UNIVERSIDAD NACIONAL. DEL CALLAO FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERIA ELÉCTRICA "REPRESENTACIÓN DE LAS LINEAS DE TRANSMISIÓN DE 138 kV HUALLANCA - CHIMBOTE 1 PARA MEJORAR LOS AJUSTES DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN DE DISTANCIA" TESIS PARA OPTAR AL TÍTULO PROFESIONAL DE INGENIERO ELECTRICISTA ERICK NOÉ SOTA CELMI Callao, 2018 PERÚ ETARIO FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERIA ELÉCTRICA TESIS PARA OPTAR AL TÍTULO PROFESIONAL DE INGENIERO ELECTRICISTA "REPRESENTACIÓN DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 138 kV HUALLANCA CHIMBOTE 1 PARA MEJORAR LOS AJUSTES DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN DE DISTANCIA" PRESENTADO POR EL BACHILLER: SOTA CELMI, ERICK NOÉ ASESOR: DR. ING. FERNANDO JOSÉ OYANGUREN RAMIREZ CALIFICACIÓN: 16 (DIECISEIS) PRE ENTE DEL JURADO DR. ING. CESAR A. RODRIGUEZ AGURTO M.SC.IN VICTOR L. GUTIERREZ T. VOCAL MG. ING. CESAR A. SANTOS MEJIA CALLAO-PERÚ 2018 DEDICATORIA Quiero dedicar esta investigación a mis padres Noé y María por ser mi fortaleza necesaria para salir siempre adelante. Y a mi hermana Noelia por su alegría y apoyo incondicional. AGRADECIMIENTO A todas las personas que colaboraron con mi persona, para que el desarrollo de la presente tesis sea una realidad. Especialmente a mi compañero y amigo Ing, Juan Sanabria Centeno. ÍNDICE CARATULA DEDICATORIA AGRADECIMIENTO ÍNDICE ÍNDICE DE FIGURAS ÍNDICE DE TABLAS Y GRÁFICOS RESUMEN ABSTRACT PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 11 1.1. Identificación del problema 11 1.2. Formulación del problema 12 1.2.1. Problema general 12 1.2.2. Problema específico 12 1.3. Objetivos de la investigación 13 1.3.1. Objetivo general 13 1.3.2. Objetivo específico 13 1.4. Justificación de la investigación 14 1.4.1. Justificación de la investigación 14 1.4.2. Importancia de la investigación 15 1.4.3. Limitaciones de la investigación 15 MARCO TEÓRICO 16 2.1. Antecedentes del estudio 16 2.2. Bases teóricas 21 2.2.1. Sistemas de Protección en Líneas de Transmisión 21 2.2.2. Protección de Líneas de Transmisión - Relés de Distancia 27 1 2.2.3. Parámetros Eléctricos en Líneas de Transmisión 40 2.3. Definiciones de térmicos básicos 51 2.4. Software de simulación DIgSILENT PowerFactory 53 2.4.1. DIgSILENT PROGRAMMING LANGUAJE 53 VARIABLES E HIPÓTESIS 57 3.1. Definición de variables 57 3.1.1. Variable independiente (VI) 57 3.1.2. Variable dependiente (ID) 57 3.2. Definición conceptual de variables 57 3.3. Operacionalización de las variables 58 3.4. Hipótesis general e hipótesis específica 59 3.4.1. Hipótesis general 59 3.4.2. Hipótesis específicas 59 METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN 60 4.1. Tipo de investigación 60 4.2. Diseño de la investigación 60 4.2.1. Nivel de investigación 60 4.2.2. Método de la investigación 60 4.2.3. Diseño de la investigación 61 4.3. Población y muestra de la investigación 61 4.3.1. Población 61 4.3.2. Muestra 62 4.4. Técnicas e instrumentos de recolección de datos 62 4.5. Procedimiento de recolección de datos 62 4.6. Procedimiento estadístico y análisis de datos 63 4.7. Técnica para la contrastación de las hipótesis 63 RESULTADOS 64 2 5.1. Presentación de la metodología utilizada 64 5.1.2. Consideraciones para representar el modelo simple de las líneas de transmisión Huallanca - Chimbote 1 68 5.1.3. Consideraciones para representar el modelo completo de las líneas de transmisión Huallanca - Chimbote 1 72 5.3. Análisis e interpretación de resultados 77 5.3.1. Impedancia vista para fallas fase-fase zona 1 77 5.3.2. Impedancia vista para fallas fase-tierra zona 1 80 5.3.3. Impedancia vista para fallas fase-fase zona 2 83 5.3.4. Impedancia vista para fallas fase-tierra zona 2 86 5.3.5. Impedancia vista para fallas fase-fase zona 3 89 5.3.6. Impedancia vista para fallas fase-tierra zona 3 92 5.3.7. Impedancia vista para fallas fase-fase zona Reversa 94 5.3.8. Impedancia vista para fallas fase-tierra zona Reversa 97 DISCUSIÓN DE RESULTADOS 99 6.1. Contrastación de hipótesis con los resultados 99 6.2. Contrastación de resultados con otros estudios similares 100 CONCLUSIONES 102 RECOMENDACIONES 104 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 106 ANEXOS MATRIZ DE CONSISTENCIA 106 RECORRIDO DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN HUALLANCA — CHIMBOTE1 108 GEOMETRÍA DE LAS TORRES DE TRANSMISIÓN 110 PROGRAMACIÓN DIGSILENT EN "DPL" 116 3 ÍNDICE DE FIGURAS Figura N° 1: a) Modelo circuital y b) Diagrama fasorial de un TC 25 Figura N° 2: c) Modelo circuital y d) Diagrama fasorial de un TT inductivo 26 Figura N° 3: e) Modelo circuital y f) Diagrama fasorial de un TT capacitivo 27 Figura N° 4: Conexión de un relé de distancia 29 Figura N° 5: Cálculo del lazo fase-fase 30 Figura N° 6: Cálculo del lazo fase-tierra sin carga 32 Figura N° 7: Cálculo del lazo fase-tierra con carga 35 Figura N° 8: Característica típica de tiempo/distancia para la protección distancia 38 Figura N° 9: Características del relé según su zona de protección 39 Figura N° 10: Flujo interno y externo de un conductor 41 Figura N° 11: Conductor compuesto por 3 hilos 42 Figura N° 12: Modelamiento de retorno por tierra de Carson 44 Figura N° 13: Circuito equivalente de impedancia serie 48 Figura N° 14: Circuito rr equivalente de una línea de transmisión 49 Figura N° 15: Parámetros distribuidos de una línea 50 Figura N° 16: Estructura de un comando DPL 54 Figura N° 17: Ventana de edición tipo de línea 69 Figura N° 18: Acoplamiento mutuo entre los tramos L-1103-6 y L-1104-5 y transposición de fases 74 4 INDICE DE TABLAS Y GRÁFICOS TABLAS Tabla N° 1: Errores por el cálculo de cortocircuito 19 Tabla N° 2: Errores por el cálculo de cortocircuito con diversos métodos y estructuras 21 Tabla N° 3: Variables, Dimensiones e Indicadores 58 Tabla N°4: Modelo de TC L-1103, L-1104 y L-1105 65 Tabla N° 5: Relación de transformación TT L-1103, L-1104 y L-1105 66 Tabla N° 6: Datos generales del relé UR-D60 66 Tabla N° 7: Ajustes de fases del relé de distancia UR-D60 67 Tabla N° 8: Ajustes de tierra del relé de distancia UR-D60 67 Tabla N° 9: Datos generales del relé 7SA522 68 Tabla N° 10: Ajustes de fases del relé de distancia 7SA522 68 Tabla N° 11: Parámetros eléctricos L-1103 70 Tabla N° 12: Parámetros eléctricos L-1104 70 Tabla N°13: Parámetros eléctricos L-1105 71 Tabla N° 14: Datos técnicos de las líneas L-1103, L-1104 y L-1105 72 Tabla N° 15: Datos técnicos de los conductores 75 Tabla N° 16: Impedancia vista por el relé D60 en L-1103 S.E. Huallanca 76 Tabla N° 17: Impedancia vista por el relé D60 en L-1104 S.E. Huallanca 76 Tabla N° 18: Impedancia vista por el relé 7SA522 en L-1105 S.E. Chimbote 1 77 Tabla N° 19: Porcentaje de error para fallas fase-fase Zona 1 78 Tabla N° 20: Porcentaje de error para fallas fase-tierra Zona 1 81 Tabla N° 21: Porcentaje de error para fallas fase-fase Zona 2 84 Tabla N° 22: Porcentaje de error para fallas fase-tierra Zona 2 87 Tabla N° 23: Porcentaje de error para fallas fase-fase Zona 3 90 Tabla N° 24: Porcentaje de error para fallas fase-tierra Zona 3 92 Tabla N° 25: Porcentaje de error para fallas fase-fase Zona Reversa 95 5 GRÁFICOS Gráfico N° 1: Impedancias vistas desde S.E. Huallanca en L-1103 Zona 1 79 Gráfico N°2: Impedancias vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1105 80 Gráfico N° 3: Impedancias vistas desde S.E. Huallanca en L-1103 con L- 1104 fuera de servicio 82 Gráfico N° 4: Impedancias vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1103 con L- 1105 fuera de servicio 83 Gráfico N° 5: Impedancias vistas desde S.E. Huallanca en L-1103 Zona 2 85 Gráfico N° 6: Impedancias vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1105 86 Gráfico N° 7: Impedancias vistas desde S.E. Huallanca en L-1103 con L- 1104 fuera de servicio 88 Gráfico N° 8: Impedancias vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1105 con L- 1103 fuera de servicio 89 Gráfico N° 9: Impedancias vistas desde S.E. Huallanca en L-1104 Zona 3 90 Gráfico N° 10: Impedancias vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1104 con L- 1103 fuera de servicio 91 Gráfico N° 11: Impedancias vistas desde S.E. Huallanca en L-1103 con L- 1104 fuera de servicio 93 Gráfico N° 12: Impedancias vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1104 con L- 1103 fuera de servicio 94 Gráfico N° 13: Impedancias vistas desde S.E. Huallanca en L-1103 Zona Reversa 95 Gráfico N° 14: Impedancias vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1104 con L- 1103 fuera de servicio 96 Gráfico N° 15: Impedancias vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1103 con L- 1104 fuera de servicio 97 Gráfico N° 16: Impedancias vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1105 con L- 1104 fuera de servicio 98 6 RESUMEN La Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real (Resolución Directoral N° 014-2005-DGE), establece que se debe realizar un Estudio de Coordinación de Protecciones del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), conjuntamente con las empresas propietarias del equipamiento eléctrico. En la última actualización de este estudio año 2014, las líneas de transmisión L-1103, L-1104 y L-1105 que pertenecen a la empresa de transmisión ETENORTE S.R.L. y que conectan a las subestaciones de Huallanca y Chimbote 1 en el nivel de tensión de 138 kV, se representaron con parámetros eléctricos concentrados de resistencia y reactancia de secuencia positiva, negativa y cero. El presente trabajo de investigación, pretende mejorar el sistema de protección de distancia, representando las líneas de transmisión L-1103, L- 1104 y L-1105 con un modelo completo, que incluya la planimetría, modelos de torres de transmisión, conductores eléctricos, transposición de fases y el cable de guarda que recorre las líneas en un tramo específico. 7 Para lograr ello, se realizó simulaciones de cortocircuito del tipo fase-fase y fase-tierra utilizando el software Power Factory DIgSILENT, para determinar la impedancia vista por el relé de distancia desde la subestación Huallanca y la subestación Chimbote 1 comparando ambos modelos eléctricos. 8 ABSTRACT The Technical Standard for Real-Time Operation Coordination (Directorial Resolution N° 014-2005-DGE), establishes that a Coordination Study on the Protection of the National Interconnected Electrical System must be carried out, together with the companies that own the electrical equipment. In the last update of this study 2014, the transmission lines L-1103, L-1104 y L- 1105 belonging to the transmission company ETENORTE S.R.L. and that connect to the substations of Huallanca and Chimbote 1 in the voltage level of 138 kV, were represented with concentrated electrical parameters of resistance and reactance of positive, negative and zero sequence. The present research work intends to establish improvements in distance protection system, representing the transmission hnes L-1103, L-1104 and L- 1105 with a complete model, which includes the planimetry, models of transmission towers, electrical conductors and transposition of phases and cable of guard that runs the lmes in a specific section. To achieve this, short-circuit simulations of the phase to phase and phase to earth types were performed using the Power Factory DIgSILENT software to 9 determine the impedance seen by the distance relay from the Huallanca substation and the Chimbote 1 substation, comparing both models. lo I. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.1. Identificación del problema La Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTR)1, establece que es obligación del Comité de la Operación Económica del Sistema (COES), elaborar los Estudios de Coordinación de las Protecciones de las instalaciones eléctricas en el Sistema Eléctrico lnterconectado Nacional (SEIN). Los estudios de coordinación de las protecciones son elaborados en coordinación con los Integrantes del Sistema, quienes a su vez deben entregar toda la información necesaria para que el COES realice un modelamiento completo de las instalaciones eléctricas y como resultado se obtengan ajustes adecuados para los sistemas de protección. Sin embargo, en la Actualización del Estudio de Coordinación de Protecciones (AECP) elaborado por el COES en el año 2014. Las líneas de transmisión pertenecientes a la empresa de transmisión ETENORTE S.R.L. con denominación L-1103, L-1104 y L-1105 en 138 kV, que conforman el enlace entre las subestaciones eléctricas Chimbote 1 - Huallanca, presenta 1 Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, aprobado mediante Resolución Directorial N° 014-2005-DGE 11 la ausencia de aspectos físicos importantes en el modelamiento de las líneas de transmisión como la disposición geométrica de las estructuras, los tipos de conductores, las transposiciones de sus fases y el acoplamiento mutuo, que existe entre ternas que comparten la misma estructura en un tramo específico de todo su recorrido. Por lo tanto, es necesario realizar una representación completa de las líneas de transmisión L-1103, L-1104 y L-1105 considerando todas sus particularidades, para obtener un adecuado ajuste del sistema de protección de distancia. 1.2. Formulación del problema 1.2.1. Problema general ¿En qué medida la representación de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca - Chimbote 1 con un modelo completo contribuirá a mejorar los ajustes del sistema de protección de distancia? 1.2.2. Problema específico a) ¿En qué medida la impedancia de falla vista por el relé de distancia en el 12 modelo completo de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca - Chimbote 1 contribuirá a mejorar los ajustes del sistema de protección de distancia? b) ¿En qué medida la variación de las resistencias de fallas a tierra en el modelo completo de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca - Chimbote 1 contribuirá a mejorar los ajustes del sistema de protección de distancia? 1.3. Objetivos de la investigación 1.3.1. Objetivo general Determinar el nivel de contribución de la representación de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca - Chimbote 1 con un modelo completo para mejorar los ajustes del sistema de protección de distancia. 1.3.2. Objetivo específico a) Identificar el nivel de contribución de la impedancia de falla vista por el relé de distancia en el modelo completo de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca - Chimbote 1 para mejorar los ajustes del sistema de 13 protección de distancia. b) Determinar el nivel de contribución de la variación de las resistencias de fallas a tierra en el modelo completo de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca - Chimbote 1 para mejorar los ajustes del sistema de protección de distancia. 1.4. Justificación de la investigación 1.4.1. Justificación de la investigación Debido a las diferentes altitudes geográficas, distribución geométrica de sus conductores y el acoplamiento mutuo que existe en líneas de transmisión de una tema y de doble terna, se pueden presentar problemas de sobre-alcance o sub-alcance en el sistema de protección de distancia, si es que no se tiene una representación adecuada de sus parámetros eléctricos. Por esta razón es necesario realizar una representación completa del enlace Huallanca - Chimbote 1 para evitar actuaciones indeseadas del sistema de protección de distancia y validar el modelo completo de las líneas de transmisión L-1103, L-1104 y L-1105 en comparación con un modelo simple, 14 representado por líneas de transmisión simples y desacopladas a lo largo de su recorrido. 1.4.2. Importancia de la investigación La importancia de realizar un estudio de coordinación de las protecciones de las líneas de transmisión Huallanca — Chimbote 1 en su representación completa, tiene como finalidad mejorar los ajustes del sistema de protección. Puesto que, un inadecuado ajuste del sistema de protección de distancia puede provocar actuaciones indeseadas, y éstas a su vez, colapsos parciales o totales en su zona de influencia por actuación de su sistema de protección. 1.4.3. Limitaciones de la investigación Se tiene limitación en la información de fuentes de información primaria del enlace Huallanca - Chimbote 1, puesto que estás líneas de transmisión atraviesan diferentes altitudes geográficas y no se tiene el financiamiento suficiente para recabar información de campo. 15 II. MARCO TEÓRICO 2.1. Antecedentes del estudio Las líneas aéreas de transmisión de energía eléctrica que presentan un recorrido geográfico cercano entre circuitos, pudiendo ser el caso de líneas paralelas o circuitos de diferentes líneas, presenta acoplamiento mutuo entre circuitos. Este acoplamiento puede ser entre fases y/o fases y tierra, tanto entre los conductores del circuito propio como con los conductores del circuito paralelo. Por lo que la coordinación de la protección de las líneas de transmisión constituyen unos de los ítems más significativos de los sistemas de protección, no solamente porque las líneas de transmisión son las instalaciones más expuestas, desde el punto de vista de la frecuencia de falla, sino también por la variedad de problemas que pueden presentar, teniendo en cuenta los distintos aspectos como: tipos constructivos, distintas longitudes, transposiciones de sus fases, etc. Dentro de la bibliografía investigada, sobre el acoplamiento mutuo en los relés de distancia de las líneas de transmisión se puede mencionar los siguientes: 16 NÁJERA G., Adriel [1], propone una metodología para ajustar y coordinar la protección direccional de sobre corriente y la protección distancia que protegen las fallas a tierra en líneas paralelas bajo el mismo derecho de vía con acoplamiento mutuo y que no cuentan con canal de comunicación. La metodología consiste en representar líneas de transmisión de circuito simple y de circuito doble, líneas de transmisión paralelas con un terminal común y líneas de transmisión paralelas con diferente nivel de tensión, para obtener la impedancia de secuencia positiva aparente vista por el relé de distancia mediante la simulación de diferentes tipos de fallas (trifásicas, bifásicas aisladas, bifásicas con resistencia, monofásicas a tierra, monofásicas con resistencia) en intervalos de 10% de la longitud de la línea, considerando y sin considerar el acoplamiento mutuo, utilizando el programa ASPEN V10.12. De los resultados concluyó, que la inducción mutua que se presenta en los circuitos en paralelo complica el análisis de las redes por el acoplamiento mutuo de secuencia cero, ya sea en toda su longitud o únicamente en una parte, la inducción mutua puede ocasionar información errónea, tanto en el circuito fallado como en el circuito sano, ocasionando además problemas en la protección de ambas líneas. La impedancia mutua de secuencia cero Zom 17 puede tener un valor comprendido entre el 50% y el 70% de la impedancia de secuencia cero Zo de la línea de transmisión. QUISILEMA C., Edwin [2], investigó el efecto de la inducción electromagnética de circuitos paralelos en la operación de las protecciones eléctricas en las líneas de transmisión San Idelfonso - Machala (Ecuador) en 138 kV de doble terna. La investigación consistió en representar las línéas de transmisión San Idelfonso - Machala en 138 kV considerando y sin considerar la transposición completa de sus fases, con la finalidad de obtener la matriz de impedancia de secuencia y fases para ambos casos, y así determinar el error en el cálculo de la impedancia vista por el relé de distancia. Esta simulación la realizó utilizando los softwares DIgSILENT Power Factory y Analysis Transient Programm ATP. De la matriz de impedancias de fases y secuencia obtenidos de los software mencionados, determinó que para fallas fase - fase con circuitos simples el porcentaje de error que se presentan en los relés de distancia no son significativos, alrededor de 3 - 4% de error, por lo que no es necesario realizar compensación. 18 Pero para fallas fase - tierra con circuitos de doble terna el porcentaje de error se incrementó notablemente llegando a 41% de error calculado, por lo que es necesario corregir el error, debido a que se puede presentar problemas de sub-alcance o sobre-alcance. Este tipo de problemas lo redujo introduciendo en módulo y ángulo la constante de acoplamiento mutuo Km. Tabla N° 1: Errores por el cálculo de cortocircuito ESTRUCTURA Error % Fallas: Fase Fase Fallas: Fase Tierra CIRCUITO SIMPLE Sin Transposición O O Con Transposición 3.3 1.21 CIRCUITO DOBLE Sin Transposición 0 35 Con Transposición 3.5 41.3 Fuente: Efecto de la Inducción Electromagnética de circuitos paralelos en la Operación de las Protecciones Eléctricas. Aplicación a la barra de 138 kV de la S/E Machala, Quisilema Edwin. PP 91. Además calculó las inducciones electromagnéticas y electrostáticas de tensiones y corrientes. Donde concluyó que las tensiones y corrientes inducidas son nulas, debido a la ausencia de acoplamientos en las matrices de coeficientes de Maxwell PABC y matriz de impedancias ZABc. 19 FONSECA A., Antonio [3], presentó la evaluación del acoplamiento mutuo en los relés de distancia de líneas de transmisión, modelando una línea de transmisión de una terna en 138 kV y líneas de transmisión de doble terna en 220 kV, considerando y sin considerar la transposición de sus fases. Inicialmente representó una línea de transmisión de una terna en 138 kV, para obtener las matrices de impedancia de fases y secuencia de los modelos con transposición y sin transposición. Al comparar las impedancias de fases y de secuencia, verificó que el error que existe entre las impedancias de secuencia, alrededor del 3%, no son significativas. Luego representó una línea de transmisión de dos (2) ternas en 220 kV, para obtener las matrices de impedancia de fases y secuencia de los modelos con transposición y sin transposición, en los cuales verificó que el error que existe debido a la impedancia de acoplamiento mutuo está alrededor del 41% para fallas fase — tierra, lo cual produce un subalcance en la impedancia vista por el relé de distancia en los modelos con transposición y sin transposición. Adicionalmente, precisó que el error de medición de impedancia y alcance del relé se ven afectados debido al aporte de generación (efecto in-feed) que se presenta en el extremo opuesto al relé de protección. 20 Tabla N° 2: Errores por cálculo de cortocircuito con diversos métodos y estructuras ESTRUCTURA Error % Fallas: Fase Fase Fa las: Fase Tierra IEC 9092 Completo IEC 909 Completo CIRCUITO SIMPLE Sin Transposición 0 3 0 0.08 Con Transposición 0 0 0 0 CIRCUITO DOBLE Sin Transposición 5 3 41 41 Con Transposición 5 5 41 41 Fuente: Efecto del acop amiento mutuo en los relés de distancia de líneas de transmisión, Fonseca Antonio. PP 64. Cabe precisar que las fallas fase - fase y fase - tierra fueron simuladas al 100% de la línea de transmisión y con un solo modelo de estructura a lo largo de la línea de transmisión. 2.2. Bases teóricas 2.2.1. Sistemas de Protección en Líneas de Transmisión El Sistema de Protección es el conjunto de elementos y de sus circuitos de control asociados que se encuentran interconectados o dependientes entre sí, cuya función es proteger a un equipo o a un conjunto de equipos. 2 IEC 60909: Short-circuit currents in three-phase a.c. systems, publicado el año 2002. 