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ESCUELA POLITÉCNICANACIONAL
CARRERA DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Estudios Dinámicos para Esquemas de Recierre de la RedTroncal de 230 kV del Sistema Nacional de Transmisión
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROELÉCTRICO
ROBERTO BLADIMIR PÉREZ JAYA
DIRECTOR: Ing. Antonio Bayas
Quito, mayo del 2001
Dedicatoria.
Dedico este trabajo a Dios, quien meama.
A mi familia porque siempre meapoyaron.
Agradecimientos.
Al Ing. Antonio Bayas por su dirección yat Ing. Luis Garrido conjuntamente conTransElectric S.A. por la ayuda y guíarecibida en este trabajo.
RESUMEN
El Sistema Nacional de Transmisión actualmente no tiene habilitados la
mayoría de los sistemas de protección de líneas llamados auto-recierres
(cierran la línea luego de una falla transitoria) ya que no se los tiene
adecuadamente calibrados.
En un relé de auto-recierre, lo más fundamental es la calibración del tiempo
muerto y del tiempo de restablecimiento, para lo cuál se debe realizar un
análisis dinámico de todo el sistema en una falla con los recierres.
Los valores de los que se parte el estudio son los valores mínimos de tiempos
que se encuentran en las normas internacionales. Luego se estudia el
funcionamiento del esquema de protección y de actuación del recierre para
encontrar los tiempos más precisos y adecuados.
Estos tiempos obtenidos se introducen en el simulador de sistemas eléctricos
PSS (Software utilizado por TransElectric) y se simula una falla, luego se
analizan los resultados y se obtienen los tiempos más adecuados para la
calibración de los relés de auto-recierre.
CONTENIDO
CAPITULO 1. GENERALIDADES 11.1 INTRODUCCIÓN. 11.1.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA. 11.2 ANTECEDENTES. 41.3 JUSTIFICACIÓN. 51.3.1 JUSTIFICACIÓN METODOLÓGICA. 51.3.2 JUSTIFICACIÓN PRACTICA. 61.4 OBJETIVOS. 61.4.1 OBJETIVOS GENERALES. 61.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. 71.5 ALCANCE. 7
CAPITULO 2. PROTECCIONES 92.1 ANTECEDENTES 92.1.1 EQUIPO DE PROTECCIÓN 102.1.2 CONFIABILIDAD 112.1.2.1 Diseño 112.1.2.2 Instalación 112.1.2.3 Deterioración en Servicio 122.1.3 LA ACTUACIÓN DE PROTECCIÓN. 132.1.4 SELECTIVIDAD. 142.1.5 ZONAS DE PROTECCIÓN. 152.1.6 VELOCIDAD. 162.1.7 SENSIBILIDAD. 172.1.8 PROTECCIÓN DE DISTANCIA. 182.1.9 PRINCIPIO DE OPERACIÓN DEL RELÉ DE DISTANCIA. 192.1.9.1 Comportamiento de un Relé. 202.1.9.2 Relación entre Voltaje del Relé y ZS/ZL 222.1.10 TIPOS DE RELÉS DE DISTANCIA 232.1.10.1.1 Relé de Distancia Tipo Impedancia. 252.1.10.1.2 Relé de Distancia Tipo Reactancia. 272.1.10.1.3 EIReléMHO. 292.1.10.1.4 Relé MHO con "Offset". 292.1.10.2 Aplicaciones. 292.1.11 CONSIDERACIONES PARA ESCOGER
ENTRE RELÉS DE IMPEDANCIA, REACTANCIA O MHO. 302.1.11.1 Resistencia de Arco. 302.1.11.2 Flujo Instantáneo de Potencia al Momento de Sincronizar. 302.1.11.3 Resistencia de Tierra. 302.1.11.4 Relé de Reactancia. 302.1.11.5 Relé MHO. 312.1.11.6 Relé de Impedancia. 312.1.12 PROTECCIÓN DE DISTANCIA POR ZONAS. 31
CAPITULO 3. RECIERRE AUTOMÁTICO 353.1 INTRODUCCIÓN. 353.1 DEFINICIONES. 373.1.1 ANTI - PUMPING. 373.1.2 ESQUEMA DE RECIERRE DE ALTA VELOCIDAD. 383.1.3 ESQUEMA DE RECIERRE LENTO O RETARDADO. 383.1.4 RELÉ CONTADOR. 383.1.5 CONTADOR DE OPERACIÓN. 383.1.6 BLOQUEO. 393.1.7 RECIERRE TRIPOLAR. 393.1.8 RECIERRE MONOPOLAR. 393.1.9 RECIERRE MÚLTIPLE. 393.1.10 RECIERRE ÚNICO. 393.Í.11 TIEMPO DE OPERACIÓN. 393.2.11.1 En Protección. 393.2.11.2 En Interruptor. 403.1.12 TIEMPO DE ARCO. 403.1.13 TIEMPO DE DESIONIZACIÓN. 403.1.14 TIEMPO DE APERTURA. 403.1.15 TIEMPO MUERTO. 403.2.15.1 Para Protección. 403.2.15.2 Para Interruptor. 413.2.16 TIEMPO DE DISTURBIO DEL SISTEMA. 413.2.17 TIEMPO DE IMPULSO DE CIERRE. 413.2.18 TIEMPO DE CIERRE. 413.2.19 TIEMPO DE REPOSICIÓN. 413.3 APLICACIÓN DE AUTO - RECIERRE. 423.4 FACTORES PARA EL RECIERRE. 433.4.1 TIEMPO MÁXIMO DISPONIBLE PARA ABRIR Y CERRAR
EL INTERRUPTOR SIN QUE SE PIERDA SINCRONISMO. 433.4.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS ESQUEMAS DE PROTECCIÓN EMPLEADOS. 443.4.3 TIEMPO REQUERIDO PARA DESIONIZAR EL ARCO. 453.4.4 CARACTERÍSTICAS DE LOS DISYUNTORES. 463.4.5 PROBABILIDAD Y DURACIÓN DE LAS FALLAS MÚLTIPLES. 463.4.6 PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DE FALLAS PERMANENTES. 473.5 AUTO - RECIERRE EN LINEAS DE TRANSMISIÓN. 473.6 RECIERRES DE ALTA VELOCIDAD. 493.7 ELECCIÓN DEL TIEMPO MUERTO 493.8 ELECCIÓN DEL TIEMPO DE RESTAURACIÓN. 503.9 NUMERO DE DISPAROS. 513.10 AUTO - RECIERRE TRIFÁSICO VS. MONOFÁSICO. 513.10.1 AUTO - RECIERRE DE ALTA VELOCIDAD EN
LÍNEAS QUE EMPLEAN ESQUEMAS DE DISTANCIA. 533.10.1.1 Extensión de la Zona 1. 543.11 ESQUEMAS DE RECIERRE MONOPOLAR. 553.11.1 CORRIENTE DE ARCO SECUNDARIO. 583.11.2 ESFUERZOS MECÁNICOS EN FLECHAS Y EFECTOS EN ALABES. 603.11.3 ESQUEMAS DE PROTECCIONES. 613.11.4 NEUTRALIZACIÓN DEL ACOPLAMIENTO CAPACITIVO. 623.11.5 EFECTOS CAPACITIVOS DE LA LÍNEA. 633.11.6 REDES DE SECUENCIA CON UN CONDUCTOR ABIERTO. 65
CAPITULO 4. ANÁLISIS DE CONDICIONES ACTUALES. 694.1 RECIERRES EN EL SISTEMA DE 230 KV Y138 KV. 694.2 ESTUDIO DE AUTO - RECIERRE DE LA SWEDPOWER. 704.3 ESQUEMA DE AUTO - RECIERRE (TIPO VAR41N). 744.3.1 ESQUEMA DE AUTO - RECIERRE TRIFÁSICO DE UN SOLO DISPARO. 744.3.2 CARACTERÍSTICAS 744.3.3 DESCRIPCIÓN. 744.3.4 OPERACIÓN. 754.3.5 ENCLAVAMIENTO POR BAJA PRESIÓN DE AIRE. 764.3.6 EXTENSIÓN CONTROL DE LA ZONA 1. 764.3.7 CASO DEL RELÉ. 774.3.7.1 Características. 784.3.7.1.1 Valuación del Bobinado. 784.3.7.2 Relé Cronometrado de Auto - Recierre D. 784.3.7.3 Relé con Tiempo de Reposición LO. 784.3.7.4 LOX Relé Auxiliar de Tiempo de Reposición. 784.3.7.5 Relé de Bloqueo E. 784.3.7.6 Relé De Cierre C. 794.3.8 PLAN DE COMPONENTES. 794.3.8.1 Equipamiento Externo. 79
CAPITULO 5. SIMULACIÓN 805.1 INTRODUCCIÓN. 805.2 CASO SIMULADO. 805.3 CALCULO DE TIEMPOS PARA SIMULACIÓN. 815.4 RESULTADOS 84
CAPITULO 6. ANÁLISIS ECONÓMICO 866.1 INTRODUCCIÓN. 866.2 ANÁLISIS POR PERDIDAS. 866.2.1 COSTO DE PERDIDAS. 866.3 ANÁLISIS POR CONFIABILIDAD. 88
CAPITULO 7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 917.1 CONCLUSIONES. 917.2 RECOMENDACIONES. 91
BIBLIOGRAFÍA 94
CAPITULO 1. GENERALIDADES
1.1 INTRODUCCIÓN.
La energía eléctrica actualmente es una necesidad en el desarrollo de la
sociedad; gracias a ella el hombre puede hacer más fácil su modo de vida.
Para que la energía eléctrica llegue al punto donde se la utilizará esta debe ser
producida, transmitida y distribuida, por lo que los principales componentes de un
sistema eléctrico de potencia son:
- Generadores
- Transmisores
- Distribuidores
En nuestro país este conjunto se denomina el "Sistema Nacional Interconectado"
(S.N.I.).
1.1.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA.
El sistema actual se constituye en Empresas Eléctricas de lo que antes se
conocía como INECEL.
La generación en el S.N.I. está conformada por las siguientes empresas
generadoras.
- Compañía de Generación Hidroeléctrica Paute (HIDROPAUTE)
- Compañía de Hidrogeneración Hidra Agoyan S.A. (HIDROAGOYAN)
- HIDRONACION S.A.
- Compañía de Generación Hidroeléctrica Pisayambo - Hidropucará S.A.
(HIDROPUCARÁ)
- ELECTROGUAYAS S.A.
- TERMOPICHINCHA S.A.
- TERMOESMERALDAS S.A.
- ELECTROQUIL
- Power Services Ecuador Ecuapower Cia. Ltda. (ECUAPOWER)
- ELECTROECUADOR Inc.
- ELECAUSTRO
- Compañía Generadora de Energía S.A. (ENERGYCORP)
Para la distribución existen las siguientes empresas distribuidoras:
- Empresa Eléctrica Quito S.A. (EEQSA)
- Empresa Eléctrica Regional Norte S.A. (EMELNORTE)
- Empresa Eléctrica Ambato S.A. (EEASA)
- Empresa Eléctrica Regional Centro Sur S.A.(EECSCA)
- Empresa Eléctrica Regional Sur S.A. (EMELSUR)
- Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi S.A. (ELEPCOSA)
- Empresa Eléctrica Regional El Oro S.A. (EMELORO)
- Empresa Eléctrica Santo Domingo S.A.(EMELSAD)
- Empresa Eléctrica Azoguez C.A.
- Empresa Eléctrica Regional Manabí (EMELMANABI)
- SIDEG *Empresa Eléctrica del Ecuador Inc. (EMELEC)
- Empresa Eléctrica Regional Guayas - Los RÍOS S.A. (EMELGUR)
- Empresa Eléctrica Bolívar S.A. (EMELBO)
- Empresa Eléctrica Regional Esmeraldas S.A. (EMELESA)
- Empresa Eléctrica Los RÍOS C.A. (EMELRIOS)
- Empresa Eléctrica Milagro C.A. (EEMCA)
- Empresa Eléctrica Riobamba S.A. (RIOBAMABA)
- Empresa Eléctrica Península Santa Elena C.A. (EMEPE)
El "Sistema Nacional de Transmisión" (S.N.T.) esta a cargo de una sola empresa
'TRANSELECTRIC S.A.". La cual tiene a su cargo las siguientes Subestaciones:
- Subestación AGOYAN
- Subestación AMBATO
- Subestación BABAHOYO
- Subestación CUENCA
- Subestación DAULE - PERIPA
- Subestación ESMERALDAS
- Subestación GUANGOPOLO
- Subestación IBARRA
- Subestación LOJA
- Subestación MÁCHALA
- Subestación MILAGRO
- Subestación MULALO
- Subestación PASCUALES
- Subestación PAUTE
- Subestación POLICENTRO
- Subestación PORTOVIEJO
- Subestación POSORJA
- Subestación PUCARÁ
- Subestación QUEVEDO
- Subestación RIOBAMBA
- Subestación SALITRAL
- Subestación STA. ELENA
- Subestación STA. ROSA
- Subestación STO. DOMINGO
- Subestación TOTORAS
- Subestación TRINITARIA
- Subestación TULCAN
- Subestación VICENTINA
El análisis se lo realizará en el anillo de 230 kV del Sistema de Transmisión para
lo cual se muestra en el anexo 5.1 un gráfico general de la conformación del
anillo.
1.2 ANTECEDENTES.
Para diseñar un sistema eléctrico de potencia es necesario tomar en cuenta el
tamaño e importancia que este representa, es así también muy importante
protejerlo.
Por esto el sistema de protección del sistema es casi tan importante como el
sistema de potencia en sí.
El Sistema Nacional de Transmisión tiene la responsabilidad de transportar la
energía eléctrica desde los puntos de generación hasta los puntos de distribución.
Por esta razón Ea calidad y confiabilidad que este tenga influirá en todo el Sistema
Nacional Interconectado.
En la transmisión la probabilidad de ocurrencia de fallas es alta en comparación
con los demás componentes del sistema eléctrico de potencia, y de igual manera
la mayoría de fallas que en esta ocurren son de naturaleza transitoria.
El sistema de protección utilizado en anillo de 230 kV del S.N.T. tiene como
objetivo minimizar el efecto de las fallas en el sistema y a la vez disminuir el
tiempo en que se encuentra la línea fuera de servicio ya que al disminuir este
tiempo se aumenta la confiabilidad del sistema.
Además al minimizar el tiempo que la línea es desconectada, se puede evitar
problemas de estabilidad y sincronismo entre los dos puntos que esta conecta y
por lo tanto del sistema de potencia. Para esto se usa lo que se denomina
recierre.
El recierre actúa luego que la protección de la línea se ha disparado y se desea
que vuelva a operar la línea. Los recierres pueden ser:
- De alta velocidad o con retardo.
- Monopolar o tripolar
- Un solo intento o múltiples intentos.
1.3 JUSTIFICACIÓN.
El momento que se produce una falla transitoria en una línea de transmisión, esta
puede ser habilitada inmediatamente después de haber despejado el motivo de la
falla.
El tiempo para realizar la reconexión de la línea depende del tipo de relé de
recierre, del esquema de recierre empleado, de la característica del disyuntor, del
tiempo en que se logra extinguir el arco de apertura, etc.
1.3.1 JUSTIFICACIÓN METODOLÓGICA.
El análisis de los diferentes modelos de recierre y la simulación de sus
respectivos esquemas permitirán tener una idea más clara del funcionamiento del
sistema.
La simulación en estado dinámico del sistema con y sin esquemas de recierres
habilitados permitirán realizar un análisis de las diferencias entre los dos, así
como de las ventajas y desventajas para el sistema entre uno y otro caso.
1.3.2 JUSTIFICACIÓN PRACTICA.
Si se logra minimizar el efecto que una falla en una línea de transmisión produce
en el sistema esto significa que aumentará la confiabilidad de este sistema de
potencia y consecuentemente se produce un ahorro económico de lo que
generalmente se pierde por la salida de un equipo afectado por la falla, como:
subestación, área de servicio, etc. Hasta se puede producir un costo realmente
elevado por dejar de dar servicio a la carga, lo que se conoce como el "costo
social" por una falla.
Al habilitar la línea inmediatamente después de despejarse la falla, los efectos en
el sistema son menores y en algunos casos no será necesario que salgan de
servicio equipos más grandes e importantes para el sistema o la misma pérdida
de carga, e inclusive prevenir el colapso del sistema.
1.4 OBJETIVOS.
1.4.1 OBJETIVOS GENERALES.
- Encontrar tiempos adecuados para el funcionamiento de los relés de recierre
del anillo de 230 kV y las líneas de 138 kV (especialmente en los casos
críticos)
- Probar que el sistema actual se puede mejorar con el uso de los autorecierres
ya que actualmente esta función de las protecciones no se encuentra
habilitada en algunas líneas del Sistema Nacional de Transmisión
1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.
- Realizar una recopilación de información sobre fallas en líneas del anillo de
230 kV desde 1997 hasta el año 2000 y de las líneas de 138 kV desde 1998
hasta el año 2000 para observar los tiempos en los que las líneas son
cerradas luego de una falla.
