Estudio de coordinación de protecciones en el Sistema de Subtransmisión de la Empresa Eléctrica Quito considerando la conexión de la Línea Vicentina Santa Rosa 138 kV

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(2) ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA. ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO CONSIDERANDO LA CONEXIÓN DE LA LÍNEA VICENTINA-SANTA ROSA 138 kV. TRABAJO DE TITULACIÓN PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA ELÉCTRICA. YASMÍN CAROLINA CASTILLO RIVERA [email protected]. DIRECTOR: DR.-ING. FABIÁN ERNESTO PÉREZ YAULI [email protected]. Quito, enero 2018.

(3) AVAL. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Yasmín Carolina Castillo Rivera, bajo mi supervisión.. Dr.-Ing. Fabián Ernesto Pérez Yauli DIRECTOR DEL TRABAJO DE TITULACIÓN. I.

(4) DECLARACIÓN DE AUTORÍA. Yo, Yasmín Carolina Castillo Rivera, 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.. Yasmín Carolina Castillo Rivera. II.

(5) DEDICATORIA. A mis padres, por ser la razón de mi vida, por sus consejos, su apoyo y sobre todo por su amor incondicional, gracias a ellos hoy soy lo que soy. A mis hermanas, por ser el regalo más valioso que Dios me ha dado, por ser las que me impulsan a seguir adelante y porque más que hermanas son mis verdaderas amigas. A toda mi familia, por su confianza depositada en mí para alcanzar esta meta.. III.

(6) AGRADECIMIENTO. A Dios, por haberme permitido cumplir con esta meta tan anhelada.. A mis padres Medardo y Zairi, por ser el eje fundamental en mi vida y porque gracias a sus esfuerzos hoy estoy donde estoy.. A mis hermanas Liz y Dome, gracias por estar junto a mí cuando más he necesitado de una amiga, por reír y llorar conmigo, simplemente la vida no sería igual sin ustedes.. A Mamicita, Papipelo, Ñaña, Abi y Paquito, mi segunda familia, gracias por compartir conmigo los buenos y malos momentos, por celebrar mis triunfos y levantarme en mis derrotas.. Al Dr. Fabián Pérez, por sus conocimientos, paciencia, direccionamiento y apoyo incondicional para la realización de este proyecto. Un agradecimiento especial a la Ing. Rossana Loor, Ing. Freddy Rivera y demás ingenieros de la Empresa Eléctrica Quito, por su ayuda durante el desarrollo del presente trabajo.. A mis amigos y amigas, por cada una de las experiencias y locuras compartidas.. IV.

(7) ÍNDICE DE CONTENIDO AVAL ....................................................................................................................... I DECLARACIÓN DE AUTORÍA............................................................................... II DEDICATORIA ...................................................................................................... III AGRADECIMIENTO .............................................................................................. IV ÍNDICE DE CONTENIDO ....................................................................................... V RESUMEN .......................................................................................................... VIII ABSTRACT ........................................................................................................... IX 1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 1 1.1.. Objetivos ................................................................................................... 1. 1.2.. Alcance ..................................................................................................... 2. 1.3.. Justificación............................................................................................... 2. 2. MARCO TEÓRICO .......................................................................................... 4 2.1.. Sistema de protección ............................................................................... 4. 2.2.. Propiedades de los sistemas de protección .............................................. 8. 2.3.. Clasificación de los relés de protección .................................................... 9. 2.4.. Transformadores de medida ................................................................... 10. 2.5.. Protección de elementos de un sistema eléctrico ................................... 11. 2.6.. Protección de sobrecorriente .................................................................. 12. 2.7.. Protección de distancia ........................................................................... 16. 3. MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO (EEQ) .................................................................................. 23 3.1.. Descripción del sistema de subtransmisión de la EEQ ........................... 24. 3.2.. Modelación del sistema de subtransmisión de la EEQ con la inclusión de. la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV ............................................................... 26 3.3.. Delimitación de la zona de influencia ante la energización de la línea. Vicentina-Santa Rosa 138 kV ........................................................................... 31. V.

(8) 3.4.. Cálculo de las relaciones de transformación de los transformadores de. corriente (TCs) y de potencial (TPs) ubicados en la zona de influencia............ 32 3.5.. Verificación de la capacidad operativa de los equipos de corte y. seccionamiento instalados en la zona de influencia ......................................... 36 4. AJUSTES DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN ........................................ 40 4.1.. Ajustes para los relés de sobrecorriente ................................................. 40. 4.2.. Ajustes para los relés de distancia .......................................................... 50. 5. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ....................................................... 63 5.1.. Coordinación de protecciones de las líneas de subtransmisión que se. encuentran en la zona de influencia del sistema de subtransmisión de la EEQ 63 5.2.. Coordinación de las protecciones de sobrecorriente de los. transformadores de potencia circunscritos a la zona de influencia del sistema de subtransmisión de la EEQ ................................................................................. 79 6. CONCLUSIONES .......................................................................................... 84 6.1.. Conclusiones ........................................................................................... 84. 6.2.. Recomendaciones................................................................................... 86. 7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................. 87 8. ANEXOS ........................................................................................................ 89 ANEXO I. Sistema de subtransmisión de la Empresa Eléctrica Quito modelado en condiciones actuales de operación. ............................................................. 89 ANEXO II. Características de los elementos modelados en el sistema de subtransmisión de la EEQ. ................................................................................ 89 ANEXO III. Tipos de estructuras a nivel de 138 kV y 46 kV utilizados para la modelación del sistema de subtransmisión de la EEQ. .................................... 89 ANEXO IV. Valores de potencia y corriente de cortocircuito. ............................ 89 ANEXO V. Fotografías de placas de interruptores y seccionadores del sistema de subtransmisión de la Empresa Eléctrica Quito. ............................................ 89 ANEXO VI. Ajustes de la protección de sobrecorriente direccional. ................. 89. VI.

(9) ANEXO VII. Ajustes de la protección de sobrecorriente temporizada. .............. 89 ANEXO VIII. Ajustes de los equipos de protección. .......................................... 89 ANEXO IX. Ajustes de la protección de distancia. ............................................ 89 ANEXO X. Diagramas de coordinación distancia vs tiempo de la Zona SurOriental del sistema de subtransmisión de la EEQ en otros escenarios operativos. ........................................................................................................ 89 ANEXO XI. Coordinación de la protección de sobrecorriente direccional en el escenario operativo L_MAX. ............................................................................. 89 ANEXO XII. Coordinación de la protección de sobrecorriente temporizado en el escenario operativo L_MAX. ............................................................................. 89 9. ORDEN DE EMPASTADO ............................................................................ 90. VII.

(10) RESUMEN. El presente trabajo realiza el estudio de coordinación de las protecciones de sobrecorriente y de distancia ante la energización de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV ubicada en la Zona Sur-Oriental del sistema de subtransmisión de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ). El sistema de subtransmisión de la EEQ, considerando el cambio topológico originado por la conexión de la línea en mención y con la información proporcionada por la distribuidora, fue modelado en el programa PowerFactory bajo cuatro escenarios operativos. Sobre el sistema modelado se delimitó la zona de influencia del cambio topológico a ejecutarse, para lo cual se llevó a cabo un estudio de cortocircuitos de las barras de dicho sistema fundamentándose en las nuevas potencias de cortocircuito de aquellas subestaciones que resultaron afectadas. Además, los resultados obtenidos del estudio de cortocircuitos fueron utilizados para el dimensionamiento de las relaciones de transformación de los transformadores de corriente y de potencial localizados dentro de dicha zona, así como para la verificación de la capacidad operativa de los equipos de corte y seccionamiento ante los nuevos requerimientos de corriente. En el mismo sistema, se llevó a cabo un estudio de coordinación de protecciones utilizando criterios de ajuste para los relés de distancia y sobrecorriente instalados dentro de la zona de influencia, cuya validación se realizó en los cuatro escenarios operativos modelados a través de la simulación de distintos cortocircuitos, diferentes a los considerados para el ajuste, de manera que se obtuvo un ajuste más fino para cada protección.. PALABRAS CLAVE: Cortocircuitos, línea de subtransmisión, protección de distancia, protección de sobrecorriente, transformadores.. VIII.

