S C U E L A P O L I T É C N I C A N A C I O N A L

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

CALIBRACIÓN Y COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL

SISTEMA DE LA EMPRESA ELÉCTRICA "REGIONAL DEL

Tesis de Grado previa a la

obtención del título de In

geniero Eléctrico con la

Especialización de Poten-

cia.

BAYARDO A. HHRIQUEZ M.

Quito, marzo de 1978

D E D I C A T O R I

A MIS QUERIDOS PADRES

DON AUDELIO ENRIQUES

y

DOÑA TERESA MAFLA

CERTIFICO, que la presente tesis de

Grado, fue elaborada en su totalidad

por el Sr. Bayardo A. Enriques M. ,

bajo mi dirección.

Ing. Jilio Juradq/yU

DIRECTOR DE TESIS

A G R A D E C I M I E N T O

Al Sr* Ingeniero Don Julio Jurado

Martínez, por sus valiosos conse-

jos y acertada dirección.

A los compañeros integrantes del

laboratorio de Sistemas de Poten-

cia , por su colaboración.

D I C E

Página

CAPITULO I

GENERALIDADES

1.1. Antecedentes . ,.„..».. 1

1.2. Cbjetivo y alcance del tema......... 2

CAPITULO II

DESCRIPCIÓN DEL TEMA

II.2. Proyección de la demanda. 3

II.3o Características eléctricas de laslíneas de transmisión............... 4

II.4. Características de las subestaciones 7

LxLcLL. ICOS s . B * e a a a a . a e a . a . . . . a a « . i > O D B . J-¿*

CAPITULO III

CÁLCULOS DE CORRIENTES DE FALLA

III. Cálculos de corrientes de falla., o.. 20

III o 1. Cálculos de impedancias 22

CAPITULO I

GENERALIDADES

Antecedentes

En la mayoría de las ciudades ecuatorianas, la provisión

de energía eléctrica se realizó en base a pequeñas plan-

tas instaladas y administradas generalmente por los Con-

cejos Municipales, los intereses políticos, la inadecua-

da comercialización y la limitación de recursos humanos,

técnicos y económicos, evitaron el crecimiento de los Sis

temas Eléctricos frenando el desarrollo industrial, así -

como también la extensión y mejoramiento del servicio eléc

trico.

Lo expuesto anteriormente, aconteció también en las provin_

cias de ID ja y Zamora, por lo que se vio la necesidad de a

grupar todo el servicio eléctrico en una sola institución

encargada de la generación, distribución y comercializa -

ción de la energía» Esta institución se denominó2 "Bnpre

sa Regional del Sur", siendo la primera de su tipo en for-

marse dentro del país, teniendo como área de su influencia

a las provincias de Lo ja y Zamora.

Para cumplir su delicado cometido, la Empresa vio que se

hacía necesario contar con un sistema de transmisión y -

subtransmisión moderno, seguro y confiable f que permitie;

ra optimizar la utilización de las centrales eléctricas

de la zona y llegar a todos los sectores, inclusive a los

más apartados con un servicio de buena calidad.

?,El diseño de la parte fundamental,,del sistema fue encarga

do a la firma "INTEGRAL, Ingenieros Consultores C. Ltda.",

de donde se ha obtenido la mayor cantidad de información -

para el presente trabajo,

10 2 Objetivos y Alcance del Itema

El estudio encargado a INTEGRAL, Ingenieros Consultores -

C. Ltda., comprendía el diseño de las principales líneas

y subestaciones del Sistema, así como también las protec -

ciones para el mismo. De este estudio el presente trabajo,

constituye un complemento importante ya que en él se reali-

za el cálculo de las corrientes de falla, se analizan las

protecciones previstas, se efectúa la coordinación de las

mismas y la calibración de los relés.

CAPITULO II

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA

2,1 Antecedentes

Como consecuencia de lo expresado en el capítulo anterior,

la primera acción tomada por la "Empresa Eléctrica Regio-

nal del Sur" fue elaborar un plan de obras que permita la

integración física de la zona de su influencia, este plan

contempla en su parte fundamental un incremento de la capa

cidad de generación, la construcción de líneas de transmi-

sión, de subtransmisión y redes de distribución.

El esquema de este plan se muestra en el gráfico Ns 1, en

el que no se hace constar las líneas a 13 „ 8 Kv. programa-

das, ya que son de distribución y no influyen en el presen

te estudio.

2.2 Proyección de la Demanda

Entre los datos obtenidos en la Empresa Eléctrica Regional

del Sur? tenemos la demanda de los sitios principales del

Sistema proyectada a 20 años.

Gráfico N - 2 (1)

Estos datos fueron los que sirvieron como base para el di

seño de las líneas y subestaciones de este sistema, así -

como también para realizar el flujo de carga del mismo.