- Realizar simulaciones del sistema de potencia actual y observar y analizar el
efecto del bloqueo de los recierres.
- Realizar una simulación con la habilitación de los recierres para encontrar los
mejores tiempos de actuación de los mismos. Para al mismo tiempo comparar
el comportamiento del sistema con estos esquemas y el que tiene bloqueados
los recierres.
- Encontrar los esquemas de recierres más adecuados para el sistema de
transmisión, tomando en cuenta las características individuales de los relés y
del interruptor sobre el cual van actuar.
1.5 ALCANCE.
El presente proyecto esta realizado para la red troncal de 230 kV y 138 kV del
Sistema Nacional de Transmisión con las líneas, subestaciones, y demás
componentes que esta comprende.
El estudio dinámico se basa en una demanda típica de un mes de Agosto y
utilizando la topología del sistema prevista para esta fecha. El mes de Agosto
presenta condiciones de hidrología arta, por tal motivo los circuitos se encuentran
más cargados lo que implica que la diferencia de ángulos entre barras sea mayor;
es decir, las condiciones para el recierre de líneas es más crítica.
Los datos utilizados de demandas, despachos corresponden a las proyecciones
entregadas en el Plan de Operación del CENACE.
El estudio se lo realiza para la condición de máxima demanda en el Sistema
Nacional Interconectado.
CAPITULO 2. PROTECCIONES
2.1 ANTECEDENTES
El objetivo principal de un Sistema Eléctrico de Potencia (en nuestro caso el
Sistema Nacional Interconectado) es distribuir energía a un sin número de puntos
de un territorio, para distintas aplicaciones. El sistema debería ser diseñado y
manejado para entregar esta energía a los puntos de utilización con confiabilidad
y economía.
Un sistema de potencia representa un gran capital de inversión y se encuentra
expuesto a la ocurrencia de distintos tipos de fallas. Por tal razón el tema de la
protección de este es tan importante como el sistema en sí.
"En el diseño de un sistema eléctrico ya sea con propósitos de generación,
transmisión, distribución o utilización se deben considerar básicamente tres
aspectos:
a) Operación normal, lo que significa que no debe haber interrupción en el servicio
y que no deben existir cortocircuitos o circuitos abiertos en el sistema.
b) Prevención de fallas, es decir, los sistemas deben diseñarse para que técnica y
económicamente se obtenga una solución óptima entre economía y confiabilidad
para la prevención de fallas.
c) Reducción de los efectos de fallas, cuando se presentan estas a pesar de las
prevenciones, en este caso se debe considerar los elementos de protección
adecuados para minimizar el número de circuitos que salgan de servicio en caso
de falla y minimizar los tiempos en los que se producen los disturbios en el
sistema procurando afectar al menor número de usuarios" Ref (1).
10
2.1.1 EQUIPO DE PROTECCIÓN
"Este término comprende el equipo usado para detección, localización y remoción
de una falla en un sistema de potencia. Los relés son extensamente usados en
funciones de protección, pero el termino también comprende la acción directa de
disparo y operación.
En adición a los relés el término incluye todos los accesorios como
transformadores de corriente y voltaje, cables auxiliares y otros dispositivos
relacionados a los relés de protección.
En orden a cumplir los requerimientos de protección discriminativa con velocidad
óptima para muchas configuraciones diferentes, condiciones de operación y
características de construcción de sistemas de potencia; se hace necesario
desarrollar muchos tipos de relés los cuales responden a varias funciones del
sistema de potencia. Por ejemplo, desde la observación simple la magnitud de la
corriente de falla en algunos casos, hasta la toma de medidas de potencia o
impedancia que pueden ser necesarias en otros casos" Ref (2).
Los relés frecuentemente miden funciones complejas de las cantidades del
sistema las cuales son sólo fácilmente expresables por su significado matemático
o gráfico.
En muchos casos no es posible proteger contra todos los riesgos con solamente
un relé. El uso se hace entonces de una combinación de diferentes tipos de relés
los cuales protegen individualmente un cierto tipo de riesgo.
Cada protección individual es llamada un "sistema de protección" mientras que la
combinación coordinada de relés es llamada un "esquema de protección".
2.1.2 CONFIABILIDAD
Una incorrecta operación puede ser atribuida a uno de los siguientes aspectos:
- Diseño incorrecto
- Mala instalación
- Deterioración
2.1.2.1 Diseño
"Este es el de mayor importancia. La naturaleza de la condición del sistema de
potencia que está siendo protegido debe ser completamente entendido en orden a
realizar un adecuado diseño. Un amplio examen es simplemente importante, y
este examen debería cubrir todos los aspectos de la protección, así como
reproducir condiciones operacionales y medioambientales tan cercanamente
como sea posible" Ref (2). Para muchos sistemas de protección esto es necesario
para examinar el completo acoplamiento de relés, transformadores de corriente y
otros elementos auxiliares, y el examen debería simular condiciones de falla
realísticamente.
2.1.2.2 Instalación
"La necesidad de una correcta instalación del equipo de protección es obvia, pero
la complejidad de las interconexiones de muchos sistemas y su relación al resto
de la estación puede hacer dificultosa su revisión. Probar es por consiguiente
necesario; ya que esto hará fácil para reproducir todas las condiciones de falla
correctamente; estos exámenes deberían ser dirigidos a revisar la instalación.
Esto es función de comprobación del sitio que debe limitarse a las tales pruebas
simples y directas que probará la exactitud de las conexiones y liberación del
daño del equipo. Ningún recelo debe tenerse para la "prueba del tipo" de equipo o
para establecer aspectos complejos de su actuación técnica" Ref (2).
12
2,1.2.3 Deterioración en Servicio
Después que una pieza de equipo se ha instalado en perfecta condición, la
deterioración puede tener lugar y podría interferir con el correcto funcionamiento.
Por ejemplo, los contactos pueden ponerse ásperos debido al funcionamiento
frecuente, o mancharse debido a la contaminación atmosférica; las bobinas y
otros circuitos pueden ser circuitos abiertos, los componentes auxiliares pueden
fallar, y pueden estorbarse partes mecánicas con suciedad o pueden corroerse a
una magnitud que puede interferir con el movimiento.
"Uno de las dificultades particulares de relés de protección es que puede medirse
el tiempo entre los funcionamientos en años, durante los que los defectos del
periodo pueden haberse desarrollado inadvertidamente, hasta que son revelados
por el fracaso de la protección para responder a una falla del sistema de potencia.
Por esta razón deben hacerse pruebas básicas simples a relés a los intervalos
convenientes, para verificar si su habilidad de operar no se ha deteriorado" Ref
(2)-
La prueba debe llevarse a cabo sin perturbar conexiones permanentes. Esto
puede ser logrado con la provisión de bloques de prueba. Cuando la desconexión
temporal del alambrado del tablero es necesaria, los errores en restauración
correcta de conexiones pueden ser evitados usando etiquetas de identidad en los
paneles delanteros y donde son fácilmente visibles, en las conexiones que lo
requieran.
La calidad de personal de la comprobación es una característica esencial al
evaluar confiabilidad. El personal debe ser técnicamente competente y
adecuadamente especializado, así como disciplinado para proceder de una
manera deliberada en la que cada paso tomado y cantidad medida, se verifica
antes de la aceptación final.
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Circuitos importantes que son especialmente vulnerables deben proporcionarse
vigilancia eléctrica continua; tales arreglos normalmente se aplican a los circuitos
de disparo de disyuntor y a los circuitos del piloto.
2.1.3 LA ACTUACIÓN DE PROTECCIÓN.
"La actuación de la protección aplicada a los sistemas de potencia grandes
frecuentemente se evalúa numéricamente. Para este propósito cada falla del
sistema se clasifica como una casualidad y aquéllos que son despejados por el
disparo de los disyuntores correctos y sólo aquéllos, se clasifican como
"correctos". El porcentaje de despejes correctos puede determinarse entonces.
Este principio de valoración da una evaluación exacta de la protección del sistema
en conjunto, pero es severo en su juicio de actuación del relé, en tanto existen
relés para cada falla del sistema, y todos deben comportarse correctamente para
un despeje correcto a ser grabado" Ref (2).
En esta base, una actuación de 94% es aceptable por técnicas standard.
"La fiabilidad completa siempre es improbable de ser lograda a pesar de mejoras
extensas en construcción. Un paso muy grande, sin embargo, puede ser tomado
proporcionando duplicación del equipo o '"redundancia". Dos juegos completos de
equipo se colocan para que por sí mismo puedan llevar a cabo la función
requerida. Si el riesgo del fracaso de un equipo es x por unidad, el riesgo del
resultante para redundancia será x/2. Donde x es pequeño el riesgo del resultante
puede ser despreciable" Ref (2).
Durante mucho tiempo la práctica para aplicar sistemas de la protección dobles
que se exige operar para completar un funcionamiento de disparo, es decir, un
arreglo "dos - fuera - de - dos".
14
En otros casos, circuitos importantes han sido implementados con duplicación de
los esquemas de protecciones principales, para ser capaz de disparar
independientemente, es decir, un arreglo '"uno - fuera - de - dos". El arreglo
anterior protege contra el funcionamiento no deseado, el último contra el fracaso
al operar.
Estas dos características pueden ser obtenidas juntas adoptando un arreglo "dos -
fuera - de - tres" en el que se usan tres sistemas básicos y se interconectan para
que el funcionamiento de cualquiera de los dos completara la función de disparo.
La teoría de probabilidad sugiere que si una red de potencia fuera protegida a lo
largo de esta base, la actuación de una protección de 99.98% debe ser aceptable.
Esta forma de la actuación requiere que los sistemas de las protecciones
separadas son completamente independientes; cualquier factor común, como, por
ejemplo, transformadores de la corriente o baterías de disparo, reducirán la
actuación global hasta cierto punto.
2.1.4 SELECTIVIDAD.
La protección se coloca en zonas que deben cubrir el sistema de potencia
completamente y no deben dejar ninguna parte sin protección. Cuando una falla
ocurre la protección debe seleccionar y disparar sólo los disyuntores más
cercanos. Esta propiedad de disparo selectivo también se llama "discriminación" y
es logrado a través de dos métodos generales:
a.) Sistemas graduados de tiempo.
"Sistemas de protección en zonas sucesivas se colocan para operar en tiempos
que se gradúan a través de una secuencia para que en la ocurrencia de una falla,
aunque varios equipos protectores respondan, sólo los correspondientes a la zona
fallada disparen. Los otros harán funcionamientos incompletos y luego se resetan"
Ref (2).
15
b.) Sistemas Unitarios.
"Es posible diseñar sistemas de la protección que sólo responden para
condiciones de falla que quedan dentro de una zona claramente definida. Esta
protección de unidad o restringida" Ref (2).
Esta protección puede aplicarse a lo largo de un sistema de potencia y, donde no
se compromete graduación de tiempo, puede ser relativamente rápido en
funcionamiento.
La protección de la unidad normalmente se logra por medio de una comparación
de cantidades a los límites de la zona.
En cualquier método usado, debe tenerse presente que la selectividad no es
meramente una cuestión de diseño de relé. Es una función de la coordinación
correcta de transformadores de corriente y relés con una opción conveniente de
situaciones y tienen en cuenta el posible rango de variables como corrientes de
la falla, corriente máxima de carga, impedancias del sistema y así sucesivamente.
2.1.5 ZONAS DE PROTECCIÓN.
Con suerte, las zonas de protección deben ser cubiertas por el disyuntor, el cual
esta incluido en ambas zonas.
"Por las razones físicas prácticas, este arreglo ideal no se logra siempre, para
transformadores de corriente que sólo están en algunos casos disponibles en un
lado de los disyuntores. Esto deja una sección entre los transformadores de
corriente y disyuntor dentro del cual una falla no es despejada por la operación de
la protección" Ref (2).
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"La protección del alimentador, no operaría, ya que la falla está fuera de su zona.
Este problema se distribuye en la zona, para operar cuando la apertura del
disyuntor no hace totalmente, entonces debe interrumpir el flujo de corriente de la
falla. Un retraso de tiempo se incurre en el despeje de la falla, aunque
restringiendo esta operación a las ocasiones cuando la protección opera el retraso
de tiempo puede reducirse" Ref (2).
El punto de conexión de la protección con el sistema de potencia normalmente es
defino por la zona y corresponde a la localización de los transformadores de
corriente.
Alternativamente, la zona puede ser sin restricción; el inicio se definirá pero la
magnitud dependerá de la medida de las cantidades del sistema y estará por
consiguiente sujeto a la variación y se deberá a los cambios en condiciones del
sistema y errores de medición.
Este término, aplicado a protección de distintas redes de potencia, se refiere a la
habilidad del sistema de permanecer inerte a todas las condiciones de carga y
fallas externas a la zona pertinente. Es esencialmente un término que es aplicable
a los sistemas unitarios.
2.1.6 VELOCIDAD.
La función de la protección automática es aislar fallas del sistema de potencia en
un tiempo muchísimo más corto que el que podría lograrse manualmente. El
objetivo es salvaguardar continuidad de suministro quitando cada perturbación
antes de que lleve a la pérdida general del sincronismo que haría necesario el
cierre del elemento.
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"Si se carga el sistema se produce desplazamientos de fase entre los voltajes a
puntos diferentes y por consiguiente el aumento de la probabilidad de que el
sincronismo se pierda cuando el sistema es perturbado por una falla. El tiempo de
permanencia de una perturbación en el sistema permitido debe ser lo más corto
posible, el máximo tiempo permitido puede ser la carga del sistema" Ref (2).
La potencia destructiva de una falla es que la alta corriente generada es muy
grande; puede quemar por los conductores de cobre o puede soldar laminaciones
del centro de un transformador o máquina en muy poco tiempo. Incluso lejos del
propio arco de la falla, fuertes corrientes de la falla pueden causar daño al
elemento si ellas continúan más de un segundo.
Se verá que el equipo de protección debe operar tan rápidamente como fuera
posible; de tener velocidad, sin embargo, también debe ser comparado con la
economía. Por esta razón, sistemas de distribución para los que los requisitos
para la operación rápida no son muy severos son normalmente protegidos por
sistemas de tiempo graduados, pero los sistemas de alto voltaje requieren un
equipo de protección de la velocidad más alta; el único factor limitando será
necesidad de la operación correcta.
2.1.7 SENSIBILIDAD.
"La sensibilidad es un término frecuentemente usado al referirse a la corriente de
operación mínima de un sistema de la protección completo. Se dice que un
sistema de la protección es sensible si la corriente de la operación primaria es
baja.
Cuando el término se aplica a un relé individual, no se refiere a una corriente o
voltaje que pone, pero sí al consumo del voltio - amperio de la corriente de
operación mínima.
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Un tipo dado de relé normalmente puede utilizarse para una gama amplia de
escenarios de corrientes; el bobinado tendrá una impedancia que es
inversamente proporcional al cuadrado del valor de la corriente fijada, para que el
producto del voltio - amperio a cualquier ajuste, sea constante. Ésta es la
verdadera medida de las condiciones de la entrada del relé, y así también de la
sensibilidad. El factor de potencia de relé tiene un poco de importancia en la
materia de actuación transitoria" Ref (2).
Para relés D.C. la entrada de VA también representa consumo de potencia. Se
notará que las fallas de la fase tienen un más marcado efecto en la estabilidad del
sistema que tiene una falla a tierra simple y por consiguiente requiere despeje
más rápido.
Los relés de distancia forman parte fundamental del sistema de protección de una
línea de transmisión.
2.1.8 PROTECCIÓN DE DISTANCIA.
- Es la familia de relés más versátil e interesante.
- Funcionan mediante la interacción de señales de V e I; siendo Z = V / 1 una
medida eléctrica de la distancia a lo largo de una línea de transmisión, se ha
nombrado como de "Distancia" en estos relés.
- Por sus características permiten excelente selectividad, sensitividad y
velocidad de operación.
Los esquemas de distancia son NO UNITARIOS, son fácil de aplicar y proveen
protección primaria y respaldo.
2.1.9 PRINCIPIO DE OPERACIÓN DEL RELÉ DE DISTANCIA.
El relé de distancia está diseñado para operar únicamente para fallas en la zona
comprendida entre la ubicación del relé y un punto predeterminado en la línea de
transmisión.
FLJBITE
VF
f DISPARO
w<•->c - ) <H>
e-- '
pmFALLA
V F - I F ZF
BO9NAOERESTRICCIÓN OPBÍAOOW
Figura 2.1 Relé de Distancia del tipo Balancín. Ref (1).
De donde:
// = KrlF
vF = K2.VP = K2.IP.ZP
Por diseño:
Jorque de Operación = K3./F = T.Op
20
Jorque de Restricción = K4.vF = T.R
"De acuerdo al número de amperios - vuelta de cada bobina, habrá una relación
definida entre ellos, a la cual, los torques serán iguales llegándose al punto de
balance.