(11) ABSTRACT. This work presents an overcurrent and distance protective relay coordination study before the energization of the Vicentina-Santa Rosa 138 kV line located in the south-eastern zone of the subtransmission system of the Empresa Eléctrica Quito (EEQ). The EEQ subtransmission system and the topological change caused by the interconnection of the Vicentina-Santa Rosa 138 kV line is modeled in DIgSILENT PowerFactory under four operating scenarios with information provided by EEQ. On the modeled system, the area of influence of the topological change was delimited adequately, and a short-circuit study was performed to determine the new short-circuit powers of the substations that were affected. In addition, the results obtained from the short-circuit study were used for sizing current and voltage transformation relations located within that area, as well as for the verification of the operational capacity of breaking and switching equipment for the new current requirements. In the same system, a protection coordination study was performed using adjustment criteria for the distance and overcurrent relays installed within the influence zone, whose validation was studied in the four operating scenarios modeled through the simulation of different short-circuit case studies. These cases were different from those considered for determining the settings, so that a finer adjustment was obtained for each protective relay.. KEYWORDS: Distance protection, overcurrent protection, short-circuits, subtransmisión line, transformers.. IX.

(12) 1. INTRODUCCIÓN Dentro de los estudios de planificación de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ) se ha identificado que a mediano plazo se requiere incrementar la capacidad de transferencia de la Zona Sur-Oriental de su sistema de subtransmisión, zona que está compuesta por las subestaciones Vicentina, Conocoto y Santa Rosa (CELEC EP – TRANSELECTRIC). Para esto, la EEQ ha previsto realizar la energización de la línea Vicentina – Santa Rosa 138 kV, solución que se ha planteado para satisfacer la creciente demanda del sistema eléctrico cumpliendo los parámetros establecidos en las respectivas regulaciones. El cambio propuesto implica la desconexión y seccionamiento de la línea VicentinaMulaló 138 kV, la cual pasará a ser Vicentina-Santa Rosa y Santa Rosa-Mulaló 138 kV, formándose un anillo eléctrico compuesto por las líneas Vicentina-Santa Rosa 138 kV, Santa Rosa-Conocoto 138 kV y Conocoto-Vicentina 138 kV. Para esto, un requerimiento primordial es la ampliación de la barra de 138 kV de la subestación Santa Rosa para la construcción de dos bahías a las cuales se conectarán las líneas hacia Mulaló y Vicentina respectivamente. Este cambio topológico en el sistema eléctrico de la EEQ implica la realización de diferentes estudios técnicos entre los que se encuentra la coordinación de protecciones, lo cual será realizado en el presente trabajo de titulación.. 1.1. Objetivos 1.1.1. Objetivo general Realizar un estudio de coordinación de protecciones del sistema de subtransmisión. ·. de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ) considerando el cambio topológico ocasionado por la conexión de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV, con el fin de asegurar una operación adecuada frente a eventos de cortocircuito.. 1.1.2. Objetivos específicos ·. Delimitar la zona de influencia de la energización de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV mediante análisis de cortocircuitos en barras del sistema de subtransmisión de la EEQ.. ·. Verificar la capacidad operativa de los equipos de corte y seccionamiento instalados dentro de la zona de influencia bajo las nuevas condiciones operativas.. 1.

(13) ·. Establecer las relaciones de transformación adecuadas para los transformadores de corriente y de potencial que alimentan a los relés de protección situados dentro de la zona de influencia, considerando las nuevas potencias de cortocircuito.. ·. Coordinar las protecciones de distancia y de sobrecorriente direccional instaladas en las líneas de subtransmisión que se localizan dentro de la zona de influencia, para su adecuada operación ante la conexión de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV.. ·. Coordinar las protecciones de sobrecorriente de los transformadores de potencia que se circunscriben dentro de la zona de influencia, para su adecuada operación ante la conexión de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV.. 1.2. Alcance El presente estudio técnico establecerá los ajustes, para una operación coordinada, de las protecciones eléctricas (distancia y sobrecorriente) que se vean afectadas por el cambio topológico que se llevará a cabo en el sistema de subtransmisión de la EEQ. Dentro del alcance del trabajo, se documentarán las características principales de funcionamiento de las protecciones que intervendrán en el estudio, es decir las protecciones de distancia y de sobrecorriente que se encuentran implementadas en el sistema eléctrico bajo estudio. El alcance contempla también la determinación de las relaciones de transformación para los transformadores de corriente y de potencial que se encuentren dentro de la zona de influencia del cambio topológico, y que alimentan a los relés de protección cuya coordinación se vea afectada. La zona de influencia será determinada a través de un estudio de cortocircuitos en barras del sistema de subtransmisión de la EEQ, el cual será modelado en el programa computacional PowerFactory.. 1.3. Justificación La expansión de los sistemas eléctricos de potencia generalmente significa el cambio de configuración o topología de sus redes, lo que tiene como fin incrementar la capacidad de generación y transferencia de potencia para satisfacer la creciente demanda. Del mismo modo, dicha expansión y/o cambio topológico modifica los flujos de potencia y las potencias de cortocircuito en las barras que se circunscriben dentro de la zona de influencia y que, por tanto, modifica también la coordinación de protecciones establecida para las condiciones previas al cambio.. 2.

(14) Bajo los antecedentes mencionados, con el fin de asegurar una operación adecuada de las protecciones del sistema de subtransmisión de la EEQ ante la conexión de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV, el presente trabajo de titulación desarrollará el estudio de coordinación de protecciones dentro de la zona de influencia. Los ajustes que se obtendrán de las protecciones permitirán que éstas operen de manera coordinada, logrando una correcta identificación de fallas y procurando un despeje tal que el sistema eléctrico se mantenga en condiciones estables de operación, dentro de los rangos establecidos por las respectivas regulaciones.. 3.

(15) 2. MARCO TEÓRICO En esta sección se realiza una descripción de los sistemas de protección, lo que incluye una revisión de los objetivos, componentes y propiedades de dichos sistemas para actuar adecuadamente dentro del sistema eléctrico de potencia. Para esto, se ha realizado una revisión bibliográfica sobre el funcionamiento de protecciones en sistemas de subtransmisión, relacionada principalmente con relés de sobrecorriente y de distancia, de tal modo de presentar sintetizadamente las principales características, los tipos de relés y los ajustes necesarios para poder realizar una adecuada coordinación de estas protecciones, las cuales son las establecidas para cumplir con el objetivo del presente trabajo de titulación.. 2.1. Sistema de protección El sistema eléctrico o sistema de potencia está formado por un conjunto de elementos que permiten generar, transmitir y distribuir energía de tal modo de satisfacer las necesidades demandadas por los usuarios o consumidores. Estos elementos son: generadores, motores, transformadores, barras, líneas de transmisión y elementos de compensación denominados equipo primario, y para que el funcionamiento del sistema y de todos estos elementos sea el correcto, se usan sistemas indispensables como: sistemas de protección, comunicación y control, entre otros. Debido al costo elevado que implica la construcción de un sistema eléctrico y a los incidentes no deseados ni previstos como fallas y perturbaciones que influyen en el comportamiento y rendimiento del sistema, se ha visto la necesidad de instalar un sistema, cuyo objetivo sea brindar protección a las personas, al sistema eléctrico y a los equipos que lo conforman, a fin de minimizar los efectos de las condiciones anormales e intolerables que se originan en el sistema de potencia [1]. Este sistema de protección está compuesto por: interruptor de potencia, transformadores de medida, relés de protección y una fuente DC, la cual permite desligar la operación del sistema de protección respecto a los otros sistemas. Los relés de protección son los que detectan la falla o perturbación haciendo que el interruptor opere, de manera que aísle el elemento que se encuentra bajo falla [2]. La Figura 2.1 muestra los principales componentes de los sistemas de protección.. 2.1.1. Zonas de protección Con el fin de proteger al sistema de potencia y desconectar la región o área afectada por una falla o perturbación, y además para mantener la continuidad del servicio a través de 4.

