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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DE DISTANCIA DEL SISTEMA A 115 kV DE SENECA INCLUYENDO EL GUAMACHE

POR ELIANA KATERINE ROJAS ANGULO

INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Marzo de 2007

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DE DISTANCIA DEL SISTEMA A 115 kV DE SENECA INCLUYENDO EL GUAMACHE

POR ELIANA KATERINE ROJAS ANGULO TUTOR ACADÉMICO: PROF. ELMER SORRENTINO TUTOR INDUSTRIAL: ING. JESÚS HERNÁNDEZ INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Marzo de 2007

COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DE DISTANCIA DEL SISTEMA A 115 kV DE SENECA INCLUYENDO EL GUAMACHE POR ELIANA KATERINE ROJAS ANGULO

RESUMEN

El presente trabajo describe la coordinación de las protecciones de distancia realizada para las líneas del sistema a 115 kV de la empresa SENECA, considerando la nueva topología que tendrá la red con la incorporación de nuevas plantas de generación. Además, en el trabajo se describen los nuevos relés numéricos que serán empleados, pues está prevista la sustitución de los actuales relés de distancia estáticos y electromecánicos.

Se realizó la selección de ajustes, con su correspondiente análisis, para las zonas de operación de veinticuatro relés de distancia. Para la selección del alcance reactivo de la segunda y tercera zona de protección se estudiaron varios criterios. El criterio escogido para el alcance reactivo de segunda zona fue el que logró cumplir, en el mayor número de casos de los dieciocho relés del anillo de transmisión a 115 kV, con brindar una cobertura total de la línea protegida y evitar pérdida de selectividad con la segunda zona de las líneas adyacentes. El criterio escogido para la tercera zona fue el que permitió mayor selectividad. Adicionalmente, se recomendó el ajuste de una cuarta zona para aquellos relés que protegen tramos de líneas que llegan a subestaciones de donde salen más de dos líneas de diferentes longitudes. En el caso del circuito de interconexión con tierra firme se establecieron criterios específicos para los seis relés de distancia que lo protegen.

iv

DEDICATORIA

A mis padres, Luis Rojas y Mara de Rojas, por ser la razón de todo el esfuerzo realizado.

A mi hermana, Ileana Rojas, por ser la fuerza motivadora para continuar.

v

AGRADECIMIENTOS

Agradezco a Dios, por estar siempre a mi lado.

A mis padres y hermana por brindarme en todo momento su apoyo incondicional.

A mi familia por mostrar siempre su preocupación por mi bienestar.

A la empresa SENECA por brindarme la oportunidad de relacionarme con el ámbito laboral.

Al ingeniero Jesús Hernández por su valiosa orientación como tutor industrial.

Al profesor Elmer Sorrentino por su excelente desempeño como tutor académico.

A Gabriel Martinelli por su espíritu de colaboración en todo momento.

A Carmen Mendoza por la confianza brindada.

Al departamento de protecciones y automatización por su grata atención en la empresa.

A mis compañeros de carrera por demostrarme que el trabajo en equipo es la clave del éxito.

A todos mil gracias.

vi

ÍNDICE GENERAL Pág. RESUMEN ………………………………………………………………………………...… iv DEDICATORIA …………………………………………………………………………........ v AGRADECIMIENTOS ……………………………………………………………………… vi ÍNDICE GENERAL ……………………………………………………………………….... vii ÍNDICE DE FIGURAS ……………………………………………………………………….. x ÍNDICE DE TABLAS ………………………………………………………………...…….. xii LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS… …………………………………………...xiii CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN ………………………………………………………….....1 CAPÍTULO 2 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA Y OBJETIVOS DEL TRABAJO ..…….4 2.1.- DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA EMPRESA SENECA …………….……….4 2.2.- OBJETIVOS DEL TRABAJO …………………………………………………..6 CAPÍTULO 3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA A 115 kV DE SENECA …………………..7 3.1.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO…………………7 3.2.-ESQUEMAS DE PROTECCIÓN EMPLEADOS EN EL SISTEMA A 115 kV……………………………………………………………………………..…11 CAPÍTULO 4 DESCRIPCIÓN DE LOS RELÉS DE DISTANCIA EN ESTUDIO …….....15 4.1.- DESCRIPCIÓN DEL RELÉ MARCA GENERAL ELECTRIC, MODELO D30 ……………………………………………………………………...….........15 4.1.1.- CARACTERÍSTICAS DE DISTANCIA …………………………….16 4.1.1.1.- PROTECCIÓN DE DISTANCIA DE FASE ……………….16 4.1.1.2.- PROTECCIÓN DE DISTANCIA DE TIERRA ……………17 4.1.2.- CARACTERÍSTICA DE RESTRICCIÓN DE CARGA ………..……18 vii

4.1.3.- SOBRECORRIENTE DE DIRECCIONAL POR EL NEUTRO (ANSI 67N) ........................................................................................................19 4.2.- DESCRPCIÓN DEL RELÉ MARCA GENERAL ELECTRIC, MODELO D60 …………………………………………………………………………........20 4.2.1.- PROTECCIÓN DE DISTANCIA …………………………….………21 4.2.2.- ESQUEMAS DE COMUNICACIONES ……………………….……..21 4.3.- DESCRIPCIÓN DEL RELÉ MARCA SIEMENS, MODELO SIPROTEC 7SA61…………………………………………………………….………............22 CAPÍTULO 5 CRITERIOS USADOS PARA LA COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES ………………………………………………………….…28 5.1.- CRITERIOS UTILIZADOS PARA EL AJUSTE DE LOS RELÉS DE DISTANCIA QUE PROTEGEN LAS LÍNEAS A 115 kV EN LA ISLA DE MARGARITA………………………………………………………………….. 29 5.2.- CRITERIOS UTILIZADOS PARA EL AJUSTE DE LOS RELÉS DE DISTANCIA QUE PROTEGEN EL CIRCUITO DE INTERCONEXIÓN CON TIERRA FIRME …………………………………………………………...40 CAPÍTULO 6 COORDINACIÓN DE LOS RELÉS DE DISTANCIA EN EL SISTEMA A 115 kV DE SENECA …………………………………………..……….…45 CAPÍTULO 7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………………....67 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS …………………………………………………….….69 ANEXOS ………………………………………………………………………………….….71

ANEXO 1: CARACTERÍSTICAS DE LOS GENERADORES Y TRANSFORMADORES DE LA SUBESTACIÓN LUISA CÁCERES DE ARISMENDI..............................................72 viii

ANEXO 2: CARACTERÍSTICAS DE LOS GENERADORES QUE FORMAN LOS GRUPOS DE 15 MW................................................................................................................74 ANEXO 3: PROTECCIÓN ACTUAL DE LAS LÍNEAS DEL SISTEMA DE 115 kV DE SENECA....................................................................................................................................75 ANEXO 4: FUNCIONES DE DISTANCIA DEL RELÉ MARCA GENERAL ELECTRIC, MODELO D30, EMPLEANDO LA CARACTERÍSTICA CUADRILÁTERA......................76 ANEXO 5: PASOS PARA ACCEDER A LOS AJUSTES PRINCIPALES DE LA CARACTERÍSTICA DE DISTANCIA DEL RELÉ MARCA GE, MODELO D30................78 ANEXO 6: PASOS Y AJUSTES REQUERIDOS PARA CONFIGURAR LA FUNCIÓN DE DISTANCIA DE FASE DEL RELÉ MARCA GE, MODELO D30........................................79 ANEXO 7: PASOS Y AJUSTES REQUERIDOS PARA CONFIGURAR LA FUNCIÓN DE DISTANCIA DE TIERRA DEL RELÉ MARCA GE, MODELO D30...................................81 ANEXO 8: DIRECCIONES EMPLEADAS PARA LOS AJUSTES DEL RELÉ MARCA SIEMENS, MODELO SIPROTEC 7SA61...............................................................................82 ANEXO 9: DATOS DE LAS LÍNEAS EN ESTUDIO............................................................83 ANEXO 10: AJUSTES DE LOS RELÉS EN ESTUDIO.........................................................84 ANEXO 11: EJEMPLO DE REPORTE GENERADO POR EL SOFTWARE ETAP..........115 ANEXO 12: IMPEDANCIAS VISTAS POR ALGUNOS DE LOS RELÉS EN ESTUDIO AL VARIAR LA RESISTENCIA DE FALLA.............................................................................116

ix

ÍNDICE DE FIGURAS Pág. Figura 1. Organigrama general de la empresa.............................................................................5 Figura 2. Organigrama general de la Dirección de Operaciones Técnicas..................................5 Figura 3. Distribución geográfica de las principales líneas y subestaciones eléctricas de SENECA........................................................................................................................7 Figura 4. Diagrama unificar del anillo actual a 115 kV...............................................................8 Figura 5. Circuito de interconexión con tierra firme a 115 kV....................................................8 Figura 6. Primera propuesta para la conexión de la nueva planta.............................................10 Figura 7. Segunda propuesta para la conexión de la nueva planta............................................10 Figura 8. Funciones de las unidades incluidas en el relé D30...................................................15 Figura 9. Característica de restricción de carga.........................................................................18 Figura 10. Restricción de carga aplicada al elemento de distancia............................................19 Figura 11. Funciones de las unidades incluidas en el relé D60.................................................20 Figura 12. Característica cuadrilátera.......................................................................................26 Figura 13. Característica direccional en el diagrama R-X.........................................................27 Figura 14. Influencia de la resistencia de falla en la impedancia vista por el relé.....................28 Figura 15. Ejemplo para el criterio A de zona 2........................................................................33 Figura 16. Ejemplo para el criterio A de zona 3........................................................................37 Figura 17. Ejemplo para el criterio B de zona 3........................................................................39 Figura 18. Ejemplo de circuito equivalente visto desde la S/E LCA.........................................42 Figura 19. Ajuste de tercera zona en reversa del relé en la S/E LCA........................................43 Figura 20. Ajustes de las zonas 1,2 y 3 de la línea Pampatar – Los Robles..............................52 Figura 21. Ajustes de las zonas 1,2 y 3 de la línea Luisa Cáceres de Arismendi–Los Robles..53 x

Figura 22. Ajustes de las zonas 1,2 y 3 de la línea Porlamar – Los Robles...............................55 Figura 23. Zvista en el caso LCA - LM....................................................................................65 Figura 24. Zvista en el caso LA - LM........................................................................................65 Figura 25. Zzista en el caso LM - GUA.....................................................................................65 Figura 26. Zvista en el caso LCA - PLM...................................................................................65 Figura 27. Zzista y ajustes en el caso LCA - LM......................................................................66 Figura 28. Zvista y ajustes en el caso LA - LM.........................................................................66 Figura 29. Zvista y ajustes en el caso LM - GUA.....................................................................66 Figura 30. Zvista y ajustes en el caso LCA - PLM....................................................................66

xi

ÍNDICE DE TABLAS Pág. Tabla 1. Relaciones para el ajuste de la impedancia de tierra (residual)...................................23 Tabla 2. Relaciones necesarias para el cálculo de la impedancia mutua...................................25 Tabla 3. Ajustes propuestos y actuales en ohmios primarios para el alcance reactivo..............47 Tabla 4. Ajustes propuestos en ohmios primarios para el alcance resistivo..............................49 Tabla 5. Líneas con ajuste de cuarta zona..................................................................................50 Tabla 6. Criterios en estudio para zona 2...................................................................................59 Tabla 7. Conflictos presentados entre criterios..........................................................................60 Tabla 8. Criterios en estudio para zona 3...................................................................................61 Tabla 9. Ejemplo de la información utilizada para determinar alcance resistivo ante fallas línea-tierra....................................................................................................................63 Tabla 10. Continuación de tabla 9.............................................................................................63 Tabla 11. Ejemplo de la información utilizada para determinar alcance resistivo ante fallas línea-línea....................................................................................................................63 Tabla 12. Continuación de tabla 11...........................................................................................64 Tabla 13. Continuación de tabla 12...........................................................................................64

xii

LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

CH1

Subestación Chacopata I

CH2

Subestación Chacopata II

CSN

Subestación Casanay

GUA

Subestación El Guamache

I_0

Corriente de secuencia cero

Iop

Corriente de operación

I_1

Corriente de secuencia positiva

Iinjected

Corriente inyectada al relé

IG

Corriente de tierra

Im

Parte imaginaria de un número complejo

kV

Kilovoltios

km

Kilómetros

K0

Factor de compensación de corriente residual

LA

Subestación La Asunción

LCA

Subestación Luisa Cáceres de Arismendi

LM

Subestación Los Millanes

LR

Subestacióm Los Robles

ms

Milisegundos

MW

Megavatios

NCT

Relación del transformador de corriente

NVT

Relación del transformador de voltaje

PLM

Subestación Porlamar

xiii

PMT

Subestación Pampatar

Re

Parte real de un número complejo

RL

Resistencia de la línea protegida

RE

Resistencia con falla a tierra

R1

Resistencia de secuencia positiva de la línea

R0M

Resistencia mutua de secuencia cero de la línea

RLoad

Resistencia de carga

R0

Resistencia de secuencia cero de la línea

SENECA

Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta Compañía Anónima

SIN

Sistema Interconectado Nacional

S/E

Subestación

TC’s

Transformadores de corriente

TP’s

Transformadores de voltaje

XE

Reactancia con falla a tierra

X0

Reactancia de secuencia cero de la línea

X1

Reactancia de secuencia positiva de la línea

X0M

Reactancia mutua de secuencia cero de la línea

XL

Reactancia de la línea protegida

Z

Alcance de la impedancia

Zprim

Impedancia de ajuste respecto al lado primario

Zsec

Impedancia de ajuste respecto al lado secundario

Z0

Impedancia de secuencia cero de la línea.

Z1

Impedancia de secuencia positiva de la línea

φLoad

Ángulo de la resistencia de carga xiv

Ω

Ohmios

21/21N

Protección de distancia de fase y neutro

67/67N

Protección de sobrecorriente direccional de fase y neutro

CÓDIGO ANSI: 21G: Distancia de tierra

52:Interruptor para circuitos de corriente

21P: Distancia de fase

alterna

25: Sincronismo

59N: Sobretensión de neutro

27P: Subtensión de fase

59P: Sobretensión de fase

27X: Subtensión auxiliar

59X: Sobretensión auxiliar

50BF: Falla de interruptor

59_2: Sobretensión de secuencia cero

50DD: Detector de corriente distorsionada

67N:Direccional de sobrecorriente de

50G: Sobrecorriente instantáneo de tierra

neutro

50N: Sobrecorriente instantánea de neutro

67P: Direccional de sobrecorriente de fase

50P: Sobrecorriente instantánea de fase

67_2: Direccional de sobrecorriente de

50_2: Sobrecorriente instantánea de

secuencia cero

secuencia cero

68: Bloqueo por oscilación de potencia

51G: Sobrecorriente temporizada de tierra

78: Disparo por pérdida de estabilidad

51N: Sobrecorriente temporizada de neutro

79: Reenganche

51P: Sobrecorriente temporizada de fase

87L: Diferencial de línea

51_2: Sobrecorriente temporizada de

95: Supervisión

secuencia cero

xv

CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN

El objetivo del presente trabajo es realizar la coordinación de las protecciones de distancia del sistema a 115 kV de la empresa SENECA (Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A.), con la configuración prevista para los próximos años. Esta coordinación es necesaria principalmente por tres factores: a) la incorporación de una nueva planta de generación en El Guamache, b) la incorporación de nuevos grupos de generación en el anillo existente, c) la sustitución de los relés actuales por relés numéricos.

Actualmente, el sistema eléctrico a 115 kV de la isla de Margarita está conformado por un anillo de transmisión, el cual se alimenta desde la subestación “Luisa Cáceres de Arismendi”. Dicha subestación recibe la alimentación de la planta de generación del mismo nombre y desde el cable submarino que interconecta a SENECA con el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Está previsto que se introduzcan, en una fase inicial, 3 grupos de generadores al sistema: un grupo en la barra de 13.8 kV de la subestación Luisa Cáceres de Arismendi, otro en la barra de 13.8 kV de la subestación Los Millanes y el último grupo de generadores en la barra de 13.8 kV de la subestación Boca de Río. En una segunda fase está prevista la incorporación de una planta nueva de generación, en el sector de El Guamache, y su conexión al resto del sistema a 115 kV, mediante dos líneas de transmisión. Dichas modificaciones implican un cambio sustancial en la topología de la red de transmisión y distribución de SENECA.

Por otra parte, también está prevista la sustitución de los relés de distancia estáticos y electromecánicos utilizados actualmente por relés numéricos. Los relés de distancia que serán 1

2

sustituidos corresponden a los modelos BBC LZ32, BBC Li41, Siemens 7SL64 y ABB Razoa, y los relés numéricos a instalar corresponden a los modelos GE-D60, GE-D30 y SIEMENS-7SA61. Las características en el plano de impedancias y las posibilidades de ajuste de los nuevos relés no son idénticas a las de los equipos previos y, por esta razón, se amerita realizar un nuevo estudio para la coordinación de los nuevos relés de distancia.

El estudio más reciente de coordinación de las protecciones de distancia es de Mayo de 2006 y contiene un reporte de los ajustes de las protecciones en la subestación Luisa Cáceres de Arismendi y en el circuito del cable submarino [1], pero no contiene información sobre el anillo de transmisión a 115 kV. Con respecto a los criterios usados para el ajuste actual de las protecciones en dicho anillo de transmisión no fue posible ubicar información escrita dentro de la empresa.

En la Universidad Simón Bolívar se han realizado diversos trabajos de grado sobre coordinación de protecciones en sistemas de potencia utilizando relés de distancia, especialmente mediante la modalidad de trabajos realizados en la industria (Pasantía Larga). En la lista de referencias se presenta el subconjunto de trabajos que fueron de utilidad para complementar la formación básica previa sobre este tema [2] – [5].

Hay abundante información sobre relés de distancia en la literatura técnica especializada. Una meticulosa revisión de la literatura internacional sobre el tema escapa al alcance del presente trabajo. Sin embargo, en la lista de referencias se presenta el grupo de artículos técnicos consultados que aportó información valiosa para la realización del presente trabajo [6] – [8].

3

Los cambios previstos en el sistema de transmisión y distribución de SENECA justifican la realización del estudio de coordinación de las protecciones de distancia que se describe en este informe. La importancia de coordinar las protecciones está vinculada con los beneficios derivados de lograr la mejor combinación posible de las características deseables del sistema de protección (rapidez, sensibilidad, selectividad, confiabilidad, etcétera). En el caso específico del estudio que se describe en este informe, se espera que éste sea de importancia para la empresa ya que en el documento se describen los equipos de protección, los criterios empleados para la coordinación y los cálculos realizados para la obtención de los ajustes.

CAPÍTULO 2 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA Y OBJETIVOS DEL TRABAJO

2.1.- DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA EMPRESA SENECA

La empresa SENECA, Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta C.A., es la compañía encargada del suministro eléctrico en las islas de Margarita y Coche. SENECA surge del proceso de privatización de los activos de generación, transmisión y distribución que pertenecían a CADAFE y estaban localizados en el Estado de Nueva Esparta. La empresa norteamericana CMS Energy, con base en Michigan (USA), ganó la licitación internacional correspondiente a dicha privatización, adquiriendo el 70 % de las Acciones Clase “A” de SENECA y comenzó a operar la empresa en Octubre del año 1998. Adicionalmente un 20 % de las acciones se colocó en el Programa de Participación Laboral y el 10 % restante se colocó en el mercado de capitales interno para la participación del público en general.

