Estudio de coordinación de protecciones del sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos ante un nuevo punto de conexión al Sistema Nacional Interconectado

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(2) ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL. FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA. ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE CNEL EP SUCUMBÍOS ANTE UN NUEVO PUNTO DE CONEXIÓN AL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO. TRABAJO DE TITULACIÓN PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO. GUAMÁN HERRERA JUAN CARLOS. [email protected]. DIRECTOR: DR.-ING. FABIÁN ERNESTO PÉREZ YAULI. [email protected]. Quito, junio 2017.

(3) AVAL Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Juan Carlos Guamán Herrera, bajo mi supervisión.. _____________________________ Dr.-Ing. Fabián Ernesto Pérez Yauli DIRECTOR DEL TRABAJO DE TITULACIÓN. I.

(4) DECLARACIÓN DE TUTORÍA Yo Juan Carlos Guamán Herrera, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.. __________________________ Juan Carlos Guamán Herrera. II.

(5) DEDICATORIA. Este trabajo está dedicado a la mujer más importante de mi vida, mi madre Orlanda Herrera López, que gracias al apoyo incondicional hace posible la culminación de una meta planteada hace algunos años.. III.

(6) AGRADECIMIENTO. Agradezco de todo corazón a las personas que permitieron de una u otra forma terminar este proyecto. A mi familia, Orlanda y Samuel que el transcurso de estos años, me apoyaron de manera incondicional. A la empresa CNEL EP Sucumbíos, que de manera desinteresada me abrió sus puertas para poder realizar este proyecto, en especial al Ing. Jorge Estrada, Jefe del departamento del centro de control. Y finalmente a mi tutor, al Doc. Fabián Pérez, por ser una guía constante y la ayuda brindada en transcurso de la realización de este proyecto. IV.

(7) ÍNDICE DE CONTENIDO AVAL ................................................................................................................... I DECLARACIÓN DE TUTORÍA ........................................................................... II DEDICATORIA .................................................................................................. III AGRADECIMIENTO .......................................................................................... IV ÍNDICE DE CONTENIDO ................................................................................... V RESUMEN ........................................................................................................ IX PRESENTACIÓN ............................................................................................... X CAPÍTULO 1 ...................................................................................................... 1 1.1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................... 1 1.2 OBJETIVO ................................................................................................ 1 Objetivo general .................................................................................. 1 Objetivo específico.............................................................................. 2 1.3 ALCANCE ................................................................................................. 2 1.4 JUSTIFICACIÓN ....................................................................................... 2 CAPÍTULO 2 ...................................................................................................... 4 MARCO TEÓRICO............................................................................................. 4 2.1 SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA .................................................... 4 Definición ............................................................................................ 4 2.2 SUBSISTEMAS BÁSICOS DE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA ...................................................................................................... 4 Generación ......................................................................................... 4 Transmisión ........................................................................................ 4 Distribución ......................................................................................... 4 2.3 EQUIPOS BÁSICOS QUE CONFORMAN UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA ...................................................................................................... 5 Generador ........................................................................................... 5 Transformador .................................................................................... 5 Torres ................................................................................................. 5 Líneas ................................................................................................. 5 Cargas ................................................................................................ 5 2.4 NATURALEZA DE FALLA ........................................................................ 5 Falla .................................................................................................... 5 Falla transitoria ................................................................................... 5 V.

(8) Falla permanente ................................................................................ 6 2.5 TIPOS DE FALLA ..................................................................................... 6 2.6 EQUIPOS DE PROTECCIÓN PARA UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA ...................................................................................................... 6 Equipos de protección primaria........................................................... 7 Equipos de protección secundaria o de respaldo ............................... 8 Relé de distancia ................................................................................ 9 Relé de sobrecorriente...................................................................... 16 Relé de bajo voltaje .......................................................................... 18 Relé diferencial de línea ................................................................... 18 2.7 ESQUEMA DE TELEPROTECCIÓN PARA EL RELÉ DE DISTANCIA .. 20 Esquema PUTT ................................................................................ 21 Esquema POTT ................................................................................ 21 2.8 EQUIPOS DE MEDIDA ........................................................................... 22 Transformador de corriente .............................................................. 22 Transformador de voltaje .................................................................. 22 Requisitos mínimos para los TCs y TPs para protección .................. 23 2.9 CURVAS ESTANDARIZADAS DE DAÑO TÉRMICO Y MECÁNICO DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA ............................................... 24 CAPÍTULO 3 .................................................................................................... 32 MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DEL SISTEMA DE CNEL EP SUCUMBÍOS ................................................................................... 32 3.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................... 32 3.2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE CNEL EP SUCUMBÍOS ................................................................................................ 32 3.3 DEMANDA PROYECTADA DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE CNEL EP SUCUMBÍOS HASTA EL AÑO 2035 ............................................ 34 3.4 MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE CNEL EP SUCUMBÍOS ................................................................................................ 35 Elementos modelados ...................................................................... 35 Resultados de la modelación del sistema de subtransmisión en condiciones operativas actuales ................................................................ 39 3.5 MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN CON EL NUEVO PUNTO DE CONEXIÓN AL SNI ................................................................... 41 3.6 ESTÁNDAR INTERNACIONAL IEC 60909 (CORTOCIRCUITOS EN SISTEMAS TRIFÁSICOS A.C) ..................................................................... 44. VI.

(9) 3.7 CORTOCIRCUITOS EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE CNEL EP SUCUMBÍOS........................................................................................... 45 Escenario actual ............................................................................... 46 Escenario futuro ................................................................................ 46 Análisis del incremento de corrientes de cortocircuito en el sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos................................................... 47 3.8 SELECCIÓN DEL ESQUEMA DE TELEPROTECCIÓN PARA EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE CNEL EP SUCUMBÍOS .................. 49 Comportamiento del esquema PUTT y POTT ante diferentes tipos de fallas .......................................................................................................... 49 Conclusión del análisis del comportamiento de los esquemas POTT y PUTT ante fallas francas y de alta impedancia .......................................... 54 3.9 CÁLCULO DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN DE LOS TCs EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE CNEL EP SUCUMBÍOS ............. 55 CAPÍTULO 4 .................................................................................................... 58 AJUSTES DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN ........................................... 58 4.1 AJUSTE PARA LOS RELÉS DE SOBRECORRIENTE .......................... 58 4.2 AJUSTES PARA EL RELÉ DE BAJO VOLTAJE .................................... 68 4.3 AJUSTE PARA EL RELÉ DE DISTANCIA .............................................. 71 4.4 AJUSTE PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEA .............................. 74 CAPÍTULO 5 .................................................................................................... 76 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE CNEL EP SUCUMBÍOS ............................................ 76 5.1 DIVISIÓN POR ZONAS DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE CNEL EP SUCUMBÍOS ................................................................................ 76 División por rutas del sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos ................................................................................................. 78 Selección de los tipos de relé en cada subestación del sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos................................................... 80 Coordinación de la RUTA 1 .............................................................. 83 Diagrama de coordinación Distancia vs Tiempo para el análisis de coordinación de protecciones .................................................................... 90 5.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS-VERIFICACIÓN DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ................................................................................... 91 Coordinación de protecciones de los transformadores del sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos................................................. 104 5.3 EJEMPLO DE VALIDACIÓN ................................................................. 107. VII.

(10) Cortocircuito trifásico al 30% de la línea Francisco de Orellana-Sacha 69 kV........................................................................................................ 108 Cortocircuito monofásico al 50% de la línea Celso CastellanosLumbaquí 69 kV ....................................................................................... 113 Cortocircuito trifásico al 50% de la línea Jivino de TRANSELECTRICJivino de CNEL ........................................................................................ 118 Cortocircuito monofásico al 90 % de la línea Jivino de TRANSELECTRIC-Jivino de CNEL ......................................................... 124 Cortocircuito trifásico en la barra Jivino de TRANSELECTRIC 69 kV ................................................................................................................. 130 Cortocircuito bifásico a tierra en la barra Jivino de CNEL 69 kV ..... 138 Cortocircuito monofásico al 70% de la línea San Rafael-Jivino de TRANSELECTRIC 230 kV ....................................................................... 144 CAPÍTULO 6 .................................................................................................. 150 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................. 150 6.1 Conclusiones......................................................................................... 150 6.2 Recomendaciones ................................................................................ 151 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................... 153 ANEXOS ........................................................................................................ 156 ANEXO I ......................................................................................................... 157 ANEXO II ........................................................................................................ 162 ANEXO III ....................................................................................................... 163 ANEXO IV ...................................................................................................... 169 ANEXO V ....................................................................................................... 170 ANEXO VI ...................................................................................................... 172 ANEXO VII ..................................................................................................... 174 ANEXO VIII .................................................................................................... 186 ANEXO IX ...................................................................................................... 195 ORDEN DE EMPASTADO ............................................................................. 204. VIII.