(16) las redes no afectadas, se divide al sistema en zonas que se denominan Zonas de Protección Primaria. Estas zonas abarcan un equipo primario y los interruptores a él asociados, de tal modo que cuando se presente una falla o perturbación dentro de una zona, dicho equipo primario se desconectará con la operación de única y exclusivamente los interruptores incluidos dentro de la misma.. Figura 2.1. Componentes de los sistemas de protección [2] De manera general, un sistema de potencia puede dividirse en zonas primarias de protección que delimiten: generadores, transformadores, barras, líneas (transmisión, subtransmisión y distribución), motores, etc. [3], como se muestra en la Figura 2.2, las cuales se definen considerando el punto en el cual se ubica el transformador de corriente TC (ver sección 2.4). En la Figura 2.2, se observa también que las zonas de protección primaria incluyen áreas de solapamiento, lo que muestra que en caso de falla dentro de estas áreas se produciría el disparo de más de un interruptor1 desenergizando más de una zona o región (equipos). Sin embargo, las áreas de traslape contribuyen a que no haya áreas desprotegidas, dado que en ningún sistema eléctrico pueden existir puntos muertos, es decir, todos los equipos deben estar protegidos. Al proteger a todos los elementos del sistema, se asegura que los relés de protección operen ante cualquier perturbación que se presente en algún punto del sistema de potencia. Los sistemas de protección que actúan como la primera línea de defensa ante perturbaciones dentro de las zonas en las que están ubicados, se los denomina como Protección Primaria. Por otro lado, aquellos sistemas que pueden operan dentro y fuera de zona en la que están localizados, por lo general en zonas adyacentes de manera que 1. Todos los interruptores instalados dentro de las zonas primarias que se traslapan,. operarán ante perturbaciones o fallas ocurridas en el área de traslape. 5.

(17) respaldan a la protección primaria, se los conoce como Protección de Respaldo [3], las cuales se detallan en las siguientes secciones.. Barras. Interruptores. Generadores. Líneas. Área de solapamiento o traslape. Transformadores Transformadores. Motores. Figura 2.2. Zonas de Protección Primaria [3]. 2.1.2. Protección primaria La protección primaria es la primera línea de defensa del sistema de potencia ante fallas o perturbaciones, esta protección opera enviando una señal de disparo al (los) interruptor(es) asociado(s) al elemento del sistema de potencia que se encuentra bajo falla, de tal manera que permite desconectar únicamente dicho elemento. Es importante recalcar que la protección primaria debe conectarse de forma tal que las zonas o regiones que se desea proteger queden solapadas alrededor de los interruptores [3].. 6.

(18) En algunos casos, la protección primaria requiere de un esquema de teleprotección, el cual le permite operar en instantáneo (tiempos inferiores a 100 ms). Un esquema de teleprotección es el conjunto de un sistema de protección más un canal de comunicación, el cual puede establecerse a través de fibra óptica, microonda o por comunicación por onda portadora (PLC). Cabe aclarar que en este estudio no se considera ningún esquema de teleprotección, dado que en la actualidad la EEQ no cuenta con ningún medio de comunicación que enlace sistemas de protección.. 2.1.3. Protección de respaldo La protección de respaldo o secundaria es la segunda línea de defensa del sistema ante cortocircuitos o fallas. Esta protección actúa cuando por algún motivo, generalmente por algún problema interno en los componentes, la protección primaria no operó. Por lo general la protección secundaria opera con retardo de tiempo, permitiendo así, que actúe primero la protección primaria. Además, se debe considerar que la protección de respaldo de un elemento puede ser protección primaria de otro elemento y que un relé puede operar como respaldo para varios elementos del sistema [3]. Existen dos tipos de protección de respaldo, los cuales se detallan a continuación.. 2.1.3.1.. Protección de respaldo local. La protección de respaldo local es aquella que se instala en la misma subestación donde se ubica la protección primaria con la cual comparte el interruptor y la fuente DC. En otras palabras, existe un relé secundario de la protección primaria en la subestación, el cual está alimentado por la misma fuente DC y el cual envía la señal de disparo al mismo interruptor. Sin embargo, la señal de voltaje y/o corriente es enviada a los dos relés (primario y secundario) desde puntos diferentes dentro de la subestación, dado que estas protecciones poseen transformadores de medida (TC y TP) independientes [4] . Generalmente, la zona de protección de respaldo local coincide con la zona de protección primaria [4].. 2.1.3.2.. Protección de respaldo remoto. La protección de respaldo remoto conocida como segundo respaldo es aquella que se ubica en una subestación diferente a la que se encuentra instalada la protección primaria. La zona de protección de respaldo remoto es mucho más amplia que la zona de protección primaria y se expande en una sola dirección [5]. 7.

(19) Como se había mencionado anteriormente, la protección primaria para ciertos elementos del sistema se comporta como protección de respaldo para otros. Esto se conoce como un beneficio incidental o accidental de las protecciones [5]. Es importante recalcar que la protección de respaldo remoto debe operar de forma temporizada, luego de la protección primaria y de respaldo local.. 2.2. Propiedades de los sistemas de protección El equipo de protección opera únicamente después de ocurrida una perturbación, por lo cual el término protección no garantiza que se evite la ocurrencia de problemas en los sistemas eléctricos; es decir, un relé de protección no previene ni anticipa una perturbación, pero sí es una herramienta útil para mitigar o minimizar los efectos producidos en el sistema por dicha perturbación o falla. Según [1] y [4] las propiedades fundamentales que todo sistema de protección (sea primario o de respaldo) debe cumplir, son las que se detallan a continuación.. 2.2.1. Sensitividad Un sistema de protección debe tener la capacidad de distinguir cuando se produce una situación anormal que exceda la capacidad nominal del equipo. En otras palabras, un sistema sensitivo considera todas las condiciones que originarían la mínima tendencia de operación.. 2.2.2. Selectividad Un sistema de protección se considera selectivo cuando asegura un alto grado de continuidad del servicio, desconectando únicamente el elemento que se encuentra bajo falla; es decir desconectando la mínima región del sistema, tomando en cuenta si el equipo de protección debe operar de manera instantánea o temporizada, o en ciertos casos simplemente no operar.. 2.2.3. Rapidez de la operación La rapidez está relacionada con el tiempo en que la protección aísla la región o zona del sistema que se encuentra bajo falla, idealmente este tiempo debería ser tan rápido como sea posible, de tal modo de reducir los efectos en el sistema. Sin embargo, una operación extremadamente rápida incrementaría la posibilidad de que se originen operaciones indeseadas o erróneas del equipo de protección.. 2.2.4. Confiabilidad 8.

(20) La confiabilidad está relacionada principalmente con dos elementos: la seguridad y la dependabilidad. El primero está relacionado con la capacidad para evitar la actuación no deseada del equipo de protección ante fallas o perturbaciones fuera de la zona de operación. El segundo se refiere a la capacidad del equipo de protección para operar adecuadamente ante fallas o perturbaciones en el sistema de potencia. En otras palabras, un sistema de protección tiene dependabilidad cuando el equipo de protección opera en los casos en que debe operar, por otro lado, dicho sistema se considerará seguro cuando el equipo de protección no opere en los casos que no debe operar.. 2.2.5. Simplicidad La simplicidad está relacionada con la instalación del mínimo número de equipos y los circuitos incorporados que se encuentran en el sistema de protección. A la vez se debe considerar que un sistema simple implica una correcta implementación y mantenimiento del equipo de protección. Es importante recalcar que la simplicidad está directamente relacionada con la confiabilidad; es decir, mientras más simple sea el sistema de protección, éste será más confiable.. 2.2.6. Economía En todo sistema lo que se pretende es obtener la máxima protección al menor costo posible. Sin embargo, un ahorro en el costo inicial del sistema de protección no garantiza que éste sea confiable y adecuado, dado que se puede generar inconvenientes en la instalación u operación del mismo, lo que implicaría un gasto mayor en reparaciones o, en el peor de los casos, un reemplazo de equipo debido a que no cumple con los objetivos del sistema de protección.. 2.3. Clasificación de los relés de protección Los relés de protección son elementos compactos que pueden instalarse en cualquier parte del sistema de potencia, para supervisar el funcionamiento de transformadores, generadores, líneas, barras, entre otros. Estos relés se acoplan al sistema por medio de equipos de medida como transformadores de corriente TCs y transformadores de potencial TPs [4], los cuales se detallan en la sección 2.4. Los relés de protección se pueden clasificar de acuerdo a la tecnología utilizada, de este modo se tienen: relés electromecánicos, relés de estado sólido, relés digitales y relés numéricos [6].. 2.3.1. Relés electromecánicos. 9.