Las actividades comerciales de la corporación CMS Energy abarcan cinco áreas principales: generación de energía eléctrica, explotación y producción de gas y petróleo, transmisión y almacenamiento de gas natural y operaciones de servicio de gas.

La estructura organizativa de SENECA está encabezada por la Dirección General (figura 1). La Dirección General es apoyada y asesorada por 5 áreas que guardan estrecha relación entre sí, siendo tan importantes unas como otras, ya que de su buen funcionamiento depende la estabilidad de toda la compañía.

4

5

DIRECTOR GERENTE

ASISTENTE ADMINISTRATIVO

DIRECTOR OPERACIONES TÉCNICAS

DIRECTOR ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS

DIRECTOR COMERCIAL

DIRECTOR LEGALES

DIRECTOR GENERACIÓN

DIRECTOR UNIDAD COCHE

Figura 1. Organigrama general de la empresa [9]

El trabajo que se describe en el presente informe fue desarrollado en la Gerencia de Operación y Mantenimiento de la Dirección de Operaciones Técnicas (figura 2), específicamente en la Sección de Mantenimiento. La Dirección de Operaciones Técnicas es la encargada de evaluar el comportamiento del sistema eléctrico y de la formulación de políticas en materia de distribución y mantenimiento.

DIRECTOR OPERACIONES TÉCNICAS ASISTENTE ADMINISTRATIVO

COORDINADOR ADMINISTRATIVO

JEFE DE ESTUDIOS Y PLANIFICACIÓN

JEFE DE INGENIERÍA Y OBRAS

GERENTE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

ING. CALIDAD DE SERVICIO

ING. FACTIBILIDAD DE SERVICIO

JEFE OPERACIONES

INSPECTOR DE CAMPO

INSPECTOR DE CAMPO

JEFE MANTENIMIENTO

Figura 2. Organigrama general de la Dirección de Operaciones Técnicas [9]

6

2.2.- OBJETIVOS DEL TRABAJO

Objetivo General:

Especificar los ajustes para las protecciones de distancia del sistema a 115 kV de SENECA, considerando la nueva configuración de la red prevista para los próximos años.

Objetivos Específicos:

-

Conocer las características básicas del sistema a 115 kV de SENECA.

-

Recopilar la información requerida para realizar la coordinación de las protecciones de distancia.

-

Estudiar el principio de funcionamiento y las características de los relés de distancia asociados al sistema (modelos D60 y D30 de la marca General Electric y modelo 7SA61 de la marca Siemens).

-

Realizar los estudios del sistema eléctrico que se requieran para la coordinación de las protecciones de distancia (flujo de carga y cortocircuito).

-

Calcular los ajustes requeridos para las protecciones de distancia del nuevo sistema a 115 kV de SENECA.

-

Analizar el comportamiento del sistema eléctrico con el ajuste propuesto para los relés de distancia.

CAPÍTULO 3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA A 115 kV DE SENECA

3.1.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO

El sistema eléctrico de transmisión de la isla de Margarita está conformado principalmente por un anillo de interconexión en 115 kV entre las subestaciones Luisa Cáceres de Arismendi, Porlamar, Los Robles, Pampatar, La Asunción y Los Millanes. Dicho anillo de transmisión es alimentado desde la subestación Luisa Cáceres de Arismendi, donde hay 11 unidades turbogeneradoras y una interconexión a 115 kV con el Sistema Interconectado Nacional, a través del cable submarino. En la figura 3 se muestra un esquema que describe la distribución geográfica de las principales líneas y subestaciones eléctricas de SENECA. En la figura 4 se muestra un unifilar reducido del sistema a 115 kV. Las subestaciones Chacopata I, Chacopata II y Casanay se encuentran en tierra firme y se encargan de alimentar al cable submarino.

Aricagua

Los Millanes

La Asunción Los Robles Conejero

Boca de Río

Morropo Porlamar Luisa Cáceres

Las Hernández LEYENDA

Pampatar

Aeropuerto

Subestaciones Producción Subestaciones Distribución Líneas a 115 kV Líneas a 34.5 kV Líneas a 13.8 kV

Isla de Coche Isla de Cubagua

Cable Submarino

Figura 3. Distribución geográfica de las principales líneas y subestaciones eléctricas de SENECA

7

8

S/E CHACOPATA I

S/E CHACOPATA II

S/E CASANAY S.I.N

BARRA DE GENERACIÓN 1

S/E LOS MILLANES

S/E LA ASUNCIÓN

BARRA DE GENERACIÓN 2

BARRA DE GENERACIÓN 3 S/E PORLAMAR

S/E LOS ROBLES

S/E PAMPATAR

S/E LUISA CÁCERES DE ARISMENDI

Figura 4. Diagrama unificar del anillo actual a 115 kV

En la figura 5 se muestra un mayor detalle del diagrama unifilar de la interconexión con tierra firme a 115 kV. La interconexión con el Sistema Interconectado Nacional se realiza a través de la subestación Casanay. La subestación Chacopata II está ubicada en el Estado Sucre, de allí se deriva un cable sublacustre de 6 km hasta la subestación Chacopata I, que es una simple subestación de paso (sin interruptores), de la cual sale el cable submarino hacia la subestación Luisa Cáceres de Arismendi. Cable Submarino 30 km.

S/E Luisa Cáceres de Arismendi

Cable Sublacustre 6 km.

S/E Chacopata I

S/E Chacopata II

51 km Doble terna aérea

S/E Casanay

Figura 5. Circuito de interconexión con tierra firme a 115 kV

9

En condiciones normales de operación, la planta Luisa Cáceres de Arismendi tiene una capacidad para generar 220 MW y a través del cable submarino se recibe actualmente un promedio de 65 MW, dando lugar a 285 MW disponibles para suplir la demanda. En el anexo 1 se indican las características de los generadores y transformadores de la planta.

En los próximos meses está prevista la incorporación de 3 grupos de generadores al sistema, de 15 MW cada uno, cuyas características se indican en el anexo 2. La ubicación de dichos grupos se realizará de la siguiente manera: un grupo será colocado en la barra a 13.8 kV de la subestación Luisa Cáceres de Arismendi, otro se colocará en la barra a 13.8 kV de la subestación Los Millanes y el último grupo de generadores será colocado en la barra de 13.8 kV de la subestación Boca de Río. Actualmente, la subestación Boca de Río se alimenta radialmente desde la subestación Luisa Cáceres de Arismendi.

En los próximos años está prevista la incorporación de una planta nueva de generación, con una capacidad de 120 MW, en el sector de El Guamache. Su conexión al resto del sistema será a 115 kV, mediante dos líneas de transmisión. Hay dos propuestas para la conexión de dichas líneas al resto del sistema: la primera contempla la conexión a las subestaciones Los Millanes y Luisa Cáceres de Arismendi y la segunda propuesta plantea la conexión a las subestaciones Los Millanes y Los Robles. En las figuras 6 y 7 se muestran ambas propuestas, incluyendo en ambos casos la ubicación de los tres grupos de generadores mencionados previamente. El estudio realizado en el presente trabajo se basó en la primera propuesta pues dicha configuración se tornó interesante para la empresa al realizar los estudios de flujo de carga y niveles de cortocircuito.

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LCA

CH2

CH1

CSN

LM LA

PMT PLM

LR

S/E EL GUAMACHE Grupos de generadores de 15 MW cada uno

Figura 6. Primera propuesta para la conexión de la nueva planta

LCA

CH2

CH1

CSN

LM LA

PMT PLM

LR

S/E EL GUAMACHE Grupos de generadores de 15 MW cada uno

Figura 7. Segunda propuesta para la conexión de la nueva planta

11

3.2.- ESQUEMAS DE PROTECCIÓN EMPLEADOS EN EL SISTEMA A 115 kV DE SENECA

Actualmente para la protección de las líneas a 115 kV de SENECA se emplean diversos tipos de relés, tales como numéricos, electromecánicos y estáticos. En el anexo 3 se muestran los relés utilizados en las distintas subestaciones.

Se prevé sustituir los relés estáticos y electromecánicos por los relés numéricos marca GE, modelos D60 y D30. Dichos relés serán también utilizados en la nueva planta de generación que se instalará en El Guamache. Por tal motivo, la coordinación de las protecciones del nuevo sistema a 115 kV se realizará únicamente con los relés marca GE modelos D60 y D30, excepto para la protección del cable submarino y para las salidas de líneas de Casanay y Luisa Cáceres en la subestación Chacopata II, en los cuales se mantienen los relés marca Siemens modelo 7SA61.

Todos los tramos de línea a 115 kV cuentan con protección 21/21N como protección primaria y secundaria. La característica en el plano R-X utilizada por los relés numéricos y estáticos existentes es cuadrilátera. Se emplea como respaldo de la función de distancia la protección de sobrecorriente direccional 67/67N.

Los ajustes actuales de las protecciones de distancia son las siguientes: Alcance de zona 1:

Z1 = 80% Z Línea a protegida

Alcance de zona 2:

Z2 = 120% Z Línea a protegida

Alcance de zona 3:

Z3 = 180% Z Línea a protegida

12

El circuito de interconexión con tierra firme está constituido por un total de ocho relés numéricos de protección de líneas y es el único circuito que posee teleprotección. El medio de transmisión empleado para la teleprotección es la onda portadora. El tiempo de transmisión de la señal es de aproximadamente 15 milisegundos. Los relés se encuentran distribuidos de la siguiente manera:

-

Dos Relés, primario y secundario, encargados de la protección de la salida de línea de Luisa Cáceres en Chacopata II.

-

Dos Relés, primario y secundario, encargados de la protección de la salida de línea I de Casanay en Chacopata II.

-

Dos Relés, primario y secundario, encargados de la protección de la salida de línea II de Casanay en Chacopata II.

-

Dos Relés, primario y secundario, encargados de la protección de la salida de línea de Chacopata II en Luisa Cáceres.

En la subestación Luisa Cáceres de Arismendi se emplea el esquema de teleprotección PUTT (Permissive Underrreach Transfer Trip) que consiste básicamente en que si el relé en Chacopata II detecta una falla en primera zona da orden de apertura al disyuntor local y simultáneamente envía una señal al relé en el extremo Luisa Cáceres de Arismendi. Si dicho relé detectó la falla dispara su disyuntor en tiempos de primera zona. En otras palabras, con este esquema de teleprotección, el relé en la subestación Luisa Cáceres dará orden de apertura sólo si detectó una falla hacia adelante y recibe una señal de disparo desde el extremo Chacopata II.

En la S/E Chacopata II se emplea el esquema de teleprotección PUTT por extensión de zona que consiste en que si el relé en la subestación Luisa Cáceres de Arismendi detecta una falla en

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primera zona dará orden de apertura al disyuntor local y simultáneamente enviará una señal al relé en el extremo Chacopata II. Si dicho relé detectó falla en su zona uno extendida dará orden de disparo a su disyuntor en tiempos de primera zona.

Ante una falla simultánea en las líneas Chacopata II – Casanay o en caso de una falla en alguna de dichas líneas estando la otra fuera de servicio, la orden de apertura la debe recibir el interruptor del cable submarino en la S/E Luisa Cáceres de Arismendi antes que los disyuntores de las líneas en la S/E Chacopata II, de no ser así se producirían sobretensiones importantes en el cable submarino. Para ello se requiere que la primera zona de los relés de distancia en la S/E Chacopata II posean un retardo de tiempo de 150 ms.

La teleprotección también es utilizada cuando se detectan sobretensiones en la subestación Luisa Cáceres de Arismendi al abrir el disyuntor del cable submarino producto de una orden del esquema de separación de áreas. En estos casos se envía una señal al relé en el extremo remoto en la subestación Chacopata II a fin de que éste ordene la apertura para así eliminar la sobretensión.

OBSERVACIONES IMPORTANTES

-

El tramo de línea que une a la Barra de generación I de la planta Luisa Cáceres de Arismendi con la barra a 115 kV de la subestación del mismo nombre carece de disyuntor, por lo que no posee protección. Esto representa un riesgo dado que, ante una falla en esa zona, se dispararían todas las protecciones de las líneas que salen de dicha subestación en sus extremos remotos, así como todas las protecciones de sobrecorriente

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de las unidades generadoras de la planta Luisa Cáceres de Arismendi ocasionando la pérdida total del sistema eléctrico de Margarita.

-

La subestación Luisa Cáceres de Arismendi posee una barra de transferencia de carga que carece de una protección adaptiva, es decir, no posee una protección que cambie su ajuste según la nueva configuración del circuito al realizar la transferencia.

CAPÍTULO 4 DESCRIPCIÓN DE LOS RELÉS DE DISTANCIA EN ESTUDIO

4.1.-

DESCRIPCIÓN DEL RELÉ MARCA GENERAL ELECTRIC, MODELO D30

El relé GE D30 tiene la capacidad de tomar 64 muestras por ciclo para cada señal de entrada. El proceso de cálculo fasorial tanto de corrientes como de voltajes está basado en el algoritmo de Fourier. Las señales de corriente y de voltaje son pre filtradas separadamente mediante un mecanismo digital para disminuir las distorsiones presentes en cada caso. La figura 8 muestra un diagrama con las funciones que incluye el relé, las cuales se encuentran descritas en la lista símbolos y abreviaturas[10].

52

MONITOREO

CIERRE

DISPARO

59X

27X

25

79 50DD

50P

50_2

51P

51_2

21P

67P 67_2

68

78

50N

MEDICIONES 50G

51G

51N 67N/G 21G

TRANSD

59P 27P 59N

Figura 8. Funciones de las unidades incluidas en el relé D30

15

16

4.1.1.- CARACTERÍSTICA DE DISTANCIA El relé formula su característica de distancia usando comparaciones de ángulo de fase y estimaciones de fasores de voltaje y corriente. En el anexo 4 se muestran las tablas que resumen las características de los elementos de distancia.

En el anexo 5 se muestran los pasos para acceder a los ajustes principales de la característica de distancia. Allí se observan tres ajustes comunes (DISTANCE SOURCE, MEMORY DURATION, y FORCE SELF-POLAR) y seis menús para las tres zonas de protección de distancia de fase y de tierra.

El ajuste de DISTANCE SOURCE es empleado para identificar el origen de señal para todas funciones de distancia. El ajuste de MEMORY DURATION se emplea para especificar la longitud del tiempo en que un voltaje memorizado de secuencia positiva debe ser usado en los cálculos de distancia.

4.1.1.1.- PROTECCIÓN DE DISTANCIA DE FASE La función de distancia de fase cuadrilátera se basa en una reactancia característica, dos barreras derecha e izquierda, 100% en memoria direccional polarizable y característica de supervisión de corriente. En el anexo 6 se muestran los pasos y los ajustes requeridos para configurar la función de distancia de fase.

Tres zonas para la protección de distancia de fase están disponibles. Cada zona es configurada por separado a través de su propio menú de ajuste. Todos los ajustes pueden ser modificados por separado para cada una de las zonas excepto el ajuste de SIGNAL SOURCE y el ajuste de

17

MEMORY DURATION que son comunes para los elementos de fase y de tierra de todas las zonas.

Las tres zonas pueden ser usadas como elementos instantáneos (pickup [PKP] y dropout [DPO]) o elementos retrasados por tiempo (operate [OP]), sólo la zona 1 es colocada como instantáneo para el modo de disparo por subalcance.

La corriente de fase es usada para supervisar el elemento de distancia de fase; principalmente asegura que en un estado desenergizado el elemento de distancia no será disparado debido al ruido o a voltajes inducidos en la línea. Sin embargo, esta característica de supervisión también puede ser empleada para prevenir la operación bajo las condiciones de pérdida de fusible.

4.1.1.2.- PROTECCIÓN DE DISTANCIA DE TIERRA La función de distancia cuadrilátera de tierra está compuesta por una reactancia característica, una barrera a la derecha y otra a la izquierda, memoria polarizada direccional, sobrecorriente y selección de fase para supervisar las características. En el anexo 7 se muestran los pasos y los ajustes requeridos para configurar la función de distancia de tierra.

La línea de reactancia de la función cuadrilátera usa tanto corriente de secuencia cero como de secuencia negativa como una cantidad de polarización. La supervisión direccional usa voltaje de memoria como una cantidad de polarización y corrientes de secuencia cero y negativa como cantidades operativas.

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Tres zonas para la protección de distancia de tierra están disponibles. Cada zona es configurada por separado a través de su propio menú de ajuste. Todos los ajustes pueden ser modificados por separado para cada una de las zonas excepto el ajuste de SIGNAL SOURCE y el ajuste de MEMORY DURATION que son comunes para los elementos de fase y de tierra de todas las zonas.

La supervisión de la corriente para los elementos de distancia de tierra responde a una corriente por el neutro calculada interiormente (3*I_0). El relé puede sólo aproximar la corriente de falla desconocida por medio de las medidas de las corrientes de secuencia cero o negativa en el punto de transmisión. Dependiendo de los parámetros del sistema, tanto las corrientes de la secuencia cero o de secuencia negativa presentan una mejor aproximación del ángulo de la corriente de falla.

4.1.2.- CARACTERÍSTICA DE RESTRICCIÓN DE CARGA El elemento de la restricción de carga responde al voltaje y corriente de secuencia positiva y posee una característica como la que se indica en la figura 9. X

- Alcance

Alcance

R

Figura 9. Característica de restricción de carga

19

El elemento opera si el voltaje de secuencia positiva está por encima de un nivel configurado. Es usado para bloquear elementos de protección seleccionados como el de distancia o sobrecorriente de fase. La figura 10 muestra un efecto de la característica de límite por sobrecarga usado para bloquear el elemento de distancia de la característica cuadrilátera. X

R

Figura 10. Restricción de carga aplicada al elemento de distancia

4.1.3.- SOBRECORRIENTE DE DIRECCIONAL POR EL NEUTRO (ANSI 67N) El elemento proporciona indicación tanto como para la dirección de fallas hacia adelante como para fallas hacia atrás. El operador de la salida es activado si la magnitud de la corriente de operación está por encima del nivel de arranque (unidad de sobrecorriente) y la dirección de la falla es vista como "hacia adelante" o "en reversa", respectivamente (unidad direccional).

La unidad de sobrecorriente responde a la magnitud de un fasor de frecuencia fundamental de cualquiera de las corrientes por el neutro calculadas desde la corriente de fase o la corriente de tierra. Hay dos ajustes de arranque distintos para las funciones hacia adelante y en reversa, respectivamente.

20

La unidad direccional usa la corriente de secuencia cero (I_0) o la corriente de tierra (IG) para discriminar la dirección de la falla y puede ser programado para usar voltaje de secuencia cero, corriente de tierra o ambos para ser polarizado.

La función de detección de falla hacia adelante es diseñada para ser más segura en comparación a la función en reversa y debe ser usada para disparo. La función de detección de falla hacia atrás es diseñada para ser más rápida en comparación a la función hacia adelante y debe ser usada para el bloqueo.

4.2.- DESCRIPCIÓN DEL RELÉ MARCA GENERAL ELECTRIC, MODELO D60 El D60 es un relé basado en microprocesador que protege líneas de transmisión de cualquier nivel de tensión, con disparo monopolar y tripolar. La figura 11 muestra un diagrama con las funciones que incluye el relé, las cuales se encuentran descritas en la lista de símbolos y abreviaturas. La principal diferencia que se observa entre las figuras 8 y 11 es que ésta última incluye la función 50BF y posee esquemas de protección piloto[11].

