ca-
da uno de los componenetes del sistema, an .lo que se refiere a genera_ -
cionfi cargas, voltajes, porcentajes dé carga, de cada elemento y flujos
de potencia activa y reactiva en líneas y transformadores, así como la
posición de taps de estos últimos.i
Los estudios de flujos de carga contempla el análisis del sistema traba_
jando en condiciones de carga máxima, y para la configuración considera_
da definitiva también en condiciones de carga mínima (30% de la carga -
máxima)?
En el presente capítulo s>e comprobará en buen funcionamiento del siste-
ma, mediante el estudio de flujos de carga, para lo cual se han hecho -
las siguientes suposiciones:
a.- La capacidad de generación tanto térmica como hidráulica asignada
a cada central, está supeditada, a que INECEL cumpla con su plan de
Desarrollo previsto. Por otro lado se asignaron valores nominales
;de generación a las centrales de la Empresa y a la diesel de Guan-
gopolo (INECEL). !tI
b.~ El crecimiento de la carga del sistema prevee un incremento entre
el 8% y el 12% anual.
c.- ¡Los transformadores de distribución 46/23KV. o de 46/6,3 Kv0 tie
A-2
nen un cambiador de taps automático bajo carga.
Todos los transformadores con cambiador de cargas automático tie
nen un rango de variación +_ 10%.
e.- Los transformadores de 138/46 Kv. de las subestaciones, Santa Rosa,
Selva Alegre y Pomasqui tienen transformadores con cambiador de car_
ga automático.
£~ E[L aporte de potencia de INECEL hacia el Sistema Quito tendrá un fac_
tbr de potencia 0.9 mínimo.
g.- Para las distintas condiciones de operación (máxima carga y mínima
cjarga) se han tomado como límites de voltaje en las distintas barras
siguéntes valores:
Voltaje mínimo: 0.95 p.u.
Voltaje máximo: 1.05 p.u.
h.- Los transformadores podrán sobrecargarse hasta el 200% durante poco
tiempo, se puede decir en la hora pico de carga del sistema.
¡i.- Se ha tomado como barra oscilante del sistema a la barra de 138 Kv.
áe Santa Rosa, y se calcula que INECEL estará en capacidad de entre_
gjar por esta barra alrededor de 22GMW.
j.~ Por limitaciones del programa, empleado solo se puede representar -
en cada caso 10 transformadores con cambiador de taps automático ba_
jo carga, en ciertos pasos se represento algunos transformadores -
con taps puesto en una posición. fija.
A-3
El estudio de flujos de carga se realizo con un programa que tiene la -
Empreba Eléctrica Quito para la realización de dicho programa se hizo lasi!
siguientes consideraciones:
Barraj Oscilante.- Se escogió como barra oscilante a la barra numero 152_ _ | ._ __
de la!subestación Santa Rosa, a la misma que se le fijo el voltaje en mo_!
dulo y ángulo y se deconocen las potencias activas y reactivas inyecta -
das eh la barra. En los cuadros de datos se le asigna con el numero 2
(TIPO).i
Barra!de_Voltaje_Controlado: En dichas barras se conocen la potencia ac_ii
tiva y el modulo de voltaje y se tienen como incógnitas, la potencia re-
activ . y el ángulo de fase del voltaje.i
Dichaé barras son: 100-244-239-238-337-236-234-207-206-203-202-201-154-ii
35-15-1-12-11-9-8-7-5-2-1,1 Dentro de los cuadros de datos se le ha asigna_
do con el numero 1,
i
Barra ¡de carga: En estas barras se especifica la potencia activa y reac_¡
tiva y se desconocen el valor del modulo de voltaje y el ángulo. Todas¡
las damas barras son de este tipo y se les ha designado con el O dentro
de los, cuadros de características de las barras. -i!i
Los cálculos de las imepdancias de las líneas y transformadores están es_
pecificados en el estudio de cortocircuitos que están dentro del capítu-
lo II3J (pág, 25) de esta obra. Para mínima carga se adopto el siguiente
criterio:
30% de la carga máxima para carga activa.
40% de la carga máxima para carga reactiva.
Jltil
O O"
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