UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS · 2013-05-30 · ibiza 2 analisis, estudio de los ajustes...

PROYECTO FIN DE CARRERA

ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES

EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL

SISTEMA ELECTRICO DE IBIZA –

FORMENTERA (RdT, RdD y GENERACIÓN)

PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUAL DE

COORDINACIÓN DE LOS EQUIPOS DE

PROTECCIÓN.

EL AUTOR DEL PROYECTO: JUAN BENITO ELVIRA

JUNIO DE 2013

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL SUPERIOR

ANALISIS, ESTUDIO DE LOS AJUSTES EXISTENTES DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DE

IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUALDE COORDINACIÓN DE

LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.



1. MEMORIA






ÍNDICE

1.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ........................... 1

1.1.1 OBJETO ................................................................................................................................... 1

1.1.1 PROPIEDAD ............................................................................................................................ 1

1.1.2 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD ................................................................................... 1

1.1.3 AUTOR DEL PROYECTO..................................................................................................... 2

1.1.4 REGLAMENTACIÓN Y DISPOSICIONES OFICIALES Y PARTICULARES. ............. 2

1.1.5 INTRODUCCIÓN. .................................................................................................................. 3

1.1.6 ESTADO DE LA CUESTIÓN........................................................ 6

1.1.7 MOTIVACIÓN. .............................................................................. 7

1.2 COMPOSICION DEL SISTEMA. ................................................. 8

1.2.1 TORRENT. ............................................................................................................................... 9

1.2.2 SANTA EULALIA. ................................................................................................................ 10

1.2.3 SAN ANTONIO. .................................................................................................................... 11

1.2.4 BOSSA. ................................................................................................................................... 12

1.2.5 IBIZA 23 ................................................................................................................................. 13

1.2.6 IBIZA 4 ................................................................................................................................... 14

1.2.7 IBIZA 5 ................................................................................................................................... 16

1.2.8 SAN JORGE. .......................................................................................................................... 17

1.2.9 FORMENTERA. .................................................................................................................... 18

1.2 CORTOCIRCUITOS .................................................................... 19

1.2.1 BREVE INTRODUCCIÓN A LOS CORTOCIRCUITOS. ................................................ 19

1.2.1 CORTOCIRCUITO TRIFASICO. ....................................................................................... 22

1.2.2 CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO A TIERRA. ............................................................. 25

1


IBIZA – FORMENTERA (RDT, RDD Y GENERACIÓN) PARA EVALUAR EL ESTADO ACTUAL DE COORDINACIÓN

DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN.



1.2.3 CORTOCIRCUITO BIFASICO. .......................................................................................... 28

1.2.4 CORTOCIRCUITO BIFASICO A TIERRA....................................................................... 30

1.2 FUNCION 67 N ............................................................................ 32

1.2.1 CRITERIOS DE AJUSTE DE LA FUNCIÓN 67 N............................................................ 32

1.2.2 COORDINACIÓN ENTRE FUNCIONES 67 N .................................................................. 33

1.3 FUNCION 21 ................................................................................ 34

1.3.1 CRITERIOS DE AJUSTE DEL LA FUNCIÓN 21 ............................................................. 36

1.3.2 COORDINACIÓN ENTRE FUNCIONES 21 ..................................................................... 36

1.4 ESTUDIO DEL RELÉ UTILIZADO. ......................................... 37

1.4.1 PROTECCION DE DISTANCIA. ........................................................................................ 37

1.4.1.1 SEÑALES DE ENTRADA DEL ESQUEMA LÓGICO. ........................................................ 41

1.4.1.2 SEÑALES DE SALIDA DEL ESQUEMA LÓGICO. ............................................................. 42

1.4.1.3 ESQUEMA LÓGICO GENERAL. .......................................................................................... 43

1.4.1.4 PARAMETROS DE AJUSTE DE LA PROTECCIÓN. ......................................................... 48

1.4.1.5 SEÑALES DE ENTRADA PARA EL ESQUEMA DE COMUNICACIÓN DE LA

PROTECCIÓN DE DISTANCIA. .............................................................................................................. 51

1.4.1.6 SEÑALES DE SALIDA PARA EL ESQUEMA DE COMUNICACIÓN DE LA

PROTECCIÓN DE DISTANCIA. .............................................................................................................. 52

1.4.1.7 ESQUEMAS DE COMUNICACIÓN DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA. ................. 53

1.4.2 PROTECCION INSTANTANEA NO-DIRECCIONAL DE

SOBRECORRIENTE (IOC). ............................................................................................................. 55

1.4.2.1 PARAMETROS DE AJUSTE DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE. .............. 56

1.4.2.2 ESQUEMA LÓGICO DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE. ........................... 56

1.4.3 PROTECCION TEMPORIZADA NO-DIRECCIONAL DE

SOBRECORRIENTE (TOC). ............................................................................................................ 59

1.4.3.1 PARAMETROS DE AJUSTE DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE. .............. 61


1.4.4 PROTECCION RETARDADA DE SOBRECORRIENTE RESIDUAL

(TEF). 64

1.4.4.1 PARAMETROS DE AJUSTE DE LA PROTECCIÓN RETARDADA DE

SOBRECORRIENTE RESIDUAL (TEF). ................................................................................................ 66


2






1






1.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO

1.1.1 OBJETO

El presente Proyecto se elabora con el objetivo de llevar a cabo un análisis

exhaustivo del funcionamiento y coordinación de los equipos de protección que

forman el sistema eléctrico de Ibiza-Formentera. Las áreas que serán objeto de

estudio serán las de Red de Transporte, Red de Distribución y Generación.

1.1.1 PROPIEDAD

La Red objeto del proyecto es propiedad de la empresa Red Eléctrica de

España con domicilio: Paseo del Conde de los Gaitanes, 177, 28109 Alcobendas

(Madrid).