21 Este conjunto de elementos operará bajo condiciones predeterminadas, usualmente anormales, desconectando un elemento del sistema eléctrico de potencia o emitiendo una señal de disparo. De los principales equipos asociados a un sistema de protección, se podrían mencionar a los relés de protección, interruptor de potencia, transformadores de corriente y tensión, panel de alarma, equipo de teleprotección, RTU, servicios auxiliares, etc. 2.2.1.1. Relés de Protección Son equipos electromecánicos, de estado sólido (estáticos) o basados en microprocesadores (digital/numérico) usados en el sistema eléctrico de potencia para detectar condiciones anormales o inseguras y actuar si es necesario. La principal función que cumple un relé de protección, es la de localizar rápidamente la falla y abrir el interruptor correspondiente para interrumpir la corriente que fluye dentro del elemento fallado, con el objetivo de minimizar los daños del equipo fallado y minimizar los efecto negativos al sistema eléctrico de potencia, tales como rechazos de carga, inestabilidad, etc. Los relés de protección reciben la información de los transformadores de, tensión y corriente, los cuales son capaces de discriminar entre una 22 condición normal y anormal. Cuando el relé detecta una condición anormal inicia una acción en cadena que puede culminar en el disparo por actuación de una protección, generalmente a través de contactos que se cierran o se abren y que, en forma directa o indirecta, habilitan circuitos de apertura de los interruptores. Características de los sistemas de protección: - Selectividad: Es la habilidad de separar la zona o equipo fallado, para la máxima continuidad del servicio eléctrico, con las desconexiones mínimas en el sistema. Confiabilidad: Es la habilidad del sistema de protección para realizar su función adecuadamente, cuando es requerida su actuación. Simplicidad: mínimo equipo de protección y mínimos circuitos asociados, para alcanzar los objetivos de protección. Sensibilidad: Detectar las condiciones de fallas por muy incipientes que sean. Velocidad: Detectar la anomalía lo más pronto posible. Economía: la máxima protección a un mínimo costo. Seguridad: la certeza de que actué en el momento que debe de actuar. 23 2.2.1.2. Interruptor de Potencia El interruptor de potencia es un dispositivo electromecánico cuya función principal es la de conectar y desconectar circuitos eléctricos bajo condiciones normales o de falla. Adicionalmente se debe considerar que los interruptores deben tener también la capacidad de efectuar recierres monofásicos o trifásicos, dependiendo del sistema donde esté ubicado. El medio de extinción del arco eléctrico que se forma en la cámara de extinción, debido a la apertura con corriente de carga o de falla, pueden ser: de aceite, aire comprimido, SF6 o vacío. 2.2.1.3. Transformador de Corriente (TC) Los transformadores de corriente (TC) son elementos de medición entre el sistema de potencia y los relés de protección. Tienen por función adaptar corriente elevadas a valores compatibles con los que corresponden al diseño de los relés de protección y de los instrumentos de medición. Básicamente constan de un devanado primario y de un devanado secundario, arrollados sobre un núcleo magnético, que puede ser cerrado o puede incluir un entrehierro. 24 Figura N° 1: a) Modelo circuital y b) Diagrama fasorial de un TC a) Modelo circuital de un TC b) Diagrama fasorial de un TC Fuente: Sistemas de Protección en Grandes Redes Eléctricas, González Sábato. PP 829 Del diagrama fasorial se puede plantear las siguientes ecuaciones en un modelo de TC en estado estacionario: E, = Is(Z, ± 4) t= I[ R5 + Rb +.1(4 + 4)] Es = Vs IsZb E5 —V5 =15Z5 Is(Rs jXs) 25 2,'=R,'+JeoL,' Z,=E,+JeoLs I lp V,' J01,1 hl IR, E, V, NI I N, 2.2.1.4. Transformador de Tensión (TT) Tipo Inductivo: es un transformador de tensión que consiste en un arrollamiento primario y un arrollamiento secundario, dispuestos sobre un núcleo magnético común. Figura N° 2: c) Modelo circultal y d) Diagrama fasorial de un rr c) Modelo circuital de un TT d) Diagrama fasorial de un TT Fuente: Sistemas de Protección en Grandes Redes Eléctricas, González Sabato. PP 853 Tipo Capacitivo: Los transformadores de tensión capacitivos se representan mediante un divisor capacitivo, pérdidas en el lado secundario e impedancia de carga, su principio de funcionamiento es 26 c, VI c, NV8 Iziti Rp pip --> ICI 4 Modelo circuital ~le f) Diagrama fasorial de un TT reducir las tensiones a valores manejables separando los instrumentos de medida, contadores y relés de protección del circuito de alta tensión. Figura N° 3: e) Modelo circuital y f) Diagrama fasorial de un TT e) Modelo circuital de un TT Fuente: Sistemas de Protección en Grandes Redes Eléctricas, González Sábato. PP 866 2.2.2. Protección de Líneas de Transmisión - Reiés de Distancia La protección de distancia es el esquema más empleado en la protección de las líneas de transmisión. El principio básico de operación de este tipo de protección consiste en calcular la impedancia entre el relé y el punto de falla, 27 a partir de los valores de la tensión y la corriente que circula a través de la línea de transmisión. Comparando los valores de la impedancia calculada con la impedancia de la línea de transmisión es posible estimar la ubicación de la falla, dado que la impedancia de la línea es directamente proporcional a su longitud. Si la impedancia calculada por el relé es menor o igual al valor de ajuste, el relé actúa, si no, solo actuará como respaldo de otra protección, una vez transcurrido un tiempo pre ajustado. La operación de la protección distancia lleva implícita una función direccional, esto con el fin de asegurar que el relé opere únicamente cuando haya una falla hacia delante de la línea protegida. Asimismo también puede operar cuando hay una falla hacia atrás de la línea pero como un respaldo de otra protección. Como se observa en la figura N° 4, el relé de distancia está conectado a una línea de transmisión a través de los transformadores de protección. Si una falla ocurre a una distancia nZL [O] desde el relé, dado que la tensión en el lugar de falla es: Va,. = O [V] 28 La tensión en el relé es: VR = IRn4 Entonces la impedancia que mide el relé es: VR JRflZL ZR = ‘"•= fi? flZ IR Figura N° 4: Conexión de un relé de distancia Fuente: Elaboración Propia 2.2.2.1. Lazos de Impedancia Un lazo de impedancia es la relación entre el voltaje y la corriente de falla, mediante la cual el relé determinará la impedancia existente desde su ubicación en el Sistema Eléctrico de Potencia hasta el punto en el que ocurre la falla. 29 Vb 7 Extremo Remoto Ubicación del reté o - Fuente Localización de la falla 4 ab 2.2.2.1.1. Unidades de fase Para el caso de fallas entre dos fases, los relés de distancia determinan la impedancia ZR, mediante la relación del voltaje de línea y la corriente de línea: VLL =— ILL Figura N° 5: Cálculo del lazo fase fase Fuente: Elaboración Propia Partiendo de la figura N° 5, para el caso de una falla bifásica entre las fases "bc" se tiene: zR = Ybc ibc Ec. 1 30 De donde: Vbc = Lc = —4 ZLb Por lo tanto: vbc = (lb — Ic) Vbc — Zi(lbc) 7 Vbc 7 ti? = —7 = 'be En base de la Ec. 1, se establecen los tres diferentes lazos de medición para una falla bifásica, considerando las tres fases existentes: Vab Z — Ec.2 R—ab Vbc r ,,.3 4—bc = " ibc ZR—ac = lictc Ec.4 2.2.2.1.2. Unidades de tierra Para el caso de fallas fase - tierra, la impedancia 4 se determina mediante 31 Tierra Ze lf=3Io Ubicación del relé 4 Va Localización de la falla Fuente Zlc Falla Monofásica Extremo Remoto la relación entre el voltaje y la corriente de fase, corregida generalmente mediante el factor de compensación ko, el cual considera el efecto del camino de retorno por tierra de la corriente de falla /f. a) Falla monofásica sin carga Para una falla monofásica sin carga en la fase "a": Figura N° 6: Cálculo del lazo fase - tierra sin carga Fuente: Elaboración Propia Se cumple Va = Val + Va2 + Va° = ial (Z1 + Z2 + ZO) 32 tal = 1a2 = ia0 ; Z1 = Z2 Va = Val Va2 Vao = ja0 (2Z1 ZO) Va (2zi+zo) — Ec. 5 3 Factorizando Z1 de la Ec. 5, podemos determinar el componente que afecta la impedancia vista desde el relé hasta el punto de falla: Va (2 Zo 1 Zo /a 3 3Zi 3 3Z1 Va= z 1 (1 + z° zi) 3z, A esta constante se le denomina "Coeficiente de Impedancia de tierra". ko 3Z1 Por lo tanto: Va = Z + k 1 o Es decir en fallas monofásicas el voltaje medido por el relé se ve incrementado /a ko veces. Por otra parte para que la impedancia de falla que 33 detecta el relé se iguale a la impedancia de secuencia positiva Z1, se debe restar a la corriente de fase el valor /a ko: ZR _ a = Va = Ec 6 rao.+ko) - A partir de la ecuación 6 se presentan los tres lazos de impedancia para fallas monofásicas sin carga: ZRa Va — = Ec. 7 /,(1+1(0) Z — vb Ec 8 R—b 1a(11-ko) Vc ZR_, = Ec.9 1,(1+ko) b) Falla monofásica con carga La ecuación 10 representa la medición de la impedancia que realiza el relé considerando la carga que la fase fallada puede aún abastecer: Va Z R —a = Ec. 10 4,-/ f ka 34 Figura N° 7: Cálculo del lazo fase - tierra con carga Ubleación del reté 4 Falla Monefásica 4-- le a Fuente Ze Tiene Fuente: Elaboración Propia En base a la figura N° 7, se cumple lo siguiente: Va = laZ1 ."-.3 Z1) V,= — (Z°3—:1)) Va = Zi(Ia — /fka) Ec. 11 Reemplazando la ecuación 11 en la ecuación 10, se tiene: Zi(la — Ifko) ZR ifko 35 En base a la ecuación 10 se presentan los tres lazos de impedancia existentes ante la presencia de una falla monofásica con carga: ZRa Va — = Ec. 12 4,--rf ko Z Vb —b = Ec 13 'b trco R Va ZR—c = Ec. 14 rc -rf ko 2.2.2.2. Zonas de protección La selección de los ajustes de alcance y de los tiempos de operación de cada zona medida, provee una correcta coordinación entre relés de distancia. Una protección de distancia básica consta de una protección Zona 1 direccional instantánea y una o más zonas temporizadas. Zona 1: los relés electromecánicos y estáticos tienen usualmente un alcance del 80% de la impedancia de la línea protegida para la Zona 1 en forma instantánea. En los relés digitales y numéricos se puede utilizar un ajuste de hasta el 85%. El margen que resulta del 15 - 20% es para asegurar que no hay riesgo de que la Zona 1 sobre-alcance la línea protegida debido a errores en los TC's y TV's. 36 Zona 2: el alcance del ajuste de la Zona 2 debe ser al menos del 120% de la impedancia de la línea protegida. Una práctica común es ajustar el alcance de la Zona 2 igual a la impedancia de la línea protegida más un 50% de la impedancia de la línea adyacente más corta, esto para evitar que la Zona 2 de la línea protegida no se extienda más allá del alcance de la Zona 1 de la protección de la línea adyacente. El tiempo de operación debe ser temporizado en el orden de los 200 -400 mseg. Zona 3: el alcance de la Zona 3 se debe ajustar en al menos 1.2 veces la suma de las impedancias de la línea protegida y de la línea adyacente más larga, con la finalidad de utilizarse como una protección de respaldo para fallas en las líneas adyacentes. El tiempo de operación se ajusta típicamente entre 650- 1000 mseg. Zona Reversa: se utiliza como respaldo para fallas en la barra local, aplicando un ajuste hacia atrás o no-direccional del orden del 25% del ajuste de la Zona 1. En algunos relés se ajusta como una zona adicional (Zona 4) o aplica para la Zona 3. 37 ‘W a W*mknNIIIkI,‘, tmt11,‘ N.:111;11I wwiallidért 1,54 P "; 14494 'eátc Figura N° 8: Característica típica de tiempo/distancia para la protección distancia Fuente: Protecciones Eléctricas, Renzo Tamasco. PP 26 2.2.2.3. Características de Operación del relé de distancia Existe una gran diversidad de características de operación de los relés de distancia en su representación en el plano complejo. Los relés de distancia más comunes son: Relé de distancia tipo impedancia: el relé tipo impedancia tiene un torque producido por la corriente que es balanceado con el torque de voltaje. La corriente produce una atracción en la dirección de operación (pick up) mientras que el voltaje produce un torque negativo (reset). 