2.3 Características Eléctricas de las Líneas de Transmisión

La principal subestación del Sistema está localizada en -

Catamayo, de donde parten líneas a 69 KlT0 que alimentan -

las subestaciones de distribución 69/13.8 KV ubicadas en

los principales centros de consumo de la provincia de le-

ja. En la provincia de Zamora se tiene actualmente 22 JW0

como tensión de generación en la central San Francisco, -

por tanto se conservará esa tensión en esta provincia pa-

ra líneas de subransmisióno (1)

las líneas de subtransmisión y la que une la ciudad de Le-

ja con la central San Cayetano serán a 13.8 KV.

El diagrama unifilar del sistema se muestra en el gráfico

N^ 3 (2)

2,301 Líneas a 69 KV

Serán las principales del Sistema que coto se indicó , par-

tirán desde la subestación Catamayo, todas se construirán

sobre postes de homigón y estructuras metálicas, a excep-

ción de la línea loja - la Tona en la que se utilizarán to

rres metálicas y llevará además como hilo de guarda cable

de acero 5/16".

Conductor

En base más a consideraciones mecánicas que eléctricas, to-

das las líneas utilizarán conductor ACSR 2/0 AftT5 para las

fases.

De acuerdo a la disposición geométrica de los conductores

se calculó la impedancia de las líneas que se muestra a -

continuación:

Línea Longitud (Km) X (-n.) R (.n.)

Loja - La Toma 26 10,18 9,88

San Pedro - Catamayo 39.6 23.21 22002

Catacocha - Célica 39.6 23.21 22e02

la línea San Francisco - Zairora llevará energía a 22 KV a

la Ciudad de Zanora en donde se realizará la distribución

a 13 o 8 KV por medio de una subestación reductora.

2o303 Líneas a 13.8 KV

Son las más numerosas en este sistema, ya que se utilizarán

para distribución, pero para efectos del presente trabajo,

solamente interesa la línea Lo ja - San Cayetano que lleva

energía de las Centrales San Francisco y San Cayetano a la

Ciudad de loja, sus características son las siguientes:

Conductor Longitud (Km X (-a) R {- -)

Cu N^ 2 ATO 9 8.81 7.9

No se toman en cuenta las líneas restantes, ya que los cál-

culos de corrientes de falla se harán en las barras de

1308 KV.

2.4 Características Generales de las Subestaciones

El Sistema de la "Empresa Eléctrica Regional del Sur" cons_

tara de 10 subestaciones, 7 de ellas serán de relación 69/

13.8 KV de las cuales tendrán diseño especial las subesta-

ciones lo ja y Catamayo y las cinco restantes serán de dise

ño similar variando solamente en la capacidad del transfor

mador que se instale, estas subestaciones denominadas "Ti-

po" son las siguientes: Catacocha, Célica, Gonzanamá, Ca-

riamanga y Colaisaca. •

las Subestaciones Zamora y San Cayetano serán de relación

22/13.8 KV, y la de San Francisco de relación 2.3/22 KV.

(2),

2.4.1 Subestación Catamayo

Estará situada en la población de Catamayo, recibirá ener-

gía de la central de Catamayo a nivel de 13.8 KV y del Sis_

tema Nacional Interconectado a 69 KV por medio de una línea

proveniente de la Subestación San Pedro. Esta subestación

es la principal del Sistema, ya que a ella llegan los prin

cipales al inventadores de energía y parten las líneas a los

principales centros de consumo. El diagrama unifilar se -

muestra en el gráfico Ns 4 (2).

la capacidad inicial es de 5000 KVA relación 69-13.8-4.16

KV la que luego se aumentará con otro transformador de i-

guales características y capacidad, para efecto de este

estudio se considerarán los dos transformadores. El la-

do de 69 KV consta de una barra que será alimentada porV

el Sistema Nacional Interconectado desde la subestación

San Pedro (1.983) de esta barra sale un alimentador para

la ciudad de Lo ja, otro para las ciudades de Catacocha y

Célica y un tercero que servirá a Gonzanamá, Cariainanga

y Colaisaca»

El lado de 13.8 KV consta de una barra a la que llega un

alimantador de la Central Catamayo, y salen dos alimenta•F*% dores que servirán a la población de Catamayo y al área

circundante.

20402 Subestación Lo ja

Estará situada en la parte noroccidental de la ciudad de

Lo ja y será la que proveerá de energía a esta ciudad, la

\d inicial será de 5000 KVA, relación de transfor-s'

nación 69-13„8-4.16 KV proyectándose aumentar su capacidad

en el futuro con otro transformador de iguales capacidades

y características, para efecto de este estudio se conside-

rará a la subestación con capacidad de 10000 KVAa

10,

Esta subestación recibe energía a nivel de 69 KV. de la su-

bestación Catanayo, y a 13.8 KV de la Central San Cayetano,

de la barra de 13.8 KV. salen 5 alimentadores, 4 para la -

ciudad de Loja, y uno que alimentará a las poblaciones de

Malacatos, Taxiche y Vilcabamba .