1.1.2 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD

El estudio se orientará hacia un análisis de las protecciones que están

actualmente instaladas y todo lo relativo a sus ajustes y coordinación para cada una

de las áreas de las que está compuesto dicho sistema eléctrico.

2






1.1.3 AUTOR DEL PROYECTO

El autor del presente proyecto es el Ingeniero Superior Industrial, D. Juan

Benito Elvira, con domicilio para notificaciones en Plaza de José Antonio 1,

Navalperal de Pinares de la provincia de Ávila.

1.1.4 REGLAMENTACIÓN Y DISPOSICIONES

OFICIALES Y PARTICULARES.

Para la elaboración de este estudio se han tenido en cuenta los siguientes

Reglamentos, Ordenanzas y Disposiciones:

Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en

Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación(MIERAT),

promulgado por el Real Decreto nº 3275/1982 de 12 de noviembre BOE nº 288 de 1

de diciembre de 1982 especialmente las instrucciones técnicas:

ITC 01: Terminología

ITC 02: Normas de obligado cumplimiento y hojas interpretativas

ITC 04: Tensiones nominales

ITC 06: Aparatos de maniobra de circuitos

ITC 07: Transformadores y autotransformadores de potencia

ITC 08: Transformadores de medida y protección

ITC 09: Protecciones

ITC 11: Instalaciones de acumuladores

ITC 12: Aislamiento

ITC 13: Instalaciones de puesta a tierra

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ITC 14: Instalaciones eléctricas de interior

ITC 20: Anteproyectos y proyectos

- Procedimientos de Operación de REE.

- Normas UNE y recomendaciones UNESA.

- Ordenanzas municipales del ayuntamiento donde se ejecuta la obra.

1.1.5 INTRODUCCIÓN.

Considerando que cualquier elemento perteneciente a la Red de Transporte

y/o Distribución puede fallar, es inimaginable poner en funcionamiento un sistema

de potencia, sin que tenga una protección adecuada. Las condiciones anormales,

originan cambios en las magnitudes de voltaje, corriente y frecuencia, respecto a los

valores permisibles. Así, los cortocircuitos encierran un considerable aumento de la

corriente, al igual, que una gran caída de tensión.

Las altas corrientes, se asocian con dos problemas en las líneas y aparatos que

deben soportarlas: El primero corresponde a los esfuerzos dinámicos producidos por

las fuerzas magnéticas y el otro, a los sobrecalentamientos producidos por disipación

de energía. Las caídas de voltaje, afectan la operación en paralelo tanto de los

generadores como del sistema completo.

La protección es un seguro de vida que se compra para el sistema de potencia

a un costo extremadamente bajo, de manera que su comparación con los costes que

se pueden originar por cualquier suceso anómalo en la red, es ridícula. Debido a la

necesidad que se deriva de esta y otras razones se establece la obligación de proteger

el sistema eléctrico.

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Para proteger todo sistema eléctrico se establece un proceso de protección que

puede resumirse en tres etapas, a saber:

- Detectar corrientes y/o tensiones. (Medición).

- Analizar si esos valores son o no perjudiciales al sistema. (Lógica).

- Si son perjudiciales, desconectar la parte de la falta en el menor tiempo

posible. (Acción).

Dicho proceso de Protección tiene como principal objetivo el equilibrio de

todos los parámetros que se consideran requisitos de todo sistema de protección.

Dichos requisitos se pueden resumir en 3 principales:

Fiabilidad:

Actuar en cualquier momento que se necesite, esto es, siempre que ocurra la

falta para la cual se diseñó. La protección contra cortocircuito, por ejemplo, debe

discriminar entre corrientes de sobrecarga y corrientes de cortocircuito.

Para obtener buena fiabilidad, es fundamental realizar un adecuado

mantenimiento preventivo, para ello, el apartado debe ser sencillo, facilitando de esta

manera su revisión.

Adicionalmente, deben ser capaces de discriminar las cantidades que

describen la falta. Para ello se acostumbra definir factores de sensibilidad.

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Rapidez:

Actuar tan pronto como sea posible, o sea, actuar antes que las cantidades de

falta (voltajes o corrientes) hayan dañado los aparatos a proteger. El tiempo total de

operación se da como:

Selectividad:

La protección de un sector solo debe actuar, en caso de falta en ese sector.

Para facilitar el análisis de la selectividad, se acostumbra a dividir el sistema en

zonas.

El auténtico esplendor de todo proyecto de protección, se basa en un

equilibrio de los tres parámetros de ajuste en el sistema de protección del sistema

eléctrico.

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1.1.6 ESTADO DE LA CUESTIÓN.

El sistema extra peninsular que forman las islas de Ibiza y Formentera cuenta

con un sistema de protecciones, el cual será el objeto de estudio en este proyecto.

Dicho sistema de protecciones se somete a un proceso de análisis para poder

determinar los posibles cambios que fuesen necesarios en el sistema de ajuste de los

propios equipos que componen el sistema.

La figura mostrada a continuación refleja el estado actual del sistema

eléctrico de Ibiza y Formentera:

7






1.1.7 MOTIVACIÓN.

Con el principal objetivo del análisis y evaluación de la coordinación de los

equipos que componen la Red de Transporte y Distribución del Subsistema

compuesto por Ibiza y Formentera se realiza este proyecto que pretende estudiar la

situación actual de los ajustes de los equipos de protección existentes, de manera que

en caso de que existiesen irregularidades en el ajuste actual se pudiesen determinar

los cambios que se estimen necesarios.