52

52

MONITOREO

CIERRE

59X

DISPARO

27X

25

79 50DD

50P

50_2

COMUNICACIÓN REMOTA

51P

51_2 50BF

21P

67P

67_2

E SQUEMA PILOTO

68

78

50N

MEDICIONES 50G

51G

51N

67N/ G

TRANSD

21G 59P 27P 59N

Figura 11. Funciones de las unidades incluidas en el relé D60

21

4.2.1.- PROTECCIÓN DE DISTANCIA El relé GE D60 posee las mismas funciones descritas anteriormente para el relé D30 con la diferencia de que incorpora dos zonas más de protección. El D60 posee cinco zonas de protección de distancia de fase y tierra (mho o cuadrilátera). Utiliza polarización memorizada para determinar la direccionalidad, utilizando para ello una memoria de la tensión.

Cada zona puede ajustarse como directa, inversa o no direccional. Las funciones mho y cuadrilateral utilizan supervisión de reactancia con polarización de corriente de secuencia cero. La función cuadrilátera de distancia de tierra se utiliza en sistemas con ángulos de impedancia de línea bajos o con un alto grado de no-homogeneidad en los esquemas equivalentes de secuencia cero y negativa. El D60 ofrece al usuario la posibilidad de seleccionar entre las corrientes de secuencia cero y secuencia negativa para la polarización. La característica cuadrilátera permite ajustar coordenadas de alcance resistivas y angulares a derecha e izquierda.

La característica de restricción de carga puede configurarse para supervisar cualquier zona de la protección de distancia y/o las funciones de sobreintensidad. La protección de distancia a tierra compensa el efecto de acoplamiento mutuo en líneas paralelas. Los factores de compensación de secuencia cero propios y mutuos se ajustan independientemente para cada zona. La protección de distancia de fases puede utilizarse para detectar fallas “tras” cualquier tipo de transformador trifásico en estrella/triángulo, permitiendo su uso como protección de respaldo en generadores.

4.2.2.- ESQUEMAS DE COMUNICACIONES El D60 implementa cinco tipos comunes de esquemas (piloto): - Transferencia de Disparo Directo por Subalcance (DUTT).

22

- Transferencia de Disparo Permisivo por Subalcance (PUTT). - Transferencia de Disparo Permisivo por Sobrealcance (POTT). - Transferencia de Disparo Híbrido por Sobrealcance (POTT Híbrido) con eco permisivo y lógica de bloqueo de transitorios incorporada. - Esquema de bloqueo por comparación direccional.

4.3.- DESCRIPCIÓN DEL RELÉ MARCA SIEMENS, MODELO SIPROTEC 7SA61 Introducción de datos: Los ajustes de los datos de la línea en el relé 7SA61 se refieren a los datos comunes que son independientes de la graduación de la protección de distancia. El ángulo de la línea puede ser obtenido de los parámetros de línea[12]. Lo siguiente aplica:

tan ϕ =

XL RL

o

 XL  RL

ϕ = arctan

  

Donde RL es la resistencia y XL es la reactancia del alimentador protegido. El ángulo de distancia especifica el ángulo de la inclinación de las secciones de R de los polígonos de protección de distancia. Los valores direccionales normalmente se definen con la dirección positiva hacia el objeto protegido. Pero es también posible definir la dirección "hacia adelante" para las funciones de protección y la dirección positiva para la potencia.

El valor de la reactancia de la línea protegida es introducido en Ω/km si la unidad de distancia es ajustada en kilómetro o en Ω/milla si la unidad de distancia es ajustada en milla. El valor correspondiente de la longitud de la línea es introducido en kilómetros o en millas. Al usar una computadora personal y el programa DIGSI® para aplicar el ajuste, éstos pueden introducirse como valores primarios o secundarios. En el caso de la parametrización con los

23

valores secundarios, deben convertirse las cantidades derivadas de la coordinación al lado secundario de los transformadores de corriente y de voltaje. La siguiente conversión para las cantidades secundarias es requerida entonces.

Zsec =

N CT .Z prim N VT

Donde:

NCT

= Relación del transformador de corriente

NVT

= Relación del transformador de voltaje.

Compensación de impedancia (residual) de tierra: el ajuste de la tierra para la relación de la impedancia de línea es un elemento indispensable para la medición exacta de la distancia de falla (protección de distancia, localizador de falla) durante las fallas a tierra. Esta compensación se logra introduciendo la relación de resistencia RE/RL y de reactancia XE/XL o introduciendo el factor de compensación de tierra (residual). Cualquiera de estas dos opciones de entrada son determinadas mediante el ajuste de Z0 / Z1.

Compensación de impedancia de tierra (residual) con factores escalares RE/RL y XE/XL: las relaciones de resistencia RE/RL y de reactancia XE/XL son calculadas por separado, y no corresponden a los componentes reales e imaginarios de ZE/ZL por lo que un cálculo con números complejos no es necesario. Las relaciones son obtenidas de los datos del sistema usando las fórmulas mostradas en la tabla 1:

Relación de resistencia

Relación de reactancia

RE 1  R0  = . − 1 R L 3  R1 

XE 1  X0  = . − 1 X L 3  X1 

Tabla 1. Relaciones para el ajuste de la impedancia de tierra (residual)

24

Donde:

R0

= Resistencia de secuencia cero de la línea

X0

= Reactancia de secuencia cero de la línea

R1

= Resistencia de secuencia positiva de la línea

X1

= Reactancia de secuencia positiva de la línea

El ajuste del factor de compensación de impedancia (residual) de tierra para la primera zona puede ser diferente de las zonas restantes de la protección de distancia. Esto permite el ajuste de los valores exactos para la línea protegida mientras que, al mismo tiempo, el ajuste para las zonas de respaldo podría ser una aproximación cercana, incluso cuando las siguientes líneas tienen relaciones de impedancia de tierra considerablemente diferentes (por ejemplo un cable después de una línea aérea).

Compensación de impedancia (residual) de tierra con magnitud y ángulo (factor K0): En este caso es importante que el ángulo de línea sea ajustado correctamente cuando el dispositivo necesita dicho ángulo para calcular los componentes de compensación del K0. Estos factores de compensación de impedancia de tierra son definidos con su magnitud y ángulo, que pueden ser calculados con los datos de la línea mediante la siguiente ecuación:

K0 = Dónde:

Z E 1  Z0  = . − 1 Z L 3  Z1 

Z0

= (Complejo) la impedancia de secuencia cero de la línea.

Z1

= (Complejo) la impedancia de secuencia positiva de la línea

Para líneas aéreas es generalmente posible realizar el cálculo con las cantidades escalares cuando el ángulo de la secuencia cero y de secuencia positiva del sistema solamente difieren en una

25

cantidad despreciable. Con cables, sin embargo, las diferencias de ángulo importantes podrían existir.

Las magnitudes y los ángulos de los factores de compensación de las impedancias (residuales) de tierra para la primera zona y las zonas restantes de la protección de distancia podrían ser diferentes. Si una combinación de valores es ajustada de manera tal que no puede ser reconocido por el dispositivo, éste opera con el siguiente valor K0 = 1.e0°.

Impedancia mutua de una línea paralela: si el dispositivo es aplicado a una línea de circuito doble (líneas paralelas) y compensación de líneas paralelas, el acoplamiento mutuo debe ser considerado. Los factores de acoplamiento pueden ser determinados usando las ecuaciones de la tabla 2:

Relación de resistencia

R M 1  R 0M = . R L 3  R 1

  

Relación de reactancia X M 1  X 0M = . X L 3  X 1

  

Tabla 2. Relaciones necesarias para el cálculo de la impedancia mutua

Donde:

R0M

= Resistencia mutua de secuencia cero de la línea

X0M

= Reactancia mutua de secuencia cero de la línea

R1

= Resistencia de secuencia positiva de la línea

X1

= Reactancia de secuencia positiva de la línea

En el anexo 8 se muestran algunos de los parámetros requeridos para la configuración del relé y los rangos de ajustes permitidos.

26

Método de funcionamiento de la protección de distancia con la característica cuadrilátera: En total hay cinco zonas independientes y una zona adicional controlada por cada lazo de impedancia de falla. La figura 12 muestra la forma de los polígonos como ejemplo. La primera zona posee una dirección hacia adelante. La tercera zona tiene una dirección en reversa.

Hacia adelante

X Ángulo de la línea Z5 Z4

Z1

Z1B α

Z2

reversa Rango de carga

ϕ

Rango de carga Hacia R adelante

Z3

reversa

Figura 12. Característica cuadrilátera

En general, el polígono se define por medio de un paralelogramo que corta los ejes de R y X así como la inclinación φDist. Un trapezoide de carga con los ajustes RLoad y φLoad pueden usarse para cortar el área de la impedancia de carga fuera del polígono. Las coordenadas axiales pueden ajustarse individualmente para cada zona; φDist, RLoad y φLoad son comunes para todas las zonas. El paralelogramo es simétrico con respecto al origen de las coordenadas R-X del sistema; la característica direccional, sin embargo, limita el rango de disparo de los cuadrantes deseados. El alcance de R puede ajustarse separadamente para las fallas fase-fase y las fallas fase-tierra, para lograr una mayor cobertura de resistencias de falla para las fallas a tierra en caso de que se

27

desee. Para la primera zona existe un ajuste adicional de la inclinación α usado para prevenir sobrealcance. Para la zona Z1B y las zonas más altas esta inclinación no existe.

Inmediatamente después del comienzo de una falla, el voltaje del corto circuito se perturba por los transitorios, por tal motivo el voltaje memorizado prefalla es empleado en esta situación. Si el voltaje de cortocircuito de estado estable (durante un cierre en la falla) es demasiado pequeño para la determinación de la dirección, el voltaje antes de la falla es usado. Si no hay un voltaje medido actual ni un voltaje memorizado disponible, que es suficiente para medir la dirección, el relé selecciona la dirección hacia adelante. En la práctica esto puede ocurrir sólo cuando el breaker del circuito cierra hacia una línea desenergizada y hay una falla en esta línea.

La figura 13 muestra la característica de estado estable teórica. En la práctica, la posición de la característica direccional cuando se usan los voltajes memorizados es dependiente de la impedancia de la fuente, así como de la carga transferida por la línea antes del comienzo de la falla. De acuerdo con la característica direccional, incluye un margen de seguridad con respecto a los límites del primer cuadrante en el diagrama de R-X.

jX No direccional

En reversa

30° Hacia adelante

22°

R

No direccional

Figura 13. Característica direccional en el diagrama R-X

CAPÍTULO 5 CRITERIOS USADOS PARA LA COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES

El presente capítulo se clasifica en dos partes, una de ellas muestra los criterios utilizados para realizar los ajustes de las protecciones de distancia del circuito a 115 kV de la isla de Margarita. La segunda parte muestra los criterios utilizados para el ajuste de las protecciones de distancia del circuito de interconexión con tierra firme. Esta división se debe a que ambos circuitos presentan características diferentes impidiendo generalizar algunos de los criterios.

La característica en el plano R-X utilizada para la coordinación será la cuadrilátera, dado que la misma es la más confiable a la hora de detectar fallas con resistencia de arco. La figura 14 muestra la influencia de la resistencia de falla en la impedancia vista por el relé. A

B 60% ZL

D Relé

Falla

X B Falla franca al 60% de ZL

80% XL

Zona de detección de la falla

Falla con Resistencia de arco MHO

A Rf

Cuadrilátera

R

Figura 14. Influencia de la resistencia de falla en la impedancia vista por el relé

28

29

5.1.- CRITERIOS UTILIZADOS PARA EL AJUSTE DE LOS RELÉS DE DISTANCIA QUE PROTEGEN LAS LÍNEAS A 115 kV EN LA ISLA DE MARGARITA

ZONA 1 La zona 1 debe ser ajustada para detectar fallas únicamente dentro de la línea que se desea proteger, garantizando selectividad con los relés adyacentes ante fallas externas al tramo protegido. Se desea evitar sobrealcance producido por errores en los transformadores de corriente y de potencial o por inexactitudes en los parámetros de la línea. En base a lo anterior el alcance reactivo de la zona 1 será ajustado al 80% de la impedancia de secuencia positiva de la línea.

X1 = 0.8 X Línea a proteger

Este ajuste cumple el propósito de evitar que fallas ocurridas en la barra remota de la línea protegida sean vistas en primera zona del relé de distancia.

El alcance resistivo fue fijado por criterios de la empresa en dos veces el ajuste del alcance reactivo (R=2X). La labor en este caso era la de verificar si dicho ajuste consideraba el valor de la resistencia de falla esperable en el sistema. Existen en la literatura ([4], [5], [15]) diversas maneras de calcular la resistencia de falla esperada por el sistema. En el presente trabajo se utilizó la siguiente forma por su sencillez.

Rfalla = 1.2*(Rarco +Refectiva torre)

donde

Rarco= Resistencia del arco eléctrico Refectiva torre = Resistencia efectiva de las torres

30

R arco =

Donde:

2500 * larco Ifalla min

larco = Longitud del arco (típicamente es dos veces la distancia entre fases) lfallamin = Corriente de falla mínima

Debido a la falta de información referente a las torres del sistema a 115 kV no se pudo determinar con exactitud el valor de la resistencia efectiva de las torres, revisando la literatura [5] se estima que dicho valor sea 1 Ω. Luego: R arco =

2500 * 2 * 4 = 3.24 Ω 6169

y

Rfalla = 1.2*(3.24 + 1) = 5.09 Ω

Al simular fallas monofásicas y bifásicas en el extremo remoto al lugar de ubicación del relé, variando la resistencia de falla, es posible graficar la impedancia vista por el mismo. Para ello se miden las tensiones y las corrientes en el punto de instalación del relé al simular la falla y se aplican las siguientes relaciones empleadas por los relés en estudio: Para fallas entre fases:

ZvistaR =

Va − Vb Ia − Ib

Para fallas entre fase y tierra:

ZvistaR =

Va Ia + k 0 * 3I0

 1 Z Donde: K 0 = . 0 − 1 3  Z1  ZvistaR = Impedancia vista por el relé de distancia

31

Va = Voltaje de la fase A Vb = Voltaje de la fase B Ia = Corriente de la fase A Ib = Corriente de la fase B K0 = Factor de compensación de corriente residual I0 = Corriente de secuencia cero Z0 = Impedancia de secuencia cero de la línea Z1 = Impedancia de secuencia positiva de la línea

Una vez obtenidas las impedancias vistas por los relés en estudio, se verifica si el ajuste seleccionado cumple el criterio de detectar las fallas simuladas en la barra remota en segunda zona. También se observa si se deja un margen de separación aceptable con el alcance de primera zona y se verifica si se toma en cuenta la resistencia de falla esperada por el sistema. Cabe destacar que, en vista de que la resistencia efectiva de la torre no fue un valor calculado sino un valor estimado, es posible que la resistencia de falla esperada resulte ser mayor a la calculada.

El tiempo de operación de la primera zona no requiere retardo intencional, ya que no necesita ser más lenta que alguna otra protección aguas abajo, por lo que se ajusta instantáneo.

Si la línea a ser protegida no tiene una interacción importante con un circuito adyacente, entonces el ajuste típico del 80 % puede ser usado. Si hay acoplamiento mutuo significativo entre las líneas paralelas, entonces la característica de compensación mutua de los elementos de distancia de tierra puede ser usado en lugar de una reducción drástica en el alcance. Sin embargo, si éste es el caso, hay más incertidumbre al comparar con los elementos de distancia de fase porque los

32

factores de compensación de secuencia cero de la línea pueden variar significativamente debido al clima y otras condiciones.

ZONA 2 La función de la segunda zona debe ser la de proteger el resto de la línea que no fue protegida por la zona 1. En este caso es imprescindible que el relé detecte fallas en la barra remota, por lo que el alcance debe cubrir el 100% de la línea a proteger más un porcentaje adicional considerando los errores en los elementos de medición. Es importante resaltar que el alcance de la segunda zona de la línea a proteger no debe solapar con el comienzo de la segunda zona de la línea adyacente debido a que se perdería selectividad.

En la literatura ([2]-[6], [8], [13]-[16]) se encuentran diferentes criterios para el ajuste de la zona 2. En el presenta trabajo se analizan cuatro de ellos a fin de determinar cual es el más conveniente para el sistema en estudio.

CRITERIO A: Propone que el alcance sea mayor o igual al 120% de la impedancia de la línea que se desea proteger, es decir: X2 ≥ 1.2 X Línea a proteger

Con el uso de este criterio se garantiza cubrir el 100% de la línea protegida pero se observa un problema ante la presencia de una línea larga seguida de una línea corta, dicho problema es la pérdida de selectividad, como lo demuestra el siguiente ejemplo:

33

Si se tienen dos líneas, una adyacente de la otra, que posean los mismos Ω/km, una de longitud L1 = 10 km (línea que se desea proteger) y la otra de L2 = 2 km. El criterio propone que el alcance de la zona 2 de L1 sea de: 10 * 1.2 = 12 km, esto implica que se cubren 2 km de la línea adyacente corta. Dado que la zona 2 de la línea corta comienza en 0.8*2 = 1.6 km existe un 20 % de longitud de la línea en la cual no se garantiza selectividad como se muestra en la figura 15. Z3 Z2 Z1

L2

L1 D

D

Leyenda:

Ajuste de zona 2 Relé de distancia D

Zona de pérdida de selectividad Figura 15. Ejemplo para el criterio A de zona 2

CRITERIO B: Propone que el alcance de la segunda zona sea mayor o igual al 100% de la línea a proteger más un 20% de la línea adyacente más corta

X2 ≥ X Línea a proteger + 0.2 X Línea adyacente corta

Con el uso de este criterio se garantiza cubrir el 100% de la línea protegida pero se observa que si la línea adyacente es muy corta y existe algún error en los TC’s o TP’S no se garantiza cubrir

34

el 100% de la línea a proteger ó una falla que debe ser despejada en tiempos de segunda zona será despejada en tiempos de tercera zona, como lo demuestra el siguiente ejemplo:

Si se tienen dos líneas, una adyacente de la otra, una de longitud L1 = 10 km y la otra de L2 = 2 km. El criterio propone que el alcance de la zona 2 de L1 sea de: 10 + 0.2 * 2 = 10.4 km, esto implica que se cubren 0.4 km de la línea adyacente corta. Si existiese algún error en la medida de los voltajes y las corrientes utilizados por el relé se corre el riesgo de que una falla en la barra remota no sea detectada por el mismo y sea despejada en tiempos mayores a los correspondientes para segunda zona.

CRITERIO C: Propone que el alcance de la segunda zona sea determinada mediante la siguiente ecuación: X2 ≤ 0.8 (X Línea a proteger + 0.8 X Línea adyacente corta)

Con el uso de este criterio se garantiza no solapar con la zona 2 de la siguiente línea pero se observa que si la línea adyacente es muy corta no se garantiza cubrir el 100% de la línea a proteger, como lo demuestra el siguiente ejemplo:

Si se tienen dos líneas, una adyacente de la otra, una de longitud L1 = 10 km y la otra de L2 = 2 km. El criterio propone que el alcance de la zona 2 de L1 sea de: 0.8 ( 10 + 0.8 * 2 ) = 9.28 km, esto implica que no se logra cubrir el 100% de la línea a proteger y, como ya se ha expuesto anteriormente, es necesario que el alcance de la segunda zona asegure detectar fallas en la barra remota a la ubicación del relé.