38 Relé de distancia tipo reactancia: el relé tipo reactancia tiene un elemento de sobrecorriente que desarrolla el torque positivo y una combinación de voltaje y corriente que se opone o añade a este torque dependiendo del ángulo de fase entre la corriente y el voltaje, por lo que se puede decir que es un relé de Sobrecorriente con restricción. Relé de Admitancla o Mho: su característica de operación es una combinación de un relé direccional con un relé de impedancia. Figura N° 9: Características del relé según su zona de protección Fuente: Protección de Líneas de Transmisión, Calce Humberto. PP 12 39 2.2.3. Parámetros Eléctricos en Líneas de Transmisión Una línea de transmisión es caracterizado por cuatro parámetros: resistencia serie (R) debido a la resistividad del conductor, conductancia serie (G) debido a las corrientes de fuga entre fases y tierra, inductancia serie (L) debido al campo magnético alrededor de los conductores y capacitancia serie (C) debido al campo eléctrico entre los conductores y conductores y tierra. Resistencia (R): la resistencia del conductor está afectada por 3 factores: frecuencia, espiral y temperatura. Cuando se transmite un flujo AC en un conductor, la distribución de la corriente no es uniforme en la sección transversal del conductor y la densidad de corriente es mayor en la superficie. Esto causa de la resistencia AC a ser algo mayor que la resistencia en DC. Este comportamiento es conocido como "Efecto Skin". Inductancia (L): la inductancia de la línea depende de los acoplamientos de flujo parciales dentro de la sección del conductor y el acoplamiento de los flujos externos. Capacitancia (C): la diferencia de potencial entre los conductores de una línea de transmisión hace que los conductores sean cargados, la carga por unidad de diferencial de potencial es la capacitancia entre conductores. 40 Conductancia (B): la conductancia en derivación representa las pérdidas por corrientes de fuga a lo largo de las cadenas de aisladores y el efecto corona. En las líneas de transmisión, su efecto es pequeño y por lo general se desprecia. 2.2.3.1. Inductancias propias y mutuas Las inductancias se presentan debido a los flujos mágneticos a los que un conductor es sometido, los mismos que se generan por la circulación de corriente por el conductor. El cálculo de las inductancias generalmente se divide en dos componentes: Figura N° 10: Flujo interno y externo de un conductor Fuente: Elaboración Propia Donde Li y Le son las autoinductancias del conductor debido a las 41 concatenaciones de flujo interno y externo, respectivamente. L = Li + Le [Hl Ec. 15 Considerando que D, = 0.779r (radio equivalente), donde r es el radio del conductor, se establece la ecuación básica de la inductancia propia por unidad de longitud: / = 2 x 10-7 (In () — ) Ec. 16 Ds Para los conductores compuestos el término Ds es conocido como el radio medio geométrico (RMG) del conductor. Figura N° 11: Conductor compuesto por 3 hilos Fuente: Elaboración Propia 42 De manera similar se establece la inductancia mutua por unidad de longitud entre conductores: int = 2 x 10-7 (In (1) —1) [11 Ec. 17 Donde Dm es la distancia media geométrica entre conductores. Como se observa, la inductancia por unidad de longitud de un conductor es función de la longitud total del conductor "s". 2.2.3.1.1. Efecto de retorno por tierra de una Línea de Transmisión El modelo de retorno por tierra, desarrollado por Carson, considera un conductor aéreo "a" paralelo a tierra, el mismo que conduce la corriente la con un retorno a través de un conductor ficticio "d" debajo de la superficie de la tierra. El conductor de retorno "d", se encuentra localizado a una distancia Dab bajo la línea aérea. 43 Figura N° 12: Modelo de retorno por tierra de Carson Fuente: Acoplamiento mutuo en los relés de distancia, Fonseca Antonio. PP 2 A partir del modelo de retorno por tierra de Carson, es posible establecer la ecuación de voltajes de la siguiente manera: Va = (Zad Zdd 24d)1 a= ;Ala [17] Ec. 18 Donde ZAA representa la impedancia total del circuito, cuyas componentes son impedancias primitivas, las cuales a su vez, están definidas por las siguientes expresiones: Zaa = ra + jwla [Id Zdd rb - Pad [L21 44 Zad = Miad [1] 711 Donde: ra= resistencia del conductor de la línea rd = resistencia del supuesto conductor que representa el efecto de retorno por tierra. co= frecuencia en rad/seg. La= Inductancia propia de la línea. Ld= Inductancia propia del conductor que representa el efecto de retorno por tierra. Lad= Inductancia mutua entre conductores. En base a las relaciones anteriores se sustituye en la ecuación 18, por lo que se tiene: ZAA = (ra rd ) + jw(l a + Id — 2Iad ) [1] Ec. 19 Aplicando las ecuaciones 16 y 17 en la ecuación 19, se obtiene: 2s la = 2 x 10-7 (In( ) m —1) [—I D 45 (2s )\ il /d = 2 x 10-7 ( in U3b ) [td br /ad = 2 x 10-7 (ln (2 D :2 — 1) [—II ab rn Si se suma estas relaciones se tiene: la + Id — 21ad = 2 x 10-7 (In (S)) [11 E20 DaDb Reemplazando la ecuación 20 en la ecuación 19, se obtiene la impedancia total del circuito: rn ZAA = (ra + ra ) + jw2 x 10-71n (S DaDd IL) [21 Ec. 21 Carson plantea que este fenómeno puede ser modelado por medio de un conductor de retorno con un RMG unitario, es decir Dd = 1, e implícitamente establece la relación De = D2 adlDd con lo cual se puede plantear la siguiente ' ecuación: ZAA= (ra ra ) + jw2 x 10 71n (&) Fi] Ec. 22 Da 46 Carson encontró que la resistencia de la tierra rd, es función de la frecuencia f y estableció la siguiente formula empírica: rd = x f x 10-7 [—a ] Ec. 23 Adicionalmente, Carson establece que la distancia De es una función de la resistividad de la tierra p y de la frecuencia f, definida por la siguiente relación: De = 658.68T, [in] Ec. 24 El valor de resistividad de tierra debe ser determinada mediante pruebas, si no existen datos, es práctica común utilizar un valor de 100 O.m (valor de resistividad de tierra húmeda promedio). Para la presente investigación se consideró el valor de 100 Orn, para todos los modelos de torres. 2.2.3.2. Circuitos Equivalentes para Líneas de Transmisión La representación por circuito de una línea de transmisión, sería mediante la conexión sucesiva de los parámetros eléctricos que la conforman: 47 Is Z=7.HR4jooL)1 la e V s VR z R jcoL y .= G jwC 2.2.3.2.1. Líneas de Transmisión Cortas Se consideran líneas cortas aquellas que tienen una longitud menor a 80 Km. En estas líneas la capacitancia puede ser despreciable y se pueden ser representadas por su impedancia serie. Figura N° 13: Circuito equivalente de impedancia serle Fuente: Elaboración Propia V5 III VR + IR (RCOS(0) Xsen(0)) Ec. 25 /R 5=••• /R Ec. 26 Donde: V5 Tensión de envío. VR Tensión de recepción. 48 RyX : Resistencia y Reactancia inductiva de la línea. 1s Corriente de envío. 1ÁR Corriente de recepción o de carga. 2.2.3.2.2. Líneas de Transmisión Media Se consideran líneas de longitud media a aquellas que están en el rango de 80 Km a 200 Km. Estas líneas pueden ser representadas por un circuito rr equivalente nominal. Figura N° 14: Circuito iT equivalente de una línea de transmisión Fuente: Power System Stability and Control, Kundur Prabha. PP 207 De la figura N° 14, se puede plantear la siguiente fórmula: Ec. 27 49 .i , 114.7 I"- ((I--; 1 1 I i. zdc I; i I 11 I- I dx 1, freR 1 Donde: Ze Impedancia total de la línea de transmisión. Ye : Admitancia total de la línea de transmisión. Vs e Is : Tensión y corriente de envío. VR .e Tensión y corriente de recepción. 2.2.3.2.3. Líneas de Transmisión Largas Se consideran líneas largas a aquellas que tienen más de 200 Km. Para este tipo de línea el efecto de los parámetros distribuidos son significativos. Alternativamente, estas pueden ser representadas por secciones en cascadas de líneas cortas, con cada sección representada por un circuito equivalente. Figura N° 15: Parámetros Distribuidos de una línea Fuente: Power System Stability and Control, Kundur Prabha. PP 202 50 De la figura N° 15, se pueden plantear las ecuaciones de tensión y corriente: 17s =17R cos(fix) + jZ,iR sen(ax) Ec. 28 = ilcos(fix) +1 sen(flx) Ec. 29 Recordar: z= f3 Ec. 30 y = a + fp Ec. 31 Donde: Impedancia característica [O] Constante de propagación Constante de atenuación [nepers/Km] Constante de fase [rad/Km] 2.3. Definiciones de térmicos básicos Acoplamiento mutuo: el acoplamiento mutuo es el concatenamiento de los flujos magnéticos internos y externos, que ocurre al paso de la corriente en los conductores de una línea de transmisión, entre fase-fase y fase-tierra de un mismo circuito o de un circuito paralelo. 51 Disparo Indeseado: el disparo indeseado no obedece a una falla real y puede ser el resultado de un sistema de protección mal ajustado o por problemas en los servicios auxiliares. En condiciones de alta carga, las pérdidas de líneas de transmisión pueden provocar problemas de estabilidad. Transposición de fases: Consiste en intercambiar de posición a los conductores en intervalos regulares a lo largo de la línea de transmisión con la finalidad de balancear las inductancias de cada fase-fase y fase-tierra. Parámetros Concentrados: Se considera que una línea de transmisión puede ser representada por parámetros concentrados cuando las dimensiones físicas de sus componentes (resistencia, inductancia, capacitancia y conductancia) son mucho menores que la longitud de onda de la energía transmitida por el circuito. Parámetros Distribuidos: Se considera que una línea de transmisión puede ser representada por parámetros distribuidos cuando las dimensiones físicas de sus componentes (resistencia, inductancia, capacitancia y conductancia) son comparables a la longitud de onda de la energía transmitida por el circuito. 52 2.4. Software de simulación DIgSILENT PowerFactory El ingreso de nuevas instalaciones en un sistema eléctrico de potencia, aumenta la complejidad de realizar cálculos manuales sobre los fenómenos eléctricos que ocurren dentro de ella; por lo que, la necesidad de obtener menor tiempo de cálculo ha venido evolucionando. Los programas actuales poseen varias herramientas de análisis que combinan criterios técnicos y económicos, además de considerar una interfaz gráfica que ayuda a comprenden el fenómeno analizado. El software Power Factory de la empresa DIgSILENT es una herramienta computacional de reconocimiento mundial, que contiene varios módulos que de acuerdo al campo de estudio se pueden seleccionar. De estos módulos se pueden mencionar los siguientes: flujos de potencia, cortocircuitos, protecciones, transitorios electromecánicos (RMS), transitorios electromagnéticos (EMT), análisis modal y armónicos, además de tener una herramienta adicional que se llama DIgSILENT PROGRAMMING LANGUAJE (DPL) por sus siglas en inglés. 2.4.1. DIgSILENT PROGRAMMING LANGUAJE El lenguaje de programación DPL (DIgSILENT PROGRAMMING 53 t 1 Database DPL Interna! Variables Internal Objects CornLDF Subl L 5ub2 Sub3 SetFilt Input Parameters External Objects General Selection Results Parameters LANGUAJE) ofrece una interfaz para tareas automáticas. Esta interfaz permite acceder a comandos y objetos que maneja DIgSILENT desde su base de datos, así como también acceder a funciones y variables creadas por el usuario. DPL aumenta el alcance del programa DIgSILENT permitiendo la creación de nuevas funciones de cálculo. Las funciones de cálculo son estructuras algorítmicas en las que se utilizan comandos de flujo como if - then - else, for y do - while. La estructura principal de un script DPL se muestra en la figura N° 16: Figura N° 16: Estructura de un comando DPL Fuente: Manual de usuario DIgSILENT, Capítulo 19. PP 330. 54 El objeto de comando DPL "ComDpf' es el elemento central que está conectando diferentes parámetros, variables u objetos a varias funciones o elementos internos, que luego obtienen resultados o cambios en los parámetros de dichos elementos. En las entradas del script del programa pueden ser predefinidos los parámetros, objetos del diagrama unifilar, ya sea de la base de datos o de un conjunto de elementos u objetos; los cuales son almacenados internamente y se denominan "Selección General". Esta información de entrada puede ser evaluada con la utilización de funciones y variables internas almacenadas en el código fuente. Algunos de los objetos -internos pueden ser usados y ejecutados como: Un comando de cálculo "Cong.