8






1.2 COMPOSICION DEL SISTEMA.

El sistema se compone de 9 subestaciones, las cuales se encuentran situadas

entre las 2 islas donde se encuentra situado el sistema. Las subestaciones de las que

se compone el sistema son:

- Torrent

- Santa Eulalia

- San Antonio

- Bossa

- Ibiza 23

- Ibiza 4

- Ibiza 5

- San Jorge

- Formentera

Cada subestación puede estar compuesta por diferentes niveles de tensión y

de diferentes esquemas de estructuración.

A continuación se realiza una explicación mas estructurada de la composición

de las subestaciones de las que se compone el sistema:

9






1.2.1 TORRENT.

10






1.2.2 SANTA EULALIA.

11






1.2.3 SAN ANTONIO.

12






1.2.4 BOSSA.

13






1.2.5 IBIZA 23

14






1.2.6 IBIZA 4

15






16






1.2.7 IBIZA 5

17






1.2.8 SAN JORGE.

18






1.2.9 FORMENTERA.

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1.2 CORTOCIRCUITOS

1.2.1 BREVE INTRODUCCIÓN A LOS

CORTOCIRCUITOS.

Analizar cualquier fallo simétrico se puede llevar a cabo utilizando el método

de la matriz de impedancia o método de Thevenin. El Teorema de Fontescue sugiere

que cualquier falta desequilibrada puede ser resuelta en tres componentes

independientes simétricas que difieren en la secuencia de fase. Estas componentes

consisten en una secuencia positiva, secuencia negativa y una secuencia cero.

Las componentes de la secuencia positiva son iguales en magnitud y están

desfasados uno de otro en 120 º con la misma secuencia que las fases originales. Las

corrientes de la secuencia positiva y sus voltajes siguen el mismo orden que la fuente

original. Esta secuencia también se llama el "abc" secuencia y por lo general denota

por el símbolo "+" o "1".

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La secuencia negativa tiene componentes que son también iguales en magnitud y se

desfasan uno de otro en 120 º similares a los componentes de secuencia positiva. Sin

embargo, tiene una secuencia de fase opuesta a la del sistema original. La secuencia

negativa se identifica como el sistema "ACB" y va denotado generalmente por el

símbolo "-" o "2".

En la secuencia homopolar o cero, las componentes consisten en tres fasores

que son iguales en magnitud como antes, pero con un desfase cero. Las componentes

de estos fasores están en fase entre sí. Bajo una condición de falla asimétrica, esta

secuencia simboliza la electricidad residual en el sistema en términos de tensiones y

corrientes en el suelo o en el cable de neutro.

Esto ocurre cuando las corrientes de tierra vuelven al sistema de alimentación

a través de cualquier punto de conexión a tierra en el sistema eléctrico. En este tipo

de fallos, las componentes positivas y negativas también están presentes. Esta

secuencia es conocida por el símbolo "0".

21






Se cumple que:

Definiendo “a” como:

Se obtiene que:

Transformandolo a forma matricial, se obtiene:

Debido a que los cálculos se realizan con el software de calculo Cape. Se describen a

continuación el cálculo de los cortocircuitos que se realizan para la obtención de los

datos necesarios.

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1.2.1 CORTOCIRCUITO TRIFASICO.

Por definición, una falta trifásica es una falta simétrica. A pesar de que es una

de las menos frecuentes es una de las más peligrosas. Algunas de las características

de una falta trifásica son una falta de corriente muy grande y por lo general un nivel

de tensión igual a cero en el lugar donde tiene lugar la falta. La siguiente figura

muestra el diagrama de secuencias de redes de interconexión.

23






De donde, resolviendo los correspondientes diagramas de fases, se puede

obtener:

Se pueden obtener los siguientes resultados para la resolución del nivel de

tensión:

24






Y análogamente para el de corriente como:

25






1.2.2 CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO A TIERRA.

La falta monofásica a tierra se produce cuando un conductor cae al suelo o

hace contacto con el cable neutro. Para la resolución de los problemas se asume que

la fase A es la fase en falta, esto simplifica los cálculos.

26






De donde, resolviendo los correspondientes diagramas de fases, se puede obtener:

27







tensión:


28






1.2.3 CORTOCIRCUITO BIFASICO.

Una falta fase-fase puede tener lugar en un sistema de transmisión

subterránea y se produce cuando dos conductores están cortocircuitados. Una de las

características de este tipo de falta es que su magnitud impedancia de falta podría

variar en un amplio rango haciendo muy difícil predecir su límite superior e inferior.

Cuando la impedancia de fallo es 0 es cuando se produce la corriente mas

severa que es la que produce el caso mas restrictivo. Las fases b y c son por lo

general las fases en falta, esto ayuda a simplificar los cálculos de análisis de faltas y

sus consecuencias.

La representación general de una falta monofásica a tierra se muestra a

continuación:

29








tensión:


30






1.2.4 CORTOCIRCUITO BIFASICO A TIERRA.

Una falta bifásica a tierra representa un evento grave que causa una

significativa asimetría en un sistema simétrico.

El principal problema al analizar este tipo de faltas es el supuesto de la

impedancia de falta Zf, y el valor de la impedancia Zg hacia el suelo.

La representación general de una falta bifásica a tierra se muestra a continuación,

además, las fases b y c se suponen que son las fases en falta, lo que simplificará los

cálculos en el análisis de faltas.

31








tensión:


32






1.2 FUNCION 67 N

1.2.1 CRITERIOS DE AJUSTE DE LA FUNCIÓN 67 N

La función 67 N es la protección de Sobrecorriente direccional a tierra que

circula por el neutro.

Existen 3 puntos para establecer el ajuste definitivo de la función:

- La intensidad de arranque debe estar comprendida entre el 17 % y el 30 % de

la intensidad máxima de transporte de esa posición.