Si hay un incremento de corriente sin el respectivo incremento de voltaje, se
producirá un desbalance, de tal manera que debajo de un determinado valor de
V/l el torque de operación será mayor que el de restricción y el relé cerrará sus
contactos.
En los relés de distancia se cambia el alcance en ohm cambiando la relación de
amperios - vuelta.
El lugar geométrico de los puntos donde hay balance entre torques de operación y
restricción se denomina curva característica del relé y puesto que, idealmente es
dependiente de la relación voltaje - corriente y del ángulo entre ellos, se la puede
dibujar en un diagrama R -X. Sobre el mismo diagrama se dibujan impedancias de
carga, de fallas, de otros componentes del sistema, etc. , a fin de estudiar ajustes,
coordinación, comportamiento del sistema, etc" Ref (1).
2.1.9.1 Comportamiento de un Relé.
Se lo analiza o define en términos de:
- Alcance y precisión en el alcance.
- Tiempo de operación
Tiempo y alcance son dependientes de las magnitudes de entrada. A continuación
se muestran curvas con información de tiempo de operación en función de la
impedancia hasta la falla.
II
*« «££
21
Curva Característica del Relé
Curva CarscíensSca derf Re¡9
CURVASISGNCROHICAS
Relación de Impedancia de la Fuentea Impedancia fie la Linea ZSJZL
ZSiZL
Figura 2.2. Ref(1)
El TU tn /i iPosición de la FaMa
<% del Ajuste del Relé)
Figura 2.3 Ref (1)
22
2.1.9.2 Relación entre Voltaje del Relé y 7S / ZL.
Cualquier condición de falla en un sistema de potencia puede representarse
como:
FUENTE UNEA
vs
zs
*VL»VR>
ZL
VR
Figura 2.4. Ref (1)
** =V
V = —Z-L .V~ ~
.V Ec (2.1)
Para fallas fase - fase, V es el voltaje fase - fase y Zs / ZL se obtiene con las
impedancias de secuencia positiva.
Para fallas fase - tierra, V es el voltaje fase - neutro y Zs / ZL se obtiene con las
impedancias de secuencia positiva y cero.
ZS=2.ZS1+ZS9
\n d« hnp«4vKÍa 4« I» Fu«rrt*
a ImptdaiMla d* la Lln*a (ZSOL)
Figura 2.5. Ref (1)
2.1.10 TIPOS DE RELÉS DE DISTANCIA
Se clasifican de acuerdo a:
- Característica
- Número de señales de entrada
- Método de comparación.
Los tipos de relés comparan dos señales de entrada, V e I.
24
Contacto
Bobina deRestricción
Bobina deOperación
a) Relé de Balancín (comparador de amplitudes)
Bobina deOpercaión
Bobina dePolarización
Bobina deRestricción
Bobina dePolarización
b) Relé de Copa de Inducción (comparador de fase)
Figura 2.6. Ref (1)
En la figura 2.6 se muestran los tipos de comparadores usados en el diseño de
relés.
Con cualquier tipo de comparador se obtiene la característica que se desee.
25
- Comparando V e I en el comparador de amplitudes se obtiene un circulo en el
centro de los ejes al dibujar la característica en un diagrama R - X.
- El comparador de fases dará una línea recta que va por el origen. Para
obtener el círculo en el comparador de fase habrá que aplicar la suma y la
diferencia de V e I.
2.1.10.1.1 Relé de Distancia Tipo Impedancia.
Es básicamente un relé de sobrecogiente con restricción de voltaje, puesto que la
corriente produce un torque que se opone al producido por el voltaje (en relés
electromecánicos).
I -+ Operación
V -» Restricción
T = K,.l2 -K V2-K3 Ka -» resorte
En el punto de balance T = O
K2.V2=K,.I2-K3
V2 = K,_ K3
I2 K2 K2J2
Entonces:
V _
K2./:
Ka se desprecia pues su efecto se nota sólo en corrientes muy bajas que
normalmente encuentran.
Z= —1 = constante
26
Región de torquepositivo(opera)
Región de torquenegativo(no opera)
V
Figura 2.7 Característica de Operación de un Relé de Impedancia. Ref (1)
El relé de impedancia no toma en cuenta el ángulo de fase entre V e I por esto, la
característica dibujada en un plano R - X es un círculo con centro en el origen.
X A
R
Figura 2.8. Ref (1)
Desventajas del relé de impedancia.
- No es direccional
- Es afectado por la resistencia de arco
- Es muy sensible a oscilaciones de potencia puesto que cubre demasiada área.
Para que ese tipo de relé sea útil es necesario añadirle una unidad direccional.
27
2.1.10.1.2 Relé de Distancia Tipo Reactancia.
Básicamente es un relé de sobrecogiente con restricción direccional.
I -> Operación
KV.I.sen O -> Restricción
La unidad direccional desarrolla máximo torque negativo cuando 0 = 90° (I atrasa
aV).
En el punto de equilibrio T = O
K V1 = - - - . sen 0 = X = constante
K2 I
Característica del Relé
Figura 2.9. Ref(1)
Características:
R no tiene efecto, solo responde a X
Insensible en la resistencia de arco.
Puede operar con impedancia de carga.
Para su aplicación requiere de una unidad direccional.
28
"La unidad direccional tiene que ser inoperativa bajo condiciones normales de
carga. Para este objeto se utiliza un relé que tenga un elemento de restricción
alimentado por voltaje cuyo torque se opone al de la unidad direccional" Ref (1).
Este relé es el MHO o de "Admitancia". En otras palabras, un relé mho es un relé
direccional con restricción de voltaje. Cuando se lo usa con una reactancia, se lo
denomina "Unidad de arranque".
T = K,.V.l. cos(<9 - T)- K2 V2 - K3
En el punto de equilibrio T = O
.V2 = KrV.l.cos(0-r)-K2
V
KZ.VJ
Sí Ka = O (resorte)
Z = - - . costó-r)V '
A+X
Figura 2.10. Ref(1)
T = ángulo de máximo torque (diámetro del círculo)
29
2.1.10.1.3 El Relé MHO.
Características:
- Direccional
- Problemas con resistencia de arco.
2. /. 10.1.4 Relé MHO con "Offset".
Se obtiene introduciendo en el circuito de voltaje un voltaje adicional que es
proporcional a la corriente. De esta manera se puede incluir el origen de la
característica R - X.
Figura 2.11. Ref(1)
2.1.10.2 Aplicaciones.
- Respaldo a protección de barras.
- Bloqueo de disparo cuando ocurren oscilaciones de potencia
- Arranca el transmisor de la unidad de onda portadora en esquemas de
distancia por hilo piloto.
30
2.1.11 CONSIDERACIONES PARA ESCOGER ENTRE RELÉS DE
IMPEDANCIA, REACTANCIA O MHO.
2.1.11.1 Resistencia de Arco.
No afecta a relés de reactancia.
El relé de impedancia es más afectado que el de reactancia pero menos que elMHO.
2.1.11.2 Flujo Instantáneo de Potencia al Momento de Sincronizar.
Bajo ciertas circunstancias severas, el relé de reactancia es el más afectado.
El relé MHO es el menos afectado.
El relé de impedancia es menos afectado que el de reactancia, pero más afectado
que el MHO.
2.1.11.3 Resistencia de Tierra.
Puesto que la resistencia de tierra varía gradualmente dependiendo de las
condiciones del suelo, clima, resistencia de falla, el relé de distancia para proteger
contra fallas a tierra debe ser insensible a esas variaciones.
2.1.11.4 Relé de Reactancia.
Es preferido para detección de fallas a tierra.
Se lo puede utilizar para proteger contra fallas fase - fase de líneas muy cortas.
Requiere equipo adicional para prevenir operaciones falsas en el momento de
sincronización (temporizador que opere por poco tiempo luego de sincronizar).
31
2.1.11.5 Relé MHO.
Es el que más se utiliza para protección de fallas fase - fase en líneas medias y
largas.
2.1.11.6 Relé de Impedancia.
Es el que mejor se acomoda para proteger líneas medias.
2.1.12 PROTECCIÓN DE DISTANCIA POR ZONAS.
La protección de distancia se debe considerar cuando la protección por sobre
corriente es inadecuada.
Se la utiliza o mejor dicho, existen relés adecuados para detectar fallas entre
fases y entre fase y tierra. Normalmente se tienen relés separados.
Por utilizarse relés separados, se puede jugar un poco la característica de cada
uno de ellos y emplear de un tipo para fase - fase y de otro tipo diferente para
fallas fase-tierra.
Debido a que la resistencia de tierra puede ser tan variable, un relé de distancia
que debe detectar fallas fase - tierra no se debe ver afectado por variaciones de
la resistencia de falla. Consecuentemente, los relés de reactancia son
normalmente preferidos.
Los relés de distancia se ajustan en base a la impedancia de secuencia positiva
de las líneas, sea que detecten fallas fase - fase o fallas fase - tierra. Esta
impedancia de ajuste se llama "alcance del relé".
32
Para convertir la impedancia primaria en valor secundario utilizado para ajustar el
relé, se utiliza la siguiente expresión:
-7 • *RTCZ sec - Zpnm *RTP
RTC. Relación nominal del transformador de corriente.
RTP. Relación nominal del transformador de potencial.
La primera zona de este tipo de protección normalmente se ajusta para proteger
el 80 - 90% de una línea. Es protección de alta velocidad o primaria.
La segunda zona se ajusta para que llegue a aproximadamente un 20% de la
línea adyacente para asegurarse de que el 10 - 20% no cubierto por la zona 1
esté adecuadamente protegido y para asegurarse de que sí al final de la línea hay
una falla con arco, la protección operará. La zona dos provee además protección
a la línea adyacente. Por esta razón se debe incluir un retardo de tiempo
adecuado, normalmente de 0.2 a 0.5 segundos.
Si la línea adyacente es muy corta, para mantener la selectividad se debe ajustar
un tiempo de tal manera que opere después de la zona 2 de esa línea corta.
La zona 3, si es utilizada, debe alcanzar hasta el 100% de la línea más larga
adyacente a la que estamos protegiendo. El tiempo de la zona 3 debe estar entre
0.2 - 0.5 segundos respecto al tiempo de la zona 2.
En esquemas con tres zonas, la zona 3 se la utiliza como unidad de arranque del
sistema de protección.
33
La figura 2.12 muestra la protección por zonas para una línea de simple circuito.
ZONA 3
ZOMA 3
íZONA 2
Tiempo
ZONA1
K
ZOHA1
ZONA 2
Tiempo
Figura 2.12. Ref(1)
Para el caso de líneas multlterminales, ajustar la primera zona de los relés para
que vean del 80 - 90% de la ¡mpedancia entre una estación y la adyacente más
cercana, sin tomar en cuenta el efecto de las corrientes intermedias.
-DJO
Figura2.13. Ref(1)
Ajuste de la zona 1 del relé en A: 80 - 90% de ZAB
Ajuste de la zona 1 del relé en A: 80 - 90% de ZBC
Ajuste de la zona 1 del relé en A: 80 - 90% de ZCB
ojo—
34
Para la zona 2 es deseable que los relés en C y B vean fallas en A esto involucra
una zona 2 muy grande y probables problemas de coordinación con las
protecciones de los elementos a la derecha de B o abajo de C.
Para el caso de dos o más circuitos, Ea zona 1 se ajusta al 80 - 90% de la línea, la
zona 2 para que vea 100% del circuito paralelo. (No se considera protección en la
zona 3).
35
CAPITULO 3. RECIERRE AUTOMÁTICO
3.1 INTRODUCCIÓN.
En una línea de transmisión las fallas que ocurren en esta son en su mayoría de
naturaleza transitoria, por lo que después de que la línea se encuentra
desenergizada en un tiempo suficiente, la causa de la falla desaparece, pudiendo
luego ser reconectada y puesta en servicio.
Luego de una falla transitoria la probabilidad de que la falla se repita luego del
recierre es mínima, siempre y cuando el circuito fallado sea desconectado
prontamente del sistema.
Como causas de fallas transitorias tenemos: los rayos, oscilaciones de conductores y
acercamiento de objetos extraños.
"Las estadísticas (Sistema en Suecia SSPB a 220 kV) indican que más del 75.2% del
las fallas son transitorias, por lo que al abrir el interruptor y volver a cerrarlo, la falla
desaparece" Ref (7).
El recierre en una línea de transmisión tiene como principales objetivos:
- Restaurar el servicio permanente.
- Mantener el sincronismo entre dos áreas eléctricas.
- Mantener la estabilidad en sistemas interconectados.
- Confiabilidad en operación de sistemas.
36
En sistemas en donde se tienen muy altos voltajes, mantener el sincronismo y la
estabilidad es muy importante; para lo cual se necesitan esquemas de recierre de
muy alta velocidad.
Para que actúe el sistema de recierre se necesita que la línea se desenergize, es
decir, que el arco se encuentre extinguido. "El siguiente es un esquema de
funcionamiento básico de un recierre automático" Ref (3)
«8
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I P "2ÍB *
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II
37
Durante el tiempo en el que se encuentra desenergizado se producirá un
desplazamiento en fase de los sistemas interconectados; los interruptores deberán
recerrar antes de que el ángulo entre ellos sea demasiado grande y llegue a
perderse por completo el sincronismo. Aunque en algunos casos a pesar de que el
ángulo entre los sistemas es muy grande y se ha perdido temporalmente el
sincronismo, es posible recuperarlo posteriormente.
La posibilidad de realizar un recierre de tipo monopolar, o sea la apertura y cierre
solamente de la fase afectada, con la ventaja de que el sincronismo puede
mantenerse a través de las otras dos fases.
3.1 DEFINICIONES.
En el instante que se produce la falla el relé hace el intento de recierre luego de abrir
para despejar la falla; este puede ser:
- Recierre exitoso (falla transitoria)
- Recierre no exitoso (falla permanente)
Adicionalmente se tienen las siguientes definiciones. Ref (3)
3.1.1 ANTI-PUMPING
Es una característica incorporada al disyuntor, conque, en caso de una falla
permanente, previene la repetición de operaciones del disyuntor cuando el impulso
de cierre dura más tiempo que la suma de los tiempos del relé de protección y el
disyuntor.
38
3.1.2 ESQUEMA DE RECIERRE DE ALTA VELOCIDAD.
Es cuando el interruptor de recierre opera automáticamente entre 0.3 y 1 segundos
luego de una operación de disparo.
3.1.3 ESQUEMA DE RECIERRE LENTO O RETARDADO.
Es un esquema en el cual el recierre automático del disyuntor luego de la operación
de disparo de falla se realiza con lentitud o retardo en tiempos mayores a 1 seg.
3.1.4 RELÉ CONTADOR.
Un relé del tipo electromagnético el cual se maneja un paso adelante cada vez que
su bobinado se energiza. Un contacto es operado después de un número de pasos
escogido y el mecanismo puede ser manualmente o eléctricamente reseteado.
Frecuentemente usado para grabar el número de operaciones realizado por un
disyuntor desde la última reparación o mantenimiento, y para dar una alarma y un
bloqueo sobre el vencimiento del número de operaciones de falla permitidos entre
inspecciones de mantenimiento.
Una alarma de pre - bloqueo indica que el bloqueo ocurrirá después de la próxima
operación de recierre.
3.1.5 CONTADOR DE OPERACIÓN.
Usualmente es del tipo electromecánico, colocado para indicar el número de
operaciones automáticas.
39
3.1.6 BLOQUEO.
Una característica de los esquemas de auto - recierre el cual después de la
actuación del disyuntor previene futuros recierres automáticos.
3.1.7 RECIERRE TRIPOLAR.
Las tres fases actúan juntas en una operación de recierre.
3.1.8 RECIERRE MONOPOLAR.
La fase fallada es la única que realiza la operación de recierre.
3.1.9 RECIERRE MÚLTIPLE.
Cuando se tiene una secuencia de operación que permite realizar algunos intentos
de recierre para despejar una misma falla.
3.1.10 RECIERRE ÚNICO.
La secuencia de operación realiza un solo intento de recierre.
3.1.11 TIEMPO DE OPERACIÓN.
3.2.11.1 En Protección.
Tiempo entre el momento que se produce la falla y el cierre de los contactos que
ordenan el disparo del interruptor.
40
3.2.11.2 En Interruptor.
Tiempo entre la energización de la bobina de disparo y excitación del arco.
3.1.12 TIEMPO DE ARCO.
Tiempo entre el instante de separación de los contactos de interruptor y la extinción
del arco.
3.1.13 TIEMPO DE DESIONIZACIÓN.
El tiempo en el que el arco producido por la apertura de la línea se ha extinguido y se
asegura que no se produzca un nuevo disparo cuando se vuelva a energizar la línea.
3.1.14 TIEMPO DE APERTURA.
Es el tiempo entre la energización de la bobina de disparo y la completa separación
de los contactos del interruptor.