2«4«3 Subestación Tipo

Es una subestación terminal, con relación de transformación

69-13.8 KV la capacidad máximo de diseño es de 2*500 KVA y

funcionará con transformadores de 1500 KVA en las ciudades

de Gonzanamá, Cariamanga y Colaisaca y de 2000 KVA, en Ca-

tacocha y Célica. Será alimentada a nivel de 69 KV y sal-

drán alimentadores a 13.8 KV para distribución.

El diagrama unifilar se muestra en el gráfico N¿ 6a.

2-4.4 Subestación Zamora

Preveerá de energía a la ciudad de Zamora, teñirá una capa

cidad de 1.500 KVA, relación 22-13.8 KV. Recibirá energía

a 22 KV proveniente de la Central San Francisco y saldrán

alimentadores a 13.8 KV para distribución a la ciudad y

zonas aledañas.

11.

El diagrama uni filar se muestra en el gráfico Na 7 «

2.4*5 Subestación San Cayetano

En la actualidad esta subestación es de elevación de la Gen

tral de su mismo nombre relación de transformación 2«,4-13.8

KV de las barras de 13.8 KV salen tres alimentadores que -

sirven a la zona de su influencia.

La ampliación proyectada consiste en aumentar a 6 los ali-

mentadores de 13.8 KV uno de los cuales se interconectará

con la subestación Lola, se elimina por tanto la línea a

22 KV San Cayetano - lo ja.

se conectará a la línea que viene de la Central San

Francisco mediante un transformador de 3575 KVA relación de

transformación 22/13.8 KV. Gráfico N¿ 8 a-

2.4.6 Subestación San Francisco

Es la subestación correspDndiente a la central del mismo

nombre, en la actualidad sirve a la ciudad de Loja por me-

dio de una línea a 22 KV que la une con la subestación San

Cayetano. Es de relación 2.3/22 KV. Capacidad 3000 KVA.

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20.

CAPITULO III

CALCULO DE CORRIEIffEES DE FACÍA

En el Sistema objeto del presente estudio, se consideraron

las fallas: trifásica y fase-tierra localizadas en las ba

rras de las subestaciones a nivel de 69 KV, 22 KV y 13,8 KVaf

lo que nos permitirá seleccionar el rango de ajuste de los -

equipos de protección.

Para encontrar las corrientes de fallas con máxima genera-

ción, se supuso al Sistema Nacional Interconectado alimen-

tando al Sistema, y para mínima generación, se consideraron

solamente las Centrales Generadoras propias del Sistema de

la Brtpresa Eléctrica Regional del Sur S.A.

Las corrientes de falla y el flujo de carga del Sistema, se

obtuvieron utilizando el analizador de redes de corriente -

alterna de la Escuela Politécnica Nacional.

Procedimiento

En primer lugar se calcularon las impedancias para las se-

cuencias: Positiva, Negativa y cero de todos los elemen -

21.

tos del Sistema, luego los valores obtenidos se pusieron en

porcentaje y fueron corregidos previamente para ser introdu

cidos al analizador y efectuar la toma de datos parael flu-

jo de carga y corriente de falla para las condiciones de ge

neración ya indicadas.

El Analizador de Redes

El analizador de redes de corriente alterna es un computa -

dor analógico que consta de algunos elementos que represen-

tan: generadoresP líneas, transformadores, cargas, etc., u

tilizando éstos se puede formar un circuito semejante al -

real que se desea estudiar. El analizador posee aparatos de

medida que permiten tomar lecturas de potencia, corriente,

tensión en cada uno de los elementos, además para el estu-

dio de fallas se realiza físicamente la conexión de la fa-

lla que se desea y se tomaron lecturas de corriente y poten

cia»

Para representar el Sistema que se desea estudiar, las impe-

dancias reales deban ser puestas en porcentaje, las bases -

de potencia que acepta el analizador son: 10, 100, y 1000

M?A0 Ya que en el Sistema objeto de este estudio, las co-

rrientes de falla, no serán muy grandes, adoptamos como base

22,

de potencia 10 M7& y coto base de tensión 69 KVr por ser

la más común del Sistema (3) „

Corrección de Irr edancias

los valores de impedancia puestos en porcentaje en las ba-

ses indicadas, deben ser corregidos antes de ser ijitroduci

das al aparato conforme al procedimiento siguiente: La re_

presentación de impedancia en el analizador se hace física

mente f por esta razón las inductancias tienen resistencia

propia igual al 3 «7% del valor de la reactancia inductiva,

además dentro del analizador por la conexión de los instru

mantos de medida se introduce un error igual a 0.2, estos

valores deben ser restados del valor encontrado para la re_

sistencia-

Ejemplo:

Línea fían Pedro - Catacocha

Z % = 4.62 + 4*87 J

(corregida) Z % - 4.62 - (4.87 x 0.037) - 0.2 + 4087 J

(corregida) S5 % = 4.24 + 4.87 J

3.1 Cálculo de Impedancias

23,

3.1.1 Líneas de Transmisión

Por su longitud y tensión estas líneas pueden considerarse

"cortas", y para los efectos del presente estudio se consi_

aeraron cono tales, despreciando la capacitación entre lí-

nea y tierra considerando solamente la reactancia inducti-

va que depende del calibre, material y disposición geomé-

trica de los conductores.

Utilizando las tablas de características eléctricas de con

ductores (4) se calcularon las impedancias de las líneas,

los valores así obtenidos se adoptaron para las secuencias

positiva y negativa, en cambio para las secuencias cero -

las impedancias se calcularon utilizando las fórmulas res-

pectivas (5) *

Los valores reales se pusieron en porcentaje, y se corri-

gieton de la forma ya indicada.

Los datos obtenidos para las secuencias positiva y negati-

va constan en la tabla Na 1 y los de secuencia cero en la

tabla N& 2.

3 o 1 o 2 Subestaciones

24,

3.1.4

Coito irnpedancia de las subestaciones se tomó la reactancia

de los transformadores que viene dada en porcentaje referí

da a sus propias bases del Sistema y este valor se adoptó

para las secuencias positiva y negativa. Tabla N^ 3,

Para la secuencia cero se tetó además de la reactancia ya

indicada, la resistencia de puesta a tierra, calculada en

base de los datos de la malla de tierra de cada subesta -

ciónp los valores reales se pusieron un porcentaje y se co

rrigieron de la forma ya indicada, los datos obtenidos se

muestran en las tablar. Na 4 y 5.

3.1.3 Generadores

Como reactancia de secuencia positiva y negativa se adoptó

el valor de 22% correspondiente a la reactancia subtransi-

toria (KÍJ f y para secuencia cero 18%. Aderas se adoptó

xana resistencia de puesta a tierra igual a 3 _a „

Como cargas se temaron los valores de la proyección de la

demando para el año 1993, estos expresados en porcentaje a

las bases indicadas y corregidos se introdujeron al anali-

zador»

25,

302 Diagrama de Impedancias Secuenciales

Con los valores obtenidos se elaboraron los diaqraras de

impedancias Secuenciales los mismos que se muestran en los

gráficos NA 6 y 7

3.3 Flujo de Carga

Luego de elaborados los diagramas de impedancias, se proc£

dio a representar en el analizador de redes los circuitos

secuencialesf los elementos utilizados y los valores asig

nados se muestran en las hojas que para este fin existen

en el laboratorio; gráficos 8, 9 y 10.

El estudio del flujo de carga sirve para la determinación

de las tensiones y potencias activa y reactiva de todas -

las partes del sistema, cuando éste opera bajo condicio -

nes establecidas previamente de generación y carga, de a-

cuerdo a estas condiciones se distinguen en el sistema -

las siguientes clases de nodos:

Es un nodo en el cual se especifica la magnitud del volta-

26.

ge (v) y su ángulo de fase ( ) en este nodo se desconocen

las potencias: activa (P) y reactiva (Q). El generador -

conectado a este nodo se encarga de suministrar las perdi-

das que tiene la red. En el Sistema de este estudio este

nodo se fija a la salida del generador Gil que representa

al Sistema Nacional Interconectado que proveerá la energía

que no puedan suministrar los generadores propios del Sis-

tema.

b) Nodo de Carga

Es el nodo en el cual hay demanda de energía, en el cual se

conocen las potencias activa (P) y reactiva (Q), y se desco-

nocen el voltaje (V) y el ángulo de fase ( ).

c) Nodo de Generación

Son los nodos a los cuales se conectan los generadores, se

especifican la magnitud del voltaje de operación V y la

potencia P ya que estas magnitudes se pueden controlar

físicamente en la planta generadora.

Después de haber conseguido el equilibrio en el Sistema, se

procedió a tomar medidas de tensión en las barras y de Po -

27,

tencia activa y reactiva en las líneas y generadores.

Los valores obtenidos se muestran .en los gráficos 11, 12 y

13.

3.4 Cálcalo de Corrientes de Falla

En el analizador de redes es posible realizar las fallas fí_

sicaraente y tonar lecturas de corriente directamente „

3.4.1 Falla Trifásica

Esta falla se realizó para las condiciones de generación: -

con todas las centrales del Sistema más el Sistema Nacional

Interconectado y sin el mismo.