- Una falta que tenga lugar al 70 % de la línea que cubre la protección debe ser

despejada en un tiempo igual o inferior a 0,2 Sg (Zona IOC).

- La Intensidad provocada por una falta en barras de la subestación de destino

ya sea monofásica a tierra o bifásica a tierra debe ser despejada en un tiempo

comprendido entre 0,4 y 0,6 segundos.

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1.2.2 COORDINACIÓN ENTRE FUNCIONES 67 N

- Debe existir un margen de coordinación adecuado que determina la diferencia

de tiempo necesario de despeje de 2 funciones 67 N para una misma falta y

que además garantice la correcta selectividad entre ellas.

- Resistencias Mínimas de arranque para faltas al 20%, 50% y 80% de la línea

a la que protege para tanto la protección que está siendo objeto de estudio,

tanto como para las demás que se encuentran a espaldas de ella.

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1.3 FUNCION 21

El relé 21 es el denominado relé de distancia. La protección de distancia debe

considerarse cuando la protección de sobrecorreinte es muy lenta y puede justificar el

sobre coste de esta. Este relé trabaja apoyado en característica denominada Mho.

La característica Mho es un círculo tangente al origen del diagrama X-R, de

manera que el diámetro de la característica es el valor de la impedancia mínima que

puede ver el relé en condiciones normales.

La obtención de características Mho se realiza mediante la medición del Angulo

de fases entre 2 voltajes y la corriente del sistema.

Para que el nivel de tensión y corriente sean manipulables se les realiza una

conversión mediante transformadores de tensión y de intensidad a un valor mucho más

manejable que será la entrada del relé.

Los diagramas de las características Mho poseen en sus ejes los valores de

reactancia y resistencia (X y R), de tal manera que en caso de falta, el relé medirá la

impedancia existente desde el relé hasta el punto donde se encuentra la falta. De

manera que según donde se encuentre la falta puede encontrarse fuera o dentro de la

característica.

Como se puede dar que existan faltas resistivas la característica Mho tiene

forma poligonal para añadir a la zona de protección el valor de resistencia adicional que

se podría ajuntar en la falta.

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Para la protección de líneas mediante protecciones de distancia, se suelen usar

zonas o etapas:

Primera zona: Protección Principal.

Cualquier falta dentro de esa zona hará que el relé actue instantáneamente. No se fija

al 100% de la línea para prevenir la actuación en caso de falta en la siguiente línea.

Segunda zona: Protección Principal y de respaldo.

Termina de proteger la primera línea y abarca un tramo de la segunda. Para evitar que

actúe simultáneamente con la primera zona de dicha línea se coloca un temporizador

para retrasar la operación.

Tercera Zona: Protección y Respaldo.

Abarca un poco más de la siguiente línea y se retrasa aún más la actuación para

asegurar la no actuación indebida.

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1.3.1 CRITERIOS DE AJUSTE DEL LA FUNCIÓN 21

Para realizar el ajuste de la función 21 se realizan cortos de tipo Trifásicos y

Bifásicos a tierra.

1.3.2 COORDINACIÓN ENTRE FUNCIONES 21

- Es un requisito indispensable que la protección únicamente proteja en

primera zona (Zona 1) hasta el 70% de la línea.

- La segunda zona (Zona 2) no debe sobrepasar el alcance de la primera zona

(Zona 1’) de la protección que se encuentra en la subestación de destino.

La comprobación se realiza mediante faltas Bifásicas a tierra y faltas

Trifásicas en el límite de la zona primaria (Zona 1’) de la protección

que se encuentra en la subestación de destino.

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1.4 ESTUDIO DEL RELÉ UTILIZADO.

1.4.1 PROTECCION DE DISTANCIA.

La función distancia de protección ofrece una protección rápida y fiable para

líneas de potencia en todo tipo de redes de energía.

Para cada zona de protección se establece una protección individual que

proporciona una medición continua de la impedancia por separado en tres las tres de

fases, así como en tres independientes medidas fase-fase.

La protección de distancia fase a fase es adecuada como una función de

protección básica contra de dos y tres fases fallos en todo tipo de redes,

independientemente del tratamiento del punto neutro.

El ajuste independiente del alcance en la reactancia y la dirección resistiva

para cada zona por separado, hace posible la creación de la protección de

cortocircuito rápido y selectivo en sistemas de potencia.

La protección de distancia fase a tierra sirve como protección básica de falta a

tierra en redes con el neutro rígidamente a tierra o redes de baja impedancia a tierra.

El ajuste independiente del alcance reactivo de fase a fase y la medición de

fase a tierra asegura alta selectividad en redes con diferentes relés de protección

utilizados para la protección ante faltas monofásicas a tierra.

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La característica del ajuste de la protección de distancia es de la forma:

Dónde:

- X_ph-e: Alcance reactive para faltas monofásicas a tierra.

- X_ph-ph: Alcance reactive para faltas bifásicas.

- R_ph-e: Alcance resistivo para faltas monofásicas a tierra.

- R_ph-ph: Alcance resistivo para faltas bifásicas.

- Z_line: Impedancia de la línea.

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A su vez se pueden distinguir las distintas zonas dentro de la propia gráfica:

Dónde:

1- Directa: Región de detección reversa.

2- Reversa: Región de detección directa.

3- Región de disparo rápido.

4- Región de disparo temporizado.

5- Impedancia del sistema

6- Limite interno de funcionamiento.

7- Limite externo de funcionamiento.

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Las zonas de protección de distancia pueden operar independientemente una

de otra en dirección (directa o inversa) o en modo no-direccional. Esto hace que sea

adecuado, junto con diferentes esquemas de comunicación, para la protección de las

líneas eléctricas y cables en configuraciones de red complejas, como pueden ser las

de doble circuito, líneas paralelas, líneas, etc...