3.1.15 TIEMPO MUERTO.
3.2.15.1 Para Protección.
Tiempo que comprende desde que el esquema de recierre es energizado, hasta el
momento de operación de los contactos del relé que energizan el circuito de cierre
del interruptor.
En todos, menos en los esquemas de recierre instantáneos o muy rápidos, este
tiempo es virtualmente el mismo que el tiempo muerto del disyuntor.
41
3.2.15.2 Para Interruptor.
Tiempo comprendido entre el momento que se extingue el arco y cuando el
interruptor vuelve a unir sus contactos para recerrar.
3.2.16 TIEMPO DE DISTURBIO DEL SISTEMA.
Es el tiempo comprendido entre el momento en que la falla se produce y el instante
en que los contactos del interruptor se unen produciendo un recierre exitoso.
3.2.17 TIEMPO DE IMPULSO DE CIERRE.
El tiempo durante el cual el cierre de los contactos del relé de auto - recierre son
hechos.
3.2.18 TIEMPO DE CIERRE.
Tiempo comprendido entre la energización del circuito de cierre del disyuntor y el
momento en que se unen los contactos de este.
3.2.19 TIEMPO DE REPOSICIÓN.
Tiempo mínimo para una nueva operación de recierre luego de uno exitoso.
Los esquemas de recierre son aplicados generalmente en sistemas de distribución,
subtransmisión y transmisión.
Estos esquemas de recierre pueden ser complementados con equipos "verificadores
de sincronismo" o "verificadores de voltaje" que permiten el recierre del interruptor
42
solo si las partes a conectarse se encuentran en sincronismo y verificación de
existencia o no de voltaje entre estas partes respectivamente.
Para el recierre se deberá analizar condiciones de operación de todo el sistema.
3.3 APLICACIÓN DE AUTO - RECIERRE.
La selección de los tiempos muertos del interruptor y de reposición del relé de
recierre, son de fundamental importancia en la aplicación de los esquemas de
recierre automático.
Estas decisiones, así como las de seleccionar un recierre único o múltiple, dependen
del tipo de protección e interruptor empleado, también de la naturaleza del sistema y
de posibles problemas de estabilidad que puedan existir.
Para el recierre monopolar o tripolar se realizan consideraciones de tipo económico y
técnico del sistema.
La rápida expansión en el uso del auto - recierre ha llevado a la existencia de una
variedad de diferentes tipos de sistemas de control.
En la operación de sistemas se debe tomar en cuenta la conveniencia de realizar un
tipo de recierre dependiendo de la probabilidad de que la falla sea transitoria. En
casos de generadores es mucho más perjudicial realizar un recierre no exitoso que
no realizarlo.
El recierre en líneas de transmisión que se encuentran cerca de plantas de
generación grandes debe ser realizado cautelosamente tratando de evitar transitorios
que pueden dañar a las máquinas.
43
"La aplicación del recierre automático en líneas de muy alta tensión, la consideración
del mantenimiento de la estabilidad y del sincronismo del sistema es muy importante.
Esto depende de las características del sistema y del grado de interconexión de este.
En sistemas donde se tiene una alta interconectividad, los puntos donde puede
perderse el sincronismo por el disparo de una línea, se adopta el recierre lento, con
el objetivo de que las oscilaciones del sistema tengan tiempo de alcanzar
condiciones de estabilidad relativa antes de intentar el red erre" Ref (3).
3.4 FACTORES PARA EL RECIERRE.
Existen algunos factores que deben considerarse en el recierre. Entre estos tenemos
(Ref (3)):
3.4.1 TIEMPO MÁXIMO DISPONIBLE PARA ABRIR Y CERRAR ELINTERRUPTOR SBV QUE SE PIERDA SINCRONISMO.
Conocer el tiempo máximo de disturbio posible para el sistema sin que este llegue a
perder sincronismo es uno de los principales requerimientos. Con la estimación de la
variación del ángulo entre dos máquinas debido a un disturbio, a partir de las curvas
potencia - ángulo del sistema conjuntamente con el conocimiento del tiempo
requerido para experimentar este cambio se puede estimar el tiempo máximo
disponible.
Para realizar el recierre en condiciones de sincronismo, se debe procurar que los
tiempos para este efecto sean cortos y tratando además que la probabilidad de
recierre exitoso sea alta. Este tiempo debe considerar los tiempos de actuación de:
protecciones, interruptores, extinción de falla y si se incluye el tiempo requerido para
revisar sincronismo.
44
3.4.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS ESQUEMAS DE PROTECCIÓN EMPLEADOS.
Los esquemas empleados conjuntamente con el recierre dependerán de la
importancia de la línea, tipo de consumidor, etc.
Los esquemas de protección de alta velocidad se complementan con equipos que
utilizan transferencia de disparo, incrementando la probabilidad de un recierre
exitoso. Los tiempos requeridos en este tipo de esquemas es de alrededor de 100
mseg.
Cuando se tiene una línea que se encuentra con alimentación en sus dos extremos
se requiere adicionalmente de un sistema de protección a distancia. Es importante
que los interruptores de la línea sean abiertos simultáneamente ya que cualquier
adelanto de uno de ellos sobre el otro puede producir una reducción del tiempo
disponible para no producir disturbios en el sistema y consecuentemente diminuir la
probabilidad de que se produzca un recierre exitoso. El recierre instantáneo
solamente se podrá dar si existen condiciones de sincronismo de los extremos de la
línea, luego de haber permanecido abiertas.
Para el caso en el que se tengan dos líneas en paralelo, el recierre instantáneo se lo
puede realizar sin necesidad de verificar sincronismo, siempre y cuando el otro
circuito se encuentre conectado. El recierre se puede supervisar con el chequeo de
voltaje de la línea paralela y un contacto 52a del interruptor de la misma que previene
el recierre cuando la línea se encuentra abierta en uno o en los dos extremos.
Cuando la protección pierde la capacidad de trabajar con transferencia de disparo se
debe bloquear el recierre.
45
3.4.3 TIEMPO REQUERIDO PARA DESIONIZAR EL ARCO.
Cuando se utiliza esquemas de recierre de alta velocidad se debe tomar en cuenta el
tiempo que toma en extinguirse el arco, para que la aplicación de voltaje en el
recierre se realice cuando el arco ya se ha desionizado.
El tiempo de desionización depende de:
- Voltaje del circuito
- Espaciamiento entre conductores
- Corriente de falla
- Velocidad del viento
- Acoplamiento capacitivo con los otros circuitos.
De los cuales el más importante es el voltaje del sistema, y por lo tanto mientras
mayor sea el voltaje se requerirá de más tiempo para lograr la extinción del arco, por
tal motivo, en líneas de distribución el tiempo de desionización despreciable frente al
retardo del interruptor, lo que no sucede con líneas de transmisión de muy alto
voltaje.
Los valores típicos de tiempo de desionización (apertura de contactos) para recierre
tripolar para una probabilidad de un 5% de reencendido del arco se muestran a
continuación:
Voltaje fase-fase
<kV)234669138230
T. Desionización(ciclos, 60 Hz base)
4561018
46
También se suele determinar tiempos muertos mínimos utilizando la siguiente
relación:
kVt = 10.5+ ciclos
34.5
Pero los resultados son parecidos a los anteriormente indicados, en sistemas de alto
voltaje.
Los tiempos de recierre son encomendados al relé y no al interruptor debido a la
mayor precisión de operación de los primeros.
En recierres monopolares utilizados en líneas largas, los tiempos requeridos para
extinguir el arco son mayores que en un rea erre tripolar, para iguales condiciones de
éxito; esto se debe al acoplamiento capacitivo que se mantiene con las otras dos
fases, y lo que provoca que se mantenga el arco.
3.4.4 CARACTERÍSTICAS DE LOS DISYUNTORES.
El tiempo que toman los interruptores en abrir y cerrar sus contactos, está dado por
limitaciones de tipo mecánico y eléctrico de los mismos interruptores.
El tiempo de desionización del arco se reduce si se despeja la falla rápidamente. La
falla puede ser despejada por un interruptor entre 50 y 100 mseg, para luego recerrar
con tiempos muertos de 0.2, 0.3 seg y tener la posibilidad de volver a abrir si la falla
persiste.
3.4.5 PROBABILIDAD Y DURACIÓN DE LAS FALLAS MÚLTIPLES.
En sistemas de muy alto voltaje se debe considerar el tiempo en el que el interruptor
esta en condiciones de efectuar otro nuevo ciclo de recierre (tiempo de reposición).
47
Este tiempo dependerá del tipo de accionamiento utilizado para la apertura de
contactos, que podría variar entre 10 a 30 segundos.
Por lo general en los sistemas de muy alto voltaje se utiliza un esquema de un solo
intento de recierre.
3.4.6 PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DE FALLAS PERMANENTES.
Esta dependerá de las estadísticas que se posea de fallas en operación, y del tipo de
fallas transitorias más comunes.
3.5 AUTO - RECIERRE EN LINEAS DE TRANSMISIÓN.
En líneas de transmisión la más importante consideración en la aplicación del auto -
recierre es la de mantener la estabilidad y sincronismo del sistema.
Los problemas involucrados son dependientes en si el sistema de transmisión es
débilmente conectado. Por un instante dos sistemas de potencia pueden conectados
por una línea ó estar fuertemente interconectados.
"La interconexión entre dos sistemas de potencia como se ve en la figura 3.1; bajo
condiciones saludables, la cantidad de potencia sincrónica transmitida P cruza la
curva potencia - ángulo OAB en el punto X, mostrando que el desplazamiento de
fase entre los dos sistemas es 9o" Ref (3).
48
LOADS
7FAULT LOAOS
NORMAL SYSTEM COND1TION
- INPUT UNE
Figura 3.1 Efecto del auto recierre de alta velocidad en la estabilidad del sistema.
Ref(3)
"Bajo condiciones de falla, el punto de operación cambia de lugar hacia Y;
asumiendo una entrada mecánica constante para las máquinas, hay ahora una
potencia de aceleración XY.
Como resultado, el punto de operación se mueve a Z con un incremento en el
desplazamiento de fase 61 entre ios dos sistemas, en este punto el disyuntor dispara
y rompe la conexión.
El desplazamiento de fase continua incrementado a una velocidad dependiente de la
inercia de las dos fuentes de potencia; para mantener el sincronismo el disyuntor
debería ser recerrado en un tiempo suficientemente corto para prevenir que el ángulo
de fase exceda de 62. Este ángulo es tal que el área 2 queda tan grande como el
área 1, que es la condición para mantener el sincronismo" Ref(3).
Este ejemplo muestra que la aplicación exitosa del recierre automático en ese caso
necesita protección de alta velocidad, rápida operación del disyuntor y un tiempo
muerto corto.
49
En sistemas altamente interconectados la pérdida del sincronismo es improbable por
el disparo de una línea; aquí la mejor política puede ser adoptar recierre de baja
velocidad, o recierre con retardo de modo que el sistema tome el tiempo necesario
para estabilizarse antes de efectuar el recierre.
3.6 RECIERRES DE ALTA VELOCIDAD.
El primer requerimiento para la aplicación del recierre de alta velocidad es un
conocimiento del tiempo del disturbio en el sistema, que puede ser tolerado sin la
pérdida de la estabilidad del sistema
La curva potencia - ángulo de la figura 3.1 junto con el valor de potencia eléctrica
transmitida permite estimar el cambio de ángulo de carga permisible.
Será entonces necesario tener algún conocimiento de la relación cambio de ángulo
de carga - tiempo, para estimar el tiempo permisible para el disturbio en el sistema.
3.7 ELECCIÓN DEL TIEMPO MUERTO
En las figuras 3.2 a y 3.2 b ilustran la actuación de típicos disyuntores de aceite y
explosión de aire, que dan el mínimo tiempo muerto impuesto por sus características
de operación del disyuntor.
50
Areextinguished
TIME<»)
ContacseparalTrip
¡nitiatkm
i
OO3 —006
1 '
IS
e
i i
K
Conumal
Braaker fully opan:closíng ctrcuit enargized
i
0-20 L
i i
O-3S
O-S5
•ct»ce
Breaker- fullycío ved
— O-O1
Mínimum daad time — can be reduced toO-3» by «pacta! mechamsm
(a) l32kV PNEUMATICALLY OPfcRATEDBULK OIL CIRCUIT BREAKER
Areextinguished
ConisepaTrip
íníttation
O-O36 —|O-O46—J
TIME
ictsata
n
' i
Closíngcírcuit energi
i
1»- • -O-3 ~~"i
Conrna
zed
'— »
tactske
Breaker• fully closed
J1- — O-O2• — O O65
Mínimum dead tima —can be reducedto O-2a by tha use of specíal contacta
(b) 4OOkV AIR BLAST CIRCUIT BREAKER
Figura 3.2 Típica operación de disparo-cierre para un disyuntor neumático. Ref (3)
El escenario de tiempo muerto sobre un relé de recierre automático de alta velocidad
debería ser suficientemente largo para asegurar completa desionización del arco. En
sistemas de alto voltaje un recierre no exitoso es más perjudicial que no realizar el
recierre.
3.8 ELECCIÓN DEL TIEMPO DE RESTAURACIÓN.
Cuando los disyuntores actúan se debe tomar en cuenta el tiempo necesario para
que el mecanismo cierre, para que restablezca y este listo para la próxima operación
de recierre.
51
"Por ejemplo interruptores operados neumáticamente requieren tiempo para el cierre
del pistón, para retornar a la posición normal, un proceso que puede tomar unos 10
segundos.
Interruptores de resorte pueden requerir sobre los 30 segundos para rebobinar,
después de haber realizado un recierre.
Los interruptores con explosión de aire deben permitir la recuperación de aire para
poder regresar a su posición normal" Ref (3).
3.9 NUMERO DE DISPAROS.
El auto - recierre de alta velocidad en sistemas de alto voltaje es invariablemente un
solo disparo. Los esfuerzos de recierre repetidos con niveles altos de fallas tienen
efectos sobre la estabilidad del sistema, así el disyuntor está bloqueado después de
un intento sin éxito.
Además la incidencia de fallas semi-permanentes que pueden ser eliminadas por
recierres repetidos es de muy baja probabilidad en sistemas de alto voltaje.
3.10 AUTO - RECIERRE TRIFÁSICO VS. MONOFÁSICO.
Cuando se aplica auto - recierre trifásico al único circuito de interconexión entre dos
sistemas de potencia, el disparo de todas las tres fases en una falla causa una
tendencia inmediata de aislar los dos sistemas en su relación de la fase a entre sí.
Ningún intercambio de potencia de sincronización puede tener lugar durante el
tiempo muerto.
52
Si, por otro lado, sólo la fase defectuosa se dispara durante la falla de tierra, implica
que para la gran mayoría de fallas en líneas de alto voltaje, todavía pueda
intercambiarse potencia de sincronización a través de las fases sanas.
"Para auto - recierre monofásico cada fase del disyuntor debe independizarse y debe
proporcionarse su propio cierre y mecanismo de disparo; esto es normal en
interruptores de alto voltaje de explosión de aire y la mayoría interruptores de aceite"
Ref (3).
El disparo asociado y el circuito de recierre se complican por consiguiente más, y,
excepto en esquemas de distancia, la protección necesita la adición del relé de fase
que seleccionado. Es práctica normal para colocar eso, en caso de las fallas de la
multi - fase, que se disparan todas las tres fases del disyuntor.
Las ventajas de auto - recierre monofásico son el mantenimiento de transmisión de
potencia de sincronización y en sistemas de múltiples tierras la interferencia es
despreciable con el cambio de carga. Esto es porque la corriente de la fase abierta
puede fluir a través de tierra, vía los diversos puntos de tierra hasta que la falla se
despeja y la fase fallada es restaurada.
La principal desventaja es el tiempo de la desionización más largo, resultante del
acoplamiento del capacitivo entre las líneas falladas y sanas que pueden causar
interferencia con circuitos de comunicación y en ciertos casos, mala operación de
relés de falla a tierra en líneas de doble circuito que se deben al flujo de corrientes
secuencia. Éstos son producidos por inducción mutua entre las líneas falladas y
sanas.
53
3.10.1 AUTO - RECIERRE DE ALTA VELOCIDAD EN LÍNEAS QUE EMPLEANESQUEMAS DE DISTANCIA.
La importancia de disparo simultáneo de los disyuntores a cada extremo de una línea
fallada donde el auto - recierre de alta velocidad es empleado ya se ha mencionado
antes.
La protección de distancia impone un poco de dificultades en este respeto.
"Debido a los errores que involucra la determinación de la resistencia que se fija en
los relés de distancia, no es posible fijar un relé de distancia para cubrir 100% de la
línea protegida con la confianza de tener exactitud y por consiguiente es usual aliviar
estos errores poniendo el relé para cubrir 80 - 90% de la longitud de la línea en la
primera zona o zona instantánea.
Hay una zona cerca de cada extremo de la línea en la que las fallas son despejadas
a través de disparo secuencial. Éstos las zonas del extremo normalmente
representan 20 - 40% de la longitud de la línea. El restante 60 - 80% entre las zonas
del extremo son despejados simultáneamente por los disyuntores en ambos
extremos" Ref (3).