& (Comando de Flujo de Potencia) o "ComSim" (Comando de Simulación), etc. especialmente definido con ciertas opciones de cálculo. Subrutinas también insertadas en el DPL. Conjunto de filtros para seleccionar generadores, líneas, barras, transformadores, etc., los mismos que pueden ser ejecutados durante la operación del código fuentes. Por lo tanto, un script DPL ejecuta una serie de operaciones e inicializa el cálculo de otras funciones. Este siempre se comunica con la base de datos y 55 almacena la nueva configuración, parámetros o resultados directamente en la base de datos de objetos. Al final de la ejecución del script DPL, pueden ser exportados los resultados o los parámetros de los elementos pueden ser cambiados, de acuerdo a la necesidad o requerimientos del usuario. En el caso de manejar comandos de DIgSILENT dentro de la aplicación DPL cada una de las variables pueden ser modificadas. Por ejemplo, en el cálculo de un cortocircuito "ComShc" (Comando de Cortocircuito), se puede modificar a través del código fuente la localización de la falla, el tipo de falla, la resistencia de falla y el método de cortocircuito en el que se simulará, tan solo conociendo el nombre de la variable. Los reportes que genera DIgSILENT en cada uno de sus análisis a través de la ventana de salida pueden ser exportados en archivos de textos (.txt) a través de DPL. Cabe señalar que la ubicación del comando DPL dependerá del objetivo de la aplicación ya que este puede localizarse dentro de un proyecto, caso de estudio o perfil de usuario. En el anexo 4, se muestra el código fuente del script utilizado para el cálculo de la distancia de falla para una falla trifásica al 80% de la línea de transmisión. 56 III. VARIABLES E HIPÓTESIS 3.1. Definición de variables 3.1.1. Variable independiente (VI) Representación de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca — Chimbote 1. 3.1.2. Variable dependiente (VD) Mejorar los ajustes del sistema de protección de distancia de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca - Chimbote 1. 3.2. Definición conceptual de variables Representación de líneas de transmisión: las líneas de transmisión se pueden clasificar según su longitud, como líneas cortas que son menores a 80 Km, líneas medias aquellas que están entre 80 y 200 Km y líneas largas aquellas que son mayores a 200 Km. Al conocer la longitud de la línea, éstas se pueden representar por modelos matemáticos que consideran impedancias serie, circuitos equivalentes u o parámetros distribuidos. 57 Ajustes del sistema de protección de distancia: ajustar la protección significa definir los límites o umbrales de su característica de operación para detectar las fallas, las condiciones anormales del sistema y las condiciones indeseadas de los equipos. 3.3. Operacionalización de las variables En la Tabla N° 3 se muestran las definiciones operacionales de las variables, con sus dimensiones e indicadores: Tabla N° 3: Variables, Dimensiones e Indicadores Variables Dimensiones Indicadores 1. Variable Independiente Representación de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca - Chimbote 1. Zonas de protección de los relés de distancia. La impedancia de falla vista por el relé de distancia en el modelo completo de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca - Chimbote 1. La variación de las resistencias de fallas a tierra en el modelo completo de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca - Chimbote 1. 2. Variable Dependiente Mejorar los ajustes del sistema de protección de distancia. Zonasde protección dereactancia. los relés de distancia. Ajuste adecuado del alcance de la Ajuste adecuado del alcance resistivo. Fuente: Elaboración propia 58 3.4. Hipótesis general e hipótesis específica 3.4.1. Hipótesis general La representación de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca - Chimbote 1 con un modelo completo contribuirá en mejorar los ajustes del sistema de protección de distancia. 3.4.2. Hipótesis específicas La impedancia de falla vista por el relé de distancia en el modelo completo de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca - Chimbote 1 contribuirá en mejorar los ajustes del sistema de protección de distancia adecuando el alcance de la reactancia. La variación de las resistencias de fallas a tierra en el modelo completo de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca - Chimbote 1 contribuirá en mejorar los ajustes del sistema de protección de distancia adecuando el alcance resistivo. 59 IV. METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN 4.1. Tipo de investigación El tipo de investigación utilizada corresponde al tipo analítica explicativa. 4.2. Diseño de la investigación 4.2.1. Nivel de investigación Este trabajo de investigación se enmarca dentro del nivel descriptivo, explicativo y correlacionado, porque las características que presentan las variables permiten confrontar las hipótesis de la investigación con la realidad. 4.2.2. Método de la investigación La presente investigación está basada en los métodos y procedimientos inductivo, deductivo y analítico. 60 4.2.3. Diseño de la investigación El diseño adecuado para esta investigación es de tipo correlacional - causal, pues se representarán las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca - Chimbote 1 considerando los acoplamientos mutuos entre los circuitos paralelos y propios, modelando los diferentes tipos de torres de transmisión, modelando los conductores de fases y cable de guarda y realizando las transposiciones de fases en los tramos que correspondan con la finalidad de mejorar los ajustes del sistema de protección de distancia simulando diferentes tipos de fallas (trifásicas, bifásicas aisladas, bifásicas a tierra, monofásica y monofásicas a tierra) para observar el grado de relación con la variable dependiente el ajuste adecuado del alcance resistivo y el alcance de la reactancia. 4.3. Población y muestra de la investigación 4.3.1. Población Las líneas de transmisión del sistema eléctrico peruano. 61 4.3.2. Muestra Las tres (3) líneas de transmisión del sistema Huallanca — Chimbote 1 en 138 kV de ETENORTE. 4.4. Técnicas e instrumentos de recolección de datos No se requieren técnicas e instrumentos de recolección de datos, pues toda la información ha sido tomada de la base de datos de la empresa ETENORTE S.R.L. 4.5. Procedimiento de recolección de datos La técnica para la recolección de datos es la denominada técnica de investigación bibliográfica o fuentes secundarias. Se recopiló las características técnicas de las líneas de transmisión (datos de conductores, tipos de torres, transposiciones, planillas y perfil de ruta), esta información es de propiedad de la empresa ETENORTE S.R.L. Adicionalmente, la revisión de libros técnicos, publicaciones, manuales de usuarios y tesis contribuyeron a obtener información coherente y ordenada. 62 4.6. Procedimiento estadístico y análisis de datos El procesamiento de los datos de la presente investigación se realizó de acuerdo al siguiente procedimiento: > Se utilizaron tablas para ordenar y procesar posteriormente la información. > Los resultados obtenidos luego del procesamiento de la información, se graficaron y tabularon con la finalidad de interpretarlos y obtener conclusiones. 4.7. Técnica para la contrastación de las hipótesis La prueba de las hipótesis se llevó a cabo utilizando el programa DIgSILENT POWERFACTORY y el módulo de programación DIgSILENT PROGRAMMING LANGUAJE "DPL". 63 V. RESULTADOS 5.1. Presentación de la metodología utilizada 5.1.1. Consideraciones generales para el modelo simple y modelo completo de las líneas de transmisión La instalación eléctrica en investigación, son las líneas de transmisión con denominación L-1103, L-1104 y L-1105 que conecta a la S.E. Huallanca y la S.E. Chimbote 1. La S.E. Huallanca se ubica a una altitud de 1,400 m.s.n.m. y la S.E. Chimbote 1 se ubica a una altitud de 102 m.s.n.m., ambas en el departamento de Ancash y forman parte de la concesión de la empresa ETENORTE S.R.L. Estas líneas de transmisión atraviesan diferentes tipos de altitudes, llegando a su punto más alto en el poblado de Tocanca a unos 4,700 m.s.n.m. aproximadamente. Para evaluar la actuación del sistema de protección del enlace Huallanca - Chimbote 1, fue necesario compatibilizar los modelos eléctricos simples y completos. Esta comparación de los modelos se realizó representando las líneas de transmisión por tramos, estos tramos tienen importancia más en el modelo completo que en el modelo simple. 64 Tipo de TC Parámetros de precisión Potencia Aparente (VA) Clase de Precisión Factor Límite de Precisión Tipo de Conexión Relación de transformación 25 VA Clase 10P20 IEC-Pot. Aparente 25 10 20 Y TAP Primario: 600 A TAP Secundario: 5 A Los equipos de protección asociados a las líneas de transmisión L-1103, L- 1104 y L-1105, que fueron representados en ambos modelos (simple y completo), se describen a continuación: 5.1.1.1. Transformador de Corriente Para la medición de la corriente de cortocircuito en los modelos de las líneas de transmisión, se modeló el siguiente transformador de corriente en ambas celdas de la línea de transmisión. Tabla N°4: Modelo de TC L-1103, L-1104 y L-1105 Fuente: ETENORTE S.R.L. 5.1.1.2. Transformador de Tensión Para la medición de la tensión en los modelos de las líneas de transmisión, se modeló un transformador de tensión ideal en cada celda de las líneas de 65 transmisión, con lo siguientés TAP's: Tabla N°5: Relación de transformación TT L-1103, L-1104 y L-1105 TAP Primario TAP Secundario TAP Secundario (L-L) 1 {L-L) Huallanca 1(L-L) Chimbote 1 138000 110 Voltios 115 Yn Yn Yn Conexión Fuente: Elaboración Propia 5.1.1.3. Ajustes del relé de distancia UR-D60 S.E. Huallanca En el lado de la S.E. Huallanca, las líneas de transmisión L-1103, L-1104 y L- 1105 tienen instalados relés de distancia de las siguientes características: Tabla N° 6: Datos generales del relé UR-D60 Tipo Fabricante DISTANCIA Uprim [kV] Fases 138 RSTN GENERAL ELECTRIC Modelo Versión Tecnología D60-D00-HCH-F8A-H6H-M6D-P6C Usec [V] Isec [Amp] Frecuencia [Hz] 115 5 60 2.9X NUMÉRICA Fuente: COES AECP 2014 Los ajustes de los módulos de fases y tierra fueron utilizados para cada celda de las líneas de transmisión L-1103, L-1104 y L-1105 en la S.E. Huallanca. 66 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Ajustes Fases Dirección Shape ZP (0) QRB (0) QLB (0) T (s) Zona 1 Forward MHO 35.1 0.00 Forward MI-10 52.7 0.50 Forward MHO 74.6 1.00 Reverse MHO 87.8 3.00 Tabla N° 7: Ajustes de fases del relé de distancia UR-D60 Fuente: COES AECP 2014 Tabla N° 8: Ajustes de tierra del relé de distancia UR-D60 Ajustes Tierra Zonal Zona 2 Forward Zona 3 Forward Zona 4 Reverse Zona 5 - Dirección Forward Shape QUAD ZP (0) 35.1 QUAD 52.7 QUAD 74.6 QUAD 87.8 - - QRB (0) 55.0 QLB (0) 40.0 97.0 40.0 97.0 40.0 97.0 40.0 - - Angle (°) Nom Homog T (s) 0.00 0.50 1.00 3.00 - Fuente: COES AECP 2014 5.1.1.4. Ajustes del relé de distancia 7SA522 S.E. Chimbote 1 En el lado de la S.E. Chimbote 1, las líneas de transmisión L-1103, L-1104 y L-1105 tienen instalados relés de distancia de las siguientes características: 67 Tabla N° 9: Datos generales del relé 7SA522 Tipo DISTANCIA Uprim [IN] 138 Fabricante SIEMENS Fases RSTN Modelo 7SA52215DB224QR4 Usec [V] 110 Versión Tecnología VO4.34.03 NUMÉRICA Isec [Amp] Frecuencia [Hz] 5 60 Fuente: AECP 2014 Los ajustes de los módulos de fases fueron utilizados para cada celda de las líneas de transmisión L-1103, L-1104 y L-1105 en la S.E. Chimbote 1. Tabla N° 10: Ajustes de fases del relé de distancia 7SA522 Ajustes Dirección Zonal (Quad) Forward Zona 2 (Quad) Forward Zona 3 (Quad) Forward Zona 1B (Quad) Forward Zona de Reversa Z4 Reverse Zona de Arranque Z5 F/R X(Ü) 30.26 48.37 61.10 61.10 61.10 67.00 X(-) (0) 67.00 R (0) 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 55.00 RE (0) 81.00 81.00 81.00 81.00 81.00 89.00 T (s) 0.00 0.40 1.00 0.00 2.00 Inf Fuente: AECP 2014 5.1.2. Consideraciones para representar el modelo simple de las líneas de transmisión Huallanca - Chimbote 1 5.1.2.1. Parámetros eléctricos de las líneas de transmisión 68 040 3101,111201n .0012:10S, 30641195 A 752715 3015:26 deo balf SOR~. RO ZWO SOR Rudas oD arerfal ERA E— . ~Rudo Effith Feote.. Mple L3E. Dr,' Wel liew VOCAEC Shatetut C. PectOsut MISI ShatOzul 61361 DC 4~ Ores FIM541~ Eillardeon Galy atkid F l'irm Gos Octs~ Ocan RÉI Oot, Citas Stdep esaaal (~7~1NA lo, OMS Type Select Prcrtt type — TT: (Typtire) lie: PrOeci • T. TYI» ITYPT~ Imre Geernelry lype (TypGeol I Pinte type ~o vos *d aterí act.) Po. 5. lepeánte. 