(21) Los relés electromecánicos fueron los primeros relés en utilizarse y son aquellos que operan generando un torque, el cual es originado por señales de entrada como voltaje o corriente. Estos relés pueden ser de dos tipos: relés electromecánicos tipo émbolo o relés electromecánicos con disco de inducción.. 2.3.2. Relés de estado sólido Los relés de estado sólido aparecieron ante la necesidad de los sistemas de potencia por equipos con mayor rendimiento y mejores características de operación, es así que estos relés basan su operación en un diseño electrónico, dado que utilizan dispositivos de baja potencia como capacitores y tiristores. En comparación con los relés electromecánicos los relés de estado sólido son más precisos y no tienen elementos móviles, por lo que se tiene la ventaja de que son de menor tamaño, lo que implica una disminución en su costo. Sin embargo, su principal desventaja es que son muy sensibles a la temperatura y humedad. Estos relés pueden ser analógicos o lógico-digitales.. 2.3.3. Relés digitales y numéricos Actualmente los relés numéricos son los más utilizados dado que cumplen con diferentes funciones de protección. Estos relés utilizan un microprocesador que realiza diversas operaciones sean estas matemáticas o lógicas, permitiendo así que se obtenga información en tiempo real y a la vez permite que dicha información sea almacenada. Además permiten establecer una comunicación directa con los centros de control [7]. Los relés digitales son los mismos que los relés de estado sólido, pero a éstos se añade un conversor análogo-digital [7].. 2.4. Transformadores de medida Los transformadores de medida o mejor conocidos como transformadores de corriente TCs y transformadores de potencial TPs están formados por un devanado primario y un devanado secundario acoplados magnéticamente, permitiendo conectar los relés al sistema de potencia. Para esto, toman del lado primario la señal de voltaje y corriente del sistema y la transforman a un valor inferior y adecuado para el relé, el cual se conecta en el devanado secundario del transformador. Dado que los valores reales de voltajes y corrientes de los sistemas de potencias son variados acorde a los niveles de transmisión, subtransmisión y distribución, se han estandarizado los valores nominales de los devanados secundarios de estos equipos, de 10.

(22) tal manera de utilizar los mismos relés ya sea a nivel de transmisión, subtransmisión o en distribución [3]. Los valores nominales establecidos para el secundario del TC son de 5 A en Estados Unidos y otros países, y 1 A en Europa, mientras que para el devanado secundario del TP se tiene 110, 115 o 120 V dependiendo del tipo de relé [3]. De manera general los TCs y TPs cumplen con las siguientes funciones [7]: -. Toman una señal de voltaje o corriente de un elevado valor y lo transforman a un valor admisible para relés u otros equipos (como medidores).. -. Aíslan los equipos de protección y medida del sistema primario de alto voltaje.. -. Permiten estandarizar los relés y otros dispositivos ante valores de corriente y voltaje nominales.. 2.4.1. Transformadores de corriente TCs Los TCs se han diseñado para soportar corrientes de cortocircuito durante intervalos cortos de tiempo, se conectan en serie al sistema por el devanado primario permitiendo convertir la corriente primaria que circula por éste a un valor menor. Se debe mencionar que un TC se especifica por [8]: -. Una carga nominal a corriente nominal.. -. La clase de precisión.. -. El factor límite de precisión (ALF por sus siglas en inglés).. 2.4.2. Transformadores de potencial TPs El TP es un equipo diseñado para soportar sobrevoltajes del sistema por un intervalo largo de tiempo, se conecta a la red en paralelo y por el devanado primario. Esta conexión permite que el TP origine voltajes de menor valor, pero proporcionales al voltaje primario presente en el mismo. Los TPs pueden ser de tipo inductivo conocidos tal cual como TP, o de tipo capacitivo comúnmente llamados DCP (Divisor Capacitivo de Potencial) los cuales son muy utilizados en sistemas de extra alto voltaje [8].. 2.5. Protección de elementos de un sistema eléctrico Con el fin de proteger al sistema y desconectar la mínima región afectada por alguna falla o perturbación, el sistema de potencia puede dividirse en zonas de protección (ver sección. 2.1). que. delimiten. a. los. elementos. 11. principales. como. generadores,.

(23) transformadores, líneas barras, etc. Para lo cual, con el objetivo de proporcionar una protección adecuada a estos elementos se utilizan, por ejemplo [3] 2: -. Relés de sobrecorriente instantáneo 50.. -. Relés de sobrecorriente temporizado 51.. -. Relés de sobrecorriente direccional 67 que operan, ya sea como protección primara para alimentadores y en ciertos casos especiales para líneas, o como protección de respaldo para transformadores, generadores, barras, entre otros.. -. Para líneas de transmisión se utilizan relés de distancia 21 y el relé diferencial 87 como protección primaria mientras que los relés de sobrecorriente 50/51 y 67 actúan como protección de respaldo.. -. En el caso de los transformadores el relé diferencial 87T opera como protección primaria y el relé de sobrecorriente 51 funciona como respaldo.. En el presente estudio, de acuerdo a los relés instalados en el sistema de subtransmisión de la EEQ, se utilizó como protección primaria el relé de distancia 21 para las líneas de subtransmisión y el relé de sobrecorriente direccional 67 como protección de respaldo, mientras que para los transformadores se utilizó el relé de sobrecorriente temporizado 51 como protección de respaldo. Dado el alcance propuesto en el presente estudio, no se analiza la protección diferencial de los transformadores de potencia. El funcionamiento, características, tipos y ajustes de la protección de sobrecorriente como de la protección de distancia se detallan a continuación.. 2.6. Protección de sobrecorriente Los relés de sobrecorriente pueden ser usados para proteger cualquier elemento del sistema, dado que éstos son los más utilizados para enfrentar los problemas de corrientes elevadas y sobrecargas [3]. El principio de funcionamiento de los relés de sobrecorriente se basa en utilizar la magnitud de la corriente de cortocircuito para detección de falla, ya que ante un evento de cortocircuito la corriente que mide el relé es mucho mayor a la corriente de arranque de éste y por lo tanto el relé opera [10]. El tiempo de operación, el cual está en función de la corriente, puede ser instantáneo o temporizado.. 2. El número indicado corresponde al relé o función de protección según la norma ANSI. [9]. 12.