Para encontrar las corrientes de falla, se pone a tierra la

barra que se desea estudiar y se lee directamente los valo-

res de corriente0

Los valores obtenidos se muestran en los gráficos N^ 14 y -

15.

0o4.2 Falla Fase - Tierra

28.

Para obtener la falla Fase - Tierra, se conecta a tierra la

barra fallosa luego se hace circular una corriente unitaria

y se toman valores de tensión y ángulos de fase que permiten

calcular la impedancia entre los generadores y la barra en

estudio, este valor se adopta como impedancia de secuencia

negativa.

En el circuito formado por las tres secuencias se toman va-

lores de corrientes de falla, este procedimiento se siguió

para los dos casos de generación.

Los valores obtenidos se muestran en los gráficos Na 16 y 17,

L I N E A S D E S U B T R A N S M I S I O N

MPEDANCIAS DE SECUENCIA POSITIVA Y NEGHTIV&

29,

L I N E A

San Pedro - Catacocha

Catacncha - Célica

Loja - La Toma

Catamayo - Gonsanamá

Gonzanamá - Cariamanqa

Cariananga - Colaisaca

Loja - San Cayetano

San Feo» - San Cayetano

San Feo. - Zamora

MPEDANCIA %

4.62 + 4.87 5

4.62 + 4.87 j

2,07 + 1.79 j

3,43 + 3.62 j

2.03 + 2.15 j

1.83 + 1.91 j

1.66 + 1.85 j

4.13 + 4.6 j

2.65 + 2.57 j

IMPEQANCIAS 0

% CORREGIDA

4,24 + 4.87 j

4.24 + 4.87 j

1.79 + 2.13 j

3.10 + 3.62 j

1.75 +• 2.15 j

Ic56 + 1.91 j

1.66 + 1.85 j

3076 + 4.6 j

2.35 + 2D57 j

TABLA

30,

L I N E A S D E S Ü B T R A N S M I S I O N

IMPEDANCIAS DE SECUENCIA CERO

L I N E A

San Pairo - Catacocha

Cataoocha - Célica

Catamyo - Gonzanamá

Gonzanamá - Cariamanga

Cariamanga - Colaisaca

Lo ja - Catamayo

LDja - San Cayetano

S. Fcoa - San Cayetano

San Feo* - Zamora

3MPFDANCIA %

5.93 + 25.4 j

5.93 + 25.4 j

4.53 + 18.8 j

2.68 + 11.2 j

2.42 + 10.1 j

10-27 + 7.84 j

1.16 +6 j

2.76 + 14.4 j

3.51 + 14.6 j

IMPEDANCIA %

CORREGIDA

4.79 + 25.4 j

4.79 + 25.4 j

3.63 + 18.8 j

2007 + 11.2 j

1.85 + 10.1 j

9.78 + 7.84 j

0.74 +6 j

2.03 + 14.4 j

2.77 + 14.6 j

TABIA

S U B E S T A C I O N E S

IMPEDA1XCIA DE SECUENCIA POSITIVA

31.

SUBESTACIÓN

Catamayo 69 - 13.8

13.8 - 2.3

Catacocha

Célica

Gonzanamá

Cariamanga

Golaisaca

loja

San Cayetano 13.8 - 22

13,8 - 2.3

Zamora

San Francisco

3MPEDMCIA %

7 j

9.2 j

35 j

35 j

46.7 j

46.7 j

46.7 j

7 j

16 j

78.6 j

40 j

18.4 j

TABIA

S U B E S T A C I O N E S

BíPEDANCIA DE SECUENCIA CEK)

33.

SUBESTACIÓN

Catamayo Z P

Z SZ T

Catacocha

Célica

Gonzanamá

Cariartanga

Colaisaca

toja Z P

Z SZ T

San Cayetano

Zamora

IMPEDACCIA %

4 j

3 j

1,74 + 2 j

3,33 4- 35 j

3.33 + 35 j

3.33 + 46.7

3.33 + 46*7

3.33 + 46.7

j

j

j

4 j

3 j

2.17 + 2 j

3.15 + 16 j

3.99 + 40 j

TABIA

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N

2 17

46.

CAPITULO IV

ANÁLISIS DE LAS FRACCIONES

Las protecciones para este Sistema, se incluyen en el di-

seño realizado por INTÉGRALA Ingenieros Consultores C» Ltda.

para dar una mayor claridad y considerando que el sistema -

está compuesto de una subestación principal de donde se de-

rivan los alimentadores que sirven a las subestaciones res-

tantes,, en este capítulo se tomarán las subestaciones con -

las líneas que involucran y se realizará el análisis, la ca

libración y la coordinación de las protecciones en una for-

ma conjunta de cada elemento del sistema que vaya siendo -

considerado „

las protecciones adoptadas se indican en el gráfico Na 18,

las mismas que se analizarán a lo largo del presente capí-

tulo.