Las zonas uno, dos y tres pueden emitir señales de fase selectiva, tales como

arranque y disparo.

Las zonas de distancia de protección adicionales cuarta y quinta tienen las

mismas funcionalidades básicas como zona de uno a tres, pero carecen de la

posibilidad de emitir señales de fase de salida selectivas.

La quinta zona de protección de distancia tiene más corto tiempo de

funcionamiento que otras zonas, pero también mayor sobrealcance transitorio. Por lo

general, se debe utilizar como una zona de control junto con la de Interruptor SOTF

(Fallo de Interruptor) o como un uso retrasado con retardo de tiempo establecido de

100 ms.

41






1.4.1.1 SEÑALES DE ENTRADA DEL

ESQUEMA LÓGICO.

Las señales que se usan como Inputs en el esquema lógico que rige el

comportamiento del relé son las siguientes:

42






1.4.1.2 SEÑALES DE SALIDA DEL

ESQUEMA LÓGICO.

Las señales que se usan como Outputs en el esquema lógico que rige la

actuación del relé son las siguientes:

43






1.4.1.3 ESQUEMA LÓGICO

GENERAL.

El esquema lógico mostrado a continuación describe el disparo de las

protecciones basado en las señales de Intput y output descritas anteriormente. Este

diagrama solo muestra el disparo de las protecciones en la zona 1.

Se deben distinguir dos situaciones posibles, donde en la primera el relé

puede estar actuando de forma direccional, y en la segunda el relé no funciona de

forma direccional.

El esquema mostrado a continuación es común a ambos modos ya que las

condiciones que en el se muestran son previas a las condiciones de direccionalidad

del relé.

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La lógica del disparo del interruptor en primera zona comienza una actuación

en primera zona detectada por el propio relé (ZMnLnLm) y una condición externa

(ZM1—STCND). Para que la salida sea satisfactoria en dirección al disparo del

interruptor, ambas señales deben de ser 1.

El cumplimiento de esta ecuación provoca la activación de todas las salidas

del esquema, menos de la señal BLK-Cont.

Dicha señal debe mantenerse a 0 para poder llegar a un disparo satisfactorio

del interruptor. Para ello las señalesZM1—VTSZ y ZM1—BLOCK deben ser 0, lo

que significaría que la protección en primera zona no está bloqueada.

El esquema posee salidas para todas y cada una de las posibles faltas

monofásicas y bifásicas que se pueden dar en la línea ya que esta preparada para

poder realizar un disparo del interruptor en una sola fase si fuera necesario.

Las salidas del anterior esquema tienen su prolongación en el esquema

mostrado debajo. El esquema mostrado a continuación se corresponde con el

esquema No direccional de la composición de señales que llegará finalmente al

esquema de disparo de interruptor (última figura).

45






Una vez que una de las salidas del primer esquema (entradas del esquema

mostrado justo encima) es 1, y que la señal BLK-cont como ya hemos dicho es 0, la

protección se temporiza a 15 ms para establecer la señal a 1 que entrará en el

esquema final de disparo del interruptor.

46






A su vez, el esquema utilizado para un modo direccional en el relé se muestra

a continuación:

Como se puede ver en la figura la única distinción que hay entre este esquema

y el esquema proporcionado para la protección en modo No direccional, se basa en

que la señal de entrada del esquema es comparada con otra señal (DIRLnLm) que

proporciona un valor igual a 1 en caso de que la dirección en la que se encuentra la

falta sea la correcta.

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El ultimo paso en la definitiva actuación del rele tiene un esquema compuesto

por:

Como se puede ver, existe una configuración variable en cuanto al tiempo de

actuación deseado para la protección dependiendo de la naturaleza del cortocircuito,

ya sea un cortocircuito monofásico a tierra PE o un cortocircuito entre fases PP.

Al mismo tiempo las señales ZM1—TRLn lo que hacen es distinguir entre las

fases que están en falta con la finalidad de realizar un disparo monofásico.

48






1.4.1.4 PARAMETROS DE AJUSTE

DE LA PROTECCIÓN.

Como se ha explicado a través del desarrollo de la lógica de disparo, el rele

cuenta con multiples parámetros ajustables. Dependiendo de la generalización de

cada parámetro se pueden agrupar en:

- AJUSTE GENERAL:

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- AJUSTE PARA LA MEDIDA DE LA FUNCIÓN FASE-FASE:

50






- AJUSTE PARA LA MEDIDA DE LA FUNCIÓN FASE-TIERRA:

51






1.4.1.5 SEÑALES DE ENTRADA

PARA EL ESQUEMA DE

COMUNICACIÓN DE LA

PROTECCIÓN DE

DISTANCIA.

Las señales que se usan como Inputs en el esquema lógico de comunicaciones

entre relés son las siguientes:

52






1.4.1.6 SEÑALES DE SALIDA PARA

EL ESQUEMA DE

COMUNICACIÓN DE LA

PROTECCIÓN DE

DISTANCIA.

Las señales que se usan como Outputs en el esquema lógico de

comunicaciones entre relés son las siguientes:

53






1.4.1.7 ESQUEMAS DE

COMUNICACIÓN DE LA

PROTECCIÓN DE

DISTANCIA.

Dependiendo del esquema de comunicación que se deba establecer en cada

posición, los esquemas posibles serán los siguientes:

- LOGICAS BÁSICAS PARA EL DISPARO DE ONDA PORTADORA EN

EL ESQUEMA A BLOQUEO:

- LOGICAS BÁSICAS PARA EL DISPARO DE ONDA PORTADORA EN

EL ESQUEMA PERMISIVO:

- SEÑAL DE GUARDA PARA LÓGICA DE DESBLOQUEO:

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- ESQUEMA GENERAL DE COMUNICACIÓN:

55






1.4.2 PROTECCION INSTANTANEA

NO-DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE

(IOC).