35

CRITERIO D: Propone que el alcance de la segunda zona sea menor o igual al 100% de la línea a proteger más el 50% de la línea adyacente más corta

X2 ≤ X Línea a proteger + 0.5 X Línea adyacente corta

Mediante el uso de este criterio se garantiza cubrir el 100% de la línea a proteger pero se observa que, si se desea seguir la recomendación de muchas literaturas de garantizar al menos un 120% de la línea a proteger, si la línea adyacente es muy corta no se logra dicha cobertura como lo demuestra el siguiente ejemplo:

Si se tienen dos líneas, una adyacente de la otra, una de longitud L1 = 10 km y la otra de L2 = 2 km. El criterio propone que el alcance de la zona 2 de L1 sea de: 10 + 2 * 0.5 = 11 km, esto implica que no se logra cubrir el 120% de la línea a sino un 110%.

Se puede observar que no existe un criterio único para la selección de los ajustes de las protecciones de distancia. Se requiere de un estudio del sistema eléctrico a fin de detectar las ventajas y desventajas que brinda cada uno de los criterios mencionados anteriormente.

En vista de que el sistema en estudio presenta la característica de poseer líneas largas seguidas de líneas cortas, como es el caso de Luisa Cáceres de Arismendi – Los Robles – Porlamar, Luisa Cáceres de Arismendi – Porlamar – Los Robles y Casanay – Chacopata II – Luisa Cáceres de Arismendi, se optará por el uso del criterio D para realizar el ajuste de la reactancia de la zona 2. El alcance resistivo será fijado a dos veces el alcance reactivo.

36

El tiempo de actuación de la segunda zona debe ser mayor al de primera zona para garantizar la selectividad en el despeje de la falla y debe ser lo suficientemente rápida para evitar los posibles daños causados por la presencia de la falla, por lo que se le coloca un retardo de 300 ms.

ZONA 3 La función de la tercera zona debe ser la de respaldo ante fallas en las líneas vecinas que no hayan sido despejadas por imperfecciones de los relés. El alcance de la zona 3 debe ser menor al comienzo de la tercera zona de los relés de distancia de las líneas adyacentes a fin de garantizar selectividad. En la literatura se encuentran diversas maneras de realizar este ajuste, por lo que en el presente trabajo se analizarán tres de ellas a fin de seleccionar la más conveniente para el caso en estudio.

CRITERIO A: Propone que el alcance reactivo de la tercera zona sea ajustada como sigue:

X3 = 1.2*(X Línea a proteger + X Línea adyacente larga)

El empleo de este criterio presenta un problema cuando de una misma subestación salen más de dos líneas con diversas longitudes. Dicho problema es que pueden ocurrir solapamientos de terceras zonas en las líneas adyacentes cortas perdiéndose selectividad, como lo demuestra el siguiente ejemplo tomado del sistema en estudio.

A la subestación Los Millanes llegan tres líneas, como se muestra en la figura 16, cuyas reactancias son XL1 = 10.9098 Ω, XL2 = 12.893 Ω y XL3 = 6.0122 Ω. Si se desea realizar el

37

ajuste de la tercera zona a la línea L1, el criterio propone que dicho ajuste sea determinado como sigue:

X3 = 1.2 * (10.9098 + 12.893) = 28.5634 Ω

La cobertura del alcance anterior en la línea adyacente a la menor, denotada como L4, sería de: 28.5634 – 10.9098 – 6.0122 = 11.64 Ω

La impedancia de la línea L4 es de XL4 = 3.011 Ω, lo que implica que se estaría cubriendo la totalidad de la misma. Este resultado ocasiona que la tercera zona de la línea adyacente corta L3 se solapará con el alcance de tercera zona de L1. La figura 16 muestra lo explicado anteriormente: XL1 = 10.9098 Ω D

XL3 = 6.0122 Ω XL4 = 3.011 Ω

LM

XL2 = 12.893 Ω

Leyenda:

Ajuste de zona 3

D

Inicio de la tercera zona de L3

Relé en estudio Zona de solapamiento de terceras zonas Figura 16. Ejemplo para el criterio A de zona 3

38

Se sugiere que esta conclusión sea motivo de futuros estudios enfocados al análisis del efecto infeed en la subestación Los Millanes a fin de investigar si su influencia evita el solapamiento señalado en la figura 14.

CRITERIO B: Propone que el alcance reactivo de la tercera zona sea ajustada como sigue:

X3 ≤ 0.8 [X Línea a proteger + 0.8(X Línea adyacente corta + 0.8 X Línea adyacente a la corta)]

El empleo de este criterio presenta un problema cuando de la misma subestación salen más de dos líneas con grandes diferencias en sus longitudes. Dicho problema es no llegar a ser respaldo de ninguna de las líneas adyacentes como lo demuestra el siguiente ejemplo cuyos datos fueron tomados del sistema en estudio:

A la subestación Los Robles llegan tres líneas, como se muestra en la figura 17, cuyas reactancias son XL1 = 1.6712 Ω, XL2 = 4.9739 Ω y XL3 = 3.3855 Ω. Si se desea realizar el ajuste del alcance de la tercera zona para la línea L1, el criterio propone el siguiente cálculo: X3 = 0.8 [1.6712 + 0.8 (3.3855 + 0.8 *3.011)]) = 5.05 Ω

Donde el valor 3.011 corresponde a la reactancia de la línea adyacente a la corta.

La cobertura del alcance de 5.05 Ω sobre la línea adyacente corta sería de: 5.05 – 1.6712 = 3.37Ω

39

El valor anterior representa el 99.66 % de la reactancia de la línea L3, lo que significa que no se garantiza el respaldo ante fallas al final de la línea adyacente corta. La figura 17 muestra lo explicado anteriormente:

XL2 = 4.9739 Ω XL3 = 3.3855 Ω XL1 = 1.6712 Ω

D

LR

Leyenda:

Zona sin respaldo

Ajuste de zona 3 Relé en estudio D

Figura 17. Ejemplo para el criterio B de zona 3

CRITERIO C: Propone que el alcance reactivo de la tercera zona sea ajustada como sigue:

X3 = 100% X Línea a proteger + 100% X Línea adyacente corta + 20% X Línea adyacente a la corta

Al realizar este ajuste se garantiza ser respaldo del 100% de la línea adyacente menor y se evita solapar con la tercera zona de la línea adyacente a la corta. El problema que se observa con el uso de este criterio es que no se cubre la totalidad de la línea adyacente mayor, dando lugar a necesitar de una cuarta zona de protección que cubra el resto de la línea adyacente mayor que no fue protegida en tercera zona.

40

El tiempo de actuación de la tercera zona debe ser superior al ajuste de tiempo de la segunda zona a fin de garantizar selectividad, por lo que será ajustado a 600 ms. El alcance resistivo será fijado a dos veces el alcance reactivo.

ZONA 4 La función de la cuarta zona es la de ser respaldo de la línea adyacente larga que no fue protegida en tercera zona. Su alcance reactivo se determinará de la siguiente manera:

X4 = 100% X Línea a proteger + 100% X Línea adyacente larga + 20% X Línea adyacente corta a la larga

El tiempo de actuación de la cuarta zona debe ser superior a la temporización de la tercera zona a fin de garantizar selectividad, por lo que será ajustado a 900 ms. Para el alcance resistivo se mantendrá la misma proporción determinada para el ajuste de la primera zona.

5.2.- CRITERIOS UTILIZADOS PARA EL AJUSTE DE LOS RELÉS DE DISTANCIA QUE PROTEGEN EL CIRCUITO DE INTERCONEXIÓN CON TIERRA FIRME

ZONA 1 La zona 1 debe ser ajustada para detectar fallas dentro del tramo protegido. Se desea evitar sobrealcance producido por errores en los transformadores de corriente y de potencial o por inexactitudes en los parámetros de la línea. Cabe destacar que los datos de la impedancia del cable son valores más confiables en comparación a los suministrados para las líneas aéreas, por lo que se puede aumentar el alcance de primera zona para el ajuste del tramo submarino-sublacustre

41

al 85% manteniendo el 80% para las líneas del tramo Chacopata II – Casanay. En base a lo anterior los alcances de primera zona para el circuito de interconexión con tierra firme serán:

X1 = 85% X Línea LCA – CH2 X1 = 80% X Línea CH2 – CSN

El tiempo de operación de primera zona no requiere de retardo intencional para el tramo Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II ya que no necesita ser más lenta que alguna otra protección aguas abajo, por lo que se ajusta instantáneo. En vista de que ante una falla simultánea en las líneas Chacopata II - Casanay la orden de apertura la debe recibir el interruptor de cable submarino en la S/E Luisa Cáceres de Arismendi antes que los disyuntores de las líneas en la S/E Chacopata II, como se describió en el capítulo 3, se colocará un retardo de 150 ms para el ajuste del tiempo de primera zona de los relés de distancia en la S/E Chacopata II.

El alcance resistivo será fijado a dos veces el alcance reactivo al igual que el circuito en la isla de Margarita.

ZONA 2 Para el ajuste del tramo Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II no es recomendable colocar el alcance de segunda zona al 100% de la línea a proteger más el 50% de la línea adyacente porque si ocurriese una falla en el tramo Casanay – Cariaco muy cerca de Casanay, como se observa en la figura 18, el relé en Luisa Cáceres de Arismendi la podría detectar en segunda zona y dar orden de apertura, situación que se desea evitar. El motivo por el cual dicho relé pusiese detectar la falla en segunda zona es debido a la configuración en paralelo del tramo Chacopata II

42

– Casanay que ocasiona que la impedancia equivalente vista desde la subestación Luisa Cáceres de Arismendi sólo tome en cuenta la mitad de la impedancia de dicho tramo, como se muestra en la figura 18.

CH2

CSN X = 25.1

LCA X = 4.5

X = 25.1

D

CRC

LCA X = 4.5 D

Leyenda:

X = 12.55

CRC

Ajuste de zona 2 como X2 = 100%XLínea + 50% XLínea adyacente Relé en estudio D

Falla

Figura 18. Ejemplo de circuito equivalente visto desde la S/E LCA

Con base en lo anterior, para el tramo Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II, se colocará un alcance reactivo de: X2 = 100% X Línea LCA – CH2 + 20% X Línea CH2 – CSN

El criterio anterior también se aplicará para los tramos Chacopata II – Casanay y Chacopata II – Luisa Cáceres de Arismendi, mientras que para las líneas del tramo Casanay – Chacopata II se mantendrá el criterio utilizado para el ajuste de las líneas en la isla de Margarita. El tiempo de actuación se ajustará a 500 ms

43

ZONA 3 Se ajustará la tercera zona del relé de la subestación Luisa Cáceres de Arismendi en reversa, como respaldo ante fallas en barra de dicha subestación. El tiempo de actuación será de 500 ms. De este modo, se garantiza eliminar la contribución de corriente proveniente desde tierra firme, ante fallas en la barra citada, en caso de que el relé ubicado en Chacopata II no detectase la falla en segunda zona. La figura 19 ilustra lo explicado anteriormente. Por lo tanto

X3 Línea LCA – CH2 (REVERSA) = 50 % X Línea LCA - PLM

D

D

CRC

PLM CH2

Leyenda:

CSN

Ajuste de zona 3 en reversa para el relé de LCA Relé en estudio D

D

LCA

Relé que no actuó

Falla

Figura 19. Ajuste de tercera zona en reversa del relé en la S/E LCA

ZONA 4 El alcance de la cuarta zona dependerá de la necesidad de evitar ver fallas más allá del circuito protegido. El tiempo de actuación será fijado a 1segundo. En tal sentido los ajustes para el circuito de interconexión con tierra firme se realizarán de la siguiente manera:

44

X4 Línea LCA – CH2 = 100% X Línea LCA – CH2 + 30% X Línea CH2 – CSN X4 Línea CH2 – LCA = 100% X Línea CH2 – LCA + 50% X Línea LCA – PLM X4 Línea CH2 - CSN = 100% X Línea CH2 - CSN + 50% X Línea CSN – CRC X4 Línea CSN – CH2 = 100% X Línea CSN – CH2 + 100% X Línea CH2 – LCA + 20% X Línea adyacente menor

ZONA 1B La zona Z1B es usada por los esquemas de teleprotección PUTT habilitados para proteger el circuito de interconexión con tierra firme. El alcance dicha zona se ajustará igual al de segunda zona. El tiempo de actuación será instantáneo.

X1B = 100% X Línea a proteger + 20% X Línea adyacente

En el caso de las líneas del tramo Casanay – Chacopata II se propone un alcance mayor, igual al de la segunda zona, para garantizar el despeje de una falla dentro del circuito de interconexión con tierra firme. En tal sentido:

X1B = 100% X Línea

CSN – CH2

+ 50% X Línea

CH2 - LCA

ZONA 5 La quinta zona es ajustada para el relé en Luisa Cáceres de Arismendi para la función de teleprotección PUTT por arranque. Se ajustará su alcance a: X5 = 100% X Línea

LCA – CH2

+ 124% X Línea

CH2 – CSN

Su tiempo de actuación será de 5 segundos ya que su función no es despejar fallas sino detectarlas.

CAPÍTULO 6 COORDINACIÓN DE LOS RELÉS DE DISTANCIA EN EL SISTEMA A 115 kV DE SENECA

El presente capítulo contempla los aspectos relevantes referidos a la presentación y análisis de los resultados, los cuales permiten dar respuesta a cada una de las interrogantes del estudio a fin de arribar a conclusiones y recomendaciones de la coordinación realizada para las protecciones de distancia del sistema en estudio.

Tomando en cuenta los criterios establecidos en el capítulo 5, se calcularon los ajustes recomendados para las protecciones de distancia del sistema en estudio. A continuación se presenta un ejemplo de cálculo donde se muestra el procedimiento seguido para la determinación de dichos ajustes.

Ejemplo ilustrativo para el ajuste de la línea Luisa Cáceres de Arismendi – Porlamar: Datos necesarios: Longitud: 9.96 km. ZLCA-PLM = 1.2062 + j 4.9392 Línea adyacente: Porlamar – Los Robles ZPLM – LR = 0.4081 + j 1.6712 Línea adyacente menor a la línea Porlamar – Los Robles: Los Robles – Pampatar ZLR – PMT = 1.1775 + j 3.3855 Línea adyacente mayor a la línea Porlamar-Los Robles: Los Robles - Luisa Cáceres de Arismendi ZLR – LCA = 1.2146 + j 4.9739 45

46

RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% X Línea a proteger = 0.8 * 4.9392 = 3.9514 R1 = 2 * X1 = 7.9027 Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (7.9027 + j 3.9514) = 0.907 + j 0.454 T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% X Línea a proteger + 50% X Línea adyacente corta = 4.9392 + 0.5 * 1.6712 = 5.7748 R2 = 2 * X2 = 11.5496 Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (11.5496+ j 5.7748) = 1.326 + j 0.663 T2 = 300 ms

Ajuste de Zona 3: X3 = 100% X Línea a proteger + 100% X Línea adyacente corta + 20% X Línea adyacente a la corta = 4.9392 + 1.6712 + 0.2 * 3.3855 = 7.2875 R3 = 2 * X3 = 14.575 Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (14.575+ j 7.2875) = 1.673 + j 0.836 T3 = 600 ms

De forma análoga se determinaron el resto de los ajustes de los relés de distancia. La tabla 3 muestra los ajustes propuestos y actuales para el alcance reactivo, en ohmios primarios de todos

47

los relés en estudio en la isla de margarita. La tabla 4 muestra los ajustes propuestos para el alcance resistivo en ohmios primarios. Los parámetros de las líneas utilizados para los cálculos se encuentran en el anexo 9. En el anexo 10 se calculan los resultados de los ajustes propuestos en ohmios secundarios de forma detallada.

Línea

Ajuste

X1

X2

X3

X4

Propuesto

8.7278

13.9159

17.5242

26.3814

Actual

8.7278

13.0918

19.6376

-

Propuesto

3.9514

5.7748

7.2875

-

Actual

3.9514

5.9242

7.8409

-

Propuesto

3.9791

5.8095

7.6329

8.9616

Actual

3.9791

5.9591

7.8409

9.4091

Propuesto

1.3370

3.3640

5.6589

7.5451

Actual

1.3370

2.0054

3.0082

-

Propuesto

2.7084

4.8910

7.5989

-

Actual

2.7084

4.0626

6.0939

-

Propuesto

2.4088

6.0171

11.2052

-

Actual

2.4088

3.6132

5.4198

-

Propuesto

4.8098

11.4671

17.822

21.4838

Actual

4.8098

7.2146

10.8220

-

Propuesto

10.3144

15.143

-

-

Actual

-

-

-

-

Propuesto

10.3144

15.8991

19.5074

24.7028

Actual

-

-

-

-

LCA – LM

LCA - PLM

LCA - LR

PLM - LR

LR - PMT

PMT - LA

LA - LM

GUA - LCA

GUA - LM

48

Propuesto

8.7278

13.1598

-

-

Actual

8.7278

13.0918

19.6376

-

Propuesto

3.9514

7.1892

-

-

Actual

3.9514

5.9270

8.8906

-

Propuesto

3.9791

7.2239

-

-

Actual

3.9791

5.9687

8.9530

-

Propuesto

1.337

4.1408

7.5104

-

Actual

1.337

2.0054

3.0082

-

Propuesto

2.7084

4.2211

6.0445

9.2594

Actual

2.7084

4.0626

6.0939

-

Propuesto

2.4088

4.7038

6.7307

-

Actual

2.4088

3.6132

5.4198

-

Propuesto

4.8098

7.5177

9.7003

-

Actual

4.8098

7.2146

10.8220

-

Propuesto

10.3144

19.3395

26.9884

-

Actual

10.3144

-

-

-

Propuesto

10.3144

19.3395

26.686

-

Actual

10.3144

-

-

-

LM - LCA

PLM -LCA

LR - LCA

LR - PLM

PMT - LR

LA - PMT

LM -LA

LCA - GUA

LM - GUA

Tabla 3. Ajustes propuestos y actuales en ohmios primarios para el alcance reactivo

49

Línea

R1

R2

R3

R4

LCA – LM

17.4557

27.8318

35.0484

52.7628

LCA - PLM

7.9027

11.5496

14.575

-

LCA - LR

7.9582

11.6190

15.2659

17.9232

PLM - LR

2.6739

6.7279

11.3178

15.0902

LR - PMT

5.4168

9.7820

15.1979

-

PMT - LA

4.8176

12.0342

22.4103

-

LA - LM

9.6195

22.9342

35.644

42.9676

GUA - LCA

20.6288

30.286

-

-

GUA - LM

20.6288

31.7982

39.0148

49.4056

LM - LCA

17.4557

26.3196

-

-

PLM -LCA

7.9027

14.3784

-

-

LR - LCA

7.9582

14.4478

-

-

LR - PLM

2.6739

8.2816

15.0208

-

PMT - LR

5.4168

8.4422

12.0891

18.5188

LA - PMT

4.8176

9.4075

13.4615

-

LM -LA

9.6195

15.0354

19.4006

-

LCA - GUA

20.6288

38.6790

53.9769

-

LM - GUA

20.6288

38.679

53.372

-

Tabla 4. Ajustes propuestos en ohmios primarios para el alcance resistivo

En las tablas 3 y 4 se puede observar que algunas de las líneas en estudio requirieron de una cuarta zona de protección. También se observa que en otros casos solo se necesitaron dos ajustes.