Subestaciones Terminales

En el sistema, son seis subestaciones de este tipo, las mis_

mas que tienen como protección de sobrecorrientes fusibles

en el lado de alta tensión (69 KV y 22 KV), y reconectado-

47.

res automáticos en el de baja tensión (13.8 KV) „

Los reconectadores automáticos dan una protección selecti-

va, ya que estos aparatos pueden distinguir entre fallas -

temporales y permanentes,. El reconectador cuando se ejecu

ta una falla prueba automáticamente la línea mediante ope-

raciones sucesivas f esto da a las fallas temporales oportu

nidad de despejarse o de que opere otro elemento de protec-

ción.

Si la falla no se elimina? es decir es permanente,, el reco

nectador actúa dejando abiertos sus contactos que serán ce_

rrados manualmente cuando se haya eliminado la causa que -

produjo la falla.

La capacidad de los transformadores en estas subestaciones

no será muy grande (tres de 1500 KVA, dos de 2000 KVA y una

de 3000 KVA) F por lo que se colocará solamente fusibles de

potencia en el lado de alta tensión, que darán protección

al transformador y a las barras de 13,8 KV, además brinda-

rán protección de respaldo a los reconectadores automáti-

cas por lo que se hace necesario coordinarlos adecuadamen

te.

48.

Para efectuar la coordinación de los fusibles con los reco-

nectadores,, se siguió la regla que a continuación se indica:

"Para la corriente máxima de falla en el sitio del reconec_

tador, el tiempo mínimo de fusión del fusible del lado de

la fuente de energía, debe ser mucho más grande que el tiem

po de apertura del reconectador en la curva retardada nultl

plicada por un factor que depende del tiempo del intervalo

de reconexión, y de la secuencia de operación". (6) .

El reconectador esdogido es el tipo 6H de la McGRAW-EDISON

con control hidráulico, para este reconectador con un Ínter

valo de reconexión de 120 ciclos y una secuencia de opera-

ción 2A 2C, el factor por el que debe multiplicarse la cur

va retardada es 1.86 (6).

Utilizando las curvas tiempo - corriente de los reconecta-

dores y los fusibles se efectuó la coordinación que se mués

tra en los gráficos Na 19, 20 y 21 y el resumen en el si -

guíente cuadro:

49.

Subestación

Catacocba

Célica

Gonzanamá

Cariamanga

Colaisaca

Zamora! , ,.,..

Corrientede falla(Airp)

920

837

753

711

669

628

Cap, de labobina delreconectad „

35 A

35 A

25 A

25 A

25 A

25 A

Capacidadfusible

25 A

20 A

25 A

20 A

20 A

30 A

Tiempo delreconecta-dor sg „

Or31

0,31

0,28

0,29

0,30

0,31

Tiempofusiblesg.

1,49

1,5 .

2,1

1/3

1,6

0,6

La capacidad del fusible se seleccionó en base a los crite-

rios indicados, y a los que se enunciarán en la coordinación

con los reconectadores de línea.

4*2 Subestación Catanayo

Corro se expresó, es la principal del sistema» En el presen-

te trabajo se tratará de las protecciones de los alimentacb-

res a 69 KV,

50.

4.2.1 Líneas Radiales

De la barra de 69 KV parten dos líneas radiales, la una que

alimenta a las ciudades: Catacocha y Célica, y la otra a:

Gonzanamá, Cariartenga y Colaisaca.

Corra protección de sobrecorrientes, estas líneas tienen pre

visto reconectadores automáticos, los cuales brindan además

una protección de respaldo a los fusible de primario en las

subestaciones situadas a lo largo de las líneas, por lo que

se hace necesario coordinarlos adecuadamente siguiendo los

ladeamientos siguientes:

"La máxima coordinación entre reconectadores y fusibles se

obtiene para una secuencia de operación de dos acciones rá

pidas y dos lentas del reconectador» La primera apertura

del reconectador permite eliminar cerca del 80% de las fa-

llas temporales, la segunda permite eliminar el 10%, antes

de la tercera operación se funde el fusible, por efecto de

las fallas permanentes" (¿).

Reglas para la coordinación

1. Para todos los valores de corriente de falla en la sec-

51.

ción protegida por el fusible, el tiempo mínimo de fusión

del fusible debe ser más grande que el tiempo de apertura

del reconectador en su operación rápida multiplicada por un

factor que depende del número de operaciones rápidas y el -

tiempo del intervalo de reconección entre operaciones rápi-

das" (6). En este caso para dos operaciones rápidas y dos

lentas, y un intervalo de reconección de 120 ciclos, el -

factor de multiplicación es 1.5 (6).