Las diferentes condiciones del sistema, tales como impedancia de la fuente y la

posición de las faltas en largas líneas de transmisión influyen en gran medida en las

corrientes de falta.

La protección de sobreintensidad residual instantánea se puede utilizar en un número

de aplicaciones.

- Contra defecto a tierra para faltas cercanas al final de línea.

- Permite la eliminación de fallos rápido para cerrar en faltas a tierra, aunque la

protección de distancia o la protección de corriente residual direccional se

bloquea la supervisión de fusibles función

El elemento de medición de corriente mide continuamente la corriente en las tres

fases y lo compara con el valor de maniobra establecido >> IP. Un filtro garantiza la

inmunidad a las perturbaciones y de los componentes, y reduce al mínimo el

sobrealcance transitorio. Si cualquier corriente de fase está por encima el valor

ajustado >> IP, la fase de sobrecorriente de viaje de la señal TRP será activada.

Lo mismo se realiza con la corriente residual de neutro, la cual es comparada con el

valor de IN >>. En este caso se activaría la señal de disparo de sobrecorriente

residual TRN.

56







DE LA PROTECCIÓN DE

SOBRECORRIENTE.

El ajuste de la protección se lleva a cabo mediante los parámetros agrupados

en:

- AJUSTE GENERAL:

1.4.2.2 ESQUEMA LÓGICO DE LA

PROTECCIÓN DE

SOBRECORRIENTE.

- SEÑALES DE ENTRADA AL ESQUEMA LÓGICO:

Las señales que se usan como Inputs en el esquema lógico del relé son las

siguientes:

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- SEÑALES DE SALIDA DEL ESQUEMA LÓGICO:

Las señales que se usan como Outputs en el esquema lógico del relé son las

siguientes:

58






- ESQUEMA LÓGICO:

Como se puede ver en el esquema mostrado anteriormente, las condicione

que se deben cumplir para que haya un disparo del interruptor son 2. La primera es

que se produzca una sobrecorriente en una de las fases o neutro. Y, la segunda es que

La posición de bloqueo de la protección este desactivada.

Cuando esto se produzca, el rele podrá efectuar un disparo en las tres fases

(disparo trifásico) o podrá ordenar un disparo monofásico.

59






1.4.3 PROTECCION TEMPORIZADA

NO-DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE

(TOC).

La protección de sobrecorriente de tiempo retardado, TOC, opera en

diferentes condiciones del sistema para corrientes superiores al valor preestablecido

y que siguen siendo elevadas durante más tiempo que el retardo tiempo de retardo

programado en el temporizador correspondiente.

La función también se puede utilizar para la supervisión y detección de fallos

para algunas otras funciones de protección para aumentar la seguridad de una

completa protección del sistema. Además, puede servir como una función de copia

de seguridad para la protección de distancia de la línea si se activa en condiciones de

fallo de fusible que se ha desactivado el funcionamiento de la distancia en línea

protección.

El tiempo de retraso en la protección de sobrecorriente residual está destinado

a ser utilizado en sistemas con el neutro rígidamente unido a tierra y en sistemas de

con dicho neutro conectado mediante una resistencia despreciable a tierra.

El tiempo de protección de retraso de sobrecorriente residual es usado como

protección de respaldo para faltas a tierra. Es normalmente activado por la operación

de la protección de distancia. La función de protección también puede servir como

protección para alto fase de resistencia a faltas a tierra o como una detección de faltas

para algunas otras funciones de protección.

El elemento de medición de corriente mide continuamente la corriente en las

tres fases, y lo compara con IP>>.

60






El bloque de señal de entrada bloquea la función. La señal de entrada BLKTR

bloquea la emisión de señales del PRT y del Trip.

El elemento de medición de corriente residual mide continuamente la

corriente residual y, lo compara con el valor de maniobra establecido IN>.

Si la corriente medida es por encima del valor de ajuste IN>, una nueva señal

STN se activa. En ese caso, el tN temporizador se activa y la sobrecorriente residual

comunica la señal TRN. La señal de disparo general TRIP también se activa.

61







DE LA PROTECCIÓN DE

SOBRECORRIENTE.


en:

- AJUSTES GENERALES:

62







PROTECCIÓN DE

SOBRECORRIENTE.

- SEÑALES DE ENTRADA DEL ESQUEMA LÓGICO:


siguientes:



siguientes:

63






- ESQUEMA LÓGICO:

Como se puede ver en el esquema mostrado anteriormente, las condicione


que se produzca una sobrecorriente en una de las fases o neutro. Y, la segunda es que

La posición de bloqueo de la protección este desactivada.



64






1.4.4 PROTECCION RETARDADA

DE SOBRECORRIENTE RESIDUAL (TEF).

Utiliza las características inversas de tiempos retardados definidos de

corrientes residuales en sistema con neutro rígidamente unido a tierra para obtener un

despeje de la falta sensible y rápido, en faltas monofásicas a tierra.

La protección no direccional se debe utilizar cuando se requiere alta

sensibilidad ante defectos a tierra. La protección de sobrecorriente no direccional

residual suele trabajar con corrientes bastante bajas. Así, la protección será sensible,

con el fin de detectar faltas a tierra altamente resistivas.

La protección de sobreintensidad residual se puede utilizar en numerosas

aplicaciones:

- Protección principal de faltas a tierra en las líneas radiales en sistemas

sólidamente puestos a tierra.

- Lograr selectividad mediante el uso de la función de tiempo de retardo de

acuerdo con las prácticas en el sistema (retardo de tiempo definido o algún

tipo de característica de tiempo inverso).