(11) RESUMEN En el presente trabajo de titulación se realiza un estudio de coordinación de protecciones para el sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos, debido al ingreso de la subestación Jivino de TRANSELECTRIC, que pasa a ser el nuevo punto de conexión al Sistema Nacional Interconectado (SNI). Se realizó la modelación del sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos con el nuevo punto de conexión en el programa computacional PowerFactory. Para la modelación del sistema se empleó la información suministrada por CNEL EP Sucumbíos. Una vez modelado el sistema, se procedió a incluir los casos de demanda máxima, media y mínima para el análisis de cortocircuitos y determinar las corrientes de cortocircuito máximas y mínimas, útiles para la calibración de los relés en cada una de las subestaciones. De acuerdo a la topología, se estableció que tipos de relés deberían ubicarse en cada una de las subestaciones para la protección de la red. Debido al cambio de potencia de cortocircuito con el nuevo punto de conexión, se redimensionaron (cálculo de relación de transformación) los transformadores de corriente en cada una de las subestaciones, para que éstos no entren en saturación y operen de manera correcta. Se verificó que las nuevas corrientes de cortocircuito no sobrepasan la capacidad de corte de los disyuntores en la zona de influencia eléctrica por la nueva subestación. Posterior a ello se realizó un análisis de los esquemas de teleprotección existentes para los relés de distancia y luego se procedió a escoger el esquema de teleprotección adecuado para el sistema de subtransmisión CNEL EP Sucumbíos. Luego se realizó la coordinación de protecciones con los relés seleccionados. La coordinación no solo involucró el sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos, sino que también se realizó una coordinación en las líneas que conectan al sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos con el SNI. Finalmente este documento presenta los ajustes de los relés que se obtuvieron con el estudio de coordinación de protecciones y se deja como una alternativa que podría implementar la empresa CNEL EP Sucumbíos.. IX.

(12) PRESENTACIÓN El presente trabajo tiene como principal objetivo realizar un estudio de coordinación de protecciones a fin de conocer los ajustes requeridos en los equipos de protección para el sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos, debido al ingreso de un nuevo punto de conexión al SNI. El Capítulo 1 presenta una breve introducción del sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos, el objetivo general y los específicos y la justificación de la realización del presente trabajo. El Capítulo 2 presenta el marco teórico de los principales elementos que conforman un sistema eléctrico de potencia. Posterior a ello se realiza una definición de los equipos de protección y una descripción rápida de los mismos. Además de los equipos protección, también se realiza una descripción breve de los equipos de medición como son los Transformadores de Corriente (TCs) y los Transformadores de Potencial (TPs). Luego se realiza una revisión bibliográfica de los diferentes esquemas de teleprotección existentes para el relé de distancia (21 según norma ANSI) y finalmente se hace referencia a la curva de daño de los transformadores. En el Capítulo 3 se desarrolla la modelación del sistema de subtransmisión CNEL EP Sucumbíos con el programa computacional PowerFactory. Luego se procede a realizar una revisión de la norma que emplea dicho programa computacional para el cálculo de corrientes de cortocircuitos, con la finalidad de esclarecer los términos arrojados en el reporte de fallas. Posteriormente se determinan las corrientes de cortocircuito mínimas y máximas a lo largo del sistema de subtransmisión para coordinar las protecciones y verificar que el incremento de corrientes de cortocircuito en la zona de influencia eléctrica por la nueva subestación, no afecte la capacidad de corte en los disyuntores. Finalmente se realiza un análisis de los esquemas de teleprotección, para posteriormente definir cuál es el más adecuado de acuerdo a las características del sistema de subtransmisión CNEL EP Sucumbíos. En el Capítulo 4 se realiza un ejemplo de ajuste a cada uno de los relés que intervienen en la coordinación de protecciones del sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos, y luego se presentan los ajustes propuestos para todas las protecciones.. X.

(13) En el Capítulo 5 se lleva a cabo el estudio de coordinación de protecciones y se muestran algunos resultados obtenidos con el desarrollo del presente trabajo. En el Capítulo 6 se resumen las conclusiones y recomendaciones después de haber realizado la coordinación de protecciones. Finalmente se presentan los anexos que contienen información relacionada al trabajo desarrollado.. XI.

(14) CAPÍTULO 1 1.1 INTRODUCCIÓN En la actualidad el país experimenta cambios en la matriz energética, lo cual involucra grandes proyectos tanto en generación, transmisión, subtransmisión y distribución, con planes de inversión del reforzamiento de redes de distribución para la implementación del Plan Nacional de Cocción Eficiente con la implementación masiva de las cocinas de inducción. Por esto, además de satisfacer las actividades propias de las empresas distribuidoras como el cambio de conductores y transformadores de mayor capacidad o la construcción de nuevas redes eléctricas, se hace necesario contar con nuevos puntos de conexión con el sistema de transmisión. La empresa de distribución CNEL EP Sucumbíos no está exenta de dichos cambios debido a que en los últimos años se ha realizado la construcción de la S/E Lumbaquí, Celso Castellanos y Tarapoa, así como la repotenciación de las S/E Sacha, Payamino y Lago Agrio; además de la incorporación de la nueva subestación Jivino de TRANSELECTRIC, que pasa a ser un nuevo punto de conexión al Sistema Nacional Interconectado (SNI). El presente trabajo de titulación busca realizar un estudio de coordinación de protecciones en el sistema de subtransmisión CNEL EP Sucumbíos, debido al ingreso del mencionado nuevo punto de conexión al SNI, con la finalidad de determinar los ajustes y sistema de protecciones adecuados para la empresa de distribución CNEL EP Sucumbíos.. 1.2 OBJETIVO Objetivo general ·. Realizar el estudio de coordinación de protecciones en el sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos considerando un nuevo punto de conexión al Sistema Nacional Interconectado.. 1.

(15) Objetivo específico ·. Modelar en el programa computacional PowerFactory el sistema eléctrico de CNEL EP Sucumbíos considerando las condiciones operativas con el cambio topológico a realizarse.. ·. Realizar un estudio eléctrico de estado estable para determinar las corrientes de cortocircuito en los distintos puntos de la red eléctrica del sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos.. ·. Determinar los ajustes de las protecciones de sobrecorriente instaladas en las redes de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos considerando el cambio tanto en los flujos de potencia como en las corrientes de cortocircuito.. ·. Establecer los ajustes de la protección diferencial de las líneas que conectan el sistema eléctrico de CNEL EP Sucumbíos con el nuevo punto de conexión al Sistema Nacional Interconectado.. ·. Establecer los ajustes de las protecciones de respaldo (distancia y sobrecorriente direccional) de las líneas que conectan la red de CNEL EP Sucumbíos con el nuevo punto de conexión al Sistema Nacional Interconectado.. 1.3 ALCANCE El presente trabajo de titulación tiene por alcance realizar un estudio de coordinación de protecciones del sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos, en el cual se involucran relés de sobrecorriente direccional, relés de distancia y relés diferenciales de línea. Este estudio tiene fines académicos y para fines prácticos queda a discreción de la empresa distribuidora CNEL EP Sucumbíos optar por los ajustes establecidos dentro del estudio.. 1.4 JUSTIFICACIÓN La construcción de la central de generación Coca Codo Sinclair, que se conecta con la S/E San Rafael y que a su vez se conectará a 230 kV con la nueva S/E Jivino de TRANSELECTRIC, permite a CNEL EP Sucumbíos tener un nuevo punto de conexión al SNI que contará con cinco bahías a 69 kV. La empresa de distribución CNEL EP Sucumbíos tiene planificado para el 2017 seccionar la línea de subtransmisión Lago. 2.