(24) Acorde al código de las normas ANSI, el relé con característica instantánea es el relé 50, mientras que el relé con característica temporizada es el 51, a los cuales se los denomina: protección convencional. Por otro lado, el relé de sobrecorriente direccional, siguiendo la misma codificación ANSI corresponde al relé 67, el cual se lo conoce como protección direccional de sobrecorriente y se constituye por una protección convencional más una unidad direccional. Esta unidad direccional es la que permite limitar la zona de operación de la protección 67 con una dirección específica y altamente sensitiva, siendo ésta la dirección de disparo [7], y para lo cual requiere realizar una comparación fasorial entre una señal de operación y una señal de restricción, la primera corresponde a la corriente y la segunda al voltaje. De esta forma se establece lo que se conoce como la direccionalidad del relé. La dirección está estrechamente relacionada con la polarización, es decir, la cual proporciona al relé la dirección sensitiva o de operación, para lo cual existen métodos que permiten establecer dicha polaridad. Según [3], entre los principales métodos de polarización se tiene: -. Voltaje cruzado en 90°.. -. Voltaje cruzado en 30°.. -. Voltaje de secuencia positiva. -. Voltaje de secuencia negativa.. -. Voltaje de secuencia cero.. Es importante mencionar que en cuanto a la protección de sobrecorriente temporizada 51 para transformadores de potencia, se requiere que las curvas características de operación de los relés se encuentren por debajo de la curva de daño de dichos transformadores, con el fin de lograr una adecuada operación de las protecciones. La curva de daño de un transformador muestra, ante la presencia de corrientes de magnitud elevada, la capacidad de resistir problemas térmicos o mecánicos. La Figura 2.3 muestra un ejemplo de una operación coordinada entre la curva característica de operación de la protección 51 y la curva de daño de un transformador.. 2.6.1. Tipos de relés de sobrecorriente. 13.

(25) Según [3], los relés de sobrecorriente, sean convencionales o direccionales, y acorde a su característica de operación se clasifican en: relés instantáneos, relés de tiempo definido y relés de tiempo inverso.. t. Curva de daño del transformador. Curva de operación del relé 51. I. Figura 2.3. Curva de daño de un transformador y curva de operación del relé 51 [Elaboración Propia]. 2.6.1.1.. Relés de corriente definida o relés instantáneos. Los relés de corriente definida como su nombre lo indica operan de manera instantánea dado un valor determinado de corriente que supera un umbral, pero tienen la desventaja, que ante valores sumamente elevados de corriente de cortocircuito pierden selectividad. Otra de las dificultades es la poca discriminación de fallas entre dos puntos en los que la impedancia es pequeña. La característica típica de operación de los relés instantáneos se muestra en la Figura 2.4 (a).. 2.6.1.2.. Relés de tiempo definido o relés de tiempo-corriente definido. Los relés de tiempo definido son aquellos que operan de manera temporizada a un tiempo fijo como se observa en la Figura 2.4 (b). Estos relés tienen la ventaja de poder establecer su ajuste con diferentes valores de corriente a distintos tiempos de operación, es decir, estos relés tienen un ajuste de pick-up o ajuste de tap que permite establecer el valor de corriente al cual el relé debería operar, más un ajuste de dial o de tiempo, el cual permite obtener el valor exacto de tiempo de operación del relé. En otras palabras, los relés de tiempo-corriente definido pueden ajustarse en pasos más precisos en. 14.

(26) comparación a los relés de corriente definida, lo cual le da mayor selectividad a la protección.. 2.6.1.3.. Relés de tiempo inverso. Los relés de tiempo inverso son aquellos en que el tiempo de operación es inversamente proporcional al valor de la corriente de cortocircuito, por lo cual son muy utilizados para obtener tiempos cortos de disparo ante valores elevados de corriente, asegurando la selectividad de la protección. Estos relés operan en base a su curva característica de operación, la cual indica la rapidez con la que operaría el relé, de tal modo que se tienen relés de tiempo inverso con curvas características: inversa, muy inversa y extremadamente inversa. La Figura 2.4 (c) muestra una curva típica de operación de los relés de tiempo inverso. t. t. Corriente Definida. Tiempo Definido. tdial. I. Itap. I. Itap (b). (a). t. Tiempo Inverso. tdial Itap. I (c). Figura 2.4. Característica de operación de los relés de sobrecorrientes: (a) Relé de corriente definida, (b) Relé de tiempo definido y (c) Relé de tiempo inverso [3]. 15.

(27) 2.6.2. Ajuste de la protección de sobrecorriente Para el ajuste de los relés de sobrecorriente convencionales 50/51 o direccionales 67 se requiere de tres parámetros principales: (1) Tipo de curva, (2) Corriente de tap, (3) Dial, los cuales se detallan en la sección 4.1.. 2.6.3. Características De las características de la protección de sobrecorriente se destaca que: -. La protección de sobrecorriente es muy sensible ante cambios topológicos en el sistema, lo cual implica la realización de un nuevo estudio de coordinación de protecciones ante cada cambio a realizarse.. -. Por su principio de operación se la considera como una protección simple y económica, en comparación con otro tipo de protección.. -. Para el caso de sistemas mallados se utiliza protección de sobrecorriente direccional debido a la complejidad de la configuración de la red.. 2.7. Protección de distancia La protección de distancia es la más utilizada para proteger al sistema contra cortocircuitos que pueden ocurrir, por lo cual esta protección, en comparación a la protección de sobrecorriente, es más selectiva y mucho más rápida [11]. La ventaja principal de esta protección es que tiene implícita la localización de fallas; es decir, la operación de los relés de distancia se basa en determinar un valor de impedancia3, para lo cual relaciona la corriente de falla y el voltaje que mide el relé, de tal manera que se determina la impedancia desde la ubicación del relé hasta el punto de falla. Considerando que la impedancia de la línea es proporcional a la longitud de la misma, con el valor calculado de impedancia el relé estima la localización donde ocurrió la falla [11]. Otro de los beneficios de la protección de distancia es que proporciona protección de respaldo local y remoto a líneas adyacentes a la línea protegida a través de las zonas naturales de operación4. Es por esto que los relés de distancia son muy utilizados, pues están en la capacidad de detectar fallas en diferentes partes del sistema independientemente del estado de. 3. Los relés de distancia calculan únicamente la impedancia de secuencia positiva.. 4. Zonas naturales de operación: ver sección 4.2. 16.

(28) demanda en el que se produzca la falla, ya que el alcance de la protección es fijo y su ajuste depende únicamente de las características físicas (impedancia) de la línea. Para evaluar el funcionamiento de la protección de distancia se utiliza el Diagrama R-X, en el cual se muestra la característica de operación del relé, además de la zona de carga y la impedancia calculada. La relación de estos tres componentes determina el comportamiento de la protección de distancia en el sistema [11]. Se debe recalcar que la característica direccional del relé permite establecer si un cortocircuito ocurrió hacia adelante o hacia atrás de la ubicación del mismo. Además, se debe considerar que la zona de operación del relé de distancia debe estar fuera de la zona de carga como se observa en la Figura 2.5, donde se muestra una característica poligonal.. Figura 2.5. Característica de operación del relé de distancia [11]. De este modo, los relés de distancia se clasifican dependiendo de la característica de operación en el diagrama R-X5 teniéndose así los más destacados: relés de impedancia, relés de reactancia, relés tipo Mho, y relés poligonales [3], los cuales se detallan a continuación.. 2.7.1. Tipos de relés de distancia Conforme a lo mencionado anteriormente, los relés de distancia más importantes son: relés de impedancia, relés de reactancia, relés tipo Mho, y relés poligonales. 5. En el diagrama R-X, la resistencia R está en el eje de las abscisas mientras que la. reactancia X está en el eje de las ordenadas [11]. 17.