50

A continuación se explica con detalle la necesidad de utilizar una cuarta zona en algunas de las líneas del sistema. En aquellas subestaciones en las que llegan más de dos líneas con diferentes longitudes la aplicación del criterio seleccionado para la tercera zona presenta el problema de no cubrir la totalidad de la línea adyacente de mayor longitud. Una manera de solventar el problema es recurriendo al ajuste de una cuarta zona de protección que cubra el resto de la línea adyacente mayor que no fue cubierto en tercera zona. La tabla 5 muestra los tramos de línea del sistema en estudio en los que fue necesario el ajuste de una cuarta zona de protección.

Líneas con ajuste de cuarta zona PMT - LR LCA - LR PLM - LR LCA - LM LA - LM GUA - LM Tabla 5. Líneas con ajuste de cuarta zona

A continuación se muestra en forma detallada el análisis realizado para cada una de las líneas mostradas en la tabla 6 que justificó el empleo de la cuarta zona de protección.

CASO PMT - LR Datos necesarios: Longitud: 6.87 km. ZPMT - LR = 1.1775 + j 3.3855 Línea adyacente menor: Los Robles - Porlamar

51

ZLR - PLM = 0.4081 + j 1.6712 Línea adyacente mayor: Los Robles - Luisa Cáceres de Arismendi ZLR – LCA = 1.2146 + j 4.9739 Línea adyacente a la línea Los Robles – Porlamar: Porlamar – LCA ZPLM - LCA = 1.2062 + j 4.9392 Línea adyacente menor a la línea Los Robles – Luisa Cáceres de Arismendi: LCA – Chacopata II ZLCA – CH2 = 5.189 + j 4.5

Ajuste de Zona 3: X3 = 100% L a proteger + 100% L adya me + 20% Lvecina me = 3.3855 + 1.6712 + 0.2 * 4.9392 = 6.0445

El porcentaje cubierto de la línea adyacente mayor al realizar el ajuste anterior es de:

[(1.6712 + 0.2 * 4.9392) / 4.9739] * 100 = 53.46 %

En este caso, como se puede observar en la figura 20, al ajustar la zona 3 con la línea adyacente menor no se logra respaldar el 100% de la línea adyacente mayor, ocasionando que si existiese alguna falla al final de la línea Los Robles – Luisa Cáceres de Arismendi y fallase el relé en el extremo Los Robles no hay forma de eliminar la contribución a la falla proveniente desde la S/E Pampatar, recordando que se está en presencia de un sistema en anillo. Por tal motivo se requiere de una cuarta zona de protección que cubra el 46.54 % de la línea que no fue protegida por la zona 3. La segunda contribución a la falla proveniente de la S/E LCA es eliminada al actuar la zona 4 del relé de distancia ubicado en la S/E Porlamar. En la figura 20 es muestra gráficamente la explicación anterior.

52

PMT

LA

D D

PLM

LCA

Leyenda:

LR

Ajuste de zona 1

Falla

Ajuste de zona 2 Ajuste de zona 3 D

Relé que no actuó

Corriente de contribución a la falla que no logra eliminarse

Relé en estudio D

Figura 20. Ajustes de las zonas 1,2 y 3 de la línea Pampatar – Los Robles

CASO LCA - LR Datos necesarios: Longitud: 10.03 km. ZLCA - LR = 1.2146 + j 4.9739 Línea adyacente menor: Porlamar - Los Robles ZPLM - LR = 0.4081 + j 1.6712 Línea adyacente mayor: Los Robles - Pampatar ZLR – PMT = 1.1775 + j 3.3855 Línea adyacente a la línea Porlamar - Los Robles: Porlamar – LCA ZPLM - LCA = 1.2062 + j 4.9392 Línea adyacente a la línea Los Robles – Pampatar: Pampatar – La Asunción ZPMT – LA = 1.0473 + j 3.011

53

Ajuste de Zona 3: X3= 100% L a proteger + 100% L ady me + 20%L ady a la

me

= 4.9739 + 1.6712 + 0.2 * 4.9392 = 7.6329

El porcentaje cubierto de la línea adyacente mayor al realizar el ajuste anterior es de:

{[1.6712 + (0.2 * 4.9392)] / 3.3855} * 100 = 78.54 %

Al igual que en el caso, al ajustar la zona 3 con la línea adyacente menor no se logra respaldar el 100% de la línea adyacente mayor, como se observa en la figura 21, ocasionando que si existiese alguna falla al final de la línea Los Robles – Pampatar y fallase el relé en el extremo Los Robles no hay forma de eliminar la contribución a la falla proveniente desde la S/E Luisa Cáceres de Arismendi (la segunda contribución a la falla proveniente de la S/E LCA es eliminada al actuar la zona 3 del relé de distancia ubicado en la S/E Porlamar). Por tal motivo se requiere de una cuarta zona de protección que cubra el 21.46 % de la línea que no fue protegida por la zona 3. En la figura 21 se muestra gráficamente la explicación anterior. LCA

LR PMT

D

PLM

Ajuste de zona 1 Ajuste de zona 2 Ajuste de zona 3 D

Relé que no actuó

LA

D

Falla Corriente de contribución a la falla que no logra eliminarse

Relé en estudio D

Figura 21. Ajustes de las zonas 1,2 y 3 de la línea Luisa Cáceres de Arismendi – Los Robles

54

CASO PLM - LR Datos necesarios: Longitud: 3.37 km. ZPLM - LR = 0.4081 + j 1.6712 Línea adyacente menor: Los Robles - Pampatar ZLR - PMT = 1.1775 + j 3.3855 Línea adyacente mayor: Los Robles - Luisa Cáceres de Arismendi ZLR – LCA = 1.2146 + j 4.9739 Línea adyacente a la línea Los Robles – Pampatar: Pampatar – La Asunción ZPMT - LA = 1.0473 + j 3.011 Línea adyacente menor a la línea Los Robles – Luisa Cáceres de Arismendi: LCA – Chacopata II ZLCA – CH2 = 5.189 + j 4.5

Ajuste de Zona 3: X3 = 100% L a proteger + 100% L ady

me

+ 20%L ady a la

me

= 1.6712 + 3.3855 + 0.2 * 3.011 = 5.6589

El porcentaje cubierto de la línea adyacente mayor al realizar el ajuste anterior es de:

[(5.6589 - 1.6712) / 4.9739] * 100 = 80.17 %

En este caso se observa nuevamente que no se logra respaldar el 100% de la línea adyacente mayor, como se observa en la figura 22, ocasionando que si existiese alguna falla al final de la línea Los Robles – Luisa Cáceres de Arismendi y fallase el relé en el extremo Los Robles no hay forma de eliminar la contribución a la falla proveniente desde la S/E Luisa Cáceres de Arismendi. Por tal motivo se requiere de una cuarta zona de protección que cubra el 19.83 % de la línea que no fue protegida por la zona 3. En la figura 22 es muestra gráficamente la explicación anterior.

55

PMT

LA

D

D

PLM

LCA

Leyenda:

LR

Ajuste de zona 1

Falla

Ajuste de zona 2 Ajuste de zona 3 D

Relé que no actuó

Corriente de contribución a la falla que no logra eliminarse

Relé en estudio D

Figura 22. Ajustes de las zonas 1,2 y 3 de la línea Porlamar – Los Robles

CASO LCA - LM Datos necesarios: Longitud: 22 km. ZLCA - LM = 2.6642 + j 10.9098 Línea adyacente menor: Los Millanes – La Asunción ZLM - LA = 2.0911 + j 6.0122 Línea adyacente mayor: Los Millanes – El Guamache ZLM – GUA = 3.149 + j 12.893 Línea adyacente a la línea Los Millanes – La Asunción: La Asunción - Pampatar ZLA - PMT = 1.0473 + j 3.011 Línea adyacente a la línea Los Millanes – El Guamache: El Guamache - LCA ZGUA – LCA = 3.149 + j 12.893

Ajuste de Zona 3: X3=100% L a proteger + 100% L ady

me

+ 20% L ady a la me = 10.9098 + 6.0122 + 0.2*3.011 = 17.5242

56

El porcentaje cubierto de la línea adyacente mayor al realizar el ajuste anterior es de:

[(6.0122 + 0.2 * 3.011) / 12.893] * 100 = 51.3 %

El resultado anterior refleja que si existiese alguna falla al final de la línea Los Millanes – El Guamache y fallase el relé en el extremo Los Millanes no hay forma de eliminar la contribución a la falla proveniente desde la S/E Luisa Cáceres de Arismendi. Por tal motivo se requiere de una cuarta zona de protección que cubra el 48.7 % de la línea que no fue protegida por la zona 3.

CASO LA - LM Datos necesarios: Longitud: 12.2 km. ZLA - LM = 2.0911 + j 6.0122 Línea adyacente menor: Los Millanes – Luisa Cáceres de Arismendi ZLM - LCA = 2.6642 + j 10.9098 Línea adyacente mayor: Los Millanes – El Guamache ZLM – GUA = 3.149 + j 12.893 Línea adyacente menor a la línea Los Millanes – LCA: LCA – Chacopata II ZLCA – CH2 = 5.189 + j 4.5 Línea adyacente menor a la línea Los Millanes – El Guamache: El Guamache - LCA ZGUA – LCA = 3.149 + j 12.893

Ajuste de Zona 3: X3 = 100% L a proteger + 100% L ady

me

+ 20%L ady a la

me

= 6.0122 + 10.9098 + 0.2 * 4.5 = 17.822

57

Cobertura del ajuste anterior en la línea Los Millanes – El Guamache:

[(10.9098 + 0.2 * 4.5) / 12.893] * 100 = 91.6 %

En este caso se puede observar que al ajustar la zona 3 con la línea adyacente menor no se logra respaldar el 100% de la línea adyacente mayor, ocasionando que si existiese alguna falla al final de la línea Los Millanes – El Guamache y fallase el relé en el extremo Los Millanes no hay forma de eliminar la contribución a la falla proveniente desde la S/E La Asunción. Por tal motivo se requiere de una cuarta zona de protección que cubra el 8.4 % de la línea que no fue protegida por la zona 3.

CASO GUA - LM Datos necesarios: Longitud: 26 km. ZGUA - LM = 3.149 + j 12.893 Línea adyacente menor: Los Millanes – La Asunción ZLM - LA = 2.0911 + j 6.0122 Línea adyacente mayor: Los Millanes – Luisa Cáceres de Arismendi ZLM – LCA = 2.6642 + j 10.9098 Línea adyacente menor a la línea Los Millanes – La Asunción: La Asunción - Pampatar ZLA – PMT = 1.0473 + j 3.011 Línea adyacente menor a la línea Los Millanes – LCA: LCA – Chacopata II ZLCA – CH2 = 5.189 + j 4.5

58

Ajuste de Zona 3: X3= 100% L a proteger + 100% L ady

me

+ 20% L ady a la me = 12.893 + 6.0122 + 0.2* 3.011 = 19.5074

Cobertura del ajuste anterior en la línea Los Millanes – Luisa Cáceres de Arismendi:

[(6.0122 + 0.2 * 3.011) / 10.9098] * 100 = 60.63 %

En este caso se puede observar que al ajustar la zona 3 con la línea adyacente menor no se logra respaldar el 100% de la línea adyacente mayor, ocasionando que si existiese alguna falla al final de la línea Los Millanes – Luisa Cáceres de Arismendi y fallase el relé en el extremo Los Millanes no hay forma de eliminar la contribución a la falla proveniente desde la S/E El Guamache. Por tal motivo se requiere de una cuarta zona de protección que cubra el 39.37 % de la línea que no fue protegida por la zona 3. Para evitar pérdida de selectividad por el cruce de terceras zonas se decidió colocar solo dos ajustes para los relés de distancia que miran hacia la subestación Luisa Cáceres de Arismendi.

Para justificar la decisión de seleccionar los criterios utilizados para la segunda y tercera zona de protección, la autora consideró pertinente hacer un estudio basado en la comparación de los criterios en estudio para ambos casos. Dicho estudio se presenta a continuación. En el capítulo 5 se mencionó que a la hora de seleccionar los criterios para realizar la coordinación de las protecciones de distancia se encontraron diversas alternativas en las literaturas consultadas, especialmente para el ajuste de la segunda y tercera zona. En la tabla 6 se observan los valores de ajuste de las reactancias obtenidas empleando los cuatro criterios estudiados para la zona 2 de las líneas en la isla de Margarita.

59

CRITERIO A

CRITERIO B

CRITERIO C

CRITERIO D

LÍNEA

X ≥ 120%

X ≥ 100%+20%

X ≤ 0.8(LI+0.8L2)

X ≤ 100%+50%

LCA - LM

13.09

12.11

12.57

13.92

LCA - PLM

5.93

5.27

5

5.77

LCA - LR

5.97

5.31

5.02

5.81

PLM - LR

2.01

2.35

3.5

3.36

LR - PMT

4.06

3.99

4.66

4.89

PMT - LA

3.61

4.21

6.29

6.02

LA - LM

7.21

8.19

11.8

11.47

GUA - LCA

15.47

13.79

13.22

15.14

GUA - LM

15.47

14.10

14.16

15.90

LM - LCA

13.09

11.81

11.63

13.16

PLM -LCA

5.93

5.84

6.83

7.19

LR - LCA

5.97

5.87

6.86

7.22

LR - PLM

2.01

2.66

4.49

4.14

PMT - LR

4.06

3.72

3.78

4.22

LA - PMT

3.61

3.69

4.59

4.70

LM -LA

7.21

6.61

6.78

7.52

LCA - GUA

15.47

15.47

18.6

19.34

LM - GUA

15.47

15.47

18.59

19.34

Tabla 6. Criterios en estudio para zona 2

Comparando los valores de las columnas de la tabla 6 se observa que se presentan los conflictos entre criterios mostrados en la tabla 7. El “conflicto” se refiere a que es imposible cumplir con dos criterios a la vez, por ejemplo para el caso LCA-LM el criterio A plantea que el ajuste sea

60

mayor o igual a 13.09 Ω y el criterio C plantea que el ajuste sea menor o igual a 12.57 Ω, es evidente que no se puede cumplir con A y C a la vez.

Criterios comparados

Líneas con conflicto LCA - LM,

LCA - PLM,

LCA - LR,

GUA - LCA,

GUA - LM,

LM - LCA,

PMT - LR,

LM - LA

Nº de conflictos de un total de 18 líneas

AyC

8

LCA - PLM, LCA - LR, ByC

4 GUA - LCA, LM - LCA

AyD

LCA- PLM, LCA - LR

2

Tabla 7. Conflictos presentados entre criterios

Los resultados de la tabla 7 arrojan que el criterio D sólo presenta dos conflictos que son el denominador común en las tres comparaciones realizadas. Dichos conflictos son los tramos del sistema en estudio en el que es relevante la presencia de una línea larga seguida de una línea corta. A pesar de que en los tramos LCA- PLM y LCA - LR no se cumple con el 120%, sugeridos por el criterio A, los valores de segunda zona propuestos de la tabla 3 para dichos tramos arrojan que se cubren un 116.8 % de la línea a proteger, lo que representa un valor aceptable de error. Dicho resultado influyó en la decisión de escoger el criterio D para la selección de los ajustes del sistema. La tabla 7 refleja el hecho de que, en ocasiones, es imposible lograr la selección de un criterio que cumpla con todas las características deseadas y más aún cuando se está en presencia de un sistema que posee subestaciones a las que llegan líneas con gran diferencia entre sus longitudes.

61

En la tabla 8 se muestran los resultados obtenidos para el ajuste de las reactancias de la tercera zona empleando los tres criterios estudiados en el capítulo 5. Porcentaje cubierto de la línea adyacente CORTA CRITERIO A

LÍNEA

X = 120%(L1+ L ad

CRITERIO B

CRITERIO C

X = 0.8 (L1+0.8(L ad me +

X = 100%+100%L ad

0.8 L ad a la me))

20% L ad a

ma)

LCA – LM

156.29

53.35

110.02

LCA - PLM

179.11

108.61

140.52

LCA - LR

179.52

155.80

159.11

PLM - LR

129.87

99.66

117.79

LR - PMT

142.49

143.75

139.93

PMT - LA

130.02

146.89

136.29

LA - LM

131.02

74.10

108.25

GUA - LCA

348.23

292.28

211.56

GUA - LM

260.64

46.75

110.02

LM - LCA

181.13

301.09

211.56

PLM -LCA

365.77

327.63

211.56

LR - LCA

211.56

327.48

365.92

LR - PLM

126.77

103.88

118.22

PMT - LR

160.52

174.80

159.11

LA - PMT

137.79

71.49

109.87

LM -LA

159.93

81.63

122.49

LCA - GUA

121.54

67.88

109.33

LM - GUA

140

61.87

106.98

Tabla 8. Criterios en estudio para zona 3

la me

me+

62

Al comparar los valores de las columnas de la tabla 8 se observa que aplicando los criterios A y C se logra cubrir el 100% de la línea adyacente corta de todos los tramos en estudio, a excepción del criterio B que no logra hacerlo en los casos resaltados en dicha tabla. Por tal motivo, una vez realizado este análisis, se descartó la idea de utilizar el criterio B.

La tabla 8 también muestra que el criterio A arroja valores más elevados para el alcance de la tercera zona que los obtenidos mediante el criterio C, lo que representa un riesgo de pérdida de selectividad como de hecho ocurre si se aplicase dicho criterio para el tramo de línea LCA - LM. En el capítulo 5 del presente trabajo se detalló dicho caso. Los resultados de la tabla 8 influyeron para tomar la decisión de utilizar el criterio C para los ajustes de los relés de distancia estudiados.

AJUSTE DE LA RESISTENCIA Para estudiar la influencia del ajuste utilizado para el alcance resistivo (R = 2X) fue necesario simular el sistema eléctrico de SENECA en un software que permitiera simular fallas en las barras y obtener los voltajes y las corrientes que observarían los relés ante dicha situación. Para ello se utilizó como herramienta el software ETAP. Las simulaciones realizadas fueron solo bajo una condición de flujo de carga que corresponde a la típica del sistema. En el anexo 11 se muestra, a manera de ejemplo, uno de los reportes generado por el software utilizado fin de observar la data necesaria para el propósito deseado.