Por esta razón, una falla que ocurre en una zona del extremo se despejaría en el
tiempo de la zona 1, es decir, instantáneamente por la protección a un extremo del
alimentador; pero en 0.3 - 0.4 segundos (tiempo de la zona 2) por la protección al
otro extremo.
El auto - recierre de alta velocidad aplicado a los disyuntores a cada extremo del
alimentador no podría producir tiempo muerto o en un tiempo muerto insuficiente
permitir desionización de la falla. Una falla transitoria podría verse por consiguiente
como una permanente y podría producirse el bloqueo de ambos disyuntores.
54
Dos métodos están disponibles para superar esta dificultad; primero, una extensión
del alcance de zona 1 para dar disparo instantáneo encima de la longitud de la línea
entera, y segundo, el uso de una vía señalada para enviar una señal de disparo al
extremo lejano de la línea cuando el disparo local en la zona 1 ocurre.
3.10.1.1 Extensión de la Zona 1.
El disparo simultáneo en ambos extremos de un alimentador puede ser obtenido
poniendo los relés de distancia a cada extremo y cubrir aproximadamente el 110%
de la longitud de la línea en la zona 1, para que se despejen todas las fallas dentro
de la línea en el tiempo de la zona 1. Una objeción a este método es que los relés
operarían instantáneamente simplemente para las fallas más allá del extremo de la
línea y producirían discriminación pobre.
Un método alternativo es fijar el alcance de la zona 1 de la manera usual y cubrir 80 -
90% de la longitud de la línea, y entonces el alcance que tiene la zona 1 se extiende
para incluir 20% de la próxima línea por medio de un relé control de rango.
En la ocurrencia de una falla en cualquier punto dentro del alcance de la zona 1, el
relé MHO opera en el tiempo de la zona 1, y energiza el relé 86A que dispara el
interruptor y energiza el relé del auto - recierre. En cuanto el interruptor empiece a
recerrar, el contacto 2A se abre y desenergiza relés E(E) y E(PH), restaurando el
alcance de la zona 1 al normal 80 - 90%. Si la falla es transitoria los disyuntores
disparados recerrarán con éxito, pero si permanente, el daño será peor que no haber
recerrado.
Con el relé de auto - recierre en servicio, la protección posterior normal de la zona 2
normal y zona 3 es proporcionada por el MHO que mide unidades junto con las
unidades de arranque. La última tiempos de arranque de la zona 2 y zona 3 que
extienden el alcance después de los retardos de tiempo apropiados; 0.4 segundos
55
para la zona 2 y 0.8 segundos para la zona 3. Cuando el alcance es extendido desde
la extensión de la zona 1 a la zona 2, los relés Z2 y Z2X operan.
La desventaja del esquema de la extensión de la zona 1 es que fallas externas, entre
el extremo lejano de la línea y el primer 20% de la próxima línea, puede producir el
disparo de un disyuntor externo a la sección fallada, trayendo un aumento en la
necesidad de mantenimiento del interruptor.
3.11 ESQUEMAS DE RECIERRE MONOPOLAR.
Los esquemas de recierre monopolar forman parte de esquemas de control
suplementarios. Se tienen dos aspectos de primordial importancia en la operación de
un sistema eléctrico de potencia; ellos son:
- La seguridad operativa
- La continuidad en el servicio de energía
Las fallas monofásicas a tierra son el tipo que predomina en todas las líneas. Esta
predominancia es más pronunciada en líneas de alta tensión, porque las grandes
distancias entre conductores impiden algunas fallas bifásicas y trifásicas.
"Las siguientes estadísticas, comunicadas por la Bonneville Power Administration
(BPA) acerca de fallas en su red de 500 kV durante el periodo de 9 de diciembre de
1967 al 30 de junio de 1973 confirman lo que antecede" Ref (6).
Tipo de FallaMonofásicas a tierraBifásicasBifásicas a tierraTrifásicas
500 kV93%4%2%1%
400 kV70%23%23%7%
200 kV56%27%27%17%
56
En las instalaciones convencionales la presencia de una falla monofásica (1 4>) en
alguna línea de transmisión ocasiona que la falla sea liberada por la apertura tripolar
de la línea en ambos extremos. Esto puede provocar problemas en el sistema
eléctrico de potencia que redunden en una degradación de la seguridad operativa y/o
pérdida de la continuidad de suministro. Con la aplicación del esquema de recierre
monopolar, las fallas de fase a tierra son liberadas mediante la apertura de ambos
extremos de la fase fallada; las restantes dos fases de la línea permanecen
operando.
La lógica de operación del esquema se aplica de la siguiente manera: cuando ocurre
una falla monofásica, (figura 3.3) el esquema de protecciones instalado para disparar
monopolarmente detecta la falla de la fase a tierra y ejecuta la siguiente secuencia
de operaciones (Ref (4)):
--Q
Falla 1 Faie - Tierra
Figura 3.3. Representación del disparo monopolar de la fase fallada con la aplicación
del esquema de recierre monopolar Ref (4)
- Discrimina la fase fallada y manda la apertura del interruptor correspondiente en
ambos extremos para liberar la falla (de 4 a 6 ciclos).
La fase abierta permanece en este estado el tiempo suficiente para que se
extinga la corriente de arco secundario. Un rango típico será de 30 a 90 ciclos en
líneas de 230 y de 400 kV.
57
- Se efectúa el recierre de la fase abierta en los dos extremos de la línea.
- Si el recierre es exitoso, la línea regresa a su operación normal. Esto se cumple
cuando la corriente de arco secundario se extingue.
- Si el recierre es fallido, la línea se dispara tripolarmente. Esto ocurre cuando la
falla es permanente, o bien, la corriente de arco no se ha extinguido al momento
de recentar la fase.
"Las redes eléctricas débiles, que por su configuración topológica presentan
características longitudinales, están expuestas a problemas operativos de control de
voltaje, de estabilidad transitoria y dinámica, de control carga - frecuencia, de la
continuidad de suministro, etc. Ante la ocurrencia de contingencias en líneas de
transmisión" Ref (4). La implantación del esquema de recierre monopolar resulta
sumamente atractivo para este tipo de redes. Algunos beneficios que se obtendrán
son:
a) Mejora en los márgenes de estabilidad.
b) Incremento en los índices de confiabilidad de la red
c) Incremento en la continuidad de suministro de energía a los usuarios
d) Para grandes unidades de vapor reduce los esfuerzos en flechas por
oscilaciones torsionales, comprobando con disparo tripolar
La aplicación de este esquema de control suplementario lleva consigo algunos
problemas que deben ser considerados previo a su implantación:
58
• La corriente de arco secundario
• Esfuerzos mecánicos en las flechas de los turbo - generadores y efectos en los
alabes.
• Sobrevoltajes transitorios y sostenidos.
3.11.1 CORRIENTE DE ARCO SECUNDARIO.
"Cuando ocurre la falla monofásica en una línea de transmisión, se establece una
comente de falla de fase a tierra. En el momento de liberar la falla mediante la
apertura monopolar de los interruptores en ambos extremos de la fase, aún con el
conductor abierto, persiste una corriente en el punto de falla llamada comente de
arco secundario. Dicha corriente es producida por el acoplamiento inductivo y
capacitivo de las fases que permanecen energizadas con el conductor abierto. El
tiempo muerto considerado en la lógica de operación del esquema de protecciones
para recerrar la fase abierta, tiene como fin dar margen para que la corriente de arco
secundario se extinga y el recierre sea exitoso. Una vez que la corriente de arco
secundario se extingue, aparece en el conductor abierto un voltaje llamado voltaje de
recuperación que, dependiendo de la razón de cambio cuando pasa por cero, puede
originar un reencendido de la corriente de arco secundario" Ref (4). Esta comente es
función del nivel de tensión y longitud de la línea principalmente y se extinguirá o no
dependiendo de (Ref (4)):
• La corriente primaria de falla
• La magnitud de la corriente de arco secundario
• El voltaje de recuperación
• La velocidad del viento
La corriente está compuesta por dos componentes, una capacitiva y otra inductiva,
separadas 90° aproximadamente. La componente inductiva, que depende del flujo de
potencia por las fases" vivas", es cero cuando la falla ocurre en la mitad de la línea
59
y máxima para fallas en los extremos de la línea. En líneas de extra alto voltaje (345,
400 y 500 kV) la componente capacitiva que es la que predomina, es casi la misma
para cualquier punto de la falla en líneas entre 200 - 300 km. Lo comentado también
sucede con el voltaje de recuperación.
En la figura 3.4 se presentan los resultados obtenidos de pruebas de campo y de
laboratorio, mediante los cuales se puede evaluar el tiempo en el que se extingue la
comente de arco secundario.
Como se observa en la figura 3.4, el tiempo para efectuar el rederre tiene un valor
mínimo de .25 segundos, el cual corresponde a 15 ciclos. Posteriormente crece lineal
con respecto a la magnitud de la corriente de arco secundario. Sin embargo, debido
a los diversos factores que intervienen; el tiempo requerido para la extinción del arco
es aleatorio y la recta realmente indica el tiempo mínimo recomendable para realizar
un recierre exitoso.
El tiempo que permanece abierta la fase, antes de proceder a efectuar el rederre; es
identificado como tiempo muerto. Este tiempo debe ser tal, que asegure que el arco
secundario se ha extinguido y que el sistema eléctrico permanezca en sincronismo.
Debido a que en ocasiones es difícil cumplir con ambos compromisos, se hace uso
del esquema de cuatro reactores monofásicos; que permiten que el arco secundario
se extinga más rápido y por consecuencia, se efectúe el recierre en un tiempo menor
de tal manera que se conserva la estabilidad del sistema.
60
1 25
075
RE CIERRES NO EXrTOSQS
* PRUEBAS EN LMEAS REALES
PRUEBAS EN EL LABORATORIO
Amperio*
Figura 3.4 Tiempo en le que se puede efectuar el recierre, en función de la magnitud
de la corriente de arco secundario. Ref (4)
3.11.2 ESFUERZOS MECÁNICOS EN FLECHAS Y EFECTOS EN ALABES.
"Cuando ocurre la falla 1<t> y durante el periodo que se tiene a un conductor abierto,
se presentan circulaciones de comente de secuencia positiva, negativa y cero. La
corriente de secuencia negativa produce estímulos de 120 Hz principalmente a los
alabes de la turbina de baja presión, que pueden resonar con los modos naturales de
acoplamiento rotor - alabe. Hasta con tiempos muertos de hasta 2 segundos, el
efecto sobre los alabes se considera tolerable" Ref (4).
61
3.11.3 ESQUEMAS DE PROTECCIONES.
El tipo de protecciones empleado deberá cumplir dos premisas básicas:
a) Si la falla está o no en la zona de protección
b) Cuál es la fase fallada.
"Durante la secuencia de eventos del dispar monopolar, se presenta una serie de
transitorios eléctricos que provocan pares eléctricos transitorios del generador, a los
cuales responde el sistema mecánico del montaje turbo - generador (flecha).
Cualquier cambio repentino en la potencia eléctrica de salida del generador (AP) a
causa de la falla, liberación de la misma y recierre del conductor abierto origina pares
transitorios en la flecha del montaje turbo - generador. La severidad de estos pares
depende de la magnitud de AP. Las fallas 1<t> ocasionan menores AP que las fallas
34». Los estudios realizados han mostrado que los efectos por la operación exitosa del
dispar monopolar en generadores conectados a través de un solo circuito, lo cual es
poco común excepto cuando un segundo circuito esté en mantenimiento, son
tolerables y consecuentemente no causan fatiga a la flecha del turbo - generador"
Ref (4).
Debe tenerse presente que cuando la fase está abierta, circularán comentes de las
tres secuencias, por lo que es necesario una adecuada coordinación de las
protecciones de generadores y otros elementos vecinos para evitar la operación de
respaldos. En general, los esquemas de protecciones aplicados, son del tipo estático,
de comparación direccional y de fase o distancia. Los costos de estos esquemas a
los de las protecciones convencionales.
62
3.11.4 NEUTRALIZACIÓN DEL ACOPLAMIENTO CAPACITIVO.
La corriente de arco secundario es la principal responsable de un recierre exitoso o
fallido. Para que el recierre sea exitoso, la corriente de arco secundario se debe
extinguir antes que la fase sea recreada.
Esta corriente se puede extinguir sin ninguna ayuda externa, pero requerirá "tiempos
muertos" más prolongados respecto de los casos donde se utilice algún medio para
facilitar la extinción de ella. Uno de los métodos más utilizados para favorecer la
extinción de la corriente de arco secundario es el denominado "esquema de cuatro
reactores", 3 de fase y 1 de neutro a tierra.
Como el objetivo principal de la aplicación del esquema de dispar monopolar está
dirigido a mejorar los márgenes del menor tiempo posible para que la fase abierta
sea recerrada y la linea normalizada. En esta aplicación, el esquema de 4 reactores
es comúnmente utilizado como se puede ver en la figura 3.5. En líneas de
transmisión radiales, o en casos donde el tiempo que la fase permanece abierta no
es trascendental en el comportamiento dinámico de generadores del sistema, puede
permitirse que la comente de arco secundario se extinga sin la ayuda de ningún
agente externo, permitiéndose mayores" tiempos muertos" antes de recerrar la fase
abierta.
La corriente de arco secundario es producida por el acoplamiento capacitivo e
inductivo de las dos fases en servicio con la fase abierta, siendo predominante el
efecto capacitivo. Con el esquema de 4 reactores se compensa el acoplamiento
capacitivo entre fases, y consecuentemente se favorece la extinción de la corriente
de arco secundario. Cabe aclarar que con este esquema no se compensa el
acoplamiento inductivo.
63
A B C
iT»
- -Í.X
f
A B C
Figura 3.5 Esquema de 4 reactores y acoplamientos capacitivos de la línea de
transmisión. Ref (4)
"El esquema de 4 reactores utiliza 3 reactores de fase de construcción monofásica,
cuya capacidad debe ser determinada con base en estudios de flujos de carga,
estabilidad y sobrevoltajes, de switcheo al energizar la línea. Una vez definida la
capacidad de los reactores da fase, el valor en ohms del reactor del neutro puede ser
encontrado en función de la compensación shunt de la línea en estado estable. Antes
de mostrar la deducción de las ecuaciones para calcular el reactor del neutro, se
explicará el acoplamiento capacitivo que se presenta en una línea de transmisión"
Ref (4).
3.11.5 EFECTOS CAPACITIVOS DE LA LÍNEA.
Los efectos capacitivos mutuos y de la fase a tierra que ocurren en una línea de
transmisión, se muestran en la siguiente figura 3.6 (sin hilos de guarda).
64
Figura 3.6 Efectos capacitivos de la línea de transmisión. Ref (4)
Las ecuaciones de voltaje en términos de coeficientes de potencial, V = Pq son:
ba
ab
bb
cb
be
9a
Qb Volts (1)
La inclusión del reactor del neutro ocasionó que en la maniobra de energización de la
línea, los sobrevoltajes transitónos en el extremo abierto (opuesto al cierre) fueron
mayores que si se prescindiera del reactor, Sin embargo, los sobrevoltajes en la
etapa de recierre de la fase abierta predominaron sobre los provocados por la
energización de la línea.
En el momento de interrupción de la fase fallada, se presenta una sobretensión
transitoria en el nodo donde abre el primer interruptor además, entre los contactos de
este interruptor se presenta un sobrevoltaje llamado voltaje de recuperación. En esta
etapa la operación del esquema de dispar monopolar, el voltaje de recuperación fue
muy severo. Su importancia está relacionada con la capacidad y diseño del
interruptor.
Para las pruebas que se efectuaron en esta línea, los sobrevoltajes transitorios al
recierre de la fase abierta o por la energización de la línea de 1.94 a 2.58 pu; los
sostenidos en el rango de 1.16 a 1.75 pu.
65
3.11.6 REDES DE SECUENCIA CON UN CONDUCTOR ABIERTO.
"En el ciclo de operación del esquema de dispar monopolar, la falla monofásica es
liberada con la apertura monopolar de la fase en ambos extremos de la línea.
Durante el tiempo que la fase fallada permanece abierta, la línea se mantiene en
operación con 2 fases en flujo de potencia en secuencia positiva es mayor que si
tuviera 3 fases en operación. Es decir, que con un conductor abierto da la impresión
que la línea se alarga eléctricamente, lo que ocasiona que el flujo de potencia
disminuya, pero sin llegar a cero como ocurre durante un disparo tripolar de la
misma" Ref (4).
Para ilustrar el manejo de las redes de secuencia cuando se tiene un conductor
abierto, y la reactancia equivalente de transferencia de potencia que presenta la
línea, se expondrá un breve análisis del tema.
En la siguiente figura 3.7 se muestran 3 fases de una línea de transmisión.