(16) Agrio – Jivino de CNEL, y utilizar dos bahías de la nueva subestación de propiedad del transmisor. Para que la Unidad de Negocios Sucumbíos se pueda conectar a este nuevo nodo eléctrico, CELEC EP TRANSELECTRIC solicitó que se implementen dos tableros de protección diferencial de línea en la S/E Lago y S/E Jivino de CNEL para protección principal y como protección de respaldo relés de sobrecorriente direccional y relés de distancia. De esta manera, considerando los nuevos sistemas de protecciones que se requieren implementar, así como el cambio en el sentido de los flujos de potencia y niveles en las corrientes de cortocircuito que se presentarán en el sistema de CNEL EP Sucumbíos, se hace necesario la realización de un estudio de coordinación de protecciones, que permita obtener los ajustes que aseguren una operación adecuada de los mismos.. 3.

(17) CAPÍTULO 2 MARCO TEÓRICO 2.1 SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA Definición Debido a que las grandes fuentes de energía se encuentran fuera de las zonas pobladas, se requiere de sistemas cada vez más complejos y eficientes para llevar la energía a los consumidores. Al conjunto de equipos que permiten generar y llevar la energía a los consumidores se lo denomina sistema de potencia, el cual está conformado por elementos dinámicos (generadores, motores) y estáticos (transformadores, líneas, barras), los cuales pueden estar conectados mecánica o eléctricamente [1]. Las siguientes definiciones están basadas en las referencias [1-2].. 2.2 SUBSISTEMAS BÁSICOS DE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA Generación Reciben el nombre de plantas generadoras, las cuales transforman algún tipo de energía, generalmente mecánica en eléctrica, la cual es inyectada al sistema eléctrico de potencia.. Transmisión Son redes que transportan grandes bloques de energía eléctrica desde la generación hacia las subestaciones de distribución.. Distribución Redes que se encargan de llevar la energía eléctrica desde los puntos de conexión (S/E de distribución), hacia los consumidores.. 4.

(18) 2.3 EQUIPOS BÁSICOS QUE CONFORMAN UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA Las siguientes definiciones están basadas en la referencia [3].. Generador Dispositivo que transforma la energía mecánica en eléctrica. Estos elementos pueden ser sincrónicos o asincrónicos.. Transformador Equipo que permiten elevar o disminuir los niveles de voltaje en los puntos de conexión de la red (subestaciones).. Torres Estructura metálica cuya función principal es de soporte para los conductores aéreos.. Líneas Elemento que permite transportar paquetes de energía eléctrica entre dos puntos por medio de conductores y opera a un voltaje mayor a 1 kV.. Cargas Son los equipos de consumo de energía eléctrica que se tiene al final de la red.. 2.4 NATURALEZA DE FALLA Falla Evento que interfiere con el flujo normal de corriente, cuando dos o más puntos a diferentes niveles de voltaje se ponen en contacto de manera directa o mediante una impedancia de falla, generando una descarga.. Falla transitoria Ocurre cuando existe una pérdida de aislamiento en el equipo que está sometido a un voltaje, pero esta pérdida de aislamiento es de manera momentánea [4]. 5.

(19) Este tipo de fallas en las líneas de transmisión pueden ocurrir por: ·. Contacto con ramas.. ·. Flameo por contaminación.. ·. Arqueo de aislamiento por descargas atmosféricas.. Este tipo de fallas pueden o no provocar actuación de los relés de protección, todo depende del tiempo de pérdida de aislamiento o tiempo de auto recuperación.. Falla permanente Ocurre cuando existe una pérdida de aislamiento en el equipo que está sometido a un voltaje, pero esta pérdida de aislamiento es de manera permanente y no recuperable [4]. Este tipo de fallas pueden requerir: ·. Reparación de equipo.. ·. Mantenimiento de equipo.. ·. Cambio de equipo.. 2.5 TIPOS DE FALLA Pueden existir diferentes tipos de fallas en un sistema eléctrico, pero los más comunes son [5]: ·. Falla trifásica (3∅).. ·. Falla bifásica (2∅).. ·. Falla bifásica a tierra (2∅-t).. ·. Falla monofásica a tierra (1∅-t).. Todos estos tipos de fallas se dan mediante una resistencia de falla, cuyo valor depende de las condiciones ambientales en las cuales se produzca.. 2.6 EQUIPOS DE PROTECCIÓN PARA UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA Debido a los altos costos de inversión que se presenta en la construcción de un sistema eléctrico de potencia (SEP), es necesario evitar el daño de los equipos y procurar el correcto funcionamiento de los mismos. Por ello existen relés electromecánicos y numéricos, como se puede observar en la Figura 2.1, cuya función principal es proteger 6.

(20) los equipos dejando fuera de servicio a cualquier elemento de un SEP que se encuentre en condiciones de cortocircuito o su funcionamiento no sea el adecuado dentro de los parámetros normales.. Figura 2.1. Tipos de relés. a) Relé numérico; b) Relé electromecánico [6].. Estos equipos de protección son los que detectan la falla y actúan sobre los interruptores, los cuales desconectan al elemento que sufre un cortocircuito dentro de un sistema eléctrico de potencia, como se puede observar en la Figura 2.2.. Figura 2.2. Equipos de protección ubicados en un SEP [7].. Equipos de protección primaria La protección primaria es la primera línea de defensa y debe operar o enviar la señal de disparo a los interruptores ante la presencia de falla en el elemento que están protegiendo. Los interruptores de alta velocidad se encuentran en tiempos de operación de aproximadamente ½-3 ciclos [7]. La protección primaria debe conectarse de tal forma que siempre las zonas a proteger deben quedar solapadas como se observa en la Figura 2.3 en donde el relé ubicado en la barra de la subestación B, que es el relé diferencial de barra (87B), queda solapado 7.

(21) por la protección primaria de la línea 1 y 2 que es el relé diferencial de línea 1 (87L1) y relé diferencial de línea 2 (87L2), ambas protecciones principales de las líneas traslapa la protección principal de barra.. Figura 2.3. Equipo de protección primaria en un SEP [7].. Equipos de protección secundaria o de respaldo Los equipos de protección secundaria operan únicamente cuando la protección primaria de un elemento que se encuentra sometido a un cortocircuito u operación anormal, no opera o se encuentra temporalmente fuera de servicio por mantenimiento. Estos relés operan con retardo debido a que primero debe actuar la protección primaria en el elemento protegido. Como se puede observar en la Figura 2.4, en donde existe una falla en la línea 2 y su protección primaria que es la diferencial 87L2 no opera, actuaría la protección de respaldo que es la 67 F/N de la misma línea 2, la cual envía la señal de disparo a los interruptores para la apertura de la línea en ambos extremos de la misma.. Figura 2.4. Relés de protección primaria y secundaria en dos líneas de transmisión [7].. 8.

(22) Relé de distancia La protección de distancia (21 según la norma ANSI) puede proporcionar una protección principal o de respaldo y puede detectar una anormalidad en el sistema eléctrico de potencia, calculando la impedancia en un determinado punto del sistema. Para calcular la impedancia necesita señales de voltaje y corriente que son suministradas por los transformadores de corriente (TCs) y transformadores de voltaje (TPs), los cuales se encuentran ubicados en los extremos de la línea [8]. $. # El relé de distancia calcula continuamente una impedancia (!̅ = % ̅ ) y actúa cuando la. impedancia decrece bajo un valor determinado [8]. ·. Ajuste y coordinación.. Por lo general para una línea de transmisión se emplean tres zonas de protección cuando se utilizan relés de distancia. Para cada zona se debe definir el tiempo de operación y el alcance dentro del cual supervisará como se puede observar en la Figura 2.5.. Figura 2.5. Ajuste de zonas de protección de un relé de distancia [8].. Primera zona Generalmente esta zona se ajusta en un valor comprendido entre el 80-90% de la impedancia de la línea de transmisión protegida. Esta zona actúa de manera instantánea y no requiere coordinación con otra zona [8]. !& = (80 − 90 )% × !,- ./1234567. (2.1). 2:; = 0 (5<>27<2á<31). 9.