(29) -. Relés de impedancia: Los relés de impedancia son aquellos que no tienen la característica de direccionalidad, por lo cual no están en la capacidad de detectar fallas en una sola dirección [3]. Su característica de operación se muestra en la Figura 2.6 (a).. -. Relés de reactancia: Los relés de reactancia son aquellos que sólo consideran el valor de la reactancia del relé (Xr) por lo cual se los utiliza conjuntamente con un relé direccional, de tal modo que se pueda delimitar la zona de operación. Estos relés son muy utilizados para protección de líneas cortas. Su principal desventaja es la detección de fallas que ocurren en líneas anteriores a la línea protegida [3]. La característica de operación del relé de reactancia se indica en la Figura 2.6 (b).. -. Relés tipo Mho: Los relés tipo Mho a diferencia de los dos anteriores son inherentemente direccionales y su alcance es directamente proporcional al diámetro del circulo establecido como zona de operación (ver característica de operación en la Figura 2.6 (c)). Estos relés tienen el inconveniente que su zona de operación comprende círculos muy pequeños de tal modo que, ante un evento de cortocircuito con un valor elevado de resistencia de falla, la impedancia calculada se desplaza hacia la derecha, provocando así que salga de la zona de operación [3].. -. Relés poligonales: Los relés poligonales son exclusivos de la tecnología numérica, es decir, basan su operación en algoritmos numéricos. En la actualidad son los más utilizados ya que tienen la gran ventaja de independizar el alcance resistivo R del alcance reactivo X como se observa en la Figura 2.6 (d) [3]. Dado que la característica de operación de estos relés es definida a través de algoritmos, ésta puede tomar cualquier forma deseada. De ahí que la característica mostrada en la Figura 2.6 (d) es solo un ejemplo de la gran variedad que se puede presentar.. 2.7.2. Lazos de impedancias El principio de operación de la protección de distancia, como se mencionó anteriormente, se basa en calcular una impedancia para cada tipo de falla, esta impedancia corresponde. a un porcentaje de la impedancia de secuencia positiva de la línea #### !" [11]. Para lo cual es necesario determinar la relación entre el voltaje y la corriente de falla, de este modo el 18.

(30) relé calcula el valor de dicha impedancia desde su ubicación en el sistema hasta el punto de falla. Esta relación se la denomina lazo de impedancia [12].. Figura 2.6. Características de operación de los relés de distancia: (a) Relé de Impedancia, (b) Relé de reactancia, (c) Relé tipo Mho y (d) Relé poligonal [3]. Cada una de las zonas naturales de operación debe contar con unidades de fase y unidades de tierra. Las primeras detectan fallas multifases que en total son siete (ab, bc, ca, abg, bcg, cag, abc, g que significa tierra proviene del término inglés ground) y las segundas detectan fallas monofásicas que en total son tres (ag, bg, cg). Tanto las unidades de fase como de tierra deben calcular la impedancia de secuencia positiva, independientemente del tipo de cortocircuito ocurrido. Para lo cual, cada una de estas unidades deben ser alimentadas con las señales de voltaje y corriente conforme a las ecuaciones que de describen a continuación.. -. Unidades de fase. 19.

(31) Figura 2.7. Lazo de impedancia para fallas fase-fase [11] Partiendo de la Figura 2.7, ante una falla entre fases (ejemplo: fase b y fase c) la. impedancia que calcula el relé (###% ) se determina mediante la Ecuación 2.1 que indica la relación entre el voltaje y la corriente de línea. Para esto se tiene que: * #### &#'( = )*' × ##### "' − )( × "(. ##### #### #### "' = "( = , !". -./-0 , 01 2/ 3.450/6780 -0 #### !". Por lo tanto: * * &#'( = ,#### !" × ( )' − )( ) #### &#'( = ,#### !" × )'(. De donde se obtiene que la impedancia que calcula el relé es igual a: ###% = ,#### !" =. ##### &;5 #### );5. Ecuación 2.1. Cálculo de la impedancia para fallas entre las fases b y c Considerando las fases a, b, c y a partir de la Ecuación 2.1, los lazos de impedancia para una falla entre fases son: ̅%>?' =. ##### &7; ##### )7;. Ecuación 2.2. Impedancia calculada por el relé para fallas entre las fases a y b ̅%>'( =. ##### &;5 #### );5. Ecuación 2.3. Impedancia calculada por el relé para fallas entre las fases b y c 20.

(32) ̅. %>?(. =. ##### &75 #### )75. Ecuación 2.4. Impedancia calculada por el relé para fallas entre las fases a y c. -. Unidades de tierra. La impedancia calculada por el relé ante una falla fase-tierra se determina mediante la Ecuación 2.5, la cual es obtenida mediante un proceso similar al desarrollado para las unidades de fase. Para mayor detalle de este proceso, se puede analizar la referencia [9]. ̅. %>?. = ,#### !" = @. &*? E ###D )*? + )*B × C. Ecuación 2.5. Impedancia calculada por el relé ante fallas monofásicas en la fase a Donde: · ·. )*? Corriente de la fase a (para este caso, corriente de falla )*F ).. )*B Corriente de desbalance que circula por tierra ()*B = 3 × )*D = )*? + )*' + )*( ).. En la Ecuación 2.5 se considera el efecto de la corriente de cortocircuito que retorna por. ###D que está definido por la tierra, para lo cual se utiliza el factor de compensación C siguiente expresión matemática. ###D = C. ###D − ###! 3###!. Ecuación 2.6. Factor de compensación por corriente residual [12] Si se considera que las fases no falladas son la fase b y fase c y se desprecia su corriente de carga, la corriente )*' e )*( serán igual a 0, de modo que la )*B = )*? = )*F , obteniéndose así que el lazo de impedancia para la unidad de tierra de la fase a es: ̅%>? =. &*?. ###D J )*F H1 + C. Ecuación 2.7. Impedancia calculada por el relé para la fase a [11] Por lo tanto, los lazos de impedancia para las fases restantes, fase b y fase c, de manera general6 son:. 6. El caso general corresponde al cálculo de la impedancia considerando en )*B las. corrientes de carga de las fases sanas. 21.

(33) ̅. %>'. =. ### &' ###D J )*' + H)*B × C. Ecuación 2.8. Impedancia calculada por el relé para la fase b [11] ̅. %>(. =. &*( ###D J )*( + H)*B × C. Ecuación 2.9. Impedancia calculada por el relé para la fase c [11] Para la Ecuación 2.8 y Ecuación 2.9, en los casos particulares en los que no se consideran la corriente de carga de las fases sanas, la corriente )*B será igual a la corriente de la fase fallada.. 2.7.3. Ajuste de la protección de distancia Para el ajuste de los relés de distancia de fase 21P y neutro 21N, se requiere determinar el alcance que se desea proteger en cada zona y el tiempo de operación en el que éstas actuarán. Los ajustes típicos para cada una de las zonas naturales de operación se detallan en la sección 4.2.. 2.7.4. Características Las principales características que se destacan de la protección de distancia son: -. La protección de distancia tiene la capacidad de estimar la localización de una falla, en comparación con la protección de sobrecorriente sea convencional o direccional que no lo hace.. -. Para que la protección de distancia pueda estimar la ubicación de la falla, requiere tomar dos señales, una señal de voltaje y otra señal de corriente, con las cuales calcula una impedancia desde la ubicación del relé hasta el punto donde ocurre la falla.. -. El alcance de la protección de distancia depende únicamente de las características físicas de la línea a proteger; es decir del valor de impedancia, por lo cual este alcance es fijo e independiente del estado de demanda en que se produzca un cortocircuito.. 22.

(34) 3. MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO (EEQ) La expansión de los sistemas eléctricos de potencia por lo general está relacionada con variaciones en la configuración o topología de sus redes, con el fin de incrementar la capacidad de generación y transferencia de potencia. Es así que, dentro de los estudios de planificación de la EEQ se ha identificado que a mediano plazo se requiere incrementar la capacidad de transferencia de la Zona Sur-Oriental de su sistema de subtransmisión, para lo cual se consideró la implementación de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV a través del seccionamiento de la línea Mulaló-Vicentina 138 kV. Esta línea será desenergizada y luego pasará a ser las líneas Santa Rosa-Mulaló 138 kV y Vicentina-Santa Rosa 138 kV como se observa en la Figura 3.1 (a) y (b).. (a). (b). Figura 3.1. Configuración de la Zona Sur-Oriental del sistema de subtransmisión de la EEQ: (a) Sin cambio topológico, (b) Con cambio topológico [Impresión de PowerFactory] Con este preámbulo, en esta sección se presenta la modelación del sistema de subtransmisión de la EEQ con el cambio mencionado, además se describe el procedimiento a seguir para delimitar la zona de estudio ante la energización de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV. En la zona de influencia delimitada se modelaron los relés utilizados para el estudio de coordinación de protecciones, así como también el equipo de 23.