Supóngase que la fase "a" se abre entre los puntos P y Q, los cuales están
suficientemente cerca uno de otro para suponer que la importancia de las fases "b" y
"c" en esta sección son cero. Las comentes de línea en el sentido de P a Q son la,
Ib, Ec. Los voltajes de fase en el punto P son Va, Vb y Ve; en el punto Q Va, Vb y
Ve.
]Va
Vb
Ve
P Cla ,
n> ,
le (
>
Va*
Vb'
Ve'
Figura 3.7 Línea de transmisión con una fase abierta. Ref (4)
66
De la figura se observa:
la =
Las caídas de voltaje entre los puntos P - Q para las 3 fases son:
Las caídas de voltaje de secuencia cero, positiva y negativa (0,1,2) son:
va30
y31
V
1_ ' *
~3
" 1 1 r1 a a2
1 a2 a
*~ v ~
8
v =0b
v c =0
v =V -V" " " = -*v3 f
-V =-*V*
67
De lo anterior se deduce que:
*+=*+=** (2)
De la transformación de componentes simétricas:
/a=/ f l l+/a2+^=0,entonoes (3)
Como podemos ver en las ecuaciones anteriores, el conductor abierto da lugar a
iguales caídas serie de voltaje en cada red de secuencia correspondiente. Así que
las ecuaciones de voltaje para estas redes son:
V a 2 +/a 3Z2=0 (4)
De las ecuaciones (4) y (2)
Utilizando la ecuación (3) y (5)
a, a2
68
i - o */32 Z +Z*- +Z-
I 2 * I
ao 7 +Z*- + *-
De las ecuaciones (2) y (4)
va,=vaz=va0=laiZ2
entonces:
(6)
"De la ecuación (6) se tiene que la caída serie de voltaje de secuencia positiva
entre los puntos P y Q sen[a encontrada si la impedancia Zo.Z2 / (Zo + Z2) es insertada
en la red de secuencia positiva entre los puntos P y Q. La expresión para la
impedancia muestra que es la resultante del paralelo de las impedancias de
secuencia negativa y cero. La adición de la impedancia de la ecuación (6) a la
impedancia de secuencia positiva de la línea da como resultado la impedancia
equivalente de secuencia positiva que representa la línea cuando una fase está
abierta" Ref (4).
Esto equivale a imaginar que la línea es más larga, es decir, que tiene una
impedancia de secuencia positiva mayor.
CAPITULO 4. ANÁLISIS DE CONDICIONES ACTUALES.
4.1 RECIERRES EN EL SISTEMA DE 230 kV y 138 kV.
En la actualidad las subestaciones del anillo de 230 kV y los tramos de 138 kV
cuentan con protecciones que entre sus funciones tienen recierre automático.
"El número de reconexiones con éxito en las redes de 400 y 200 kV de la
Administración de la Electricidad de Suecia , de 1970 a 1974 muestra lo siguiente"
Ref (6).
Número total de fallas en lineas
Reconexiones con éxitoDisparos definitivos
Equipo fuera de servicio o defectuoso
238
179
32
27
75.2%13.5%11.3%
El recierre en el sistema esta utilizado con distintos tipos de relés pero con la
misma función objetivo de habilitar la línea el momento en que sea pertinente.
En el Anexo 4.1 (4.1.1, 4.1.2, 4.1.3), se observa los tipos de relés que se
encuentran instalados en las diferentes subestaciones; cada uno con sus propias
características y ajustes. En estos cuadros se puede observar que la mayoría de
recierres tienen calibraciones entre 0.2 y 0.309 segundos para el tiempo muerto y
de 20 a 25 segundos para el tiempo de reposición. Calibraciones de 0.2 segundos
para tiempo muerto y 20 segundos para tiempo de reposición como en el caso de
Pascuales y Trinitaria.
Existen prácticamente 4 tipos de relés en el anillo de 230 kV y como se puede
observar en el Anexo 4.2, las marcas que predominan son General Electric y
Mitsubishi. También ocurre lo mismo en las líneas de 138 kV.
70
Actualmente algunos de los recierres en el sistema de transmisión están
prácticamente fuera de servicio como se ve en los anexos {4.3.1 en 230 kV y
4.3.2 en 138 kV), por que su condición es: out o off o bloqueado o excluido. A
excepción de ciertas subestaciones donde se los tiene calibrados para fallas
monofásicas (Pascuales, Milagro, Quevedo, Sto. Domingo y Sta. Rosa).
4.2 ESTUDIO DE AUTO - RECIERRE DE LA SWEDPOWER.
En el reporte final de la SwedPower en Noviembre de 1988 para el Instituto
Ecuatoriano de Electrificación INECEL (Ref (6)), se muestra un estudio donde se
simula la respuesta de la línea Molino - Milagro considerando auto - recierre
monopolar (línea sólida) y auto - recienre tripolar (línea segmentada), para
diferentes los siguientes casos de fallas:
a) Etapa 1989, sin líneas de transmisión fuera de servicio. Para una falla
monofásica, fase - tierra ocurrida cerca de Molino.
Utilizando la siguiente secuencia de simulación:
t = O, Ocurre la falla.
t = 0.1 La falla es despejada.
t = 0.4 Se produce el auto - recierre tripolar.
t = 1.1 Se realiza el auto - recierre monopolar.
t = 20 Se para la simulación.
En el resultado obtenido (ver Anexo 4.4), se observa que se logra mantener la
estabilidad usando el auto - recierre monopolar o tripolar.
b) Etapa 1989, sin líneas de transmisión fuera de servicio. Para una falla trifásica,
ocurrida cerca de Molino.
Utilizando la misma secuencia anterior para la simulación.
71
El resultado (ver Anexo 4.5) muestra que la estabilidad se mantiene para un auto -
recierre monopolar o tripolar.
c) Etapa 1989, sin líneas de transmisión fuera de servicio. Para una falla
monofásica fase - tierra simultánea en las dos líneas, ocurrida cerca de
Molino.
Con la misma secuencia de simulación.
En este caso el resultado (ver Anexo 4.6) la estabilidad se mantiene solamente en
el caso que se utiliza auto - recierre monopolar.
d) Etapa 1989, la línea de transmisión Molino - Milagro 2 es tomada como fuera
de servicio. Para una falla monofásica fase - tierra ocurrida en el 50% de la
línea Molino - Milagro 1.
Se utiliza la misma secuencia de simulación.
Aquí el resultado (ver Anexo 4.7) muestra que la estabilidad sólo se mantiene si
se utiliza un auto - recierre monopolar.
e) Etapa 1992, mismo caso anterior.
Con la misma secuencia de simulación.
Para el mismo tipo de caso, en esta etapa el resultado (ver Anexo 4.8) muestra
que la estabilidad se logra tanto con el auto - recierre monopolar como con el auto
- recierre tripolar.
Como conclusión se tiene que en esta línea expuesta distintos tipos de fallas; la
mejor respuesta de esta se tiene cuando existe la actuación de un esquema de
auto - recierre monopolar y en ciertos casos también responde aceptablemente
con auto - recierre tripolar.
72
4.3 ANTECEDENTES DE FALLAS.
Para poder tener una idea de la situación en la que se encuentra el sistema en la
actualidad es necesario revisar las distintas fallas que han ocurrido en el sistema
de potencia y el tipo de respuesta de este.
La revisión estadística se la realiza desde 1997 hasta Agosto del 2000 con horas
de falla, alarmas, relés actuados, líneas afectadas, caso reportado,
observaciones, etc.
Todas estas estadísticas se las puede observar en los cuadros de los anexos 4.9,
4.10,4.11 y4.12.
Como se puede observar en estos reportes de fallas se tiene:
- Una falla en la L/T Milagro - Pascuales 1 el 4 de enero de 1997 donde el relé
de auto - recierre falla (79-262) y el interruptor (52-262) es cerrado luego de 10
minutos por el CENACE.
- Una falla en la L/T Sta. Rosa - Sto. Domingo 1 el 27 de febrero de 1997 donde
se tiene un auto - recierre exitoso (79-212) para lograr cerrar el interruptor (52-
212) en un tiempo considerado instantáneo.
- Para la falla en la L/T Sta. Rosa - Sto. Domingo 1 el 28 de febrero de 1998 la
acción del esquema de recierre falla y el auto - recierre no se efectúa, por lo
que el interruptor (52-212) es cerrado luego de 10 minutos por el CENACE.
- En la falla ocurrida en al L/T Sto. Domingo - Sta. Rosa 1 el 1° de abril de 1998
el auto - recierre (79-222) falla en su operación y el interruptor es cerrado
luego de 3 minutos por el CENACE.
73
- En la falla ocurrida en Ea misma línea anterior, el 30 de junio de 1998 se
produce la operación de protección de la línea en los dos extremos, es decir,
operan los interruptores 52-222 en Sto. Domingo y el 52-212 en Sta. Rosa; de
igual manera opera el recierre pero falla y la habilitación de la línea se logra
después de 13 minutos.
- En la misma línea ocurre una falla el 1° de julio de 1998 y actúa la protección
en el lado de Sta. Rosa con el interruptor 52-212 y su respectivo recierre el
cual vuelve a fallar.
- Para el caso de la falla en la UT Quevedo - Pascuales 2, el 11 de julio de 1998
y se observa que el recierre se encuentra bloqueado por lo que el cierre del
interruptor 52-242 se lo hace luego de 14 minutos por el CENACE.
- En la misma línea se produce una falla, el 7 de noviembre de 1998, para la
cual las alarmas indican que el recierre se encuentra bloqueado, y el
interruptor 52-242 es cerrado luego de 8 horas 23 minutos por el CENACE.
Como conclusión se observa que el recierre en la línea de Sta. Rosa - Sto.
Domingo se encuentra habilitado pero no ha tenido actuaciones exitosas en sus
ultimas operaciones.
En el caso de la línea Quevedo - Pascuales según la información que nos dan las
alarmas estos recierres se encuentran bloqueados.
En la línea Milagro - Pascuales aunque se encuentra habilitado el recierre no ha
operado exitosamente como podemos ver en las fallas ocurridas en esta línea,
donde el tiempo para cerrar el interruptor es grande.
Para las otras líneas los recierres se encuentran desconectados como se puede
observar en los tiempos de cierre de los interruptores para sus respectivas fallas y
como se puede ver en el informe de estado actual de los recierres (Anexo 4.3).
74
4.3 ESQUEMA DE AUTO - RECIERRE (TIPO VAR41N).
4.3.1 ESQUEMA DE AUTO - RECIERRE TRIFÁSICO DE UN SOLO DISPARO.
"El tipo VAR41N es un esquema de auto - recierre trifásico, de solo un disparo
(ver anexo 4.13) que proporciona un "tiempo muerto" ajustable entre los rangos
de 0.06 - 0.6 segundos, 0.1 -1.0 segundos o 0.5 - 3.0 segundos y un "tiempo de
reposición" de 5 - 25 segundos o 10 - 60 segundos. Esto es usado para el circuito
de recierre de alta velocidad con interruptor de explosión de aire. Además también
da facilidades para la verificación, que los dos sistemas desconectados están en
sincronismo o que las barras están vivas y la línea desenergizada antes que el
circuito interruptor es autorizado para cerrar'' Ref (9).
4.3.2 CARACTERÍSTICAS
Auto - recerrar todas las tres fases para ambas fallas (de fase y de tierra). Los
interruptores permanecen abiertos si en recerrar el interruptor re - abre dentro del
tiempo de reposición. El interruptor permanece abierto si el circuito falla al
recerrar. Se requieren sólo dos contactos del relé de protección.
4.3.3 DESCRIPCIÓN.
El relé es una combinación de dos relés de tiempo tipo VAT, cuatro relés
auxiliares tipo VAA y un contador de operaciones del interruptor. El "tiempo
muerto" VAT se proporciona con dos contactos cronometrados normalmente
abiertos y dos contactos instantáneos normalmente abiertos mientras el "tiempo
de reposición" VAT tiene un contacto cronometrado normalmente abierto y un
contacto cronometrado normalmente cerrado. Este relé opera instantáneamente y
el tiempo de retardo es luego de la desenergización (off - delay). El relé VAA
cierra que C tiene uno contacto magnético que da energía al circuito interruptor
que cierra el bobinado. La comunicación extema permite conectar el relé para
verificar sincronismo o carga de la línea.
75
4.3.4 OPERACIÓN.
La secuencia de cierre es iniciada por el contacto del relé de protección 86T-2 a
través del LAP normalmente cerrado y los contactos 52a-2. En la ocurrencia de
una falla el relé de protección 86T opera y dispara todos los tres polos del circuito
interruptor a través del contacto 86T-1. Los relés de protección y auxiliares deben
por consiguiente auto - restablecerse para que ellos no causen un segundo
disparo inmediatamente después que el circuito interruptor cierra.
Si la revisión de sincronismo se requiere cuando la línea es energizada desde
terminal remoto, los enlaces de L2, L3 y L4 son cerradas, los relés de sincronismo
detectarán sincronismo y cerraran su contacto SYN en cuanto la línea y voltaje de
la barra estén en sincronismo.
Alternativamente, si la carga de Ea línea es requerida, el enlace L1 es cerrado, y
los relés de voltaje son proporcionados para verificar que las barras están vivas,
(contacto BVT), y que la línea esta desenergizada, (contacto [LVT]). antes que el
recierre del interruptor es permitido
Cuando estas condiciones se cumplen, la operación de la auto - restauración
dispara el relé para energizar al relé P y cronómetro D para comenzar un ciclo del
recierre, y se enclavan a través de contacto P-1. Al final del "tiempo muerto"
escogido el contacto D-1 energiza el tiempo de reposición LO cuyos contactos
operan instantáneamente para energizar el relé de cierre C a través de D-2, LOX-
2 y SYN o BVT y LVT. El relé C se enclava a través de contacto C-2, energiza el
circuito interruptor cerrando la bobina 52X a través de C-4 y desenergiza el relé P
y D cuando el contacto C-1 abre.
El circuito interruptor recierra así restableciendo el relé C a través de 52b-1 y
terminando el impulso de cierre. También el relé D suelta y desenergiza el
cronómetro LO que restablecerá después de un tiempo de reposición, 5 - 2 5
segundos o 10 - 60 segundos.
76
Si la falla persiste o ocurre de nuevo durante el tiempo de reposición el relé de
protección abrirá el circuito interruptor como antes pero este contacto de tiempo
LO-1 prevendrá a los relés P y D de la energización y el circuito interruptor
quedará abierto.
Cuando el circuito interruptor es cerrado por medio del interruptor de control
manual, el cronómetro LO opera y proporciona un tiempo de reposición para aislar
los relés P y D para un predeterminado tiempo de reposición después de cerrar.
Esto previene un recierre automático Si el circuito interruptor está cerrado ante
una falta.
En caso del relé de bloqueo del auto recierre 96, siendo operado, el relé de
bloqueo E es energizado el cual previene a los relés P y D de operar y el circuito
interruptor se quedará abierto.
4.3.5 ENCLAVAMIENTO POR BAJA PRESIÓN DE AIRE.
Para el funcionamiento con circuito interruptor de explosión de aire el contacto de
baja presión de aire LAP es acordado para abrir si hay presión de aire insuficiente
durante un ciclo abrir - cerrar - abrir y así previene auto - recerrar rompiendo el
primer suministro positivo a los relés P y D. Proporcionando allí la presión
suficiente para un ciclo completo, la operación del relé de disparo comenzará la
secuencia del recierre y el contacto LAP es reemplazado por el contacto P-1. Esto
Es necesario prevenir descenso momentáneo de presión de aire cuando el
circuito interruptor es disparado, para aislar el suministro primario positivo desde
los relés P y D.
4.3.6 EXTENSIÓN CONTROL DE LA ZONA 1.
Este control se requiere para abrir y por eso quita la característica de la extensión
de la zona 1 del relé antes que el circuito cerrado por el relé de auto - recierre,
77
para restaurar la característica de la extensión de la zona 1 sólo después de que
el ajuste ha pasado del elemento de tiempo de reposición.
El contacto debe permanecer abierto para el ajuste del tiempo retardado de
reposición por otra parte la ocurrencia de una falla persistente o una segunda falla
transitoria durante el tiempo de reposición producirá un disparo incorrecto del
interruptor. El disparo incorrecto consiste del circuito interruptor en la próxima
línea saludable entre la línea fallada y la fuente, qué tiene la distancia para la
característica de extensión de la zona 1 descubriendo la falla en la línea fallada,
disparando por segunda vez y bloqueando. Esto significa que la línea fallada se
dispara como requirió pero también el suministro a la barra que alimenta la línea
fallada está perdido.
El contacto LOX-1 asegura correcto disparo del interruptor. El contacto E-3 se
conecta en serie con el contacto LOX-1 qué automáticamente quita la
característica de la extensión de la zona 1 del relé de distancia en el evento de
bloqueo del auto recierre.