21 05a451 POS Sea kivednal. Molo 75.1077~ k,, 14110.11,1,3 It Lumed p— Daleb~ %une 0— Une Para representar las líneas de transmisión L-1103, L-1104 y L-1105 en el software DIgSILENT POWER FACTORY, se utilizó la opción "Tipo Línea" y parámetros concentrados "Lumped Parameter (PI)" en cada t'amo, según se indica en las tablas N° 12, 13 y 14 Parámetros Eléctricos". A continuación se muestra la ventana de edición para una línea de transmisión: Figura N° 17: Ventana de edición tipo de linea Fuente: Software DIgSILENT Además, se consideraron los siguientes datos de secuencia 1, 2 y O, para el modelo de las líneas: 69 Tabla N° 11: Parámetros eléctricos L-1103 Parámetros R (20* C) Ohm/Km) 0.12139 de secuencia X 13 (Ohm/Km) (pS/Km) 0.48 3.393 1,2 G (pS/Km) 0 RO (Ohm/Km) 0.292955 Parámetros de XO (Ohm/Km) 1.584792 secuencia BO (pS/Km) 1.63 O GO (pSIKm); 0 Tramo 1 Tramo 2 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 3 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 4 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 O Tramo 5 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 6 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 7 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 8 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 9 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 10 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 11 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 12 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 13 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 14 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 15 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 16 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 17 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Tramo 18 0.12139 0.48 3.393 0 0.292955 1.584792 1.63 0 Fuente: Elaboración Propia Tabla N° 12: Parámetros eléctricos L-1104 Parámetros R (20° C) (Ohm/Km) 0.121298 de secuencia 1, 2 X e G (Ohm/Km) (pS/Km) (pS/Km) 0.48 3.393 0 Parámetros de secuencia RO XO BO (Ohm/Mm) (Ohm/Km) (pS/Km) 0.295445 1.598118 1.63 O GO (pS/Km) 0 Tramo 1 Tramo 2 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 3 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 4 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 5 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 6 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 7 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 8 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 9 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 70 Parámetros R (20° C) (Ohm(Km) 0.121298 X (Ohm/Km) de secuencia 1, 2 8 G (pSIKm) i(pS/Km) RO (Ohm/Km) Parámetros de XO (Ohm/Km) secuencia 0 BO GO (pS/Km) (pS/Km) Tramo 10 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 11 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 12 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 13 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 14 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 15 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 16 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 17 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Tramo 18 0.121298 0.48 3.393 0 0.295445 1.598118 1.63 0 Fuente: Elaboración Propia Tabla N° 13: Parámetros eléctricos L-1105 Parámetros R (20° C) Ohm/Km) 0.120646 X (Ohm/Km) 0.48 de secuencia 8 (pS/Km) 3.393 1, 2 G (pS/Km) 0 Parámetros de secuencia 0 RO XO BO GO (Ohm/Km) (Ohm/Km) (pS/Km) (pS/Km) Tramo 1 0.2913362 1.575456 1.63 Tramo 2 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 3 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 4 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 5 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 6 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 7 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 8 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 9 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 10 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 11 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 12 0.120646 0.48 3.393 0 0.29133621.575456 1.63 0 Tramo 13 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 14 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 15 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 16 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 17 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Tramo 18 0.120646 0.48 3.393 0 0.2913362 1.575456 1.63 0 Fuente: Elaboración propia 71 5.1.3. Consideraciones para representar el modelo completo de las líneas de transmisión Huallanca - Chimbote 1 Para representar las líneas de transmisión L-1103, L-1104 y L-1105 en un modelo eléctrico completo fue necesario analizar la planimetría, identificar los modelos de estructuras y tipos de conductores que utilizan estas líneas. En el Anexo 2, se observa el recorrido de las líneas desde su inicio (S.E. Huallanca) hasta su llegada (S.E. Chimbote 1). A continuación, se detalla los tramos identificados en el recorrido de las líneas: Tabla N°14: Datos técnicos de las líneas L-1103, L-1104 y L-1105 T ramos Tramo 1 Detalle L-1103 Longitud (Km) 1.3 Tipo de Estructura C eta e ll L-1104L//L-1105 Longitud (Km) Tipo de Estructura 1.3 E Tramo 2 1.81 C 1.81 C Tramo 3 1.55 C 1.55 E Tramo 4 1.66 C 1.66 C Tramo 5 Inicio CG 2.76 A 2.76 E Tramo 6 0.63 B Inicio CG 0.63 D Tramo 7 1.46 B 1.46 D Tramo 8 1era Transp 6.02 B 1era Transp 6.02 ECG Tramo 9 2.44 B 2.44 ECG Tramo 10 2.98 B 2.98 D Tramo 11 2.7 B 2.7 ECG Tramo 12 2.11 B 2.11 D Tramo 13 Fin CG 3.22 B Fin CG 3.22 ECG Tramo 14 0.43 A 0.43 E Tramo 15 2.66 A 2.66 C 72 Tramo 16 2da Transp 11.42 A 2da Transp 11.42 E Cambio L-1103//L-1104 L-1105 Tramo 17 3era Transp 29 E 3era Transp 29 A Tramo 18 9.01 E 9.01 A Total (Km) 83.16 83.16 Fuente: Elaboración propia 5.1.3.1. Modelamiento de Torres Los tipos de estructuras que fueron modelados en la representación completa de las líneas de transmisión se presentan en el anexo 3. Asimismo, para representar las líneas de transmisión con un modelo completo se ha utilizado la opción "Tipo Torre", parámetros concentrados "Lumped Parameter (P1)" y la altura media entre vano y vano, calculada por la siguiente fórmula: h = VTower (Vrower Vmin) Ec. 32 Es necesario precisar que el acoplamiento mutuo de las líneas de transmisión, se realizó a lo largo de todas las líneas con la opción "Line Couplings" del DIgSILENT. En la figura N° 18 se puede observar que se ha modelado en el tramo 9, torres con cables de guarda y transposición de fases. 73 E Lunped Pernmeter (N) O DePated Percate Une Couplings - Red Etenorte LC Tramo 9.11mTow -1" Rau< Date Eta-Sinizeon Deeeree Name ILC Trtem 9 Route ±i±j n Qi cif Service NUITIXt té debeed Une brema p-2 Gemela: Eerth Wrey: filLd >61/E1 G1/E2 Type PceroGehear1zado3/8" NELSag o. o. Gl/E3 ApeoGelverizado3/8" o. Gl/E4 AperoGnivertmeln3/8" O. Pokety Type TypCon Tneepoiban. Phneng Terrenal1 ACSR-HEN 0. AC-B I • Terrnind I PZSR-HEN o. AC43 Temible! I PCSR-HEN 13•AC G1/C3 1-1103j• Figura N°18: Acoplamiento mutuo entre los tramos L-1103-6 y L-1104-5 y transposición de fases Fuente: Software DIgSILENT 5.1.3.2. Características Técnicas de los conductores Las líneas de transmisión L-1103, L-1104 y L-1105, están compuestas por diferentes tipos de conductores. A continuación se presentan sus características técnicas para su modelamiento: 74 Tabla N° 15: Datos Técnicos de los conductores Nombre del cable Tensión Nominal (kV) ACSR HEN 138 AAAC DARIEN 138 AAAC 405MCM 138 Cable guarda 138 Corriente Nominal (Amp) 418 418 418 418 Número de Sub-conductores 1 1 1 1 Modelo del Conductor Tubular Sólido Sólido Sólido Resistencia Eléctrica a 20 °C (Q/Km) 0.116 0.118 0.1202 0.05 Resistencia Eléctrica a 80 °C (Q/Km) 0.126 0.126 0.126 0.126 Radio Medio Geométrico (mm) 9.266 8.251 8.333 3.456 Diámetro Externo (mm) 22.42 21.8 21.7 9.52 Diámetro Interno (mm) 9.61 -- - Fuente: ETENORTE S.R.L. 5.2. Presentación de resultados A continuación se presentan las impedancias vistas desde la S.E. Huallanca y la S.E. Chimbote 1 de los cortocircuitos simulados en Zona 1 de las líneas de transmisión: a) Cortocircuito 30: Cortocircuito Trifásico, b) Cortocircuito 20: Cortocircuito Bifásico, c) Cortocircuito Bifásico 20 Rf=5 0: Cortocircuito Bifásico con resistencia de falla de 5 Ohm, d) Cortocircuito Bifásico 20 Rf=10 O: Cortocircuito Bifásico con resistencia de falla de 10 Ohm, e) Cortocircuito 104: Cortocircuito Monofásico, f) Cortocircuito Monofásico 104 Rf=20 0: Cortocircuito Monofásico con resistencia de falla de 20 Ohm, g) Cortocircuito Monofásico 104 Rf=50 O: Cortocircuito Monofásico con resistencia de falla de 50 Ohm: sin acoplamiento mutuo y con acoplamiento mutuo. 75 Tabla N° 16: Impedancia vista por el relé D60 en L-1103 S.E. Huallanca Tipos de fallas Sin R acople X Z Impedancia Con R acople X vista Z D60 %R Variación %X %Z Cortocircuito 30 8.1 32.0 33.0 7.7 32.1 33.0 -5.3% 0.4% 0.1% Cortocircuito 20 8.1 32.0 33.0 7.8 31.8 32.7 -3.3% -0.7% -0.8% Cortocircuito 20 Rf=5 0 16.9 30.8 35.1 16.7 30.6 34.8 -1.1% -0.7% -0.8% Cortocircuito 20 Rf=10 () 25.3 29.5 38.9 25.2 29.3 38.6 -0.5% -0.7% -03% Cortocircuito 104 8.0 32.1 33.1 7.4 30.5 31.3 4.6% -5.0% -5.2% Cortocircuito 10-t Rf=20 O 50.9 24.6 56.5 48.1 23.7 53.6 -5.4% -3.5% -5.1% Cortocircuito 104 Rf=50 1) 100.6 12.4 101.4 95.7 13.3 96.6 -4.8% 6.5% 4.7% Fuente: Elaboración propia Tabla N° 17: Impedancia vista por el relé D60 en L-1104 S.E. Huallanca Tipos de fallas Si. R acople X 2 Impedancia Con R acople X vista 060 Z %R nació.. %X %Z Cortocircuito 30 8.1 32.0 33.0 7.8 33.3 34.2 -3.9% 4.1% 3.6% Cortocircuito 20 8.1 32.0 33.0 7.9 32.9 33.9 -3.2% 2.9% 2.5% Cortocircuito 20 16.9 30.8 35.1 16.9 31.7 36.0 0.2% 3.1% 2.4% Cortocircuito 20 Rf=10 n 25.3 29.5 38.9 25.7 30.5 39.8 1.3% 3.3% 2.4% Cortocircuito 104 8.1 32.2 33.2 7.4 333 34.1 -8.8% 3.5% 2.8% Cortocircuito 10-1 Rf=20 f) 50.9 241 56.6 51.5 26.7 58.0 1.2% 8.1% 2.6% Cortocircuito 104 Rf=50 o 100.7 123 1014 1028 16.1 104.0 2.1% 28.7% 26% Fuente: Elaboración propia 76 Tabla N° 18: Impedancia vista por el relé 7SA522 en L-1105 S.E. Chimbote 1 Si. R acople X Z Impedancia Con R vista acople X 7SA522 Z %R riacián %X 012 Tipos de fallas Cortocircuito 30 8.1 32.0 33.0 7.91 32.76 33.70 -2.0% 2.3% 2.1% Cortocircuito 20 8.1 32.0 33.0 7.94 31.85 32.82 -1.6% -0.5% -0.6% Cortocircuito 20 Rf=5 O 17.9 33.2 37.7 17.43 32.93 37.26 -2.5% -0.9% -1.3% Cortocircuito 20 Rf=10 O 28.1 34.7 44.6 27/9 3421 43.76 -2.8% -14% -20% Cortocircuito 104 8.1 31.8 32.9 7.74 31.49 32.43 4.3% -1.1% -1.3% Cortocircuito 1CD-t Rf=20 n 72.2 40.2 82.6 75.63 39.43 85.29 4.8% -1.9% 3.2% Cortocircuito 10-t i Rf=50 O 2045. 