Se simularon fallas monofásicas y bifásicas a través de resistencia de falla, variando la misma de 0 a 20 Ω, dando un total de 4914 valores tomados del ETAP y registrados en EXCEL para realizar los cálculos necesarios y generar las gráficas de las impedancias vistas por los 18 relés en estudio en la isla de Margarita. Las tablas 9 y 10 son un ejemplo de la data almacenada para la

63

realización de las gráficas ante fallas línea-tierra. Las tablas 11, 12 y 13 son un ejemplo de una parte de la data almacenada para la realización de las gráficas ante fallas línea-línea. Rf = 0 Falla en LM PLM LR LR PMT LA LM LCA LM

Va

Ia

Contribución Mag S/E LCA – S/E LM 62.77 S/E LCA – S/E PLM 48.68 S/E LCA – S/E LR 47.02 S/E PLM – S/E LR 11.89 S/E LR – S/E PMT 34.94 S/E PMT – S/E LA 22.35 S/E LA – S/E LM 24.95 S/E GUA - S/E LCA 45.79 S/E GUA - S/E LM 62.13

Ang -4.6 -5.9 -6.2 -6.2 -6.6 -5.6 -5.2 -6.4 -4.7

Mag 2.69 4.48 4.294 3.231 4.501 3.251 1.868 1.795 2.209

Ang -80.2 -81 -81.3 -81.3 -78.3 -77.3 -76.7 -83.3 -80.5

R 0.4579 0.7008 0.6495 0.4887 0.9127 0.7147 0.4297 0.2094 0.3646

X -2.6507 -4.4248 -4.2446 -3.1938 -4.4075 -3.1715 -1.8179 -1.7827 -2.1787

I0 0.819 1.507 1.449 1.0900 1.5020 1.0680 0.559 0.398 0.721

3I0 2.457 4.521 4.347 3.27 4.506 3.204 1.677 1.194 2.163

Tabla 9. Ejemplo de la información utilizada para determinar alcance resistivo ante fallas línea-tierra

Itotal R 1.4782 2.5782 2.4547 1.8466 2.8850 2.1171 1.1638 0.7052 1.2628

X -2.6507 -4.4248 -4.2446 -3.1938 -4.4075 -3.1715 -1.8179 -1.7827 -2.1787

Mag 3.0350 5.1212 4.9033 3.6892 5.2678 3.8132 2.1585 1.9172 2.5182

Ang -60.85 -59.77 -59.96 -59.96 -56.79 -56.27 -57.37 -68.42 -59.90

MAG 11.2334 5.0844 5.1190 1.7204 3.5840 3.1891 6.3669 13.2723 13.2770

Zvista ANG R 75.60 2.7936 75.10 1.3074 75.10 1.3163 75.10 0.4424 71.70 1.1253 71.70 1.0014 71.50 2.0202 76.90 3.0082 75.80 3.2569

X 10.8805 4.9134 4.9468 1.6626 3.4027 3.0279 6.0379 12.9269 12.8713

Tabla 10. Continuación de tabla 9

Rf = 0 Falla en

Contribución

Vb R

X

Mag

Ang

LM

S/E LCA – S/E LM

69.69 -141.5

-54.539964

-43.383043

62.92

136.4

-45.5649 43.3909

PLM

S/E LCA – S/E PLM

61.8

-53.5203711

-30.8999979

55.86

146.4

-46.5270 30.9125

LR

S/E LCA – S/E LR

61.14 -151.1

-53.5259023

-29.5478828

55.06

147.6

-46.4887 29.5026

LR

S/E PLM – S/E LR

51.46 -171.7

-50.9209974

-7.42856785

49.69

171.4

-49.1313

PMT

S/E LR – S/E PMT

58.69 -156.5

-53.8222567

-23.4025807

51.81

153.1

-46.2040 23.4406

LA

S/E PMT – S/E LA

54.43 -163.5

-52.1885588

-15.458953

50.28

162.1

-47.8462 15.4539

LM

S/E LA – S/E LM

54.87 -161.7

-52.0949767

-17.2287639

50.94

160.3

-47.9585 17.1716

LCA

S/E GUA - S/E LCA

62.77 -150.8

-54.79332

-30.6229487

54.65

145.9

-45.2535 30.6389

LM

S/E GUA - S/E LM

68.25 -143.3

-54.7211892

-40.7879143

60.99

138

-45.3244 40.8103

Mag

Ang

-150

Vc R

Tabla 11. Ejemplo de la información utilizada para determinar alcance resistivo ante fallas línea-línea

X

7.4304

64

Ib

Ic

Mag

Ang

R

X

Mag

Ang

R

X

2.581

-172.2

-2.5571

-0.3503

2.581

7.8

2.5571

0.3503

4.064

-172.7

-4.0311

-0.5164

4.064

7.3

4.0311

0.5164

3.854

-173.1

-3.8261

-0.4630

3.854

6.9

3.8261

0.4630

2.9

-173.1

-2.8790

-0.3484

2.9

6.9

2.8790

0.3484

4.394

-170

-4.3272

-0.7630

4.394

10

4.3272

0.7630

3.249

-168.8

-3.1871

-0.6311

3.249

11.2

3.1871

0.6311

1.806

-167.7

-1.7645

-0.3847

1.806

12.3

1.7645

0.3847

1.551

-175.1

-1.5453

-0.1325

1.551

4.9

1.5453

0.1325

2.055

-172.8

-2.0388

-0.2576

2.055

7.2

2.0388

0.2576

Tabla 12. Continuación de tabla 11

Vtotal

Itotal X Mag

X

Mag

Ang

R

-8.9751

-86.7739

87.2368

84.09

-5.1142

-0.7006

5.1620

7.80

11.2215 76.29

2.6586

10.9020

-6.9934

-61.8124

62.2068

83.55

-8.0621

-1.0328

8.1280

7.30

5.0819

76.25

1.2083

4.9361

-7.0372

-59.0505

59.4683

83.20

-7.6522

-0.9260

7.7080

6.90

5.1229

76.30

1.2129

4.9772

-1.7897

-14.8590

14.9664

83.13

-5.7580

-0.6968

5.8000

6.90

1.7134

76.23

0.4078

1.6642

-7.6182

-46.8432

47.4587

80.76

-8.6545

-1.5260

8.7880 10.00

3.5859

70.76

1.1815

3.3856

-4.3424

-30.9128

31.2163

82.00

-6.3742

-1.2621

6.4980 11.20

3.1899

70.80

1.0488

3.0125

-4.1365

-34.4004

34.6482

83.14

-3.5291

-0.7695

3.6120 12.30

6.3694

70.84

2.0901

6.0167

-9.5398

-61.2619

62.0002

81.15

-3.0907

-0.2650

3.1020

4.90

13.2715 76.25

3.1547

12.8911

-9.3968

-81.5982

82.1375

83.43

-4.0776

-0.5151

4.1100

7.20

13.2699 76.23

3.1584

12.8886

Tabla 13. Continuación de tabla 12

Ang

MAG

Zvista ANG R

R

X

65

Las figuras 23, 24, 25 y 26 son un ejemplo del las impedancias vistas por algunos de los relés en estudio obtenidas en EXCEL. En ellas se observa que la presencia de resistencia de falla y flujo de potencia prefalla deforma la impedancia aparente medida por el relé. Dicha deformación podría causar la detección de falla en primera zona cuando corresponda a la segunda zona. Zvista LCA - LM 1φ

Zv i st a LA - LM 1φ

30

30

28

28

26

XX

26

24

24

22

22

20

20

18

18

16

X

X

16

14

14

12

12

10

10

8

8

6

6

4

4

2

2 0

0 0

2

4

6

8

10

12

14 16

18

20

22

24 26

28

30

32

34

36

38

40

42

44

46

0

48

R

6

8 10 12 14 16 18 2 0 2 2 2 4 2 6 2 8 3 0 3 2 3 4 3 6 3 8 4 0 4 2 4 4 4 6 4 8 5 0 5 2 5 4 5 6 5 8 6 0 6 2 6 4

Figura 24. Zvista en el caso LA - LM Zv i st a LC A - P LM

Zvista LM - GUA 2φ

2φ

12

32 30

11

28

10

26

9

24

8

22 20

7

18 X

4

R

Figura 23. Zvista en el caso LCA - LM

X

2

X

16

6

14

5

12

4

10

3

8

2

6 4

1

2

0

0 0 2 4 6 8 101214161820222426283032343638404244464850 R

Figura 25. Zzista en el caso LM - GUA

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 2122 R

Figura 26. Zvista en el caso LCA - PLM

66

En vista de que el ajuste seleccionado por la empresa para el alcance resistivo fue 2 veces el alcance reactivo para todas las zonas de protección, se procedió a graficar el resultado de dichos ajustes sobre las curvas de las impedancias vistas por los distintos relés en estudio. El fin de observar ambas gráficas juntas es la verificar que efectivamente fallas simuladas en la barra remota ante distintas resistencias de fallas son detectadas en segunda zona y se deja un margen de separación aceptable con el alcance de primera zona. Las figura 27, 28, 29 y 30 muestran los resultados de algunos de los casos estudiados. En el anexo 12 se muestran otro grupo de resultados obtenidos. Zvista LA - LM 1Φ

Zvista LCA - LM 1Φ 30

30

28

28

26

26

24

24

22

22

20

20

18

XX

X

16

18 16

14

14

Zona 2

12

12

10

10

8

8

Zona 1

6

6

4

4

2

2

0

0 0

2

4

6

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48

0

Figura 27. Zzista y ajustes en el caso LCA - LM

X

0 2 4 6 8 10 12 14 16 182022 24262830 323436 38404244 4648 R

Figura 29. Zvista y ajustes en el caso LM - GUA

6

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64

Zv i s t a LC A - P LM 2φ

2φ

X

4

Figura 28. Zvista y ajustes en el caso LA - LM

Zvi st a LM - GU A

30 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0

2

R

R

15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 2122 R

Figura 30. Zvista y ajustes en el caso LCA - PLM

CAPÍTULO 7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El presente capítulo contempla las conclusiones derivadas del análisis de los resultados obtenidos. También se formulan las recomendaciones como consecuencia del estudio realizado.

La incorporación de una nueva planta de generación al sistema eléctrico del estado Nueva Esparta conlleva a cambios en los ajustes de las protecciones de distancia. Dichos cambios resultaron, principalmente, en la incorporación de una cuarta zona de protección.

Dada la diversidad de criterios existentes para realizar los ajustes de las protecciones de distancia, a la hora de realizar la selección de los mismos, es necesario establecer compromisos entre selectividad y confiabilidad.

Producto del estudio realizado, se concluye que la topología de la red es un factor fundamental al momento de seleccionar los criterios de ajuste para las protecciones de distancia. No es recomendable emplear valores estándar sin un previo análisis del sistema en estudio.

Los sistemas de protección que implementan el uso de relés numéricos brindan una protección más confiable y segura, dado que permiten ajustes independientes y más precisos para las diversas zonas. Del mismo modo, al incluir esquemas de teleprotección, se permite garantizar un despeje rápido de la falla, además se evita un disparo errático de los relés garantizando selectividad.

67

68

El estudio realizado permite concluir que es recomendable el uso de una cuarta zona de protección en los relés de distancia que protegen los tramos que llegan a subestaciones de donde salen dos o más líneas de diferentes longitudes, a fin de evitar zonas desprotegidas.

Implementar un esquema de protección primaria con protección de respaldo permite un servicio confiable y continuo.

Se recomienda evaluar a profundidad el efecto infeed a fin de evaluar los ajustes propuestos y determinar en cuáles casos dicho efecto contribuye significativamente tanto en la selección de los criterios como en la decisión de ajustar o no una cuarta zona de protección.

Ajustar el alcance resistivo a dos veces el alcance reactivo se puede considerar un valor aceptable puesto que, en un gran número de casos, considerando el flujo de carga en condiciones normales de operación, se cumple con las especificaciones deseadas para el ajuste de la resistencia.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] J. Hernández, “Reporte ajustes protecciones subestaciones Luisa Cáceres y Chacopata II y esquema de teleprotecciones del cable submarino”, SENECA, (2006).

[2] J. Flores, “Descripción y coordinación de las protecciones asociadas a la subestación cuatricentenario 400 kV”, Informe de Pasantía Larga, Universidad Simón Bolívar, (1998).

[3] C. Ayala, “Manual de descripción y operación del relé de distancia EPAC-3400 y su aplicación en el sistema regional

‘A’ de CVG EDELCA”, Informe de Pasantía Larga,

Universidad Simón Bolívar, (2000).

[4] N. El Halabi, “Coordinación de las protecciones primarias del sistema de transmisión de PDVSA GAS – distrito Anaco”, Informe de Pasantía Larga, Universidad Simón Bolívar, (2006).

[5] A. Peña, “Estudio de las protecciones de la S/E 55 de PDVSA occidente y su sistema eléctrico asociado”, Informe de Pasantía Larga, Universidad Simón Bolívar, (1999).

[6] COES, SINAC, “Criterios de ajuste y coordinación de los sistemas de protección del SEIN”, disponible en internet en: < http://www.coes.org.pe/coes/evaluacion/estudios/Criterios_Ajuste_CP_ Rev0.pdf >, consultado en Agosto de 2006.

[7] P.J.Moore, Z.Q. Bo, R.K. Aggarwal, “Digital distance protection for composite circuit applications”, IEE Proc.-Gener.Transm.Distrib., Vol 152, No. 2, pp. 283 - 290, March 2005. 69

70

[8] G. Ziegler, “Numerical Distance Protection: Principles and Applications”, Siemens AG, 1999.

[9] SENECA, “Organigrama de la empresa” disponible en Internet en: < http://www.seneca.com.ve/seccion.asp?pid=37&sid=972 >, consultado en Agosto de 2006

[10] GE Multilin, “D30 Line Distance Relay Instruction Manual” (2004).

[11] GE Multilin, “D60 Line Distance Relay Instruction Manual” (2004)

[12] SIEMENS, “Distance Protection Manual SIPROTEC 7SA6”, V4.3.

[13] GEC ALSTHOM T&D, “PROTECTIVE RELAYS APLICATION GUIDE”,PROTECTION & CONTROL LIMITED, THIRD EDITION (1987).

[14] A. Palacio, “Protección de sistemas de Potencia”, Universidad de Carabobo, Enero de 2002.

[15] SIEMENS, “Applications for SIPROTEC Protection Relays”, (2005).

[16] Walter A. Elmore, “Protective Relaying Theory and Applications”, ABB Power T&D Company Inc, 1994

71

ANEXOS

72

ANEXO 1

Características de los generadores de la subestación Luisa Cáceres de Arismendi

Los valores se presentan en p.u, en base a 100 MVA y 115 kV

Datos de las Máquinas

Eq.

Eq.

TG3

TG4

TG5

TG6

TG7

TG8

TG9

TG10

TG11

CATER

MD

0.375

0.375

0.395

0.395

0.395

0.368

0.431

0.267

0.267

0.12

0.12

0.375

0.375

0.395

0.395

0.395

0.351

0.409

0.286

0.286

0.12

0.12

0.25

0.25

0.231

0.231

0.231

0.267

0.311

0.151

0.151

0.12

0.12

1050

1050

1417.8

1417.8

1417.8 1417.8 1417.8

333.4

333.4

Reactancia Subtransitoria Xd Reactancia de Secuencia Negativa X2 Reactancia de Secuencia Cero Xo Resistencia de Aterramiento

Eq. CATER = Equivalente del grupo de máquinas CATERPILLAR Eq. MD = Equivalente del grupo de máquinas MD

Aislado Aislado

73

Características de los transformadores elevadores de la S/E Luisa Cáceres de Arismendi TRX

Marca

Clase

Voltaje

Capacidad

Impedancia

Conexión

TG3

Volta

Sumergido en

13.8/115kV

32MVA

10.47%

Delta/Estrella neutro

Werke

aceite

Volta

Sumergido en

Werke

aceite

Hitachi

Sumergido en

TG4

TG5

sólidamente puesto a tierra 13.8/115kV

32MVA

10.51%

sólidamente puesto a tierra 13.8/115kV

29MVA

11.03%

aceite TG6

Hitachi

Sumergido en

Hitachi

Sumergido en

13.8/115kV

29MVA

10.94%

G.E

Sumergido en

13.8/115kV

29MVA

10.82%

G.E

Sumergido en

13.8/115kV 29.8MVA

12.24%

G.E

Sumergido en

13.8/115kV 29.8MVA

14.92%

G:E

Sumergido en aceite

Delta/Estrella neutro sólidamente puesto a tierra

13.8/115kV

50MVA

10.51%

aceite TG11

Delta/Estrella neutro sólidamente puesto a tierra

aceite TG10

Delta/Estrella neutro sólidamente puesto a tierra

aceite TG9

Delta/Estrella neutro sólidamente puesto a tierra

aceite TG8

Delta/Estrella neutro sólidamente puesto a tierra

aceite TG7

Delta/Estrella neutro

Delta/Estrella neutro sólidamente puesto a tierra

13.8/115kV

50MVA

10.51%

Delta/Estrella neutro sólidamente puesto a tierra

74

ANEXO 2

Características de los generadores que forman los grupos de 15 MW

Cada grupo de 15 MW está conformado por 8 generadores con las siguientes características cada uno:

Tensión: 480 / 277 Y ∆ Potencia: 2.5 MVA

Reactancia (%)

Xd’

Xd”

Xq”

X2

X0

29.9

15

16.8

15.8

3.5

Los transformadores elevadores poseen las siguientes características:

Potencia: 25 MVA 13800 / 480 V Impedancia de cortocircuito: 6 %

75

ANEXO 3

Protección actual de las líneas del sistema a 115 kV de SENECA Subestación

Relé GE D60 para protección principal

Numérico

Luisa Cáceres de Arismendi GE D30 para protección de respaldo BBC LZ32 para protección principal

Electromecánico

Pampatar BBC Li41a para protección de respaldo BBC LZ32 para protección principal

Electromecánico

Los Robles BBC Li41a para protección de respaldo BBC LZ32 para protección principal

Electromecánico

La Asunción BBC Li41a para protección de respaldo Los Millanes

Siemens 7SL64 primario y respaldo

Estático

Porlamar

ABB Razoa principal y respaldo

Estático

Cable submarino

Siemens 7SA61 principal y respaldo

Numérico

Chacopata II

Siemens 7SA61 principal y respaldo

Numérico

76

ANEXO 4 Funciones de distancia del relé marca General Electric, modelo D30, empleando la característica cuadrilátera

FUNCIONES DE FASE DIRECCIONALES COMPARATOR INPUTS

CARACTERÍSTICA

ÁNGULO LÍMITE

Reactancia

IxZ–V

IxZ

COMP LIMIT

Direccional

I x ZD

V_1M

DIR COMP LIMIT

Barrera derecha

I x ZR – V

I x ZR

90°

Barrera izquierda

I x ZL – V

I x ZL

90°

FUNCIONES DE TIERRA DIRECCIONALES CARACTERÍSTICA

COMPARATOR INPUTS

ÁNGULO LÍMITE

Reactancia

IxZ–V

j x I_0 x ejΘ or j x I_2 x ejΘ

COMP LIMIT

Direccional

I_0 x ZD

V_1M

DIR COMP LIMIT

Direccional

I_2 x ZD

V_1M

DIR COMP LIMIT

Barrera derecha

I x ZR – V

I x ZR

90°

Barrera izquierda

I x ZL – V

I x ZL

90°

Fault-type

I_0

I_2

50°

Secuencia cero

I_0 x ZD

- V_0

90°

77

FUNCIONES DE FASE NO DIRECCIONALES CARACTERÍSTICA

COMPARATOR INPUTS

ÁNGULO LÍMITE

Reactancia hacia delante

IxZ–V

IxZ

COMP LIMIT

Reactancia en reversa

I x ZREV - V

I x ZREV

COMP LIMIT

Barrera derecha

I x ZR – V

I x ZR

90°

Barrera izquierda

I x ZL – V

I x ZL

90°

FUNCIONES DE TIERRA NO DIRECCIONALES CARACTERÍSTICA

COMPARATOR INPUTS

ÁNGULO LÍMITE

Reactancia hacia delante

IxZ–V

j x I_0 x ejΘ or j x I_2 x ejΘ

COMP LIMIT

Reactancia en reversa

I x ZREV - V

- j x I_0 x ejΘ or - j x I_2 x ejΘ

DIR COMP LIMIT

Barrera derecha

I x ZR – V

I x ZR

90°

Barrera izquierda

I x ZL – V

I x ZL

90°

Fault-type

I_0

I_2

50°

78

ANEXO 5 Pasos para acceder a los ajustes principales de la característica de distancia del relé marca GE, modelo D30

79

ANEXO 6 Pasos y ajustes requeridos para configurar la función de distancia de fase del relé marca GE, modelo D30

80

81

ANEXO 7 Pasos y ajustes requeridos para configurar la función de distancia de tierra del relé marca GE, modelo D30

82

ANEXO 8 Direcciones empleadas para los ajustes del relé marca SIEMENS, modelo SIPROTEC 7SA61 Dirección

Parámetro

C

Ajustes

Valor por defecto

1103

FullScale Volt.