(23) Segunda zona Los ajustes generales establecen que esta zona abarca un alcance entre 120-150% de la impedancia de la línea de transmisión protegida y si en el extremo remoto se tiene más de una línea de transmisión, se adopta el criterio de 100% de la impedancia de la línea de transmisión protegida más 50% de impedancia de la línea de transmisión adyacente más corta [9]. Para evitar que la zona 2 opere junto con la zona 1 durante la presencia de una falla, se establece un tiempo de retardo para que la zona 2 opere de manera temporizada en aproximadamente 250-600 ms [8]. !? = (120 − 150)% × !,- ./1234567. (2.2). O también !? = 100% × !,- ./1234567 + 50% × !,- 76D7E3<23 Fá> E1/27. (2.3). 2:G = 250 − 600 F> Existen también otros valores referenciales que la literatura técnica indica cómo se detalla a continuación [8]. !? = 100% × !,- ./1234567 + 20% × !,- 76D7E3<23 Fá> I7/47. (2.4). Tercera zona Generalmente esta zona abarca el 100% de la impedancia de la línea de transmisión protegida más 100 % de la línea de transmisión adyacente más larga. De igual forma que la zona 2, se establece un tiempo para que la zona 3 actúe de manera temporiza, en aproximadamente unos 600-1200 ms [8]. !J = 100% × !,- ./1234567 + 100% × !,- 76D7E3<23 Fá> E1/27. (2.5). 2:K = 600 − 1200 F> Otros valores referenciales que la literatura técnica indica son [7-8]: !J = 100% × !,- ./1234567 + 100 × %!,- 76D7E3<23 Fá> I7/47. (2.6). !J = 100% × !,- ./1234567 + 100% × !,- 76D7E3<23 Fá> E1/27 + 25% × !,- ./1234567. (2.7). 10.

(24) Característica de operación en el plano R-X.. ·. Característica R-X en función de las impedancias. Para graficar la característica R-X en función de las impedancias se tiene el siguiente caso como se observa en la Figura 2.6, en donde un relé de distancia está ubicado en la mitad de dos equivalentes Thévenin [8]. PUNTO B. PUNTO A. Figura 2.6. Representación de un SEP, donde se ubica un relé de distancia entre dos equivalentes Thévenin [8].. !LMNé =. # %. =. OP Q:P % %. =. S TS OP Q:P R P U X VP WVU SP TSU R X VP WVU. =. OP :U YOU :P OP QOU. (2.8). Donde: ·. Z[\]é=Impedancia que calcula el relé de distancia (21).. ·. V=Voltaje que mide el transformador de potencial (TP).. ·. I=Corriente que mide el transformador de corriente (TC).. ·. ^_ =Voltaje de la fuente en el punto A.. · · ·. Z_ = Equivalente Thévenin visto desde el relé hasta el punto A.. ^` = Voltaje de la fuente en el punto B.. Z` = Equivalente Thévenin visto desde el relé hasta el punto B.. Si en la ecuación (2.8) se tiene: · !LMNé = · !LMNé =. ^` =0, entonces. OP :U OP. = !a. (2.9). ^_ =0, entonces. OU :P QOU. = −!b. (2.10). 11.

(25) Como se puede observar en la ecuación (2.9) y (2.10), la impedancia que mira el relé puede ser hacia atrás o adelante de donde se encuentra ubicado, por lo cual se tiene la siguiente característica R-X del relé en función de las impedancias como se observa en la Figura 2.7.. Figura 2.7. Curva R-X desde el punto de vista de impedancias [8]. Característica R-X en función de las potencias. También se puede realizar un análisis desde el punto de vista de potencia [8]. !LMNé =. # %. !LMNé =. #G hQij. =. #. (2.11). (cWde)∗ g. =. #G hYij k l hQij hYij. (2.12). Descomponiendo en la parte real e imaginaria se tiene que: h m? hG Yj G. !LMNé =. +n. j m? hG YjG. (2.13). Donde: o=. h m ?; hG YjG # ?. D. o = kr l × s ; D. q=. j m? hG Yj G. (2.14). # ?. q = kr l × t. (2.15). De lo cual se deduce que el relé puede calcular la resistencia y reactancia desde el punto de vista de potencia como se observa en la Figura 2.8 [8].. 12.

(26) Figura 2.8. Visualización desde un punto de carga en la curva R-X [8].. ·. Condición que afecta a los relés de distancia.. En todo sistema eléctrico de potencia existe la posibilidad de que se produzca un cortocircuito, descargas atmosféricas o falla de algún elemento dentro del sistema (pérdida de sincronismo de un generador por ejemplo). El relé de distancia calcula la impedancia en base a los valores fasoriales de voltaje y corriente proporcionados por los transformadores de potencial (TPs) y transformadores de corriente (TCs), respectivamente. De manera ideal, esta impedancia que calcula el relé como se estableció en la ecuación (2.9) y (2.10), se asume que la falla es franca (directo a tierra), con una impedancia de falla cero (!u = 0). En situaciones reales, la medición de un relé puede verse afectada si se incrementa la impedancia que calcula el relé a través de una resistencia de falla o resistencia de arco. Resistencia de arco (ovLw ). Cuando se tiene una impedancia de arco, su comportamiento es puramente resistivo y existen varias formas de calcularlo, mediante ecuaciones empíricas que la literatura técnica indica cómo se detalla a continuación [8]. ·. WARRINGTON. ovLwx =. ?yzz, %. (2.16). Si hay presencia de viento se establece que: ovLwx = ·. {z (m| %. + 472). (2.17). RUSO. ovLwx =. &.z{, %. (2.18). En donde:. 13.

(27) L=Longitud de arco [m]. I=Corriente de falla [A]. VL=Voltaje de línea [kV]. v=Velocidad del viento [m/s]. t=tiempo del arco [s]. La presencia de esta resistencia de arco, origina un efecto de subalcance. Este subalcance, como se observa en la Figura 2.9, puede ser de mayor o menor proporción dependiendo de la localización de la falla. Es decir, cuanta más impedancia exista entre el relé y la falla, su afectación en el cálculo total de la impedancia va a ser menor y viceversa.. ou. ou. ou Figura 2.9. Efecto de la resistencia de arco en el cálculo de la impedancia de falla en el diagrama R-X [8].. Resistencia de falla (ou ). El efecto es similar a la resistencia de arco, debido a que las fallas pueden darse entre fases (resistencia de arco) o fase a tierra (resistencia de falla), mediante algún elemento conductor, cuya resistencia va a depender de las características propias del elemento [8]. En la Figura 2.9 se presenta el efecto de la ovLw 1 ou generalizado a través del. término ou .. Fuente intermedia (in feed). Cuando un relé de distancia se encuentra en un sistema mallado o tiene una fuente en medio de su zona de protección como se observa en la Figura 2.10, puede que esta fuente genere un efecto de subalcance. En esta figura existe un relé ubicado en la 14.

(28) subestación A, y se produce una falla entre la subestación A y B a través de una impedancia de falla (ou ) [8].. ou. Figura 2.10. Diagrama unifilar con efecto de fuente intermedia [8].. En donde: !LMNéb =. #P %P. (2.19). mb = !b b + ou (b + a ) !LMNéb =. #P %P. Impedancia que calcula el relé. (2.20). = !b + o + Impedancia real de falla. %U o %P. (2.21). Efecto de subalcance. Como se puede observar, el aporte de corriente en un sistema mallado hace que se introduzca un error en el cálculo de la impedancia, este error introducido se conoce como efecto “in feed” que también representa un efecto de subalcance. ·. Tipos de relés de distancia.. De acuerdo a sus características de operación los relés de distancia se clasifican en [9]: a. Característica cuadrilateral. b. Característica reactancia con control tipo mho. c. Característica tipo impedancia. Estas características se pueden observar en la Figura 2.11 y 2.12.. 15.