746 217.6 ' 219.97 72/3 231.53 76% -3/% 64% Fuente: Elaboración propia 5.3. Análisis e interpretación de resultados 5.3.1. Impedancia vista para fallas fase-fase zona 1 En la tabla hl° 19 se muestran los porcentajes de error de las fallas simuladas del tipo fase-fase al 80% de la línea protegida, vista desde la S.E. Huallanca y la S.E. Chimbote 1. 77 Tabla N° 19: Porcentaje de error para fallas fase-fase Zona 1 Huallanca Chimbote 1 Errorí % Cises IFSW-Fiiil EFETW-Ftisil L-1103 L-1103 -0.55% -1.90% F/S L-1104 -1.09% -1.98% F/S L-1105 -0.04% -1.87% L-1104 L-1104 2.75% -0.47% F/S L-1103 2.23% -0.59% F/S L-1105 3.15% L-1105 L-1105 2.83% -0.44% F/S L-1103 2.77% -0.55% F/S L-1104 3.20% -0.23% Fuente: Elaboración propia El error porcentual obtenido desde la S.E. Huallanca, al comparar el modelo simple y el modelo completo en los diferentes escenarios, no es significativo, pues el error varía entre -1.09% y 3.2%. El error porcentual obtenido desde la S.E. Chimbote 1, al comparar ambos modelos en los diferentes escenarios, tampoco representa una desviación considerable, pues el error varía entre -1.98% y -0.23%. En los siguientes gráficos, se presentan las impedancias vistas por el relé de distancia comparando ambos modelos en el plano R-X. La impedancia vista desde la S.E. Huallanca en la línea L-1103 y la impedancia vista desde la S.E. Chimbote 1 en la línea L-1105. 78 Gráfico N° 1: impedanclas vistas desde S.E. Huallanca en L-1103 Fuente: Elaboración propia 79 loro Eictavrick 9.0000 una ick C1115113882ub 0.81L-1105 7SA522 Cortocirctalo V: Con acopie Corlocircurlo-28: Con acople Cortochruito-2P k. Con acople Cortadrruelo 28_8: Con acople CortockeultnErSon aoeple Cortocircuito 28: Si acople Dedocimulto-2, k Si acople Ccclocircuiten: Si acople oJAI- e. allretie 400- aa"ccole 3 a E -510 -4.03 -3.00 -200 -1.00 -1DO - -3.0D- 200 »O 4410 5 7.00 8.00 á 1~ 1 Mb ~lit Gráfico N°2: impedanclas vistas desde la S.E. Chimbote 1 en L-1105 Fuente: Elaboración propia 5.3.2. Impedancia vista para fallas fase-tierra zona 1 En la tabla N° 20 se muestra el resumen de los porcentajes de error comparando el modelo completo y simple para fallas fase-tierra, vistas desde la S.E. Huallanca y la S.E. Chimbote 1. 80 Tabla N° 20: Porcentaje de error para fallas fase-tierra Zona 1 Huallanca Chimbote 1 aastis~ IFaTe-tTief-ina. IFaTálTierail L-1103 L-1103 -4.97% 3.12% F/S L-1104 -9.26% 7.81% F/S L-1105 -3.16% -0.10% L-1104 1.71104 2.64% 2.40% F/S L-1103 -1.20% 6.08% F/S L-1105 2.92% 0.59% L-1105 L-1105 -5.67% 2.78% F/S L-1103 -5.28% F/S L-1104 -6.55% 0.94% Fuente: Elaboración propia El error porcentual obtenido desde la S.E. Huallanca, al comparar ambos modelos en los diferentes escenarios, presenta una desviación negativa mayor al -5% en algunos casos, que se traduce como un sobre-alcance en la impedancia vista por el relé de distancia. Por otro lado, el error porcentual obtenido desde la S.E. Chimbote 1, al comparar ambos modelos, presenta una desviación positiva en algunos escenarios, llegando a valores de 7.81%, que se traduce como un sobre- alcance en la impedancia vista por el relé de distancia. En los gráficos N° 3 y N° 4, se presentan las impedancias vistas por el relé de distancia comparando ambos modelos en el plano R-X. La impedancia 81 vista desde la S.E. Huallanca en la línea L-1103 y la impedancia vista desde la S.E. Chimbote 1 en la línea L-1103. Gráfico N°3: impedanclas vistas desde S.E. Huallanca en L-1103 con L- 1104 fuera de servicio HUALLI3are CHI CPAJ 11050 L-1103 • • [tramito 1F: Con cape • ~muno 1F &Con acople • Cateektueclrlk Con limpie • Catodnadlo-1 n'e acepe • ConverwerIF A:Sin sore • Optccircultojek Sin seo* :r33 .rhalt ckunefiek Fuente: Elaboración propia 82 11.0- t o B.OD 9.011 11.0 12.0 110 14.0 1 1611 17.0 18.0 lo 1911 4.00 - 011/81381(16 0.41L-1103 7SASD Fuente: Elaboración propia Cerlocirailo_19:C89 sale 1111000.100 =Yak =la, =091 COCICCIratlo-11:50 socple Codockutlo-19 A: Sr acople Orbektotb_1193: gin isxple Gráfico N°4: Impedanclas vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1103 con L-1105 fuera de servicio 5.3.3. Impedancia vista para fallas fase-fase zona 2 En la tabla N° 21 se muestran los porcentajes de error de las fallas simuladas del tipo fase-fase al 120% de la línea protegida, vista desde la S.E. Huallanca y la S.E. Chimbote 1. 83 Tabla N° 21: Porcentaje de error para fallas fase-fase Zona 2 Huallanca Chimbote 1 Casos Fase-Fase Fase-Fase L-1103 L-1103 -0.83% -1.26% F/S L-1104 -1.97% -1.93% F/S L-1105 0.10% -0.92% L-1104 L-1104 1.80% 2.55% F/S L-1103 0.51% 0.06% F/S L-1105 2.76% 1.84% L-1105 L-1105 2.63% 2.59% F/S L-1103 2.75% 3.04% F/S L-1104 3.58% 3.35% Fuente: Elaboración propia El error porcentual obtenido desde la S.E. Huallanca y la S.E. Chimbote 1, no es significativo, pues no supera el 3.58%. Este resultado es coherente, debido a que el modelo geométrico es para las líneas de transmisión L-1103, L-1104 y L-1105 y el acoplamiento mutuo no debería afectar el cálculo de la impedancia vista en zona 2. En los gráficos N° 5 y N° 6, se puede observar que las impedancias del modelo acoplado y el modelo sin acoplar, no varían significativamente al representarlas en el plano R-X. 84 DO 400 -7.00 400 -Si' 00 2.00 3.00 4.00 5. 6.00 7/0 810 9.00 1 0 11.0 • ) Gráfico N° 5: Impedanclas vistas desde S.E. Huallanca en L-1103 — HUALL13Nne 0.11_CPA 119360 L-1103 Corlocircutlo 3F: Con acople Cortodrculto-2F: Con acople Corlocircuito-2F A: Con acople Cortoacuito-2r13: Con acople CortocincurtnrSin acople Cortocirarilo-2F: Sin acople Cortodrcullo-2F A: Sin acople Cortocircurinre: Sin acople 6.0000 pri.Olentlick 6.0000 OnnaTitk Fuente: Elaboración propia 85 • • • • 9.0000 pri.Ohm/Tick 9.0000 ~rock Cortocircuito 3F: Con acople Corlocircurto.:2F: Con acople Costodrcurto 2F A: Con acople Cortocircuto-2F-B: Con acopie Contatizt0-3ErSin acople Cortocircuito-2F: Sin acople Cortocircuito-2F k. Sin acople Cottocknot0E-13: Sin acople — CtilM13131Cub_0.90_-1105 759522 -4.00 -3.00 -2.00 -1.00 -1.00 -2.00 -3.00 -4.00 7.00 8.00 9.00 0 Nazi 35 Gráfico N°6: Impedanclas vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1105 Fuente: Elaboración propia 5.3.4. Impedancia vista para fallas fase-tierra zona 2 En la siguiente tabla se muestra los porcentajes de error de las fallas simuladas del tipo fase-tierra en zona 2, vistas desde la S.E. Huallanca y la S.E. Chimbote 1. Se puede mencionar que, el error porcentual obtenido desde la S.E. Huallanca, para fallas fase-tierra en zona 2, presenta una desviación positiva 86 de hasta 11.87%, que se traduce como un sobre-alcance en la impedancia calculada por el relé. Del mismo modo, el error obtenido desde la S.E. Chimbote 1, para fallas fase-tierra en zona 2, presenta una desviación de -1.25% hasta 12.38% en algunos casos. Esta variación en el cálculo de la impedancia produce un sobre-alcance en el relé de distancia. Tabla N° 22: Porcentaje de error para fallas fase-tlerra Zona 2 Huallanca Chimbote 1 Error (%) Casos Fase-Tierra Fase-Tierra L-1103 L-1103 8.18% 12.38% F/S L-1104 1.42% 7.69% F/S L-1105 3.69% 4.84% L-1104 L-1104 11.87% -0.92% F/S L-1103 5.65% 10.74% F/S L-1105 7.49% 8.12% L-1105 L-1105 8.98% -0.70% F/S L-1103 415% -1.25% F/S L-1104 6.71% 0.50% Fuente: Elaboración propia 87 10.0000 priOhmakk 110000 Ohm/Ock Cortmaculb_IF: Con anon* conocircutto_1: Cal acople Cortocircuito B: Con acqhe Catocircuito 1F7Sin acople ConotittunCIES Sin acople Cortocircuito o: Sin acopie HUALL13ENne CPA 19.060 L-1103 7.00 6.00 'SI kit -9.00 4.00 -7.00 4 -4.00 -3E0 -2110 -1.00 1 " .0 1;.0 6.00 7. 8.00 910 Los gráficos N° 7 y N° 8 muestran las impedancias en el plano R-X. Gráfico N°7: Impedancias vistas desde S.E. Huallanca en L-1103 con L- 1104 fuera de servicio Fuente: Elaboración propia 88 008.007.006.005. It .003.002.00128 _ -2.00 -- -3.00 -6.00 — Gráfico N° 8: impedanclas vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1105 con L-1103 fuera de servicio — CHIM13431Cub_OIN.-1105 7SA522 Cortocircuito 1F: Con acople Cortocircuito-1F A: Con acople Cortocircuito-1F-13: Con acople Cortocircub-1rSin acople Cortocircuito-1F A: Sin acople Cortocircuiter_B: Sin acople 9.0000 pri.Oluntrick 9.0000 Ohrn/Tick Fuente: Elaboración propia 5.3.5. Impedancia vista para fallas fase-fase zona 3 En la tabla N° 23 se muestran los porcentajes de error para fallas del tipo fase-fase al 120% de la línea protegida más la impedancia de la línea adyacente, vistas desde la S.E. Huallanca y la S.E. Chimbote 1. 89 Tabla N° 23: Porcentaje de error para fallas fase-fase Zona 3 Huallanca Chimbote 1 Error (%) Casos Fase-Fase Fase-Fase L-1103 L-1103 -0.88% -1.31% F/S L-1104 -2.00% -1.94% F/S L-1105 0.07% -0.96% • L-1104 L-1104 1.75% 0.97% F/S L-1103 0.45% 0.01% F/S L-1105 2.72% 1.81% L-1105 L-1105 2.56% 2.55% F/S L-1103 2.67% 2.99% F/S L-1104 3.56% 3.33% Fuente: Elaboración propia Gráfico N°9: Impedancias vistas desde S.E. Huallanca en L-1104 — HUALL1381he CHI_CPA 121060 L-1104 Cortocirciato 3F: Con acople Coltociraoto-2F: Con nie Corta:bruno 2F A: Con acople Coilocircurto—n: Con acople CoitocircuitcnrSin a000le Corkocircurto-2F: Sin acople Cortodrasto-2F A Sin acople Cortocircuito:2F". Sin acopie 6.0000 piChrarTick 6.0000 OtemiTick Fuente: Elaboración propia 90 - 11.0 -1 ;1z1 la, cr ére ebre •Zlith) -4.00 - Cortocircuito 3F: Con acople Carbeircurto-2F: Co., ande Garbeando-2F k Con acode Codocireuito:2F-B: Con acode Cobro:acuito 3FrSrn acople Cortocircuito-2F: Sin acople Cnittllit0-2F k Sin acople Cortocircurto-2F-13 Sin acople $91.000012vrblk e — CH1M1381Cub 0.61-1104 7SA522 0 111.0 110 Gráfico N° 10: impedancias vistas desde S.E. Chimbote 1 en L- 1104 con L-1103 fuera de servicio Fuente: Elaboración propia El error porcentual obtenido para fallas fase-fase desde la S.E. Huallanca varía entre -2% a 3.56%, este resultado concuerda con los anteriores resultados del mismo tipo de falla en la zona 1 y en la zona 2. Similarmente, el error porcentual obtenido para fallas fase-fase desde la S.E. Chimbote 1 varía de -1.94% a 3.33%, no representando diferencias considerables al comparar ambos modelos. 91 Huallanca Chimbote 1 5.3.6. Impedancia vista para fallas fase-tierra zona 3 En la siguiente tabla se observan el porcentaje de error para fallas del tipo fase-tierra simuladas en zona 3. Tabla N° 24: Porcentaje de error para fallas fase-tierra Zona 3 Casos Fase-Tierra Fase-Tierra L-1103 L-1103 7.45% 12.13% F/S L-1104 1.04% 7.57% F/S L-1105 3.35% 4.65% L-1104 L-1104 11.11% 16.67% F/S L-1103 4.08% 10.67% F/S L-1105 7.10% 7.96% L-1105 L-1105 8.62% -0.87% F/S L-1103 4.01% -1.37% F/S L-1104 6.62% 0.43% Fuente: Elaboración propia Para el extremo de la S.E. Huallanca, el error porcentual de la zona 3 se incrementa en comparación a la zona 1 y zona 2, pues varía de 1.04% a 11.11%, este resultado representa un sobre-alcance en el relé de distancia. Para el extremo de la S.E. Chimbote 1, el error porcentual varía de -1.37% a 16.67%, que se traduce como un sobre-alcance en el relé de distancias, además de representa la mayor desviación en comparación a las demás 92 1" sino; loo Loo am aw .0 11 Cortocimato 1r: Con acople Corbacircuito-1F A: Con acople Cortociranto-1F—B: Con acopie Catocircurto-1FTSin acople Cortociranto-1F k Sin acople Corlocircurter13: Sin acople 70.0000 pri.Ohrnflick 70.0000 Ohm/Tick — HUALL13ENne CHI_CPA 11030 L-1103 -3.00 — zonas de protección en "Forward" (Zona 1 y Zona 2). Los gráficos N° 11 y N° 12 muestran las impedancias en el plano R-X comparando el modelo acoplado y el modelo desacoplado. Gráfico N° 11: Impedancias vistas desde S.E. Huallanca en L-1103 con L-1104 fuera de servicio Fuente: Elaboración propia 93 ab 1 Oen iscolo Ineep1e F01/ 14.0 13.0 - 12.0- 11.0 - 9.00 8.00j 7.00: 6.00: 19.0 18.0 17.0 16.0 LY171 03.013.09.00) .01.020304.0 .0607.080913 21.02113.042 Cortocircuito 1R Con acople Cortocircuito-1F A: Con acople Cortocircuito-19-B: Con acople Cortocircu1975in acople Cortocircuito-1F A: Sin acople Cortocircuito-19-6: Sin acople _ _ 30.0000 pri.Olvntridc 30.0300 Ottmrlitk -zoo - -aoo -400: CHIM1381Cub_0.81-1105 794472 .44,03024010 Gráfico N° 12: Impedanclas vistas desde S.E. Chlmbote 1 en L-1104 con L-1103 fuera de servicio Fuente: Elaboración propia 5.3.7. Impedancia vista para fallas fase-fase zona Reversa En la tabla N° 25 se muestran los porcentajes de error para fallas del tipo fase-fase al 40% de la línea posterior a la S.E. Huallanca y la S.E. Chimbote 1. 