1.0 .. 1200.0 kV

400.0 kV

1105

Line Ángulo

30 .. 89°

85°

1107

P,Q sign

Not reversed reversed

Not reversed

1110

X’

1A

0.0050 .. 9.5000 Ω/km

0.1500 Ω/km

5A

0.0010 .. 1.9000 Ω/km

0.0300 Ω/km

0.1 .. 1000.0 km

100.0 km

1A

0.0050 .. 15.0000 Ω/mi

0.2420 Ω/mi

5A

0.0010 .. 3.0000 Ω/mi

0.0484 Ω/mi

0.1 .. 650.0 Miles

62.1 Mile

1A

0.000 .. 100.000 µF/km

0.010 µF/km

5A

0.000 .. 500.000 µF/km

0.050 µF/km

1111

Line Length

1112

X’

1113

Line Length

1114

C’

1116

RE/RL(Z1)

-0.33 .. 7.00

1.00

1117

XE/XL(Z1)

-0.33 .. 7.00

1.00

1118

RE/RL(Z1B…Z5)

-0.33 .. 7.00

1.00

1119

XE/XL(ZIB…Z5)

-0.33 .. 7.00

1.00

1120

K0(Z1)

0.000 .. 4.000

1.000

1121

Ángulo K0(Z1)

-135.00 .. 135.00°

0.00°

1122

K0 (>Z1)

0.000 .. 4.000

1.000

1123

ÁnguloI K0(>Z1)

-135.00 .. 135.00°

0.00°

1126

RM/RL ParalLine

0.00 .. 8.00

0.00

1127

XM/XL ParalLine

0.00 .. 8.00

0.00

La columna C (configuración) indica la corriente nominal secundaria correspondiente del transformador corriente.

83

ANEXO 9

Datos de las líneas en estudio LINEA

CONDUCTOR POTENCIA LONGITUD

R1

X1

(MVA)

(km)

(Ω)

(Ω)

B1

Ro

Xo

(Ω)

(Ω)

Bo

S/E LCA – S/E LM

500 MCM ACAR

120

22

2.6642

10.9098 0.152 6.9520 24.2440 0.088

S/E LCA – S/E PLM

500 MCM ACAR

120

9.96

1.2062

4.9392

0.336 3.1474 10.9759 0.195

S/E LCA – S/E LR

500 MCM ACAR

120

10.03

1.2146

4.9739

0.334 3.1695 11.0531 0.193

S/E LCA – S/E CH1

500 MCM ACAR

120

30

4.589

3.306

S/E PLM – S/E LR

500 MCM ACAR

120

3.37

0.4081

1.6712

0.993 1.0649

3.7137

0.575

S/E LR – S/E PMT

350 MCM ACAR

80

6.87

1.1775

3.3855

0.498 2.4938

7.9074

0.271

S/E PMT – S/E LA

350 MCM ACAR

80

6.11

1.0473

3.0110

0.56

2.2179

7.0326

0.304

S/E LA – S/E LM

350 MCM ACAR

80

12.2

2.0911

6.0122

0.28

4.4286 14.0422 0.152

S/E CH1 – S/E CH2

500 MCM ACAR

120

6

0.6

1.194

-

0.222

1.701

-

S/E CSN – S/E CH2

500 MCM ACAR

120

51

7.395

25.1

-

24.276

74.511

-

S/E CSN – S/E CRC

-

-

6

2.271

3.645

-

4.536

11.137

-

S/E GUA - S/E LCA

500 MCM ACAR

120

26

3.149

12.893

0.129

8.216

28.652

0.075

S/E GUA - S/E LM

500 MCM ACAR

120

26

3.149

12.893

0.129

8.216

28.652

0.075

5.189

4.5

4.812

4.521

Cable Submarino-Sublacustre:

4.59

2.82

84

ANEXO 10 AJUSTES DE LOS RELÉS EN ESTUDIO

AJUSTES DE LOS RELÉS DE DISTANCIA QUE PROTEGEN EL SISTEMA A 115 kV EN LA ISLA DE MARGARITA

1) AJUSTES DE LA LÍNEA LUISA CÁCERES DE ARISMENDI – PORLAMAR: Datos necesarios: Longitud: 9.96 km. ZLCA-PLM = 1.2062 + j 4.9392 Ω Línea adyacente: Porlamar – Los Robles ZPLM – LR = 0.4081 + j 1.6712 Ω Línea adyacente menor a la línea Porlamar – Los Robles: Los Robles – Pampatar ZLR – PMT = 1.1775 + j 3.3855 Ω Línea adyacente mayor a la línea Porlamar-Los Robles: Los Robles - Luisa Cáceres de Arismendi ZLR – LCA = 1.2146 + j 4.9739 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545 Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 4.9392 = 3.9514 Ω R1 = 2 * X1 = 7.9027 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (7.9027 + j 3.9514) = 0.907 + j 0.454 Ω T1 = INSTANTÁNEO

85

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 4.9392 + 0.5 * 1.6712 = 5.7748 Ω R2 = 2 * X2 = 11.5496 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (11.5496+ j 5.7748) = 1.326 + j 0.663 Ω T2 = 300 ms

Ajuste de Zona 3: X3=100% L a proteger +100%L ady me+ 20% L ady a la me = 4.9392 + 1.6712 + 0.2 * 3.3855 = 7.2875 Ω R3 = 2 * X3 = 14.575 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (14.575+ j 7.2875) = 1.673 + j 0.836 Ω T3 = 600 ms

Cobertura del ajuste anterior en la línea Los Robles – Luisa Cáceres de Arismendi [(0.2 * 3.3855) / 4.9739] * 100 = 13.61 %

2) AJUSTES DE LA LÍNEA PORLAMAR – LOS ROBLES: Datos necesarios: Longitud: 3.37 km. ZPLM - LR = 0.4081 + j 1.6712 Ω Línea adyacente menor: Los Robles - Pampatar ZLR - PMT = 1.1775 + j 3.3855 Ω Línea adyacente mayor: Los Robles - Luisa Cáceres de Arismendi ZLR – LCA = 1.2146 + j 4.9739 Ω Línea adyacente menor a la línea Los Robles – Pampatar: Pampatar – La Asunción

86

ZPMT - LA = 1.0473 + j 3.011 Ω Línea adyacente menor a la línea Los Robles – Luisa Cáceres de Arismendi: LCA – Chacopata II ZLCA – CH2 = 5.189 + j 4.5 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 1.6712 = 1.337 Ω R1 = 2 * X1 = 2.6739 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (2.6739+ j 1.337) = 0.307 + j 0.153 Ω T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 1.6712 + 0.5 * 3.3855 = 3.364 Ω R2 = 2 * X2 = 6.7279 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (6.7279+ j 3.364) = 0.772 + j 0.386 Ω T2 = 300 ms

Ajuste de Zona 3: X3=100% L a proteger + 100% L ady me + 20%L ady a la me = 1.6712 + 3.3855 + 0.2 * 3.011 = 5.6589 Ω R3 = 2 * X3 = 11.3178 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (11.3178+ j 5.6589) = 1.299 + j 0.650 Ω T3 = 600 ms

87

Ajuste de Zona 4: X4=100%L a proteger 1 +100% L a proteger 2 + 20%L vecina me = 1.6712 + 4.9739 + 0.2 * 4.5 = 7.5451 Ω R4 = 2 * X4 = 15.0902 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (15.0902+ j 7.5451) = 1.732 + j 0.866 Ω T4 = 900 ms

3) AJUSTES DE LA LÍNEA LUISA CÁCERES DE ARISMENDI – LOS ROBLES: Datos necesarios: Longitud: 10.03 km. ZLCA - LR = 1.2146 + j 4.9739 Ω Línea adyacente menor: Porlamar - Los Robles ZPLM - LR = 0.4081 + j 1.6712 Ω Línea adyacente mayor: Los Robles - Pampatar ZLR – PMT = 1.1775 + j 3.3855 Ω Línea adyacente menor a la línea Porlamar - Los Robles: Porlamar – LCA ZPLM - LCA = 1.2062 + j 4.9392 Ω Línea adyacente menor a la línea Los Robles – Pampatar: Pampatar – La Asunción ZPMT – LA = 1.0473 + j 3.011 Ω RTC = 500/5 = 100 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 4.9739 = 3.9791 Ω R1 = 2 * X1 = 7.9582 Ω

88

Z ajuste en ohmios sec = (100/1045.4545) * (7.9582+ j 3.9791) = 0.761 + j 0.381 Ω T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 4.9739 + 0.5 * 1.6712 = 5.8095 Ω R2 = 2 * X2 = 11.619 Ω Z ajuste en ohmios sec = (100/1045.4545) * (11.619+ j 5.8095) = 1.111 + j 0.556 Ω T2 = 300 ms

Ajuste de Zona 3: X3=100%L a proteger +100% L ady me + 20%L ady a la me = 4.9739 + 1.6712 + 0.2 * 4.9392 = 7.6329 Ω R3 = 2 * X3 = 15.2659 Ω Z ajuste en ohmios sec = (100/1045.4545) * (15.2659+ j 7.6329) = 1.460 + j 0.730 Ω T3 = 600 ms

Ajuste de Zona 4: X4=100%L a proteger 1 +100% L a proteger 2 +20%L vecina me = 4.9739 + 3.3855+ 0.2*3.011 = 8.9616 Ω R4 = 2 * X4 = 17.9232 Ω Z ajuste en ohmios sec = (100/1045.4545) * (17.9232+ j 8.9616) = 1.714 + j 0.857 Ω T4 = 900 ms

4) AJUSTES DE LA LÍNEA PAMPATAR – LOS ROBLES: Datos necesarios: Longitud: 6.87 km.

89

ZPMT - LR = 1.1775 + j 3.3855 Ω Línea adyacente menor: Los Robles - Porlamar ZLR - PLM = 0.4081 + j 1.6712 Ω Línea adyacente mayor: Los Robles - Luisa Cáceres de Arismendi ZLR – LCA = 1.2146 + j 4.9739 Ω Línea adyacente menor a la línea Los Robles – Porlamar: Porlamar – LCA ZPLM - LCA = 1.2062 + j 4.9392 Ω Línea adyacente menor a la línea Los Robles – Luisa Cáceres de Arismendi: LCA – Chacopata II ZLCA – CH2 = 5.189 + j 4.5 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 3.3855 = 2.7084 Ω R1 = 2 * X1 = 5.4168 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (5.4168+ j 2.7084) = 0.622 + j 0.311 Ω T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 3.3855 + 0.5 * 1.6712 = 4.2211 Ω R2 = 2 * X2 = 8.4422 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (8.4422+ j 4.2211) = 0.969 + j 0.485 Ω T2 = 300 ms

90

Ajuste de Zona 3: X3=100%L a proteger +100% L ady me +20% L ady a la me = 3.3855 + 1.6712 + 0.2 * 4.9392 = 6.0445 Ω R3 = 2 * X3 = 12.0891 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (12.0891+ j 6.0445) = 1.388 + j 0.694 Ω T3 = 600 ms

Ajuste de Zona 4: X4=100%L a proteger 1 +100% L a proteger 2 + 20%L vecina me = 3.3855 + 4.9739 + 0.2 * 4.5 = 9.2594 Ω R4 = 2 * X4 = 18.5188 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (18.5188+ j 9.2594) = 2.126 + j 1.063 Ω T4 = 900 ms

5) AJUSTES DE LA LÍNEA LUISA CÀCERES DE ARISMENDI – LOS MILLANES: Datos necesarios: Longitud: 22 km. ZLCA - LM = 2.6642 + j 10.9098 Ω Línea adyacente menor: Los Millanes – La Asunción ZLM - LA = 2.0911 + j 6.0122 Ω Línea adyacente mayor: Los Millanes – El Guamache ZLM – GUA = 3.149 + j 12.893 Ω Línea adyacente menor a la línea Los Millanes – La Asunción: La Asunción - Pampatar ZLA - PMT = 1.0473 + j 3.011 Ω Línea adyacente menor a la línea Los Millanes – El Guamache: El Guamache - LCA ZGUA – LCA = 3.149 + j 12.893 Ω

91

RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 10.9098 = 8.7278 Ω R1 = 2 * X1 = 17.4557 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (17.4557+ j 8.7278) = 2.004 + j 1.002 Ω T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 10.9098 + 0.5 * 6.0122 = 13.9159 Ω R2 = 2 * X2 = 27.8318 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (27.8318+ j 13.9159) = 3.195 + j 1.597 Ω T2 = 300 ms

Ajuste de Zona 3: X3=100%L a proteger +100%L ady me +20% L ady a la me= 10.9098 + 6.0122 + 0.2 * 3.011 = 17.5242 Ω R3 = 2 * X3 = 35.0484 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (35.0484+ j 17.5242) = 4.023 + j 2.011 Ω T3 = 600 ms

Ajuste de Zona 4: X4=100%La proteger1 +100%La proteger2 +20%Lvecina me =10.9098 + 12.893 + 0.2*12.893 = 26.3814 Ω R4 = 2 * X4 = 52.7628 Ω

92

Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (52.7628+ j 26.3814) = 6.056 + j 3.028 Ω T4 = 900 ms

6) AJUSTES DE LA LÍNEA LA ASUNCIÓN – LOS MILLANES: Datos necesarios: Longitud: 12.2 km. ZLA - LM = 2.0911 + j 6.0122 Ω Línea adyacente menor: Los Millanes – Luisa Cáceres de Arismendi ZLM - LCA = 2.6642 + j 10.9098 Ω Línea adyacente mayor: Los Millanes – El Guamache ZLM – GUA = 3.149 + j 12.893 Ω Línea adyacente menor a la línea Los Millanes – LCA: LCA – Chacopata II ZLCA – CH2 = 5.189 + j 4.5 Ω Línea adyacente menor a la línea Los Millanes – El Guamache: El Guamache - LCA ZGUA – LCA = 3.149 + j 12.893 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 6.0122 = 4.8098 Ω R1 = 2 * X1 = 9.6195 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (9.6195+ j 4.8098) = 1.104 + j 0.552 Ω T1 = INSTANTÁNEO

93

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 6.0122 + 0.5 * 10.9098 = 11.4671 Ω R2 = 2 * X2 = 22.9342 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (22.9342+ j 11.4671) = 2.632 + j 1.316 Ω T2 = 300 ms

Ajuste de Zona 3: X3 = 100% L a proteger + 100% L ady me + 20%L ady a la me = 6.0122 + 10.9098 + 0.2 * 4.5 = 17.822 Ω R3 = 2 * X3 = 35.644 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (35.644+ j 17.822) = 4.091 + j 2.046 Ω T3 = 600 ms

Ajuste de Zona 4: X4=100%La proteger1 +100% La proteger2 +20%Lvecina me = 6.0122 + 12.893 + 0.2*12.893 = 21.4838 Ω R4 = 2 * X4 = 42.9676 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (42.9676+ j 21.4838) = 4.932 + j 2.466 Ω T4 = 900 ms

7) AJUSTES DE LA LÍNEA EL GUAMACHE – LOS MILLANES: Datos necesarios: Longitud: 26 km. ZGUA - LM = 3.149 + j 12.893 Ω Línea adyacente menor: Los Millanes – La Asunción ZLM - LA = 2.0911 + j 6.0122 Ω

94

Línea adyacente mayor: Los Millanes – Luisa Cáceres de Arismendi ZLM – LCA = 2.6642 + j 10.9098 Ω Línea adyacente menor a la línea Los Millanes – La Asunción: La Asunción - Pampatar ZLA – PMT = 1.0473 + j 3.011 Ω Línea adyacente menor a la línea Los Millanes – LCA: LCA – Chacopata II ZLCA – CH2 = 5.189 + j 4.5 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 12.893 = 10.3144 Ω R1 = 2 * X1 = 20.6288 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (20.6288+ j 10.3144) = 2.368 + j 1.184 Ω T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 12.893 + 0.5 * 6.0122 = 15.8991 Ω R2 = 2 * X2 = 31.7982 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (31.7982+ j 15.8991) = 3.650 + j 1.825 Ω T2 = 300 ms

Ajuste de Zona 3: X3=100% L a proteger +100%L ady me +20% L ady a la me = 12.893 + 6.0122 + 0.2 * 3.011 = 19.5074 Ω R3 = 2 * X3 = 39.0148 Ω

95

Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (39.0148 + j 19.5074) = 4.478 + j 2.239 Ω T3 = 600 ms

Ajuste de Zona 4: X4=100%L a proteger1 + 100% L a proteger2 + 20%Lvecina me = 12.893 + 10.9098 + 0.2*4.5 = 24.7028 Ω R4 = 2 * X4 = 49.4056 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (49.4056+ j 24.7028) = 5.671 + j 2.835 Ω T4 = 900 ms

8) AJUSTES DE LA LÍNEA LUISA CÁCERES DE ARISMENDI – EL GUAMACHE: Datos necesarios: Longitud: 26 km. ZLCA-GUA = 3.149 + j 12.893 Ω Línea adyacente: El Guamache – Los Millanes ZGUA – LM = 3.149 + j 12.893 Ω Línea adyacente menor a la línea El Guamache – Los Millanes: Los Millanes – La Asunción ZLM – LA = 2.0911 + j 6.0122 Ω Línea adyacente mayor a la línea Guamache – Los Millanes: Los Millanes – LCA ZLM – LCA = 2.6642 + j 10.9098 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 12.893 = 10.3144 Ω

96

R1 = 2 * X1 = 20.6288 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (20.6288+ j 10.3144) = 2.368 + j 1.184 Ω T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 12.893 + 0.5 * 12.893 = 19.3395 Ω R2 = 2 * X2 = 38.679 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (38.679+ j 19.3395) = 4.440 + j 2.220 Ω T2 = 300 ms

Ajuste de Zona 3: X3=100%L a proteger +100%L ady me +20%L ady a la me = 12.893 + 12.893 + 0.2 * 6.0122 = 26.9884 Ω R3 = 2 * X3 = 53.9769 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (53.9769+ j 26.9884) = 6.196 + j 3.098 Ω T3 = 600 ms

Cobertura del ajuste anterior en la línea Los Millanes – Luisa Cáceres de Arismendi [(0.2 * 6.0122) / 10.9098] * 100 = 11.02 %

9) AJUSTES DE LA LÍNEA LOS ROBLES - PAMPATAR: Datos necesarios: Longitud: 6.87 km. ZLR -PMT = 1.1775 + j 3.3855 Ω Línea adyacente: Pampatar – La Asunción

97

ZPMT – LA = 1.0473 + j 3.011 Ω Línea adyacente menor a la línea Pampatar – La Asunción: La Asunción – Los Millanes ZLA – LM = 2.0911 + j 6.0122 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 3.3855 = 2.7084 Ω R1 = 2 * X1 = 5.4168 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (5.4168+ j 2.7084) = 0.622 + j 0.311 Ω T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 3.3855 + 0.5 * 3.011 = 4.891 Ω R2 = 2 * X2 = 9.782 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (9.782+ j 4.891) = 1.123 + j 0.561 Ω T2 = 300 ms