2» "Para todos los valores de corriente de falla en la se£

ción protegida por el fusible, el tiempo máximo de apertura

del fusible debe ser menor que el tiempo de apertura del re

conectador en sus operaciones retardadas" (6)0

Estas dos reñías permiten obtener un rango de coordinación,

comprendido entre un punto máximo dado por la regla Na 1 y

un punto mínimo dado por la regla Na 2. El punto mínimo es

la intersección de la curva lenta del reconectador con la -

curva de tiempo máximo de apertura del fusible, si estas no

cortan, el punto mínimo está dado por la mínima corriente

de operación del reconectador r el punto máximo es la Ínter

sección de la curva de mínimo tiempo de fusión del fusible

con la curva rápida del reconectador multiplicada por el

factor ya indicado*

52.

Para estas líneas fueron seleccionados reconectadores McGraw-

Biison tipo CZE con control electrónico tipo ME, mínima co -

rriente de operación 100 Amp., secuencia de operación 2A -

2C, intervalo de reconección 120 ciclos.

Las curvas tiempo-corriente para la coordinación se muestran

en el gráfico Na 22 y el resumen en el cuadro siguiente:

Subestación

Catacocha

Célica

Gonzanamá

Cariamanga

Colaisaca

Cap. Fusi.ble

25

20

I0 de Fa-lla

LINEA CATAMAYC

610

380

T. Reconec.Curva 15 A

H3ATACOCHA-CE

0,09

0,1

TiempoFusib.MMT

LIGA

0,15

0,21

TiempoFusib0M T

0,29

0,4

LINEA C&TAMAYO-< S!ZA]S!ñ - CARIAMANGA - COLAISACA

25

20

20

700

540

440

0,09

0,09

0,095

0,12

0,11

0,15

0,23

0,22

0,3

tiempoRecon.Curva C

0,45

0,9

0,39

0,54

0,7

53,

4.2.2 Transformadores

Esta subestación tendrá dos transformadores de tres devan-

dos, conexión estrella - delta - estrell a tensiones: 69 -

4,16 - 13,8 KV, capacidad 5

Corro protección para fallas internas del transformador se

tiene un relé de temperatura y uno de presión súbita que

comandan: un interruptor automático en el lado de 69 KV

y un reconectador bloqueado la reconexión en 13,8 KV0

40203 Línea Loja - Catamayo

Como se expresó ya, es la principal línea del Sistema por

lo que requiere un análisis especial en lo que se refiere

a las protecciones« Esta línea tiene doble alimentación

por lo que se hace necesario protegerla en sus extremos Ca_

tamayo y Loja.

a) Catamayp

En este extremo se colocarán relés de distancia tipo GGC51 de

la General Electric que cubrirán el 90% de la línea en prime_

ra Zona y la totalidad de la línea más los transformadores

54,

de la Subestación Lo ja en segunda zona, además la unidad de

disparo instantáneo se calibrará para que opere con 115 por

ciento de la carga máxima .

Calibración

Z primario = (9,88 + 10,18 j)

Corriente máxima de carga 83 Amp.

Corriente de falla trifásica mínima 165 Amp.

Relación de los Transformadores de Corriente 100/5

Relación de los transformadores de potencial 69000/115

Z sec = Zpi Relación T. C0

Relación T. P.

Z sec = (9.88 + 10,18 j) 0,9 x 20

600

Z sec = 0,2964 + Or3054 j

Z sec = 0,426 [46°

El tap para primera zona se obtiene con la siguiente ecuación:

T = X min x 100

X L

55.

en donde:

T «• Porcentaje del Tap

X min = Alearle básico de la -unidad de reactancia

X L = Alcaitoe deseado de reactancia mirado del se

cundario, fase - neutro.

X L = 0,3054

El relé tiene los taps: Orl - 0,2 - 0,4 de los cuales sele£

cionamos 0,2

T = O ?1 —5¿£¿— x 100

0,3054

T = 65,48 %

Puesto que 65,48 no es entero, escógenos el tap 66%

Calibración de la Segunda Zona.

ZL = 9,88 + 10,18 j

XT = 33,45 j

Z = 9,88 + (10,18 + 33f45) j =

z = 9,88 + 43,64 j

Z sec = (9,88 + 43,64 j) 20

600

56,

Z sec = 0,3293 + 1,454 j

Z sec = 1,4908 ¡77,2°

Z min = 1

T = Zmin = 10 eos (60o- 77,2°)

Zsec

T = 1 x 100 eos 17,2°

1,4908

T = 64,07 %

Luego, elegimos el tap 65%

Unidad de Disparo Instantáneo

Isec = 1,15 x 83

20

Isec = 4,77

La unidad de disparo instantáneo se calibrará sobre

4,77 Amp.

b) Lo ja

En este extremo se colocarán relés direccionales de sobreco-

rrientep que se coordinarán con los reconectadores de las lí_

neas a Catacocha y Cariamanga„

La corriente nominal de la línea es de 62 ñmp. en sentido con

trario por tanto, se colocará 2 transformadores de corriente

100/5 conectados en paralelo que da una relación total: N=10.