94 7.00 -1Í.0 -13.0 -12.0 -11 0 40 4.60 -710 40 -570 -4.00 -3110 Eirt t31 -6.00 -7.00 CorLotinuálo 3F. Con sempie Corbacircuibr2F: Con acople cortocircuito-2F A- Con acople Codocircuilo-n: Co, acopan Cortocircusto-317Sit *copie Cortocircuito-2F: ecop$ • C•flOchriito-2F A: Sr. acopie Conocirclito 2F-13. Sin cumple 1.q.• r 'i=mr HUALL13011no C4I_CPA_1111)60 L-1103 Tabla N° 25: Porcentaje de error para fallas fase-fase Zona Reversa Huallanca Chimbote 1 ~Error")~ ~aloa FálétFai IFigi"-Faal L-1103 L-1103 -1.70% -1.46% F/S L-1104 -2.24% -227% F/S L-1105 -1.16% -0.55% L-1104 L-1104 0.53% 1.18% F/S L-1103 -0.69% -0.19% F/S L-1105 1.56% 2.09% L-1105 L-1105 2.16% 1.93% PIS L-1103 2.31% 1.95% F/S L-1104 3.03% 3.27% Fuente: Elaboración propia Gráfico N° 13: Impedancias vistas desde S.E. Huallanca en L-1103 Zona Reversa Fuente: Elaboración propia 95 Gráfico N° 14: impedancias vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1104 con L-1103 FS Fuente: Elaboración propia El error porcentual obtenido para fallas fase-fase desde la S.E. Huallanca en zona reversa varía entre -2.24% a 3.03% y desde la S.E. Chimbote 1 varía entre -2.27% a 3.27%, estas desviaciones no representan un alto riesgo en la confiabilidad del sistema de protección de distancia, pues las impedancias obtenidas al comparar ambos modelos coinciden en el plano R-X. 96 lá r iittaimbael Con.mph lllll ii•F B.O -17.0 -16.0 1 .0 -14.0 -13.0 -12.0 -11.0 -1 .0 -9.00 -7.00 -6.00 O -1.00 -3.00 -ZOO -1.00 • Can «a» Ss frab ti ample 5.3.8. Impedancia vista para fallas fase-tierra zona Reversa Del mismo modo, las gráficas obtenidas para las fallas simuladas al 40% de la línea posterior de la S.E. Chimbote 1 y S.E. Huallanca, nos muestran que las impedancias son muy cercanas en el plano R-X y el error porcentual de estás, no son considerables. Gráfico N° 15: impedanclas vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1103 con L-1104 ES CH1311381Cub 0.414-1103 7SA572 Cartticircialo 1F: Cori Cortocircuito-1F * Con acople Cadociráto-14-13: Con acople :* ystodoútt-1flin acople Cortockailo-16 k Sin ao401e Coriocircuito_16-13: Sin acople 15_0000 pri.0199/1911 15.0000 OhmiTick Fuente: Elaboración propia 97 USiF E.Italtoo ConecoPle 50.0000 pri.Ohmflick 50.0000 OhinfTick Cortocircuito_IF: Con acople Cortocircuito 1F_A: Con acople Cortocircuito3F_B: Con acople Cortocircuilo_IF: Sin acople Cortocircuito 1F_A: Sin acople Cortocircuito:1F_B: Sin acople HUAL11381Ine CHISPA_1311:430 1-1105 0 -9.00 -8.00 -7.00 -8.00 5 -4.00 -3.00 -2.00 -1 00 nl Calmo. 1 --Zoo Failaa IP 3.00 4 Gráfico N° 16: impedancias vistas desde S.E. Chimbote 1 en L-1105 con L-1104 FS Fuente: Elaboración propia 98 VI. DISCUSIÓN DE RESULTADOS 6.1. Contrastación de hipótesis con los resultados Para la hipótesis si la impedancia de falla vista por el relé de distancia en el modelo completo de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca — Chimbote 1 contribuye en mejorar los ajustes del sistema de protección de distancia adecuando el alcance de la reactancia, los resultados nos muestran que para las fallas fase-fase, la diferencia de la impedancia vista desde la S.E. Huallanca y la S.E. Chimbote 1, para las zonas 1, 2, 3 y reversa son menores al 5%, pero para las fallas fase-tierra, el error porcentual en zona 1 llega hasta 7%, en zona 2 hasta 12.38%, en zona 3 hasta 16.67% y en zona reversa hasta 7%. Para la hipótesis si la variación de las resistencias de fallas a tierra en el modelo completo de las líneas de transmisión de 138 kV Huallanca — Chimbote 1 contribuiría en mejorar los ajustes del sistema de protección de distancia adecuando el alcance resistivo, los resultados nos muestran que para las fallas a tierra con resistencia de falla de hasta 20 Ohm, las impedancias de ambos modelos son coincidentes en el plano R-X, pero para las fallas con resistencia de falla superior a 20 Ohm, la diferencia de las impedancias se incrementan considerablemente en el modelo 99 completo de las líneas de transmisión. c) Es decir, que al comparar las impedancias obtenidas de las simulaciones de fallas del tipo fase-fase en el plano R-X son coincidentes. Pero al comparar el modelo completo con el modelo simple para las fallas fase- tierra muestran una desviación considerable, que en la mayoría de casos se traduce como un sobre-alcance a la impedancia detectada por el relé de distancia. 6.2. Contrastación de resultados con otros estudios similares 1. En el estudio denominado "Efecto de la Inducción Electromagnética de Circuitos Paralelos en la Operación de las Protecciones Eléctricas. Aplicación a la barra de 138 kV de la S.E. Machala" realizado por Edwin Wladimir Quisilema Carrera de la Escuela Técnica Nacional de Quito — Ecuador, se concluye que en una línea de transmisión paralela, los acoplamientos entre redes de secuencia y entre circuitos paralelos presentes en la matriz de impedancias ZABc y en la matriz de coeficientes de potencial de Maxwell P - ABC, afectan directamente en la operación de las protecciones eléctricas. Por esa razón, es necesario realizar un estudio detallado incluyendo estos acoplamientos para así definir el ajuste correcto de las protecciones. 100 En el estudio "Ajuste y Coordinación de Protecciones de Distancia y Sobrecorriente para Líneas de Transmisión que comparten el mismo derecho de vía", de Adriel Nájera Guevara, precisa que los relés de distancia que protegen contra fallas de fase a tierra en líneas de transmisión y con presencia de acoplamiento mutuo, pueden tener problemas de sobre-alcance o sub-alcance, dependiendo del flujo de corriente de la línea sin falla y de la línea con falla. En la investigación denominada "Efecto del Acoplamiento Mutuo en los Relés de Distancia de Líneas de Transmisión", de Antonio Fonseca A., además de realizar simulaciones en una línea de transmisión de 200 Km sin transposiciones, define que el ajuste de las constantes de compensación por el retorno por tierra k0 y por efecto mutuo, afectan directamente en la determinación de la impedancia de falla vista por el relé de distancia, por tal razón esas constantes se deben determinar mediante simulaciones y deben ser verificadas en campo por medio de mediciones de parámetros de líneas. 101 VII. CONCLUSIONES Al comparar ambos modelos eléctricos de las líneas de transmisión del enlace Huallanca — Chimbote 1, se puede concluir que para las simulaciones de fallas del tipo fase-fase ambos modelos son válidos, ya que los resultados de las impedancias obtenidas en zona 1, 2, 3 y reversa guardan coherencia entre sí y el error porcentual es menor al 5%. Sin embargo, al comparar los modelos eléctricos de las líneas de transmisión para las simulaciones de fallas del tipo fase-tierra, se puede concluir que en la mayoría de casos se presenta sobre-alcance en la impedancia vista por el relé de distancia en ambos extremos en las zonas de protección 1, 2 y 3; esto se debe a que la resistencia de falla distorsiona el cálculo de la impedancia vista por el relé de distancia. Los resultados presentados en la tabla N° 21, muestran que el error porcentual para las fallas fase-tierra simuladas al 80% (Zona 1) de la S.E. Huallanca es mayor a -5%, estos resultados producto de los diferentes escenarios simulados se traducen como un sobre-alcance al comparar ambos modelos eléctricos de las líneas de transmisión. Por otro lado, el error porcentual para las fallas fase-tierra simuladas al 80% (Zona 1) de 102 la S.E. Chimbote 1 es superior a 7.8%, este incremento de la impedancia se debe principalmente a la presencia del cable de guarda, que desde el punto de vista constructivo se ubica entre el kilómetro 6.32 hasta el kilómetro 30.64 de la S.E. Huallanca. La representación de las líneas de transmisión Huallanca - Chimbote 1 con un modelo completo, que toma en cuenta los acoplamientos mutuos, la distribución geométrica de los conductores y la transposición de sus fases, contribuye a obtener un ajuste adecuado del alcance de la reactancia para la zona 1, al incrementar el ajuste en el relé de distancia UR-D60 de la S.E: Huallanca, de 3.51 ohm secundarios a 3.6 ohm secundarios, para detectar en zona 1 las fallas monofásicas a tierra con resistencias de fallas de hasta 20 ohm. La representación de las líneas de transmisión Huallanca - Chimbote 1 con un modelo completo, que toma en cuenta los acoplamientos mutuos, la distribución geométrica de los conductores y la transposición de sus fases, contribuye a obtener un ajuste adecuado del alcance resistivo para la zona 1, al incrementar el ajuste en el relé de distancia 7SA522 de la S.E. Chimbote 1, de 2.894 ohm secundarios a 3.1 ohm secundarios, para detectar en zona 1 las fallas monofásicas a tierra sin resistencia de falla principalmente para las fallas del tipo fase-tierra. 103 VIII. RECOMENDACIONES En vista que el acoplamiento mutuo en las líneas de transmisión, distorsionan el cálculo de la impedancia de falla vista por el relé de distancia, se recomienda que los análisis eléctricos para determinar un ajuste adecuado en el relé de distancia, se realicen tomando en cuenta la disposición geométrica de los conductores, la transposición de sus fases y el acoplamiento mutuo entre conductores y cable de guarda. Se recomienda implementar una lógica de control que modifique los ajustes del relé de distancia de las líneas de transmisión L-1103, L-1104 y L-1105, cuando una de las líneas se encuentre desconectada de la red de transmisión, ya que la impedancia equivalente de estas líneas de transmisión se modifican. Se recomienda mantener los alcances de la zona 2, zona 3 y zona reversa, principalmente por el tiempo de coordinamiento y traslapamiento entre los relés existentes en subestaciones frontera a la S.E. Huallanca y la S.E. Chimbote 1. Se recomienda implementar el esquema POTT por sus siglas en inglés (Permisive Overreach Transfer Trip), ya que en la mayoría de 104 simulaciones se verifica sobre-alcance en la impedancia vista por el relé de distancia en zona 1. 5. Se recomienda realizar estudios similares para aquellas instalaciones que sean de 2 a más líneas de transmisión en paralelo, además de realizar el modelamiento sin transposición de fases, con la finalidad de validar y verificar que el acoplamiento mutuo distorsiona la impedancia vista por el relé de distancia. 105 IX. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Adriel Nájera Guevara. 2012. Ajuste y Coordinación de Protecciones de Distancia y Sobrecorriente para Líneas de Transmisión que comparten el mismo derecho de vía. México DF: Instituto Politécnico Nacional, 2012. Edwin Wladimir Quisilema Carrera. 2013. Efecto de la Inducción Electromagnética de Circuitos Paralelos en la Operación de las Protecciones Eléctricas. Aplicación a la barra de 138 kV de la S/E Machala. Quito: Escuela Politécnica Nacional. 2013. Prabha Kundur. 1994. Power System Stability and Control. California: McGraw-Hill, pp. 199-216. 1994. Paul M. Anderson. 1978. Analysis of Faulted Power System. lowa: First Edition, The lowa State University Press, pp. 71-145. 1978. Samuel Ramírez Castaño. 2010. Protección de Sistemas Eléctricos. Manizales: Primera Edición. Universidad Nacional de Colombia. 2010. Turan Ganen. 1988. Electric Power Transmission System Engineering. California: John Wiley & Sons, pp. 66-137. 1988. C. Rusell Mason. 1956. The Art and Science of Protective Relaying. California: John Wiley & Sons first edition.1956. J. Lewis Blackburn and Thomas J. Domini 2006. Protective Relaying Principies and Applications. Th