(29) b. a). Figura 2.11. Características de operación a) Cuadrilateral; b) Tipo Mho [9].. Figura 2.12. Características de operación tipo impedancia [9].. Relé de sobrecorriente El relé de sobrecorriente se encuentra midiendo constantemente la corriente que pasa por cada una de las fases (de un equipo protegido) y ante la presencia de un cortocircuito, esta corriente es superior a la corriente de arranque establecida en el relé y éste opera. El tiempo de actuación se encuentra en función de la corriente y puede ser de tres formas: ·. De corriente definida o instantáneo (50 según la norma ANSI). Opera de manera instantánea, cuando supera un umbral de operación como se observa en la Figura 2.13.. Tiempo instantáneo. 10 9 8. TIEMPO (s) () TIEMPO. 7 6. ZONA DE NO OPERACIÓN. 5 4. ZONA DE OPERACIÓN. 3 2 1 0 0. 2. vi4 M. 6. 8. 10. 12. 14. 16. 18. CORRIENTE(A) (A) CORRIENTE. Figura 2.13. Característica de operación de tiempo instantáneo [Elaboración propia].. 16.

(30) ·. De tiempo definido (51 según la norma ANSI). Opera de manera temporizada (en un tiempo fijo), cuando supera un umbral establecido como se observa en la Figura 2.14.. TIEMPO TIEMPO(s)(S). Tiempo definido 105 9 4,5 84 3,5 7 63 2,5 5 2vi M 2 3 1,5 21 1 0,5 00. ZONA DE NO OPERACIÓN. 0. vi4. 2. ZONA DE OPERACIÓN. M. 6. 8. 10. 12. 14. 16. 18. CORRIENTE CORRIENTE(A) (A). Figura 2.14. Característica de operación de tiempo definido [Elaboración propia].. ·. De tiempo inverso (51 según la norma ANSI). Su tiempo de actuación responde a una función exponencial, la cual está dada dependiendo el tipo de curva (normal inversa, extremadamente inversa, muy inversa, etc.) como se observa en la Figura 2.15.. Tiempo inverso 9 0,0169. 0,0168 8. ZONA DE OPERACIÓN. 0,0167 7 ZONA DE NO OPERACIÓN. TIEMPO (s). 0,0166 6 5 0,0165. 2. 0,0164 0,0163 3 0,0162 2 0,0161 1 0 0,016. 0. vi 20 M. 40. 60 . 80. 100. 140 120 CORRIENTE CORRIENTE (A) (A). Figura 2.15. Característica de operación de tiempo inverso [Elaboración propia].. 17.

(31) Relé de bajo voltaje El relé de bajo voltaje (27 según la norma ANSI) se encuentra midiendo constantemente los voltajes por cada fase para detectar los voltajes por fuera del rango establecido. Si el valor medido es menor que el valor umbral (mwQ ), éste opera. [10]. Un relé de sobre y bajo voltaje se debe aplicar cuando existan las siguientes condiciones [10]: ·. Si hay más carga que generación dentro de una isla.. ·. En un análisis del sistema por cualquiera que fuese la falla (Inestabilidad transitoria).. ·. Desconexión rápida antes que por frecuencia.. La Figura 2.16 muestra la conexión del relé de bajo voltaje y su voltaje de operación.. T. Figura 2.16. Forma de conexión y operación de un relé de bajo voltaje [10].. Relé diferencial de línea La protección diferencial (87 según la norma ANSI) de línea es cien por ciento selectiva y se basa en la medición de corrientes de los extremos del equipo a proteger (línea, línea-transformador etc.). Es una protección instantánea, de tipo primario. La suma fasorial de las corrientes de los extremos se denomina corriente diferencial (uu ). Considerando que las mediciones provienen de TCs que tienen errores (debido a la clase de precisión por ejemplo) y los propios algoritmos (relés numéricos) para la suma fasorial poseen errores de tolerancia y además se tiene la posibilidad de tener errores en la comunicación. Entonces para considerar a este conjunto de errores se calcula una corriente de restricción (LMLwwó ) que precisamente toma en cuenta todos los errores. 18.

(32) que pueden provocarse en la toma de datos, comunicación y procesamiento de información como se puede observar en la Figura 2.17 [11].. Figura 2.17. Protección de una fase de un elemento de dos terminales [11].. La protección diferencial de línea opera bajo la siguiente condición [11]: uMLMwvN > LMLwwó La característica de operación se puede observar en la Figura 2.18.. Restricción. LMLwwó. Figura 2.18. Zona de operación del relé diferencial de línea [12].. ·. Ventajas y desventajas. Ventajas [12]: ·. Tiene un buen desempeño durante fallas evolutivas, fallas simultáneas, disparo monopolar y líneas con compensación serie, debido a que es una protección de fase segregada, esto se debe a que se tiene un relevador monofásico para cada una de las fases, es decir, mide y actúa de manera independiente en cada una de las fases.. 19.

(33) ·. Inmune a oscilaciones de potencia, acoplamiento mutuo e impedancia serie desbalanceadas.. ·. Con todos los datos muestreados (transformador local y equipo remoto), es fácil calcular componentes de secuencia y corrientes armónicas.. ·. Es muy sensible a fallas a tierra no detectadas por relés de distancia.. Desventaja [12]: ·. Depende totalmente de la comunicación del equipo local y remoto.. 2.7 ESQUEMA DE TELEPROTECCIÓN PARA EL RELÉ DE DISTANCIA Para poder reducir los tiempos de despeje de falla, se utiliza los canales de comunicación, los cuales permiten acelerar los tiempos de despeje de falla. Estos canales de comunicación están relacionados con los esquemas de protecciones a los cuales se les denomina teleprotección. Se puede aplicar en relés de distancia o en relés de sobrecorriente direccional [13]. Existen varios esquemas de teleprotección, entre los cuales se puede mencionar: ·. Disparo permisivo por bajo alcance.. ·. Disparo permisivo por sobre alcance.. ·. Comparación direccional de bloqueo.. ·. Comparación direccional de desbloqueo.. La teleprotección posee un canal de comunicación que puede ser entre uno o más terminales de la línea, el cual permite un disparo instantáneo y cien por ciento selectivo. Este canal de comunicación puede darse por [13]: ·. Fibra óptica.. ·. Micro-onda.. ·. Onda Portadora por Línea de Alto Voltaje (OPLAT).. ·. Hilo piloto.. Los sistemas de protección según la norma IEEE son: ·. Disparo transferido por sobrealcance permisivo (POTT).. ·. Disparo transferido por subalcance permisivo (PUTT).. ·. Disparo directo transferido (DTT).. 20.

(34) ·. Disparo transferido de línea (DLT).. Esquema PUTT El esquema PUTT por lo general se lo emplea para relés de distancia. La señal de disparo es enviada al extremo remoto cuando la protección en subalcance (ZONA 1) detecta la falla. En el extremo remoto (protección local permisiva) se produce el disparo si hay recepción de señal de disparo y la protección local haya detectado la falla. Por lo cual es una protección de distancia conmutada, debido a que ZONA 1 conmutará para sobrealcanzar a la ZONA 2 y acelerar el disparo (la protección por subalcance se encuentra en cada extremo). El criterio permisivo es detección por ZONA 1 [13]. La Figura 2.19 muestra precisamente el criterio de funcionamiento del esquema de teleprotección por subalcance permisivo en el cual la S/E A detecta la falla en ZONA 1, opera de manera instantánea y envía señal de disparó. La S/E B, arranca ZONA 2, recibe señal de disparo del extremo remoto y opera en ZONA 2 acelerado.. Figura 2.19. Sistema de protección por subalcance permisivo [13].. Esquema POTT El esquema POTT (disparo transferido por sobrealcance permisivo) de igual manera se lo emplea para relés de distancia. La señal de disparo es enviada al extremo remoto cuando la protección en sobrealcance (ZONA A= ZONA 1 + ZONA 2) detecte la falla. En el extremo remoto (protección local permisiva) se produce el disparo si hay recepción de señal de disparo y la protección local haya detectado la falla. La Figura 2.20 muestra precisamente el criterio de funcionamiento del esquema de teleprotección por sobrealcance permisivo en el cual la S/E A detecta la falla en ZONA 1, opera de manera instantánea y envía 21.