El contacto LOX-3 se proporciona para bloquear el "switch - encendido - para -
falla" característica en algunos tipos de protección de distancia que podría causar
disparo incorrecto por otra parte cuando el recierre en a una falla persistente por
las razones similares para aquéllos dados sobre remover la extensión de la zona
1. El contacto E-4 esta en paralelo con el contacto LOX-3 para proporcionar la
misma facilidad bloqueo.
4.3.7 CASO DEL RELÉ.
El relé es de un tamaño 20, que ofrece todo las ventajas de fácil mantenimiento y
prueba sin perturbación de cualquier instalación eléctrica del tablero.
78
4.3.7.1 Características.
4.3.7.1.1 Valuación del Bobinado.
Los valores de voltaje normales son 30, 110, 125, 220 Y 250 voltios d.c.
4.3.7.2 Relé Cronometrado de Auto - Recierre D.
El rango de ajuste puede ser obtenido de cualquiera de los rangos normales 0,06
- 0,6 segundos, 0.1 - 1.0 segundos, o 0.5 - 3.0 segundos. Dos contactos
cronometrados normalmente abiertos y dos contactos instantáneos normalmente
abiertos son proporcionados.
4.3.7.3 Relé con Tiempo de Reposición LO.
Este relé es retardado y el rango de ajuste requerido puede obtenerse de
cualquiera de los valores normales disponibles, es decir, 5 -25 segundos o 10 -
60 segundos. El relé proporciona dos contactos un normalmente abierto y un
normalmente cerrado con retardo de tiempo.
4.3.7.4 LOX Relé Auxiliar de Tiempo de Reposición.
Este relé se controla por el relé de tiempo de reposición LO y tiene tres contactos
normalmente abiertos más un contacto normalmente cerrado.
4.3.7.5 Relé de Bloqueo E.
Este relé tiene dos contactos normalmente cerrados más un contacto
normalmente abierto de restablecimiento manual e indicador de operación
manual.
79
43.7.6 Relé De Cierre C.
Este relé proporciona tres contactos normalmente abiertos y dos contactos
instantáneos normalmente cerrados. Además el contacto normalmente abierto
usado para recierre del interruptor, se proporciona una unidad de la ruptura
magnética.
4.3.8 PLAN DE COMPONENTES.
D Relé cronometrado de auto recierre tipo VAT11.
Lo Relé cronometrado de reposición tipo VAT11.
LOX Relé auxiliar tipo VAA11
P Relé auxiliar tipo VAA11
C Relé de recierre tipo VAA11
CO Relé contador tipo STC
E Relé de bloqueo tipo VAA13.
4.3.8.1 Equipamiento Externo.
52T Bobina de disparo del Interruptor.
52X Bobina de cierre del Interruptor.
52a Swrtch auxiliar del Interruptor - abierto cuando el interruptor esta abierto.
52b Swrtch auxiliar del Interruptor - cerrado cuando el interruptor esta abierto.
86T Relé de disparo trifásico que corresponde al 94NP de ciertos planos.
CSS-1 Swrtch de control del Interruptor cerrar - neutral - disparo.
A/NA Swrtch Auto /No - auto control.
LAP Contacto de baja presión de aire.
LVT Relé de voltaje de línea.
BVT Relé de voltaje de barra.
SYN Relé para verificación de sincronismo.
L1 Enlace de carga de la línea.
L2 Enlace de verificación de sincronismo.
L3,L4 Enlace del relé de verifican de sincronismo.
80
CAPITULO 5. SIMULACIÓN
5.1 INTRODUCCIÓN.
El sistema armado para la simulación (mes de agosto del 2001), toma en cuenta
próximos proyectos del S.N.I. como son: la subestación Dos Cerritos conectado
con Pascuales y Milagro en 230 kV, cambio o aumento de transformadores como
por ejemplo la salida del auto - transformador de Santa Rosa y su colocación en
I barra, etc. (ver anexo 5.1)
5.2 CASO SIMULADO.
El caso que se desea simular consiste en un caso crítico de máxima demanda ya
que en este existirá mayor transferencia de potencia por el sistema de
transmisión. El caso encontrado como crítico corresponde al mes de Agosto, en
cuyo caso se tomará la Previsión de Consumo de Potencia y Energía de las
Empresas Distribuidoras para dicho mes en el Plan de Operación publicado por el
CENACE (ver anexo 5.2).
Con dicha demanda se realiza un ajuste porcentual de cada empresa y se realiza
el despacho para este caso de demanda. Para la simulación la carga debe ser
ingresada por barra, es decir, sí a una empresa posee algunas barras la carga
que tiene esta como total se distribuirá en forma proporcional en cada una de sus
barras hasta cumplir con la demanda total. Esta proporcionalidad está dada
basándose en datos anteriores de flujos (ver anexo 5.3).
Para la demanda obtenida en este caso se realizara un despacho de las
generadoras; para o cual se toma como base el despacho real obtenido en el día
más critico del mes de Agosto del año 2000, el cual corresponde al 24 de Agosto
(ver anexo 5.4).
81
Con estos nuevos valores de demanda y de despacho se ingresan a la base de
datos del sistema que se va simular; y se realiza un análisis en estado estable
para observar si se cumple con los requerimientos necesarios de estabilidad del
sistema.
Cumplidos los requerimientos de estabilidad se procede a efectuarse el análisis
dinámico del sistema con los tiempos que consideran a continuación.
5.3 CALCULO DE TIEMPOS PARA SIMULACIÓN.
Para el estudio de los tiempos adecuados para auto - recierres es necesario
considerar algunos factores importantes (Ref 5), como se lo vio en el capitulo
anterior. Para poder obtener los tiempos en los que se va desarrollando la
secuencia de apertura y recierre del interruptor se irán tomando en cuanta cada
uno de estos efectos.
El cálculo del tiempo de falla apertura, y recierre para la simulación sigue la
siguiente secuencia (figura 5.1)
Como inicio de la secuencia se considera la falla y la detección de la misma
por el relé 21 y la transferencia de la señal por el carrier a lo que se atribuye
aproximadamente 16 ms.
orden de contactos21 carrier 94NT acertara aMertos
-M-FALLA' I6ms *l6ms I6jas 32
Energiza
-I—300
Margen desegvrlted
LO
-4
cierrecantact
lo 50 JNS 16; 48
Figura 5.1
82
Se consideran 16 ms para la actuación del relé 94NP de disparo dado en la
protección primaria.
El relé auxiliar que da la orden de apertura al interruptor demora
aproximadamente unos 16 ms mas.
El tiempo que demora la apertura de los contactos del interruptor se considera
aproximadamente de 32 ms como un tiempo promedio de algunas pruebas de
interruptores, en el que ya se considera el tiempo de desionización del arco, es
decir, es el tiempo en el que los contactos llegan a estar completamente
abiertos y sin ninguna corriente de falla circulando por estos.
De la suma de estos tiempos se tendrá el tiempo total de apertura del
interruptor, desde la ocurrencia de la falla hasta la apertura total de sus
contactos.
Tiempo(ms)161616323.3
83.3
Función
Carrier94NPOrden AperturaOperación InterruptorMargen de seguridadTiempo total de apertura
La operación del recierre empieza el momento que se da la orden de disparo
por el 94NP (número asignado al relé de disparo en la mayoría de planos de
subestaciones), el mismo que permite la actuación del contacto 86 (número
asignado para el relé de disparo en el esquema del recienre), lo que implica un
retardo de 16 ms por este efecto.
El instante que opera el contacto 86 se energiza P y D. Donde el contacto
perteneciente a P permite el la memorización de la operación y D es el relé en
el cual se ajusta el "tiempo muerto" de 300 ms para que actúen sus contactos
auxiliares.
83
El momento que se actúan los contactos auxiliares del relé D se efectúa la
energización de LO y la respectiva actuación de su contacto para energizar
LOX en 16 ms. LO es un relé off delay, es decir, que el retardo lo realizará a la
desenergización (en este se calibra el tiempo de reposición de 25 seg), por lo
que a la energización su contacto actuará casi instantáneamente.
Luego se debe realizar una revisión de la línea y se escoge: revisión de voltaje
en línea y barra ó revisión de sincronismo; dependiendo del lado de la línea en
que se encuentre el recierre. Para esto se considera el más crítico que es el
chequeo de sincronismo que dura aproximadamente 50 ms. Luego de esto se
energiza el relé C que es que dará la orden de cierre al interruptor y
adicionalmente un relé CO que lleva la cuenta del número de operaciones de
recierre.
La operación de cierre del interruptor dura aproximadamente 48 ms (según
catálogo del interruptor Magrini Galileo), hasta que estos se encuentren
completamente cerrados.
A esta secuencia se debe restar el tiempo que tomó el interruptor en la
apertura desde la acción del relé 94NP; para tener el tiempo total que se
encuentra abierta la línea hasta realizar el cierre. Este resultado es el que se
ingresa para la simulación.
Tiempo(ms)16
3001650164844648
Función
Contacto 86, Energización de P y DTiempo muerto, Energización LOEnergización LOXSincronización, Energización de CAcción contacto de COperación de cierre del InterruptorTiempo total del EsquemaApertura del Interruptor
398 Tiempo total que se encuentra abierto el Interruptor
84
5.4 RESULTADOS
Las simulaciones se realizan para los casos de recierre con "tiempo muerto" de
398 ms como tiempo mínimo encontrado para recerrar y un "tiempo muerto" de 1
segundo y para una falla sin efectuar operación de recierre.
Los gráficos de las diferentes simulaciones se los puede observaren el anexo 5.5,
clasificado en el siguiente orden:
- Líneas de 230 kV, con recierre de 398 ms y 1 seg.
- Líneas de 230 kV, sin recierre.
- Líneas de 138 kV, con recierre de 398 ms y 1 seg.
- Líneas de 138 kV, sin recierre, (además caso crítico de Vicentina - Muíalo)
Además están numerados por gráficos para ubicarlos en las tablas de resultados.
Las oscilaciones de potencia, luego de la falla con un auto - recierre efectuado en
398 ms en 230 kV y 138 kV da valores máximos y mínimos de potencia (ver
anexo 5.6.1), donde:
- Para 230 kV las desviaciones máximas son: 78.01% de S máxima en la línea
Pascuales - Dos Cerritos y 42.41 % de S mínima en la línea Paute - Totoras.
- Para 138 kV las desviaciones máximas son: 132.68% de S máxima en la línea
Quevedo - Daule Peripa y 53.99% de S mínima en la línea Pucará - Ambato.
Las oscilaciones de potencia, luego de la falla con un auto - recierre efectuado en
1 seg en 230 kV y 138 kV da valores máximos y mínimos de potencia (ver anexo
5.6.2), donde:
85
- Para 230 kV las desviaciones máximas son: 44.03% de S máxima en la línea
Pascuales - Dos Cerritos y 21.20% de S mínima en la línea Paute - Totoras.
- Para 138 kV las desviaciones máximas son: 137.88% de S máxima en la línea
Quevedo - Daule Peripa y 50.89% de S mínima en la línea Pucará - Ambato.
Las oscilaciones de potencia, luego de la falla sin recierre en 230 kV y 138 kV da
valores máximos y mínimos de potencia (ver anexo 5.6.3 y 5.6.4), donde:
- Para líneas de doble circuito de 230 kV las desviaciones máximas son:
13.62% de S máxima y 13.62% de S mínima en la línea Sta. Rosa - Domingo.
- Para 138 kV las desviaciones máximas son: 573.41% de S máxima en la línea
Quevedo - Daule Peripa y 36.47% de S mínima en la línea Totoras - Agoyán.
- Para líneas de un solo circuito de 230 kV la potencia que dejan de transmitir
circula por las adyacentes y de estas las máximas desviaciones son: 145.62%
de S máxima en la línea Milagro - Paute para la falla Milagro - Dos Cerritos y
36.74% de S min en la línea Riobamba - Totoras para la falla Paute - Totoras.
- La falla en la línea Vicentina - Muíalo de 138 kV las máximas deviaciones de
potencia se tienen en la línea Muíalo - Pucará con un S máxima de 540.48% y
un S mínimo de 12.92%.
En los resultados con recierre se puede ver que luego de la operación el sistema
oscila pero no en forma peligrosa y recupera un valor estable en un tiempo menor
a 10 segundos.
Se considera que se puede realizar un recierre a un tiempo mayor al establecido
como mínimo sin que el sistema sufra perturbaciones mayores.
86
CAPITULO 6. ANÁLISIS ECONÓMICO
6.1 INTRODUCCIÓN.
El análisis económico consiste en determinar el costo que le significan al
sistema las pérdidas causadas por una falla en la que no se efectúa auto -
recierre y adicionalmente la confiabilidad del sistema para segunda o más
contingencias, las cuales implican un costo.
6.2 ANÁLISIS POR PERDIDAS.
El momento que una línea de doble circuito falla, la potencia que se transmitía
por esta es tomada en parte por el circuito sano, con lo que aumenta la
potencia que lleva este. Las pérdidas son función de la potencia que se
transmite.
Cuando un circuito lleva una potencia determinada, se producen pérdidas en
este, es decir, la potencia en el punto de entrega es menor que la potencia en
el punto de generación. Y si la potencia a ser llevada aumenta, también lo
harán las pérdidas.
Las pérdidas provocan que se tenga que generar más para cubrir una
determinada demanda, y esta generación adicional tiene un costo.
6.2.1 COSTO DE PERDIDAS.
El costo que se considera para el análisis es el costo marginal promedio para
ese mes (Agosto 2001) de 27 USD/MWh, ya que se considera como
generación que se encuentra fuera del despacho normal y para la producción
de un MW adicional se debe incluir generación de alto costo, es decir, la
máquina que margina producirá más para cubrir las nuevas pérdidas.
87
Para este objeto se considera el plan de operación del CENACE, donde se
observan los costos marginales mensuales para el año 2001 (ver anexo 6.1).
Se hace un análisis de pérdidas del sistema de potencia base y se
desconectan las los circuitos de las líneas para ver la circulación de potencia
luego de haber perdido un circuito y las pérdidas que se producen.
Con el costo marginal por MWh se encuentra el costo por generar para cubrir
pérdidas (ver anexo 6.2).
Se considera que el promedio de duración de un circuito desconectado es de
20 minutos, que equivale a 0,33 de hora; de esta manera se obtiene el costo
por perdidas en ese lapso de tiempo.
Para el caso en donde no se tienen dobles circuitos o también se tienen líneas
próximas; se puede observar que la deshabilitación de una línea lleva consigo
que las otras tomen parte de la potencia que se deja de transmitir.
De las líneas próximas a la fallada se toma la que toma mayor cantidad de
potencia o la que tiene más pérdidas por causa de la falla y disparo de la
analizada; y luego se procede de la misma forma que la anterior (ver anexo
6.3).
Como se puede apreciar el costo por efecto de las pérdidas es pequeño con un
máximo mensual de 186.25 USD mensuales para la falla Daule Peripa -
Portoviejo en líneas de 230 kV y 138 kV con doble circuito. Y de un máximo
mensual de 310 USD mensuales para la falla Paute - Riobamba con la toma de
potencia de la línea fallada por parte de la línea Paute - Totoras en líneas de un
sólo circuito.
Los valores obtenidos son casi despreciables frente a los costos de generación,
transmisión y distribución que se manejan mensualmente.
88
6.3 ANÁLISIS POR CONFIABILIDAD.
Se puede tomar en cuenta también la confiabilidad para determinar los costos
de un sistema con y sin auto - recierre.
El momento que se produce una falla en un circuito de una línea que no posee
auto - recierre, es decir queda abierta, existe una probabilidad que ocurra una
falla en el otro circuito; y se pierde la transmisión de potencia de esa línea que
puede estar alimentando a una carga o conectando un generador, en cuyo
caso esta pérdida por energía no suministrada tiene un costo. En líneas que
son solamente de un solo circuito el momento que se produce la falla, y la línea
no posee auto - recierre la pérdida de suministro es más probable.
Para este análisis es importante tomaren cuenta basándose en las estadísticas
de fallas el costo que ha significado la no-inclusión o no-habilftación del auto -
recierre en el sistema de transmisión; especialmente en 138 kV,
Según como muestran las estadísticas la mayor cantidad de fallas en donde se
ha tenido mayor pérdida de suministro de energía, debido que es un sistema
radial y posee más líneas con un solo circuito, el análisis económico se dirige
para este caso.
La muestra de estadísticas de fallas en 13S kV es tomada desde el año 1998
hasta el 2000.
Para encontrar el valor de energía no suministrada, se sigue la siguiente
secuencia de análisis:
a) En la estadística de fallas general anual se localiza una falla en una línea de
transmisión de 138 kV.
b) Se observa si esta es una línea de doble circuito o de un solo circuito para
determinar si existe o no, pérdida en el suministro de energía.