(35) medida (transformadores de corriente y de potencial) calculando previamente las correspondientes relaciones de transformación. Además, se verifica si la capacidad operativa del equipo de corte y seccionamiento instalado en la zona de influencia cumple con los nuevos requerimientos.. 3.1. Descripción del sistema de subtransmisión de la EEQ La Empresa Eléctrica Quito tiene como objetivo principal satisfacer las necesidades de sus clientes (de su demanda eléctrica), así como el de suministrar energía con calidad y responsabilidad; además de garantizar la seguridad y confiabilidad del servicio ante el constante crecimiento del sector. El área de concesión de la EEQ abarca los barrios, parroquias urbanas y rurales de los cantones de la provincia de Pichincha y Napo con aproximadamente 15 555 km2 de extensión [13]. En la Tabla 3.1 se mencionan las provincias y cantones que pertenecen al área de concesión de la EEQ. Tabla 3.1. Área de Concesión EEQ – Provincias y Cantones [13] Provincia. Pichincha. Napo. Cantón Quito Mejía Rumiñahui Pedro Vicente Maldonado San Miguel de los Bancos Puerto Quito (cierta parte) Cayambe (parte rural) Quijos El Chaco. Además, la EEQ brinda sus servicios a ciertos sectores rurales de las provincias de Santo Domingo de los Tsáchilas, Cotopaxi e Imbabura como se indica en la Tabla 3.2. Tabla 3.2. Área de Concesión EEQ – Provincias y Sectores Rurales [13] Provincia. Cotopaxi. Santo Domingo de los Tsáchilas Imbabura. Sectores Rurales La Comuna de Pastocalle Tinopamba La Isla Cuchuco San Bartolomé Ganaderos Orenses Los Andes Mirador de Concanigua El Salto del Tigre Comunas aledañas del cantón Cotacachi. 24.

(36) La Figura 3.2 muestra el área de concesión de la EEQ.. Figura 3.2. Área de concesión de la Empresa Eléctrica Quito [13] La EEQ para abastecer la demanda de sus clientes dispone de cuatro subestaciones de reducción 138/46 kV y 39 subestaciones de distribución alimentadas con líneas de subtransmisión a 138, 69 y 46 kV. Para el sistema de medio voltaje dispone de 193 circuitos a 23, 13,2 y 6,3 kV. De la misma manera para brindar un servicio de calidad y sin restricciones, el Sistema Eléctrico Quito (SEQ) tiene 15 puntos de suministro y conexión con el Sistema Nacional de Transmisión (SNT) y puntos de conexión con centrales hidroeléctricas y térmicas propias y algunos Autoproductores [13]. La Tabla 3.3 muestra los puntos de conexión del SEQ con el SNT y en la Tabla 3.4 se presentan las centrales propias del sistema de la EEQ. Tabla 3.3. Puntos de Suministro y conexión del SEQ con el SNT [13] Puntos de Conexión 138 kV 69 kV 46 kV 3 1 2 2 1 1 1 1. S/E Santa Rosa TRANSELECTRIC Pomasqui TRANSELECTRIC Vicentina EEQ Conocoto EEQ Alangasí EEQ Gualo EEQ Inga TRANSELECTRIC 25.

(37) Santo Domingo TRANSELECTRIC San Antonio EEQ Móvil Papallacta EEQ. 1 1 1. Tabla 3.4. Centrales propias del SEQ [13] Central Cumbayá Nayón Guangopolo Pasochoa Chillos Victoria Gualberto Hernández. Tipo Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica Térmica. Capacidad [MW] 40,00 30,00 20,92 4,50 1,76 10,00 34,32. 3.2. Modelación del sistema de subtransmisión de la EEQ con la inclusión de la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV Para la modelación en el programa PowerFactory se consideró una base de datos proporcionada por la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP TRANSELECTRIC (transmisor), en la cual se contempla la modelación del sistema de subtransmisión de la Empresa Eléctrica Quito en diferentes escenarios operativos (seco y lluvioso) tanto en demanda máxima como en demanda mínima. Esta modelación fue realizada por el transmisor considerando el plan de expansión y la información que le fue proporcionada por la EEQ para el periodo bajo estudio. Cabe mencionar que la base de datos proporcionada por el transmisor no resulta ser como tal la más adecuada para la ejecución de estudios de ajuste y coordinación de protecciones, esto dado que en dicha base no se considera el acoplamiento entre líneas, ni la geometría y tipos de torre. De esta manera en el presente estudio el sistema de subtransmisión de la EEQ fue modelado dentro de dicha base, considerando la información proporcionada por la distribuidora en cuanto a la geometría de sus estructuras y líneas, manteniendo la información de generación y carga para los escenarios y estados de demanda modelados. Es decir, en el sistema de subtransmisión de la EEQ existen líneas a nivel de 138 kV y líneas de 46 kV que están acopladas eléctricamente y dado que la base proporcionada por el transmisor consistía en un sistema modelado con líneas de subtransmisión simple (ver Anexo I), esta modelación fue modificada considerando el tipo de torre para poder establecer dicho acoplamiento y a la vez incluir el seccionamiento de la línea MulalóVicentina 138 kV, la cual operará a futuro como la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV y 26.

(38) Santa Rosa-Mulaló 138 kV. Además, se incluyeron dos bahías en la subestación Santa Rosa (Mulaló 138 kV y Vicentina 138 kV) los cuales facilitarán dicho seccionamiento, obteniendo así una modelación correcta para el estudio de protecciones planteado. En base a lo indicado, los elementos modelados se describen a continuación. 3.2.1. Generadores En base a la información proporcionada por la EEQ, los generadores de las centrales hidráulicas propias del SEQ con sus correspondientes características se muestran en la Tabla 3.5. Tabla 3.5. Generadores de Centrales Hidráulicas del SEQ [MVA] [kV] fp*. Nombre. xd [p.u] 1,10 0,86 1,18 1,04 1,04 1,10 1,08 1,10 1,54 0,87 1,10. xq [p.u] 0,80 0,64 0,70 0,75 0,75 0,80 0,62 0,80 1,00 0,80 0,60. G_HPAS_Chillos Unidad 1 y 2 1,13 2,30 0,8 G_HPAS_Cumbayá Unidad 1-4 11,12 4,16 0,9 G_HPAS_El Carmen Unidad 1 10,00 6,60 0,8 G_HPAS_Guangopolo Unidad 1-5 2,50 6,30 0,8 G_HPAS_Guangopolo Unidad 6 12,80 6,30 0,9 G_HPAS_Loreto Unidad 1 2,70 4,16 0,8 G_HPAS_Nayón Unidad 1 y 2 16,50 6,90 0,9 G_HPAS_Papallacta Unidad 1 2,70 2,90 0,8 G_HPAS_Papallacta Unidad 2 4,80 4,16 0,85 G_HPAS_Pasochoa Unidad 1 y 2 2,81 4,16 0,8 G_HPAS_Recuperadora Unidad 1 15,50 6,90 0,95 NOTA: · (*) fp: Factor de potencia inductivo. · Los generadores de las centrales térmicas se encuentran fuera de servicio en la base modelada, esto conforme a la información proporcionada.. 3.2.2. Transformadores El sistema modelado dispone de 76 transformadores de potencia con una capacidad total instalada de 3184 MVA, distribuidos de la siguiente manera: 5 transformadores de 138/46/13,8 kV, 1 transformador de 138/46/6,3 kV, 1 transformador de 138/46/23 kV, 21 transformadores de 138/23 kV, 1 transformador de 138/13,8 kV, 3 transformadores de 138/6,6 kV, 16 transformadores de 46/23 kV, 2 transformadores de 46/13,8 kV, 18 transformadores de 46/6,3 kV, 1 transformador de 46/6,9 kV, 2 transformadores de 46/4,16 kV, 1 transformador de 46/2,3 kV, 3 transformadores de 23/4,16 kV y 1 transformador de 23/2,9 kV.. 27.