57.

Calibración

Ip = 18 Amp

Isec = 18 = 1,8 Amp.

10

Tap = 0,5

Múltiplo del Taps 1,8 =3,6

0,5

Tap de tiempo III

Tiempo del Relé: 1,3 seg.

Tiempo máximo del reconectador: 0,9 seg.

4.3 Líneas Alimentadas por los dos extremos

En el Sistema tenemos tres líneas con alimentación por los

dos extremos que son: Lo ja, Catamayo a 69 KV cuya protec-

ción fue indicada en el párrafo anterior y las''líneas, Lo-

ja - San Cayetano a 13.8 KV y San Francisco - San Cayetano

a 22 KV, como protección de estas líneas se prevé colocar

en los extremos reconectadores bloqueada la reconexión en

su operación rápida.

Para una falla en cualquiera de estas líneas, se desconecta

rán ambos extremos permitiendo que el principal centro de

58.

consumo que es la ciudad de Lo ja no salga fuera de servicio „

En el otro sector, las poblaciones quedarán servidas con sus

propias centrales*

Para las líneas San Cayetano - Loja se escogieron reconecta

dores de la McGraw Edison tipo R de 100 Amp y para la línea

San Francisco - San Cayetano tipo VW de 50

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S U B E S T A C I Ó N G D N Z A N A M A

61.

TIEMPO m SEGUNDOS G R Á F I C O 20

S U Ü £ S T A C I D N . Z . A M U R A 62.

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TIIMPO EN SEOJNDOS G R Á F I C O N 5 21

63.

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G R Á F I C O 22

64,

GAPITUIO V

COECIÜSIONES

Coito consecuencia de la realización de este trabajo, pode-

mos concluir que se completó el diseño original con la rea

lización del flujo de carga y la obtención de las corrien-

tes de falla, además en lo referente a las protecciones -

previstas, éstas sí cumplen con la finalidad para la que

fueron diseñadas f es decir proporcionar al sistema un me-

dio de protección selectiva y eficaz.

Con la coordinación de las mismas se evita que cuando se

produzca una falla salgan fuera de servicio zonas que no

están directamente aféctalas, y así poder mantener la con-

tinuidad del servicio.

Solamente deberán cambiarse las protecciones de la línea

Lo ja - Catamayo, en donde se tienen relés de sobrecorrien

te y deberán colocarse direccional de sobrecorriente en un

extremo y de distancia en el otro.

65.

B I B L I O G R A F Í A

(1) Datos Estadísticos de la Rrpresa Eléctrica Regional del

Sur.

(2) Empresa Eléctrica Regional del Sur* Diseño de Subesta-

ciones. 1973.

(3) Prácticas de Laboratorio de Sistemas de Potencia.

la Politécnica Nacional,, 1972.

(4) Standard Handbook for Electrical Engineers. 1972

(5) Copiados de Líneas de Transmisión

Prof : Ing. Honorato Placencia. 1971

(6) L. Me Distribution Protection and Aparatus Coordination

Bolletin N^ 5.00 5 - 64

(7) Ms Graw Edison. Catálogos y curvas.

Elecíronicaiiy Controlled, Tfiree PílaseTime/Currení Curves Page 9

• Type CE, CVE, CXE & CZE wiíh Type ME Control, Phase Trip

20

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Socket # 1: Use Piug A, N, or RSocket #2: Use Plug B, C, D, or E

Caution: To trip, Socket #2 must have a plug(Curves are from Eng'g Stds. Nos. 431R, 478492R & 495R of 7/30/68)

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~ CM so sr 10 to © o o o o o o o o

1N PERCENTAGE OF M I N I M U M T R I PRECLOSER TOTAL CLEARING (sofid lines) & CONTROL RESPONSE (dotted lines)

McGRAW-EDISON POWER SYSTEMS DIVISIÓN December J1968

INSTANTANEOUSUNiT

MÚLTIPLES OF PICK-UP SETTiNG

FÍQ. 10. Type IAC rolays. Invorsc Timo-charactcristic Curvo (GES-7001}

CURRENT IN AMPERES

GOOOOO4800OO

MÍNIMUM CLEAUING TIME ( l .SCYCLE) FO» SAFE COORÜINATIONJ i

MÁXIMUM CLEARING TCCCuivtis of ME fus.) tinks in M E H\ Povu-t C5.S, ;!1Í.O Si -Jií.^KR.IÍIS for djuí: NÍ.MA St.iiuKiui St-:Ti-sts at rali'd cuiout Volts ,ii\\, st.i:: "ii .it no nuli.il lo.nl. ?!tC^1.l\i[IHJfn test pi^inli nlotti'it so v,"'.itinns -'HuiM lv ( u-.

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