Ajuste de Zona 3: X3=100% L a proteger + 100% L ady me + 20%L ady a la me = 3.3855 + 3.011 + 0.2 * 6.0122 = 7.5989 Ω R3 = 2 * X3 = 15.1979 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (15.1979+ j 7.5989) = 1.744 + j 0.872 Ω T3 = 600 ms

98

10) AJUSTES DE LA LÍNEA PAMPATAR – LA ASUNCIÓN: Datos necesarios: Longitud: 6.11 km. ZPMT - LA = 1.0473 + j 3.011 Ω Línea adyacente: La Asunción – Los Millanes ZLA – LM = 2.0911 + j 6.0122 Ω Línea adyacente menor a la línea La Asunción – Los Millanes: Los Millanes - LCA ZLM - LCA = 2.6642 + j 10.9098 Ω Línea adyacente mayor a la línea La Asunción – Los Millanes: Los Millanes – El Guamache ZLM - GUA = 3.149 + j 12.893 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 3.011 = 2.4088 Ω R1 = 2 * X1 = 4.8176 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (4.8176+ j 2.4088) = 0.553 + j 0.276 Ω T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 3.011 + 0.5 * 6.0122 = 6.0171 Ω R2 = 2 * X2 = 12.0342 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (12.0342+ j 6.0171) = 1.381 + j 0.691 Ω T2 = 300 ms

99

Ajuste de Zona 3: X3=100%L a proteger +100% L ady me +20%L ady a la me= 3.011 + 6.0122 + 0.2 * 10.9098 = 11.2052 Ω R3 = 2 * X3 = 22.4104 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (22.4104+ j 11.2052) = 2.572 + j 1.286 Ω T3 = 600 ms

Cobertura del ajuste anterior en la línea Los Millanes – El Guamache: [(0.2 * 10.9098) / 12.893] * 100 = 16.92 %

11) AJUSTES DE LA LÍNEA LOS MILLANES – LA ASUNCIÓN: Datos necesarios: Longitud: 12.2 km. ZLM - LA = 2.0911 + j 6.0122 Ω Línea adyacente: La Asunción – Pampatar ZLA – PMT = 1.0473 + j 3.011 Ω Línea adyacente menor a la línea La Asunción – Pampatar: Pampatar – Los Robles ZPMT - LR = 1.1775 + j 3.3855 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 6.0122 = 4.8098 Ω R1 = 2 * X1 = 9.6195 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (9.6195+ j 4.8098) = 1.104 + j 0.552 Ω

100

T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 6.0122 + 0.5 * 3.011 = 7.5177 Ω R2 = 2 * X2 = 15.0354 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (15.0354+ j 7.5177) = 1.726 + j 0.863 Ω T2 = 300 ms

Ajuste de Zona 3: X3=100% L a proteger + 100% L ady me + 20%L ady a la me = 6.0122 + 3.011 + 0.2 * 3.3855 = 9.7003 Ω R3 = 2 * X3 = 19.4006 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (19.4006+ j 9.7003) = 2.227 + j 1.113 Ω T3 = 600 ms

12) AJUSTES DE LA LÍNEA LOS MILLANES – EL GUAMACHE: Datos necesarios: Longitud: 26 km. ZLM - GUA = 3.149 + j 12.893 Ω Línea adyacente: El Guamache – Luisa Cáceres de Arismendi ZGUA – LCA = 3.149 + j 12.893 Ω Línea adyacente menor a la línea El Guamache – LCA: LCA – Chacopata II ZLCA – CH2 = 5.189 + j 4.5 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

101

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 12.893 = 10.3144 Ω R1 = 2 * X1 = 20.6288 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (20.6288+ j 10.3144) = 2.368 + j 1.184 Ω T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 12.893 + 0.5 * 12.893 = 19.3395 Ω R2 = 2 * X2 = 38.679 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (38.679+ j 19.3395) = 4.440 + j 2.220 Ω T2 = 300 ms

Ajuste de Zona 3: X3 = 100% L a proteger + 100% L ady me + 20%L ady a la me = 12.893 + 12.893 + 0.2 * 4.5 = 26.686 Ω R3 = 2 * X3 = 53.372 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (53.372+ j 26.686) = 6.126 + j 3.063 Ω T3 = 600 ms

13) AJUSTES DE LA LÍNEA LA ASUNCIÓN - PAMPATAR: Datos necesarios: Longitud: 6.11 km. ZLA - PMT = 1.0473 + j 3.011 Ω Línea adyacente: Pampatar – Los Robles ZPMT – LR = 1.1775 + j 3.3855 Ω

102

Línea adyacente menor a la línea Pampatar – Los Robles: Los Robles - Porlamar ZLR – PLM = 0.4081 + j 1.6712 Ω Línea adyacente mayor a la línea Pampatar – Los Robles: Los Robles - LCA ZLR – LCA = 1.2146 + j 4.9739 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 3.011 = 2.4088 Ω R1 = 2 * X1 = 4.8176 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (4.8176+ j 2.4088) = 0.553 + j 0.276 Ω T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 3.011 + 0.5 * 3.3855 = 4.7038 Ω R2 = 2 * X2 = 9.4075 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (9.4075+ j 4.7038) = 1.080 + j 0.540 Ω T2 = 300 ms

Ajuste de Zona 3: X3=100%L a proteger + 100% L ady me + 20% L ady a la me = 3.011 + 3.3855 + 0.2 * 1.6712 = 6.7307 Ω R3 = 2 * X3 = 13.4615 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (13.4615+ j 6.7307) = 1.545 + j 0.773 Ω T3 = 600 ms

103

Cobertura del ajuste anterior en la línea Los Robles – Luisa Cáceres de Arismendi: [(0.2 * 1.6712) / 4.9739] * 100 = 6.72 %

14) AJUSTES DE LA LÍNEA LOS ROBLES - PORLAMAR: Datos necesarios: Longitud: 3.37 km. ZLR - PLM = 0.4081 + j 1.6712 Ω Línea adyacente: Porlamar – Luisa Cáceres de Arismendi ZPLM – LCA = 1.2062 + j 4.9392 Ω Línea adyacente menor a la línea Porlamar – LCA: LCA – Chacopata II ZLCA –

CH2 =

5.189 + j 4.5 Ω

Línea adyacente mayor a la línea Porlamar – LCA: LCA – El Guamache ZLCA – GUA = 3.149 + j 12.893 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 1.6712 = 1.337 Ω R1 = 2 * X1 = 2.6739 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (2.6739+ j 1.337) = 0.307 + j 0.153 Ω T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 1.6712 + 0.5 * 4.9392 = 4.1408 Ω

104

R2 = 2 * X2 = 8.2816 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (8.2816+ j 4.1408) = 0.951 + j 0.475 Ω T2 = 300 ms

Ajuste de Zona 3: X3 = 100% L a proteger + 100% L ady me + 20% ady a la me = 1.6712 + 4.9392 + 0.2 * 4.5 = 7.5104 Ω R3 = 2 * X3 = 15.0208 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (15.0208+ j 7.5104) = 1.724 + j 0.862 Ω T3 = 600 ms

Cobertura del ajuste anterior en la línea LCA – El Guamache: [(0.2 * 4.5) / 12.893] * 100 = 6.98 % Cobertura del ajuste anterior en la línea LCA – Los Robles: [(0.2 * 4.5) / 4.9739] * 100 = 18.09 % Cobertura del ajuste anterior en la línea LCA – Los Millanes: [(0.2 * 4.5) / 10.9098] * 100 = 8.25 %

15) AJUSTES DE LA LÍNEA LOS MILLANES – LUISA CÁCERES DE ARISMENDI: Datos necesarios: Longitud: 22 km. ZLM - LCA = 2.6642 + j 10.9098 Ω Línea adyacente menor: Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II ZLCA – CH2 = 5.189 + j 4.5 Ω RTC = 600/5 = 120

105

RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 10.9098 = 8.7278 Ω R1 = 2 * X1 = 17.4557 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (17.4557+ j 8.7278) = 2.004 + j 1.002 Ω T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 10.9098 + 0.5 * 4.5 = 13.1598 Ω R2 = 2 * X2 = 26.3196 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (26.3196 + j 13.1598) = 3.021 + j 1.511 Ω T2 = 300 ms

16) AJUSTES DE LA LÍNEA PORLAMAR – LUISA CÁCERES DE ARISMENDI: Datos necesarios: Longitud: 9.96 km. ZPLM - LCA = 1.2062 + j 4.9392 Ω Línea adyacente menor: Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II ZLCA – CH2 = 5.189 + j 4.5 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

106

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 4.9392 = 3.9514 Ω R1 = 2 * X1 = 7.9027 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (7.9027 + j 3.9514) = 0.907 + j 0.454 Ω T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 4.9392 + 0.5 * 4.5 = 7.1892 Ω R2 = 2 * X2 = 14.3784 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (14.3784+ j 7.1892) = 1.650 + j 0.825 Ω T2 = 300 ms

17) AJUSTES DE LA LÍNEA LOS ROBLES – LUISA CÁCERES DE ARISMENDI: Datos necesarios: Longitud: 10.03 km. ZLR - LCA = 1.2146 + j 4.9739 Ω Línea adyacente menor: Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II ZLCA – CH2 = 5.189 + j 4.5 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 4.9739 = 3.9791 Ω R1 = 2 * X1 = 7.9582

107

Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (7.9582+ j 3.9791) = 0.913 + j 0.457 T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 4.9739 + 0.5 * 4.5 = 7.2239 Ω R2 = 2 * X2 = 14.4478 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (14.4478 + j 7.2239) = 1.658 + j 0.829 Ω T2 = 300 ms

18) AJUSTES DE LA LÍNEA EL GUAMACHE – LUISA CÁCERES DE ARISMENDI: Datos necesarios: Longitud: 26 km. ZGUA - LCA = 3.149 + j 12.893 Ω Línea adyacente menor: Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II ZLCA – CH2 = 5.189 + j 4.5 Ω RTC = 600/5 = 120 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% L a proteger = 0.8 * 12.893 = 10.3144 Ω R1 = 2 * X1 = 20.6288 Ω Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (20.6288 + j 10.3144) = 2.368 + j 1.184 Ω T1 = INSTANTÁNEO

108

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% L a proteger + 50% L ady me = 12.893 + 0.5 * 4.5 = 15.143 Ω R2 = 2 * X2 = 30.286 Z ajuste en ohmios sec = (120/1045.4545) * (30.286+ j 15.143) = 3.476 + j 1.738 Ω T2 = 300 ms

AJUSTES DE LOS RELÉS DE DISTANCIA QUE PROTEGEN EL CIRCUITO DE INTERCONEXIÓN CON TIERRA FIRME

1) AJUSTES DE LA LÍNEA LUISA CÁCERES DE ARISMENDI – CHACOPATA II: Datos necesarios: Longitud: 36 km. ZLCA – CH2 = 5.189 + j 4.5 Ω Línea adyacente menor: Chacopata II - Casanay ZCH2 - CSN = 7.395 + j 25.1 Ω Línea adyacente menor a la línea Chacopata II - Casanay: Casanay - Cariaco ZCSN – CRC = 1.0473 + j 3.011 Ω RTC = 750/1 = 750 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 85% LLCA – CH2 = 0.85 * 4.5 = 3.825 Ω R1 = 2 * X1 = 7.65 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (7.65+ j 3.825) = 5.488 + j 2.744 Ω

109

T1 = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 1B: X1B = 100% LLCA – CH2 + 20% LCH2 – CSN = 4.5 + 0.2 * 25.1 = 9.52 Ω R1B = 2 * X1B = 19.04 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (19.04+ j 9.52) = 13.659 + j 6.830 Ω T1B = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% LLCA – CH2 + 20% LCH2 – CSN = 4.5 + 0.2 * 25.1 = 9.52 Ω R2 = 2 * X2 = 19.04 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (19.04+ j 9.52) = 13.659 + j 6.830 Ω T2 = 500 ms

Ajuste de Zona 3: X3 REVERSA = 50 % LLCA – PLM = 0.5 * 4.9392 = 2.47 Ω R3 = 2 * X3 = 4.94 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (4.94+ j 2.47) = 3.544 + j 1.772 Ω T3 =500 s

Ajuste de Zona 4: X4 = 100% LLCA – CH2 + 30% LCH2 – CSN = 4.5 + 0.3 * 25.1 = 12.03 Ω R4 = 2 * X4 = 24.06 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (12.03+ j 24.06) = 8.630 + j 17.260 Ω

110

T4 = 1s

Ajuste de Zona 5: X5 = 100% LLCA – CH2 + 124% LCH2 – CSN = 4.5 + 1.24 * 25.1 = 35.62 Ω R5 = 2 * X5 = 71.25 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (71.25 + j 35.62) = 51.114 + j 25.553 Ω T5 = 5s

2) AJUSTES DE LA LÍNEA CHACOPATA II – LUISA CÁCERES DE ARISMENDI: Datos necesarios: Longitud: 36 km. ZCH2 - LCA = 5.189 + j 4.5 Ω Línea adyacente menor: Luisa Cáceres de Arismendi - Porlamar ZLCA - PLM = 1.2062 + j 4.9392 Ω RTC = 750/1 = 750 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 85% LCH2 – LCA = 0.85 * 4.5 = 3.825 Ω R1 = 2 * X1 = 7.65 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (7.65+ j 3.825) = 5.488 + j 2.744 Ω T1 = INSTANTÁNEO

111

Ajuste de Zona 1B: X1B = 100% LCH2 – LCA + 20% LLCA – PLM = 4.5 + 0.2 * 4.9392 = 5.49 Ω R1B = 2 * X1B = 10.98 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (10.98+ j 5.49) = 7.877 + j 3.938 Ω T1B = INSTANTÁNEO

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% LCH2 – LCA + 20% LLCA – PLM = 4.5 + 0.2 * 4.9392 = 5.49 Ω R2 = 2 * X2 = 10.98 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (10.98+ j 5.49) = 7.877 + j 3.938 Ω T2 = 500 ms

Ajuste de Zona 4: X4 = 100% LCH2 – LCA + 50% LLCA – PLM = 4.5 + 0.5 * 4.9392 = 6.97 Ω R4 = 2 * X4 = 13.94 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (13.94+ j 6.97) = 10 + j 5 Ω T4 =1 s

3) AJUSTES DE LA LÍNEA CHACOPATA II – CASANAY: Datos necesarios: Longitud: 51 km. ZCH2 - CSN = 7.395 + j 25.1 Ω Línea adyacente menor: Casanay - Cariaco ZCSN - CRC = 2.271 + j 3.645 Ω

112

RTC = 750/1 = 750 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% LCH2 – CSN = 0.8 * 25.1 = 20.08 Ω R1 = 2 * X1 = 40.16 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (40.16+ j 20.08) = 28.810 + j 14.405 Ω T1 = 150 ms

Ajuste de Zona 1B: X1B = 100% LCH2 – CSN + 20% LCSN – CRC = 25.1 + 0.2 * 3.645 = 25.83 Ω R1B = 2 * X1B = 51.66 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (51.66+ j 25.83) = 37.060 + j 18.530 Ω T1B = 150 ms

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% LCH2 - CSN + 20% LCSN – CRC = 25.1 + 0.2 * 3.645 = 25.83 Ω R2 = 2 * X2 = 51.66 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (51.66+ j 25.83) = 37.060 + j 18.530 Ω T2 = 500 ms

Ajuste de Zona 4: X4 = 100% LCH2 - CSN + 50% LCSN – CRC = 25.1 + 0.5 * 3.645 = 26.92 Ω R4 = 2 * X4 = 53.85

113

Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (53.85+ j 26.92) = 38.632 + j 19.312 Ω T3 =1 s

4) AJUSTES DE LA LÍNEA CASANAY – CHACOPATA II: Datos necesarios: Longitud: 51 km. ZCSN – CH2 = 7.395 + j 25.1 Ω Línea adyacente menor: Chacopata II – Luisa Cáceres de Arismendi ZCH2 - LCA = 5.189 + j 4.5 Ω Línea adyacente menor a la línea Chacopata II – LCA: LCA - Porlamar ZLCA – PLM = 1.2062 + j 4.9392 Ω RTC = 750/1 = 750 RTP = 115 kV/110 V = 1045,4545

Ajuste de Zona 1: X1 = 80% LCSN - CH2 = 0.8 * 25.1 = 20.08 Ω R1 = 2 * X1 = 40.16 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (40.16+ j 20.08) = 28.810 + j 14.405 Ω T1 = 150 ms

Ajuste de Zona 1B: X1B = 100% LCSN – CH2 + 50% LCH2 – LCA = 25.1 + 0.5 * 4.5 = 27.35 Ω R1B = 2 * X1B = 54.7 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (54.7+ j 27.35) = 39.241 + j 19.621 Ω

114

T1B = 150 ms

Ajuste de Zona 2: X2 = 100% LCSN - CH2 + 50% LCH2 – LCA = 25.1 + 0.5 * 4.5 = 27.35 Ω R2 = 2 * X2 = 54.7 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (54.7+ j 27.35) = 39.241 + j 19.621 Ω T2 = 500 ms

Ajuste de Zona 4: X4 = 100% LCSN – CH2 + 100% LCH2 – LCA + 20% L ady a la me = 25.1 + 4.5 + 0.2 * 4.9392 = 30.59 Ω R4 = 2 * X4 = 61.18 Ω Z ajuste en ohmios sec = (750/1045.4545) * (61.18+ j 30.59) = 43.890 + j 21.945 Ω T3 =1 s

115

ANEXO 11

Ejemplo de reporte generado por el sofware ETAP

116

ANEXO 12 Impedancias vistas por algunos de los relés en estudio al variar la resistencia de falla Zvista LCA - LM 1Φ 30 28 26 24 22 20 18

X

16 14 12 10 8 6 4 2 0 0 2

4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48

R

15

Zvista LCA - PLM 1Φ

14 13 12 11 10 9

X

8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

R

117

Zvista LCA - LR 1Φ 15 14 13 12 11 10 9 X

8 7 6 5 4 3 2 1 0

0

1 2 3 4

5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33

R

Zvista LR - PMT 1Φ 12 11 10 9 8 7

X

6 5 4 3 2 1 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

R

118

Zvista PMT - LA 1Φ 15 14 13 12 11 10 9 8

X

7 6 5 4 3 2 1 0

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

R

Zvista LA - LM 1Φ 30 28 26 24 22 20 18

X

16 14 12 10 8 6 4 2 0 0

2

4

6

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64

R

119

Zvista GUA - LCA 1φ 65 60 55 50 45 40

X

35 30 25 20 15 10 5 0 0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145

34

36

R

Zvista GUA - LM 1Φ

30

28

26

24

22

20

18

X

16

14

12

10

8

6

4

2

0 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

R

32

38

40

42

44

46

48

50

52

54

56

58

120

X

Zvista LR - PLM 1φ

15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011121314151617181920212223242526272829 30

R

Zvista LA - PMT 1φ

20 18 16 14

X

12 10 8 6 4 2 0 -1 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 R

121

X

Zvista LM - LA 1φ

14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324252627282930313233

R

Zvista LCA - GUA 1φ

35 30 25

X

20 15 10 5 0 0

5

10

15

20

25

30

35

40

R

45

50

55

60

65

70

75