89
c) En el caso del doble circuito, solamente sí existió una falla en los dos
circuitos se considera como pérdida en la energía suministrada.
d) Para calcular la energía no suministrada se toma el dato de potencia que se
estaba llevando por esa línea y se multiplica por el tiempo por el cual estuvo
deshabilitada.
e) Se suman todos los casos en los que se encontró energía no suministrada y
se encuentra el valor total en el año para esa línea.
f) Se considera el valor de 300 USD/MWh no suministrado, según el capitulo 4
(Determinación de la Reserva de Generación) de los Procedimientos de
Despacho y Operación en sus conclusiones y recomendaciones para
nuestro país.
g) Con estos se logra encontrar el costo anual por línea debido a energía no
suministrada, así como el total por todas las líneas y también el máximo.
Como se muestra en anexo 6.4 (6.4.1, 6.4.2, 6.4.3) los costos obtenidos son:
Año 1998 USD 301,100.4
Año 1999 USD 125,748,0
Año 2000 USD 185,042.1
Con lo que en los tres años los costos dan un total de USD 611,890.5 debido a
energía no suministrada.
Este valor sería efectivo sí el valor de 300 USD/MWh estuviera vigente, pero
actualmente no se cobra este valor.
Se puede considerar también el valor que se pierde por no lograr cobrar esta
energía que no se logró suministrar, para lo cual consideramos el costo
90
marginal como en el caso de costo por pérdidas (27 USD/MWh ), cuyo análisis
se lo puede observar en la tabla de los anexos 6.5 (6.5.1, 6.5.2, 6.5.3).
De los cuales se obtienen los siguientes valores:
Año 1998 USD 27,099.0
Año 1999 USD 11,317.3
Año 2000 USD 16,653.8
Con lo que en los tres años el valor por energía no vendida da un total de USD
55,070.1 debido a energía no suministrada.
Debemos considerar que de estas fallas aproximadamente el 56% son de tipo
fase - tierra lo que significa que un alto porcentaje de los costos se pudo haber
ahorrado.
91
CAPITULO 7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1 CONCLUSIONES.
Se deben habilitar los recierres existentes y instalar recierres donde no exista en
el S.N.I. en 230 kV y 138 kV, para poder tener un sistema más confiable y óptimo.
Especialmente si se considera que nuestro sistema de transmisión todavía no es
un sistema robusto.
El recierre debe ser único y no múltiple, es decir, debe existir un solo intento
porque realizar múltiples intentos de recierre en una falla considerada permanente
provoca un mayor daño en el sistema, que si no se realiza recierre.
Según el estudio realizado el tiempo mínimo para la operación de un recierre se lo
establece como de 0.3 segundos según la norma, ya que se considera como un
tiempo necesario para que el interruptor pueda realizar otra operación de cierre
(incluyendo el tiempo necesario para desionizar el arco de cortocircuito).
Las máximas oscilaciones en líneas del sistema de transmisión encontradas para
cada caso son:
Recierre en 398 ms.
230 kV, S máxima en la línea Pascuales - Dos Cerritos y S mínima en la línea
Paute - Totoras. 138 kV, S máxima en la línea Quevedo - Daule Peripa y S
mínima en la línea Pucará - Ambato.
Recierre en 1 seg.230 kV, S máxima en la línea Pascuales - Dos Cerritos y S mínima en la línea
Paute - Totoras. 138 kV, S máxima en la línea Quevedo - Daule Peripa y S
mínima en la línea Pucará - Ambato. Líneas de doble circuito de 230 kV, S
máxima y S mínima en la línea Sta. Rosa - Domingo. Para 138 kV S máxima en
la línea Quevedo - Daule Peripa y S mínima en la línea Totoras - Agoyán.
92
Sin recierre.
Líneas de un solo circuito de 230 kV la potencia que dejan de transmitir circula por
las adyacentes y de estas las máximas desviaciones son: S máxima en la línea
Milagro - Paute para la falla Milagro - Dos Cerritos y S min en la línea Riobamba -
Totoras para la falla Paute - Totoras.
La falla en la línea Vicentina - Muíalo de 138 kV las máximas deviaciones de
potencia se tienen en la línea Muíalo - Pucará.
Los resultados con recierre muestran que luego de la operación el sistema oscila
pero no en forma peligrosa y recupera un valor estable en un tiempo menor a 10
segundos.
La fijación del tiempo muerto del relé de recierre aunque tiene muchos factores a
los cuales depende, se lo puede realizar en tiempos mayores al encontrado como
mínimo. (Especialmente en 230 kV)
En sistemas que son débilmente interconectados se hace necesario un auto -
recierre de alta velocidad. (Especialmente en 138 kV).
Los auto - recierres aumentan la confiabilidad del sistema de potencia.
7.2 RECOMENDACIONES.
Debe realizarse una revisión funcional de los esquemas de recierre y los tiempos
muertos calibrados para coordinar su funcionamiento en cada subestación y
comprobar que los tiempos muertos calibrados cumplen con los requerimientos
mínimos para un óptimo funcionamiento.
Procurar la habilitación del recierre en los dos extremos de la línea, porque la
habilitación del recierre en un sólo extremo prácticamente no realiza el recierre
total de la línea, a lo que puede considerarse como un sistema sin recierre.
93
También es necesario coordinar el tipo de verificación para el cierre de una línea
en cada extremo de la misma, ya que en extremo se debe realizar chequeo de
voltaje en línea y barra, mientras que en el otro extremo se debe revisar
sincronismo. No es posible que se tenga el mismo sistema de verificación en los
dos extremos porque el recierre simplemente fracasaría.
La implementación de recierres monopolares en líneas en las cuales la
infraestructuras de sus subestaciones lo permitan sería muy beneficioso para la
contabilidad del sistema. Tomando en cuenta que si existe un esquema
monopolar en un extremo de la línea en el otro debe ser igualmente monopolar.
La implementación de sistemas de protección digitales permitirá que la calibración
que se realice en el relé sea aún más precisa y fácil de realizar. Para este caso se
debe tomar muy en cuenta los tiempos en que actúan los contactos auxiliares ya
que en relés digitales las actuaciones de los contactos auxiliares son casi
instantáneas.
94
BIBLIOGRAFÍA
Referencia Descripción
1 Curso de Protecciones, Ing. Mauro Erazo, CESIINECEL Abril/1984
2 Protective Relays Application Guide. GEC Measurements Second
Edition1975
3 Automatic Reclosing of Distribution and Transmission Line Circuit
Breakers. L.E. Goff. General Electric Co. Philadelphia,
Pennsylvania.
4 Esquemas de Recierre Monopolar, CFE Unidad de Ingeniería
Especializada.
5 INECEL "Aplicación del simulador PSS/E para estudios en
Sistemas Eléctricos de Potencia"
6 The Art and Science of Protective Relaying. C.R. Masón, John
Wiley and Sons 1956
7 Study on line scheme an SVC Final Report, SwedPower INECEL,
1988
8 Curso de Protecciones. Mauro Páez, Carlos Hidalgo Nieto. DOSNI -
INECEL feb/84
9 Pruebas de Campo y de Fabrica (S/E Totoras), GIE INECEL
10 Interruptor de Alta Tensión, CENEMESA PDO. 4680 INECEL
11 Applied Protective Relaying. Westinghouse Electric Corporation,
Newark, N.J
12 Trabajos de Coordinación de Protecciones. DOS - INECEL, Ing.
Mauro Erazo Páez
13 Power Systems Stability. Kimbark. Vol II John Wiley and Sons.
14 Synchronism Check Equipment. K. Winick, General Electric CO.
Philadelphia, Pennsylvania.
Anexo 4
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ANEXO 4.3.2
RECIERRE EN LOS CIRCUITOS DEL S.N.I
N°CIRCUITOS
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HASTATOTORASTOTORASPUCARÁPASCUALESE-QUILMOLINOLOJAPORTOVIEJOQUEVEDOPOSORJAPASCUALESC. G. ZEVALLOSSTO.DOMINGOVICENTINATULCANCUENCAMILAGROMÁCHALACUENCAVICENTINAPUCARÁBABAHOYOPOLICENTROE-QUILSALITRALSTA.ELENAPASCUALESD-PERIPAE-QUILAMBATOMULALOD-PERIPAPASCUALESPASCUALESVICENTINAEUG. ESPEJOSELVA ALEGREESMERALDASAGOYANAMBATOIBARRAIBARRAMULALOSTA.ROSA
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13 de febrero del 2001TransElectric S.A.
ANEXO 4.4
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ANEXO 4.5
INECEL-SWEDPOWER STUDY ON LINE PROTECTIQN SCHEME flNO SVC1989 MÉDIUM LOHDNORMHL SWITCHING STHTETHREE-PHHSE FflULT 230 KV MOLINO-MILRGRO NEflR MOLINO
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ANEXO 4.6
INECEL-SHEOPOHER STUDY ON LINE PROTECTION SCHEME flND SVC1989 MÉDIUM LORONORHRL SHICHING STRTESIMULTflNOUS SINGLE-PHflSE-TO-ERRTH FRULT ON MQLINO-MILflGRO 1,Z
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ANEXO 4.7
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ANEXO 4.8
INECEL-SWEDPOHEfl STUOY ON LINE PBOTECTION SCHEME fiNO SVC1992 HIGH LORD230 KV MOLINO-MILRGHQ 2 OUT OF SERVICEPHRSE-TO-EflRTH FflULT flT 230 KV HOLINQ-MILflGRO 1 go
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ANEXO 4.13
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Anexo 5
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ANEXO 5.3
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19.0539.0941.8520.9420.0112.6446.41
DEMANDA AGOSTO 2001TOTAL
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45.60
62.40
134.70
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INDIVIDUAL0.00
101.340.00
104.3166.0926.90124.4614.90
33.50
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38.20438.00
45.00
48.4044.6045.9612.4230.7217.4117.4114.4912.7914.1243.485.3425.6610.8038.3028.7616.8462.400.0025.6752.6656.38104.3899.7563.02231 .35
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cent
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Anexo 6
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56.5
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53.9
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15
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79
Mar
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46
53.8
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13
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42
May
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53.1
41
7.94
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4.10
5
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47
Jun-
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56.4
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17.8
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31.0
488
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3815
5.21
4.43
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8
186.
2588
.69
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44
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310.
42
|
6.00
53
.64
266.
07
|
6.00
53
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6.07
|
1.00
8.
94
| 44
.35
1M
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.58
310.
42
ANEXO 6.4.1
L/T138KV
Cuenca - LojaPortoviejo - QuevedoPortoviejo - QuevedoIbarra - VicentinaIbarra - VicentinaMilagro - MáchalaMilagro - MáchalaPascuales - BabahoyoPascuales - Electroquil 3Pascuales - SalitralPascuales - SalitralPolicentro - PascualesSta. Elena - PascualesSto. Domingo - EsmeraldasSto. Domingo - EsmeraldasTotoras - AgoyanTotoras - AgoyanTutean - Ibarra
CircuitoN°112121211122112121
N°deFallas
185334742137441215153
Tiempo(min)
65281
451511496761823816337160325345353
834140
MWHsuspend.
1.406.800.001.080.006.670.0023.51136.6634.200.00
426.00139.32167.470.0045.930.0014.63
Costo porsuspen.
4202040
03240
2000.40
70534099810260
01278004179650241
013779
04389
Total 128 Total 1003.67 $301,100.456% 71.68 Máximo 426.00 $127,800.0
ANEXO 6.4.2
L/T 138 KV
Ibarra - VicentinaMilagro - BabahoyoMilagro - MáchalaMilagro - MáchalaMolino - CuencaMolino - CuencaPascuales - ElectroquilPolicentro - PascualesPolicentro - PascualesPosorja - Electroquil 3Pucará - AmbatoQuevedo - Daule PeripaSalitral - PascualesSalitral - PascualesSta. Elena - PascualesSto. Domingo - EsmeraldasSto. Domingo - EsmeraldasVicentina - GuangopoloVicentina - MuíaloVicentina - PucaráVicentina - Sta. Rosa
CircuitoN°112112121111211121111
N°deFallas
25642244211221
25214513
Tiempo(min)
1294362318
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MWHsuspend.
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235.2329.807.221.494.440.000.008.7533.461.601.600.0030.708.335.90
Costo porsuspen.
0.011220.0
0.02451.01521.0
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0.00.0
2625.010038.0480.0480.00.0
9210.02499.01770.0
Total 66 Total 419.16 $125,748.056% 36.96 Máximo 235.23 $70,569.0
ANEXO 6.4.3
L/T138KV
Tulcan - 1 barraIbarra - VicentinaIbarra - VicentinaVicentina - GuangopoloVicentina - Sta. RosaVicentina - MuíaloMuíalo - PucaráPucará - AmbatoAmbato - TotorasTotoras - AgoyanTotoras - AgoyanCuenca - MolinoCuenca - MolinoCuenca - LojaMilagro - MáchalaMilagro - MáchalaMilagro - BabahoyoPascuales - BabahoyoSta. Elena - PascualesPascuales - Electroquil 3Policentro - PascualesPolicentro - PascualesPascuales - SalitralSto. Domingo - EsmeraldasSto. Domingo - EsmeraldasQuevedo - Daule PeripaQuevedo - Daule PeripaDaule Peripa - PortoviejoDaule Peripa - Portoviejo
CircuitoN°1121111111212112
121121212
N°deFallas
4001021000031412113533501420020
Tiempo(min)
35190100
28170000351447124358
269888402120
4141916
1900270
MWHsuspend.
2.804.000.0010.000.00
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Costo porsuspen.
8401200
03000
069994080
000000
1940.100
61653006911481037203150
07869
01200
0000
Total 59 Total 616.81 $185,042.156% 33.04 Máximo 382.70 $114,810.0
ANEXO 6.5.1
L/T 138 KV
Cuenca - LojaPortoviejo - QuevedoPortoviejo - QuevedoI barra - VicentinaIbarra - VicentinaMilagro - MáchalaMilagro - MáchalaPascuales - BabahoyoPascuales - Electroquil 3Pascuales - SalitralPascuales - SalitralPolicentro - PascualesSta. Elena - PascualesSto. Domingo - EsmeraldasSto. Domingo - EsmeraldasTotoras - AgoyanTotoras - AgoyanTulcan - Ibarra
CircuitoN°112121211122112121
N°deFallas
185334742137441215153
Tiempo(min)
65281
451511496761823816337160325345353834140
MWHsuspend.
1.406.800.001.080.006.670.0023.51136.6634.200.00
426.00139.32167.470.0045.930.0014.63
Costo porsuspen.
37.8183.6
029.16
0180.036
0634.773689.82923.4
011502
3761.644521.69
01240.11
0395.01
Total 128 Total 1003.67 $27,099.056% 71.68 Máximo 426.00 $11,502.0
ANEXO 6.5.2
UT 138 KV
(barra - VicentinaMilagro - BabahoyoMilagro - MáchalaMilagro - MáchalaMolino - CuencaMolino - CuencaPascuales - ElectroquilPolicentro - PascualesPolicentro - PascualesPosorja - Electroquil 3Pucará - AmbatoQuevedo - Daule PeripaSalitral - PascualesSalitral - PascualesSta. Elena - PascualesSto. Domingo - EsmeraldasSto. Domingo - EsmeraldasVicentina - GuangopoloVicentina - MuíaloVicentina - PucaráVicentina - Sta. Rosa
CircuitoN°112112121111211121111
N°deFallas
25642244211221
25214513
Tiempo(min)
1294362318
318923361111410192815962116119471021
MWHsuspend.
0.0037.400.008.175.070.00
235.2329.807.221.494.440.000.008.7533.461.601.600.00
30.708.335.90
Costo porsuspen.
0.01009.8
0.0220.6136.90.0
6351.2804.6194.940.2119.90.00.0
236.3903.443.243.20.0
828.9224.9159.3
Total 66 Total 419.16 $11,317.356% 36.96 Máximo 235.23 $6,351.2
ANEXO 6.5.3
UT 138 KV
Tulcan - IbarraIbarra - VícentinaI barra- VicentinaVicentina - GuangopoloVicentina - Sta. RosaVicentina - MuíaloMuíalo - PucaráPucará - AmbatoAmbato - TotorasTotoras - AgoyanTotoras - AgoyanCuenca - MolinoCuenca - MolinoCuenca - LojaMilagro - MáchalaMilagro - MáchalaMilagro - BabahoyoPascuales - BabahoyoSta. Elena - PascualesPascuales - Electroquil 3Policentro - PascualesPolicentro - PascualesPascuales - SalitralSto. Domingo - EsmeraldasSto. Domingo - EsmeraldasQuevedo - Daule PeripaQuevedo - Daule PeripaDaule Peripa - PortoviejoDaule Peripa - Portoviejo
CircuitoN°1121111111212112
121121212
N°deFallas
4001021000031412113533501420020
Tiempo(min)
3519010028170000351447124358269888402120
41419161900270
MWHsuspend.
2.804.000.0010.000.00
23.3313.600.000.000.000.000.000.006.470.000.00
20.55100.23382.7012.4010.500.00
26.230.004.000.000.000.000.00
Costo porsuspen.
75.61080
2700
629.91367.2
000000
174.60900
554.852706.2110332.9334.8283.5
0708.21
01080000
Total 59 Total 616.81 $16,653.856% 33.04 Máximo 382.70 $10,332.9