(35) señal de disparó. La S/E B, arranca ZONA 2, recibe señal de disparo del extremo remoto y envía señal de disparo al extremo remoto, luego opera en ZONA 2 acelerado [13].. Figura 2.20. Sistema de protección por subalcance permisivo [13].. 2.8 EQUIPOS DE MEDIDA Son elementos de interfaz entre el sistema eléctrico de potencia y los relés, además permiten conocer el estado del mismo bajo cierto intervalo de tiempo. Estos equipos reducen las señales, sean de voltaje o corriente, a valores adecuados para procesar las señales ya sea para medición o protección [14].. Transformador de corriente Es un equipo eléctrico el cual posee un bobinado primario y secundario los cuales están magnéticamente acoplados. Para efecto de medición o protección, un transformador de corriente convierte la elevada corriente primaria a una más baja (por lo general de 1 a 5 A en el secundario según la norma Europea), para ser medida y procesada como información. Se conecta en serie con el sistema a medir en el lado primario [14].. Transformador de voltaje Es un equipo eléctrico el cual posee un bobinado primario y secundario que están magnéticamente acoplados. Para efecto de medición o protección, este equipo convierte el elevado voltaje en el primario a uno más bajo (por lo general de 110, 115 o 120 V en el secundario), para ser medido y procesado como información. Se conecta en paralelo con el sistema a medir por el lado primario [14].. 22.

(36) Requisitos mínimos para los TCs y TPs para protección Las siguientes definiciones están basadas en la referencia [15]. ·. Relación de transformación.. Es la relación de magnitudes, sea ésta de voltaje o corriente, del bobinado primario y secundario. ·. Potencia nominal del transformador.. Capacidad de carga que se puede conectar al transformador en el lado secundario. ·. Clase de precisión.. La clase de precisión, sea para un equipo de protección o medición, se la especifica con un número que expresa el error máximo admisible en porcentaje. La clase de precisión en los equipos para protección y medición difieren en la sensibilidad. Los rangos que puede tomar la clase de precisión dependen de la función que desempeñe el equipo como se muestra en la Tabla 2.1 para los TCs y la Tabla 2.2 para los TPs. Tabla 2.1. Rango de clase de precisión de acuerdo a la función del equipo para TCs [15].. Clase de precisión. Función del equipo. (Rango). Equipos de medida. 0.1-0.2-0.5-1-3. Equipos de protección. 0.2S-0.5S-5P-10P. S=Únicamente para los transformadores cuya intensidad secundaria asignada es 5 A.. Tabla 2.2. Rango de clase de precisión de acuerdo a la función del equipo para TPs [15].. Clase de precisión. Función del equipo. (Rango). Equipos de medida. 0.1-0.2-0.5-1-3. Equipos de protección. 3P-6P. 23.

(37) ·. Límite de errores en los transformadores de corriente para protección.. Para la clase de precisión y a una determinada frecuencia, el error compuesto, el error de intensidad y desfase no deberán sobrepasar los valores que muestran en la Tabla 2.3. Tabla 2.3. Error máximo permitido en TC para protección [15]. Clase de. Error compuesto. precisión. a ∗ [%]. 5P. 5. 10P. 10. (minutos). ±1. ± 60. ±3. ∗. =Intensidad secundaria asignada. ·. Desfase. Error a ∗ [%]. -----. Límite de errores en los transformadores de voltaje para protección.. Para la clase de precisión y el ángulo de desfase a una frecuencia nominal no deberán sobrepasar los valores que muestran en la Tabla 2.4 a 5% del voltaje nominal. Tabla 2.4. Error máximo permitido en TP para protección [15]. Clase de. Error de. Ángulo de error en. Ángulo de error en. precisión. voltaje [%]. minutos. radianes. 3P. ±3. ±120. ±3.5. 6P. ±6. ±240. ±7. 2.9 CURVAS ESTANDARIZADAS DE DAÑO TÉRMICO Y MECÁNICO DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA Los dispositivos de protección poseen curvas características de disparo u operación, las cuales asocian la corriente de falla con el tiempo de operación. En el caso de protección de transformadores de potencia, estas curvas características de operación, deben estar coordinadas con las curvas de daño de dichos transformadores. La Figura 2.21 muestra un ejemplo de una curva de daño la cual indica la capacidad del equipo de soportar corrientes de falla. Se debe tomar en cuenta que la curva característica de disparo u operación del elemento que protege al transformador, debe estar por debajo y a la izquierda de la curva de daño del transformador [16].. 24.

(38) TIEMPO [s]. CORRIENTE [A] Figura 2.21. Curva de daño de un transformador [Elaboración propia].. Esta curva de daño del transformador está conformada por curva de daño por esfuerzos mecánicos y térmicos como se puede observar en la Figura 2.21. La curva de daño del transformador refleja la capacidad de soportar daños térmicos y mecánicos ante la presencia de corrientes de falla. Esta curva de daño se divide en categoría I, II, III y IV (según norma ANSI/IEEE Std. C57.10.00-20101) de acuerdo a la capacidad del transformador, por lo que se tiene que [16]: ·. CATEGORIA I. Corresponde a los transformadores con capacidad de (0.005-0.5) MVA para transformadores monofásicos y de (0.15-0.5) MVA para trasformadores trifásicos. Para esta categoría la curva de daño se compone solo con lo referente al daño térmico, es decir, es independiente de la frecuencia de falla (número de fallas con magnitud mayor al 70% de la máxima posible) para daño mecánico como se observa en la Figura 2.22. ·. CATEGORIA II. Corresponde a los transformadores con capacidad de (0.501-1.666) MVA para transformadores monofásicos y de (0.501-5) MVA para trasformadores trifásicos.. 1 ANSI/IEE Std. C57.12.00-2010-IEE Estándar for General Requierements for Liquid-Inmersed Distribution, Power, and Regulating Transformer.. 25.

(39) En la categoría II se tiene dos tipos de curvas de daño, para fallas frecuentes (se considera falla frecuente cuando ocurre más de 10 en la vida del transformador) y para fallas no frecuentes (se considera falla no frecuente cuando ocurre menos de 10 en la vida del transformador) como se puede observar en la Figura 2.23. CURVA 1 (Para fallas frecuentes) Esta curva refleja los dos tipos de esfuerzos, tanto térmicos como mecánicos, del transformador y se toma en consideración la frecuencia de falla (número de fallas con magnitud mayor al 70% de la máxima posible) como se observa en la Figura 2.23 a). CURVA 2 (Para fallas no frecuentes) Esta curva solo refleja el daño térmico del equipo, es decir es independiente la frecuencia de falla para daño mecánico como se observa en la Figura 2.23 b). ·. CATEGORIA III. Corresponde a los transformadores con capacidad de (1.668-10) MVA para transformadores monofásicos y de (5.001-30) MVA para trasformadores trifásicos. La Figura 2.24 muestra los tipos de curva de daño para la categoría III, tanto para fallas frecuentes y no frecuentes. CURVA 1 (Para fallas frecuentes) Esta curva refleja los dos tipos de esfuerzos, tanto térmicos como mecánicos del transformador y se toma en consideración la frecuencia de falla y depende de la impedancia del transformador para corriente de falla entre el 50% y 100% de la máxima posible (corriente de falla simétrica) la cual está dada por ? 2 , para el peor de los casos. con 2 = 2> como se puede observar en la Figura 2.24 a). CURVA 2 (Para fallas no frecuentes). La Figura 2.24 b) solo se tiene una curva de daño térmico, es decir es independiente de la frecuencia de falla, pero puede también ser utilizada para protección de transformadores expuestos a fallas frecuentes normalmente despejadas por relés de alta velocidad. ·. CATEGORIA IV. Corresponde a los transformadores monofásicos con capacidad mayor a 10 MVA y trasformadores trifásicos con capacidad mayor a 30 MVA.. 26.

(40) En la categoría IV existe una sola curva la cual refleja los daños térmicos y mecánicos que puede sufrir el equipo. Puede considerarse el nivel de frecuencia de falla o no (para fallas frecuentes o no frecuentes) y tiene las mismas consideraciones que la CURVA 1 de la CATEGORÍA III como se observa en la Figura 2.25. Para todas las categorías la curva de daño del transformador debe multiplicarse por un factor ANSI, dependiendo del tipo de conexión del transformador, como se muestra en la Tabla 2.5 (según norma ANSI, IEEE Transactions on industry applications, VOL. 1A222 ). Tabla 2.5. Factor ANSI de acuerdo al tipo de conexión del transformador [17].. CONEXIÓN DEL. FACTOR. TRANSFORMADOR. ANSI. Delta-Delta. 0.87. Delta-Estrella aterrizada. 0.58. Delta-Estrella. 1. Estrella aterrizada-Estrella. 1. Estrella aterrizada-Estrella aterrizada. 1. Estrella-Estrella aterrizada (Tipo Núcleo).. 0.67. Estrella-Estrella (Tipo Acorazado). 1. Estrella-Estrella. 1. Estrella aterrizada-Delta. 1. Estrella-Delta. 1. 2. IEEE Transactions on industry applications, VOL.1A-22-Standardization of benchmarks for protective device time-current curves.. 27.