- Protección principal de faltas a tierra en las líneas de un sistema mallado

sólidamente conectado a tierra.

65






La función direccional se puede utilizar en una comunicación con un esquema

con sobrealcance permisivo o un esquema de bloqueo. En esta aplicación, la función

de sobreintensidad residual se utiliza junto con la lógica de la comunicación para la

protección de la línea.

- Protección de respaldo para faltas a tierra para líneas en sistemas sólidamente

puestos a tierra, mediante la protección residual direccional como función

back-up. El tiempo de eliminación se puede mantener relativamente corto

manteniendo la selectividad.

La protección de sobreintensidad residual mide la corriente residual de la

línea protegida. Esta corriente se compara con la configuración actual de la función.

Si la corriente residual es mayor que el valor de ajuste, una señal de disparo será

enviada a la salida después de un retardo de tiempo establecido. El tiempo de retardo

se puede seleccionar entre las posibilidades de tiempo definido o inverso.

Con el fin de evitar la comunicación indeseada, la función está bloqueada si

el contenido de segundo armónico de la corriente residual es mayor que 20% de la

medida corriente residual.

La protección de sobreintensidad residual se puede ajustar direccionalmente.

La tensión residual es utilizada como una cantidad vectorial. Esta tensión se obtiene,

bien como la suma vectorial de las entradas U1 + U2 + U3 o U4. El fallo se define

como en la dirección hacia delante si la componente de corriente residual está en el

ángulo característico 65 ° (corriente residual retrasada respecto a la tensión de

referencia,-3U0), o si es mayor que el conjunto actual de funcionamiento en

dirección hacia adelante.

El mismo tipo de medida se realiza también en la dirección inversa.

66







DE LA PROTECCIÓN

RETARDADA DE

SOBRECORRIENTE

RESIDUAL (TEF).


en:

- AJUSTES GENERALES:

67






68






69







PROTECCIÓN DE

SOBRECORRIENTE.

- SEÑALES DE ENTRADA DEL ESQUEMA LÓGICO:


siguientes:


Las señales que se usan como Outputs en el esquema lógico del relé son las

siguientes:

70






- ESQUEMA LÓGICO:

Como se puede ver en el esquema mostrado anteriormente, las condiciones


que se produzca una sobrecorriente en el neutro, la cual se agruapa en una

sobreintensidad en la secuencia homopolar.

La segunda es que la posición de bloqueo de la protección este desactivada.

Y, la tercera es que la posición en el otro extremo de la línea no este bloqueando el

disparo de esta posición por jerarquía.

71






La operación de disparo temporizado debe estar disponible para actuar

(Habilitada).








2. CÁLCULOS






Índice 2.1 SUBESTACIÓN DE TORRENT. .................................................. 1

2.1.1 POSICIÓN SANTA EULALIA .............................................................................................. 2

2.1.1.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA ...................................................................................... 5

2.1.1.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 39660 TORRENT Y 39650 SANTA

EULALIA. ..................................................................................................................................................... 7

2.1.1.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA ................ 8

2.1.1.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA ....................... 10

2.1.1.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 67 N. ............................................................ 11

2.1.1.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80% DE LA LINEA.

14

2.1.1.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA ....................................................................................... 15

2.1.1.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA SANTA EULALIA 79650

A SAN ANTONIO 39635. ........................................................................................................................... 18

2.1.1.9 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................... 20

2.1.2 POSICION IBIZA 4............................................................................................................... 21

2.1.2.1 FUNCIÓN 67N. CARACTERÍSTICA. ............................................................................ 24

2.1.2.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 39660 Y 79625 IBIZA4. ......... 26

2.1.2.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 79625 IBIZA 4 ................................ 28

2.1.2.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA ....................... 29


30



2.1.2.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA IBIZA4 79625 A SAN

ANTONIO 79635. ........................................................................................................................................ 36

2.1.2.9 FALTA TRIFASICA Y BIFASICA A TIERRA EN LA LINEA IBIZA4 79625 A IBIZA23

39610. 38

2.1.2.10 COORDINACIÓN CON LA LINEA IBIZA4 79625 A IBIZA23 39610. ............................... 38

2.1.2.11 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA IBIZA4 39625 A

TORRENT 79660. ....................................................................................................................................... 39

2.1.2.12 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................... 41

2.1.3 POSICION IBIZA 4............................................................................................................... 42

1






2.1.3.1 FUNCIÓN 67N. CARACTERÍSTICA. ............................................................................ 45

2.1.3.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 79660 TORRENT Y 39625

IBIZA 4. 47

2.1.3.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39625 IBIZA 4 ....................... 49

2.1.3.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39625 IBIZA 4. ............................... 50


2.1.3.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80% DE LA

LINEA. 54

2.1.3.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA ................................................................................ 55

2.1.3.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA IBIZA4 79625 A SAN

ANTONIO 79635. ............................................................................................................................... 57

2.1.3.9 COORDINACIÓN CON LA LINEA IBIZA4 79625 A IBIZA23 39610........................ 59

2.1.3.10 COORDINACIÓN CON LA LINEA IBIZA4 79625 A IBIZA23 39610........................ 59

2.1.3.11 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA IBIZA4 39625 A

TORRENT 79660. ............................................................................................................................... 60

2.1.3.12 TIPO DE ESQUEMA ........................................................................................................ 62

2.2 SUBESTACIÓN DE SANTA EULALIA. .................................... 63

2.2.1 POSICIÓN SAN ANTONIO ................................................................................................. 64

2.2.1.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA .................................................................................... 67

2.2.1.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 79650 SANTA EULALIA Y 39635

SAN ANTONIO. .......................................................................................................................................... 69

2.2.1.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39635 SAN ANTONIO. .................. 70

2.2.1.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS 39635 SAN ANTONIO.................................. 71