(39) En la Tabla 3.6 (y en la Tabla A2.1 del Anexo II) se muestran las características de los transformadores disponibles en el sistema de subtransmisión de la EEQ. Tabla 3.6. Transformadores de tres devanados del SEQ Nombre Santa Rosa TRN Santa Rosa TRP Selva Alegre T1. HV. MV. LV. [MVA] [MVA] [MVA] 75 75 25 75 75 25 100 100 13. HV. MV. LV. [kV] 138 138 138. [kV] 46 46 46. [kV] 13,8 13,8 13,8. Z HV-MV [%] 15,45 15,45 14,20 13,87 15,12 13,99. Selva Alegre T2 100 100 13 138 46 13,8 Vicentina T1 100 100 33 138 46 13,8 Vicentina T2 100 100 13 138 46 6,3 NOTA: · Todos los transformadores operan a frecuencia nominal f de 60 Hz. · HV: Alto voltaje por sus siglas en inglés. · MV: Medio voltaje por sus siglas en inglés. · LV: Bajo voltaje por sus siglas en inglés. · Z: Impedancia. Z MV-LV [%]. Z Grupo LV-HV Conexión [%]. 3,59 3,59. 9,80 9,80. 4,10 4,20 6,55 4,17. 6,40 6,42 24,09 6,33. YNynd1 YNynd1 YNynd1 YNynd1 YNynd1 YNynd1. 3.2.3. Cargas En base a la información proporcionada por el Departamento de Planificación de la EEQ para el periodo en el que se prevé se energice la línea Vicentina-Santa Rosa 138 kV se tendría una demanda máxima estimada de 816 MVA, mientras que para condiciones de demanda mínima se tiene un valor estimado de 319 MVA, las cuales se distribuyen como se detalla en el Anexo II, Tabla A2.2 y Tabla A2.3. Cada una de las cargas consideradas en el SEQ, fueron modeladas como cargas generales7 dentro de PowerFactory. Esta modelación es necesaria para establecer los ajustes adecuados de las protecciones, pues se debe asegurar que en condiciones normales de operación (demanda máxima y mínima) los relés no operen. Es decir, los resultados de los flujos de potencia obtenidos mediante simulación en los diferentes escenarios modelados determinan el grado de sensibilidad de las protecciones. 3.2.4. Líneas de Subtransmisión En el SEQ existen 43 líneas de subtransmisión que operan a 138 kV, 47 líneas a 46 kV y 2 líneas de medio voltaje a 23 kV, las cuales difieren en su capacidad de transferencia, debido a que éstas han sido implementadas con diferentes tipos de conductor y estructura, de tal modo que, las líneas de subtransmisión fueron modeladas considerando 7. Tipo de carga modelada en la herramienta computacional utilizada. 28.

(40) dichas características. Es decir, para la modelación en PowerFactory se consideraron las características de los conductores de fase y de los hilos de guarda (conductores de tierra), así como la geometría de las distintas estructuras o torres dispuestas para las diferentes líneas, según sea su nivel de voltaje. Es importante recalcar que la modelación de las líneas de subtransmisión considerando el acoplamiento entre ellas, es decir utilizando las torres modeladas, permite estimar los efectos de dicho acoplamiento en las señales de voltaje y corriente que alimentan a los relés de protección. Por lo tanto, en base a la información proporcionada por el Departamento de Sistemas y Potencia de la EEQ, en la Tabla 3.7 y Tabla 3.8 se detallan las características correspondientes a los diferentes tipos de torres modeladas en el presente estudio a nivel de 138 kV, en la Tabla 3.9 y Tabla 3.10 para aquellas a nivel de 46 kV y en la Tabla 3.11 y Tabla 3.12 las estructuras para 23 kV. Por otro lado, en el Anexo II, en la Tabla A2.4 se indican las características de las líneas de subtransmisión a 138 kV y 46 kV, así como las líneas de medio voltaje a 23 kV modeladas en el SEQ. La geometría correspondiente a las estructuras a nivel de 138 kV y 46 kV se muestra en el Anexo III [14]. Tabla 3.7. Características de las torres a nivel de 138 kV – Conductores de Fase Voltaje Circuitos [kV] de Fase Torre 1. 138. Torre 2. 138. Torre 3. 138. Coordenadas Circuitos de Fase [m]. Conductor. X1 -3,75. X2 -3,75. X3 -3,75. Y1 25. Y2 20. Y3 15. Circuito 2 3,75 Circuito 1 -0,875 Circuito 2 0,875 Circuito 1 -1,476 Circuito 2 1,476. 3,75 -0,875 0,875 -1,476 1,476. 3,75 -0,875 0,875 -1,476 1,476. 15 11,6 9 12,2 12,2. 20 10,3 10,3 11,1 11,1. 25 9 11,6 10 10. Circuito 1. 636 ACSR 350 ACAR 477 ACSR. Tabla 3.8. Características de las torres a nivel de 138 kV – Conductores de Tierra Conductores de Tierra. Torre 1 Torre 2 Torre 3. Coordenadas Conductores de Tierra [m]. Conductor 1 Conductor 2. X -2 2. Y 28,2 28,2. Conductor 1 Conductor 2 Conductor 1 Conductor 2. 0 0 -. 12,7 13,95 -. 29. Conductor. 3/8 ACERO GALVANIZADO 3/8 ACERO GALVANIZADO 3/8 ACERO GALVANIZADO -.

(41) Tabla 3.9. Características de las torres a nivel de 46 kV – Conductores de Fase Voltaje [kV]. Circuitos de Fase. Torre 1. 46. Torre 2. Coordenadas Circuitos de Fase [m]. Conductor. X1. X2. X3. Y1. Y2. Y3. Circuito 1. 1,2. -1,5. 1,5. 12. 10. 10. 397.5 ACSR 477 ACSR. 46. Circuito 1. 1,45. -1,45. 1,45. 12,3. 11,15. 10. 300 ACAR. Torre 3 Torre 4. 46 46 46. 12,2 12,1 13 9. 11,1 11,05 11 11. 10 10 9 13. 3/0 AWG-ACSR. Torre 5. Circuito 1 -1,476 1,476 -1,476 Circuito 1 1,5 -1,5 1,5 Circuito 1 -1,1 -1,1 -1,1 Circuito 2 1,1 1,1 1,1. 477 ACSR 477 ACSR. Tabla 3.10. Características de las torres a nivel de 46 kV – Conductores de Tierra Conductores de Tierra. Coordenadas Conductores de Tierra [m] X Y. Conductor. Torre 1. Conductor 1. 0. 14,5. 3/8 ACERO GALVANIZADO. Torre 2 Torre 3 Torre 4 Torre 5. Conductor 1 Conductor 1 Conductor 1 Conductor 1. 0 0 0 0. 14,03 13,95 14,7 15,5. 3/8 ACERO GALVANIZADO 3/8 ACERO GALVANIZADO 3/8 ACERO GALVANIZADO 3/8 ACERO GALVANIZADO. Tabla 3.11. Características de las torres a nivel de 23 kV – Conductores de Fase Voltaje Circuitos [kV] de Fase Torre 1. 23. Torre 2. 23. Coordenadas Circuitos de Fase [m]. X1 Circuito 1 -1,476 Circuito 2 1,46 Circuito 1 -1,476. X2 X3 -2,5 -1,476 2,5 1,46 1,476 -1,476. Y1 12,2 12,2 12,2. Y2 11,1 11,1 11,1. Y3 10 10 10. Conductor 2/0 AWG-ACSR 2/0 AWG-ACSR. Tabla 3.12. Características de las torres a nivel de 23 kV – Conductores de Tierra Conductores de Tierra Torre 1. Conductor 1 Conductor 2. Torre 2. Conductor 1. Coordenadas Conductores de Tierra [m] X Y -1,46 13,95 1,46 13,95 0. 13,95. 30. Conductor. 3/8 ACERO GALVANIZADO 3/8 ACERO GALVANIZADO.