(41) Transformadores Categoría I 5 a 500 kVA Monofásicos 15 a 500 kVA Trifásicos Figura 2.22. Curva de daño del transformador, Categoría I, para fallas frecuentes y no frecuentes [16].. 28.

(42) a). b). Transformadores Categoría II 501 a 1667 kVA Monofásicos 50 a 5000 kVA Trifásicos Figura 2.23. Curva de daño del transformador, Categoría II, a) Para fallas frecuentes b) Para fallas no frecuentes [16].. 29.

(43) a). b). Transformadores Categoría III 1668 a 100000 kVA Monofásicos 501 a 30000 kVA Trifásicos. Figura 2.24. Curva de daño del transformador, Categoría III, a) Para fallas frecuentes b) Para fallas no frecuentes [16].. 30.

(44) Transformadores Categoría IV Desde 10000 kVA Monofásicos Desde 30000 kVA Trifásicos Figura 2.25. Curva de daño del transformador, Categoría IV, para fallas frecuentes y no frecuentes [16].. 31.

(45) CAPÍTULO 3 MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DEL SISTEMA DE CNEL EP SUCUMBÍOS 3.1 INTRODUCCIÓN El ingreso de la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair al SNI ha permitido que se genere un nuevo punto de conexión para la empresa distribuidora de Sucumbíos, mediante la construcción de una nueva subestación Jivino de propiedad de CELEC EP TRANSELECTRIC. Para modelar el sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos, se establecieron las siguientes condiciones:. ·. El nuevo punto de conexión (S/E Jivino de TRANSELECTRIC) es el único punto de conexión al SNI, mientras que el actual punto de conexión que es la S/E Francisco de Orellana queda abierto, manteniendo la línea a la subestación Francisco de Orellana conectada como compensación capacitiva para satisfacer los voltajes en barra de las subestaciones Payamino y Jivino de CNEL EP Sucumbíos.. ·. Las centrales de generación del sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos, en un inicio, funcionarán bajo condiciones operativas actuales (demanda máxima). Para las condiciones futuras se considera la información detallada en la sección 3.3.. 3.2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE CNEL EP SUCUMBÍOS Al igual que el resto de empresas de distribución, CNEL EP Sucumbíos tiene la responsabilidad de asegurar la entrega de energía para satisfacer la demanda de sus clientes. El área de concesión de la Empresa Eléctrica CNEL EP Sucumbíos, está geográficamente limitada: al norte por Colombia, al sur por la provincia de Pastaza, al 32.

(46) este por las provincias del Carchi y Pichincha, al oeste por Perú, se extiende 39,684 km? . La empresa presta sus servicios a la provincia de Sucumbíos y la provincia de Orellana. La provincia Sucumbíos está divida en siete cantones como se puede observar en la Tabla 3.1 Tabla 3.1 Cantones de la Provincia de Sucumbíos [19].. Área Población Cabecera (2010) [ ] Cascales 11,104 1,248 El Dorado de Cascales Cuyabeno 7,133 3,875 Tarapoa Gonzalo Pizarro 8,599 2,223 Lumbaquí Lago Agrio 91,744 3,139 Nueva Loja Putumayo 10,174 3,559 Pto. Carmen de Putumayo Shushufindi 44,328 2,463 Shushufindi Sucumbíos 3,390 1,502 La Bonita Total 177,042 18,009 Nota: El símbolo de coma “,” representa separador de miles. Cantón. Mientras que la provincia de Orellana se encuentra divida en 4 cantones como se observa en la Tabla 3.2. Tabla 3.2. Cantones de la Provincia de Orellana [19].. Cantón Aguarico Orellana La Joya de los Sachas Loreto Total. Población (2010) 4,847 72,795. Área [ ] 11,358 6,995. Nuevo Rocafuerte Francisco de Orellana. 37,591. 1,195. Lumbaquí. 21,163 136,396. 2,127 21,675. Nueva Loja. Cabecera. Esta empresa distribuidora se caracteriza por tener una gran extensión territorial. Su sistema de subtransmisión es a nivel de 69 kV y de distribución a nivel 13.8 kV con un solo punto de conexión al SNI (S/E Francisco de Orellana en la actualidad). La generación local se conecta a nivel de subtransmisión, con unidades relativamente medianas como se detallan en la sección 3.4.1. La mayor parte de energía eléctrica es suministrada por el punto de conexión al SNI (S/E Francisco de Orellana), pero con la particularidad que puede llegar a operar en isla (sistema aislado) mediante el uso de la generación local.. 33.

(47) La demanda máxima del sistema de subtransmisión CNEL EP Sucumbíos, llega a los 55 MW en hora pico, además el sistema se encuentra con una potencia instalada en transformadores de subtransmisión de 112.5 MW, es decir que posee una reserva del 60% como se observa en la Tabla 3.3 [19]. Tabla 3.3. Subestaciones y Potencia Transformadores de Potencia [19]. Potencia de transformadores (MVA) Lago Agrio 25 Payamino 25 Shushufindi 12.5 Jivino 6.25 Tarapoa 12.5 Celso Castellanos 12.5 Lumbaquí 6.25 Sacha 12.5 TOTAL 112.5 Nota: El símbolo punto “.” representa el separador de decimales. Subestación 69/13.8 kV. 3.3 DEMANDA PROYECTADA DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE CNEL EP SUCUMBÍOS HASTA EL AÑO 2035 En la Tabla 3.4 se presentan las proyecciones de la demanda del sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos. Esta información fue proporcionada por CNEL EP Sucumbíos y el análisis de la forma en que esta proyección fue realizada no forma parte del alcance del presente trabajo de titulación. En la Tabla 3.5 se presentan las demandas extra tendenciales (proyectos definidos y en ejecución). La información detallada en estas tablas fue obtenida de [19]. Tabla 3.4. Proyecciones del consumo y la demanda: Valores absolutos, parámetros a nivel de usuarios finales y nodo de abastecimiento [19]. Usuarios Finales AÑO. Pérdidas. Nodo de abastecimiento. [MWh]. [kW]. [MWh]. F.pérdidas. 2014. 257.817. 42.927. 54.197. 0.495. 12.501. 0.643. 312.014. 55.429. 2015. 300.861. 49.450. 58.789. 0.546. 12.291. 0.665. 359.650. 61.741. 2016. 342.004. 57.355. 62.189. 0.529. 13.431. 0.652. 404.193. 70.786. 2017. 382.794. 65.083. 64.841. 0.517. 14.317. 0.644. 447.635. 79.400. 2018. 419.330. 71.338. 66.230. 0.516. 14.638. 0.645. 485.560. 85.976. 2019. 459.491. 78.642. 67.731. 0.512. 15.116. 0.642. 527.222. 93.757. 2020. 499.338. 85.785. 68.750. 0.508. 15.437. 0.641. 568.088. 101.222. 34. [kW]. Fcarga. [MWh]. [kW].

(48) 2021. 538.604. 2022 2023. 92.711. 69.320. 0.507. 15.613. 0.641. 607.924. 108.325. 577.108. 99.388. 69.482. 0.506. 15.662. 0.642. 646.590. 115.050. 614.676. 105.788. 69.277. 0.507. 15.600. 0.643. 683.953. 121.388. 2024. 651.220. 111.896. 68.751. 0.508. 15.441. 0.645. 719.971. 127.336. 2025. 687.839. 118.097. 67.489. 0.509. 15.139. 0.647. 755.328. 133.236. 2026. 722.125. 123.623. 71.419. 0.511. 15.945. 0.649. 793.544. 139.568. 2027. 755.671. 128.998. 74.737. 0.514. 16.610. 0.651. 830.408. 145.608. 2028. 788.403. 134.217. 77.974. 0.516. 17.253. 0.653. 866.377. 151.469. 2029. 820.271. 139.272. 81.126. 0.518. 17.874. 0.655. 901.397. 157.146. 2030. 851.225. 144.162. 84.187. 0.52. 18.473. 0.657. 935.412. 162.634. 2031. 881.255. 148.883. 87.157. 0.522. 19.049. 0.658. 968.412. 167.932. 2032. 910.341. 153.435. 90.034. 0.524. 19.603. 0.66. 1,000.37. 173.038. 2033. 938.479. 157.817. 92.817. 0.526. 20.135. 0.662. 1,031.29. 177.952. 2034. 965.649. 162.032. 95.504. 0.528. 20.645. 0.663. 1,061.15. 182.677. 2035. 991.849. 166.080. 98.095. 0.53. 21.134. 0.665. 1,089.94. 187.213. Tabla 3.5. Demandas extra-tendenciales [19].. Demanda Máxima (MW) 3.5 1.2 1.5 1. Nombre Campamento Centro de atención ciudadana Planta de tratamiento de agua Puerto Providencia. Fecha de Ingreso Dic_2015 Ene_2015 Ene_2015 Ene_2017. La demanda utilizada para la modelación del sistema corresponde al año 2017.. 3.4 MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE CNEL EP SUCUMBÍOS Elementos modelados ·. Generadores. En base a la información proporcionada por la empresa distribuidora CNEL EP Sucumbíos, se establecieron los siguientes generadores (como se puede observar en la Tabla 3.6), los cuales fueron modelados en el programa computacional PowerFactory. Tabla 3.6. Generadores de CNEL EP Sucumbíos [20]. Q(máx). Q(mín). Q(máx). Q(mín). x0. x2. xd. xq. CENTRALES. MVA. kV. fp p.u. p.u. Mvar. Mvar. p.u. p.u. p.u. p.u. Jivino III. 14.187. 13.8. 0.8. -0.070. 0.070. -1.000. 1.000. 0.106. 0.212. 1.560. 0.870. Lumbaquí. 0.2. 0.44. 0.82. 0.500. 0.570. 0.100. 0.114. 0.050. 0.130. 1.000. 1.000. 35.

(49) Payamino. 3.125. 4.16. 0.85. 0.494. 0.527. 1.543. 1.647. 0.111. 0.147. 1.250. 1.250. Loreto. 3.125. 4.16. 0.85. 0.494. 0.527. 1.543. 1.647. 0.111. 0.147. 1.250. 1.250. Dayuma. 3.125. 4.16. 0.85. 0.494. 0.527. 1.543. 1.647. 0.111. 0.147. 1.250. 1.250. ·. Transformadores. Se establecieron los siguientes transformadores trifásicos para la modelación de la red (el cambiador de taps en los transformadores se encuentra en el lado de alto voltaje) como se puede observar en la Tabla 3.7, 3.8, 3.9 y 3.10. Tabla 3.7. Transformadores del sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos (parte 1) [20]. SUBESTACIÓN. NOMBRE. MVA. HV. LV. Volt. c.c. Pér. Cu. kV. kV. %. kW. Hz. LUMBAQUI _0.44/13.8. 0.5. 60. 13.8. 0.44. 4.2. 2.089. LUMBAQUI_13.8/69. 6.25. 60. 69. 13.8. 7.16. 14.22. CELSO CASTELLANOS_0.4/13.8. 3.5. 60. 13.8. 0.44. 6.8. 20.6. CELSO CASTELLANOS_13.8/69. 12.5. 60. 69. 13.8. 7. 15.25. LAGO AGRIO_69/13.8. 25. 60. 69. 13.8. 7.16. 15.25. JIVINO I_0.44/13.8. 3.125. 60. 13.8. 0.44. 5.7. 15.9. JIVINO I_13.8/69. 6.25. 60. 69. 13.8. 7.77. 14.22. JIVINO II_13.8/69. 15. 60. 69. 13.8. 9.4. 19.01. Lumbaquí. Celso Castellanos Lago Agrio Jivino I Jivino II Jivino III. JIVINO III_13.8/69. 56. 60. 69. 13.8. 14.818. 20.95. Shushufindi. SHUSHUFINDI_13.8/69. 12.5. 60. 69. 13.8. 9.49. 15.25. Tarapoa. TARAPOA_13.8/69. 6.25. 60. 69. 13.8. 7.77. 14.22. Sacha. SACHA_13.8/69. 12.5. 60. 69. 13.8. 8.48. 18.68. PAYAMINO_0.44/13.8. 2.5. 60. 13.8. 0.44. 3. 8.3. PAYAMINO_13.8/69. 25. 60. 69. 13.8. 3.2. 15.23. Payamino. Tabla 3.8. Transformadores del sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos (parte 2) [20]. Tap. Tap. Tap. Nominal. Mín. Máx. 2.5. 3. 1. 5. DYN11. 2.5. 3. 1. 5. DYN11. 2.5. 3. 1. DYN11. 2.5. 3. 1. LAGO AGRIO_69/13.8. DYN1. 2.5. 3. 1. 5. JIVINO I_0.44/13.8. DYN1. 2.5. 3. 1. 5. JIVINO I_13.8/69. DYN1. 2.5. 3. 1. 5. Jivino II. JIVINO II_13.8/69. DYN11. 2.5. 3. 1. 5. Jivino III. JIVINO III_13.8/69. DYN1. 2.5. 3. 1. 5. SUBESTACIÓN. GRUPO VECT.. %Volt/tap. LUMBAQUI _0.44/13.8. DYN11. LUMBAQUI_13.8/69. NOMBRE. Lumbaquí. Celso Castellanos. Lago Agrio. CELSO CASTELLANOS_0.4/13.8 CELSO CASTELLANOS_13.8/69. Jivino I. 36. 5 5.

(50) Shushufindi. SHUSHUFINDI_13.8/69. DYN11. 2.5. 3. 1. 5. Tarapoa. TARAPOA_13.8/69. DYN11. 2.5. 3. 1. 5. Sacha. SACHA_13.8/69. DYN11. 2.5. 3. 1. 5. PAYAMINO_0.44/13.8. DYN1. 2.5. 3. 1. 5. PAYAMINO_13.8/69. DYN1. 2.5. 3. 1. 5. Payamino. Tabla 3.9. Transformadores en el punto de conexión al SNI de CNEL EP Sucumbíos (parte 1) [20]. HV. MV. LV. kV. kV. kV. %. 230. 69. 14. 11.44. 69. 14. 22.9. SUBESTACIÓN. NOMBRE. MVA. Hz. Jivino de TRANSELECTRIC. Jivino TRANS_13.8/69/230. 165.5. 60. Francisco de Orellana. Frans_Orella_13.8/69/230. 33.33. 60. 230. Volt. c.c. Tabla 3.10. Transformadores en el punto de conexión al SNI de CNEL EP Sucumbíos (parte 2) [20]. SUBESTACIÓN Jivino de TRANSELECTRIC Francisco de Orellana. ·. NOMBRE. GRUPO VECT.. Tap. Tap. Tap. Nominal. Mín. Máx. %Volt/tap. Jivino TRANS_13.8/69/230. DYN1. 0.625. 1. -16. 16. Frans_Orella_13.8/69/230. DYN1. 0.623. 1. -16. 16. Líneas de subtransmisión. En función de la información proporcionada por la empresa CNEL EP Sucumbíos [20], se verificó la existencia de dos tipos de conductores para las líneas de subtransmisión de la red de como se muestra en la Tabla 3.11. Tabla 3.11. Datos de calibres de conductores del sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos [20].. ·. Nombre. Fases. kV. kA. Hz. 266.8 AWG. 3. 69. 0.46. 60. 2/0. 3. 13.8. 0.3. 60. R'. X'. L'. R0'. X0'. Ω/km 0.218 0.556. L0'. Ω/km. Ω/km. Ω/km. Ω/km. Ω/km. 0.479. 1.2706. 0.395. 1.713. 4.5438. 0.239. 0.634. 0.733. 1.733. 4.5969. Torres de subtransmisión. De acuerdo a la información proporcionada por la empresa, se verificó la existencia de tres tipos de estructuras (ver Anexo 1) para el sistema de subtransmisión de CNEL EP Sucumbíos como se muestra en la Tabla 3.12, Tabla 3.13 y Tabla 3.14.. 37.