75


2.2.1.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA 79635 SAN ANTONIO A

79625 IBIZA4 .............................................................................................................................................. 78

2.2.1.9 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA 39635 SAN ANTONIO A

39640 SAN JORGE ..................................................................................................................................... 80

2.2.1.10 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................... 82

2






2.2.2 POSICIÓN TORRENT ......................................................................................................... 83

2.2.2.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA .................................................................................... 86

2.2.2.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 39650 SANTA EULALIA Y 39660

TORRENT ................................................................................................................................................... 88

2.2.2.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39660 TORRENT. .......................... 89

2.2.2.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS 39660 TORRENT.......................................... 91



95


2.2.2.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA 39660 TORRENT A 79625

IBIZA 4 98

2.2.2.9 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA 39660 TORRENT A 79625

IBIZA 4 100

2.2.2.10 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 21. .............................................................. 102

2.1.1.1 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................. 105

2.2 SUBESTACIÓN DE SAN ANTONIO. ...................................... 106

2.2.1 POSICIÓN SANTA EULALIA .......................................................................................... 107

2.2.1.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA .................................................................................. 110

2.2.1.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 39635 SAN ANTONIO Y 79650

SANTA EULALIA .................................................................................................................................... 112

2.2.1.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 79650 SANTA EULALIA. ........... 113

2.2.1.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 79650 SANTA EULALIA. .................... 115

2.2.1.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 67 N. .......................................................... 116


119

2.2.1.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA ..................................................................................... 120

2.2.1.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA SAN 39650 SANTA

EULALIA A 39660 TORRENT. ............................................................................................................... 122

2.2.1.9 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................. 124

2.2.2 POSICIÓN IBIZA 4............................................................................................................. 125


2.2.2.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 79635 SAN ANTONIO Y 79625

IBIZA 4 130

2.2.2.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 79625 IBIZA 4. ............................. 132

2.2.2.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 79625 IBIZA 4. ..................................... 134


3







138


2.2.2.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA 79625 IBIZA 4 A 39660

TORRENT. ................................................................................................................................................ 141

2.2.2.9 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA 79625 IBIZA 4 A 79660

TORRENT. ................................................................................................................................................ 143

2.1.1.1 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA FUNCIÓN 21. .............................................................. 145

2.1.1.1 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................. 148

2.1.2 POSICIÓN IBIZA 4............................................................................................................. 149


2.1.2.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 39635 SAN ANTONIO Y 39640 SAN

JORGE 154

2.1.2.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39640 SAN JORGE. ..................... 156

2.1.2.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39640 SAN JORGE. ............................. 158



162


2.1.2.8 COORDINACIÓN CON LA PROTECCION 21 DE LA LINEA SAN 39640 SAN JORGE A

39670 BOSSA. ........................................................................................................................................... 165


9600 FORMENTERA. .............................................................................................................................. 167


49600 FORMENTERA. ............................................................................................................................ 168

2.1.2.11 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................. 169

2.2 SUBESTACIÓN DE FORMENTERA. ..................................... 170

2.2.1 POSICIÓN SAN JORGE. ................................................................................................... 171


2.2.1.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL 70% ENTRE 9600 FORMENTERA Y 9645 SAN

JORGE. 176

2.2.1.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 9645 SAN JORGE. ....................... 177

2.2.1.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 9645 SAN JORGE. ............................... 179



183


4







39635 SAN ANTONIO. ............................................................................................................................. 187

2.2.1.9 TIPO DE ESQUEMA ............................................................................................................. 189

1






2.1 SUBESTACIÓN DE TORRENT.

39650

SANTA

EULALIA

79625

IBIZA 4

39650

IBIZA 4

2






2.1.1 POSICIÓN SANTA EULALIA

BUS DE SALIDA 39660 - TORRENT

BUS DE DESTINO 39650 – SANTA EULALIA

Características de la línea a proteger:

CAPACIDAD DE TRANSPORTE 577,35 Amperios Primarios

Estructura de la línea a proteger:

- Se trata de una línea completamente aérea.

3






SUBESTACIÓN TORRENT Station Name

LÍNEA

Length unit KM BUS

Line length

10,13 Km POSICIÓN SANTA EULALIA Object Name

X1

1,10 Ohm

PROTECCIONES PRIMARIA TNR66EUL_P1

R1

0,33 Ohm

SECUNDARIA TNR66EUL_P2

X0

3,30 Ohm

R0 0,99 Ohm

RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES PE-Protección de Tierra

PRIMARIA

67N

Operation_TOC Temporizada OFF

PP-Protección de Fase

Operation_IOC Instantanea OFF

Operation_TEF Temporizada OFF

tMin_TEF 0,05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF I4

k_TEF Dial 0,35

IN>_TEF Arranque 11% 88 Amp. Prim.

Characteristic_TEF Tipo de Curva NI ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES

21

Operation_Z1 Dirección Z1 Forward Operation_Z1 Dirección Z1 Forward

OperationPP_Z1 Estado Z1 ON OperationPE_Z1 Estado Z1 ON

X1PP_Z1 0,91 Ohm X1PE_Z1 0,91 Ohm

R1PP_Z1

0,28 Ohm R1PE_Z1

0,28 Ohm

RFPP_Z1 2,18 Ohm RFPE_Z1 5,64 Ohm

Timer t1PP Temporización ON Timer T1PE Temporización ON

t1PP

0 t1PE

0



X1PP_Z2

2,06 Ohm X1PE_Z2

2,06 Ohm

R1PP_Z2 0,63 Ohm R1PE_Z2 0,63 Ohm

RFPP_Z2

2,67 Ohm RFPE_Z2

10,67 Ohm


t2PP

0,21 t2PE

0,21



X1PP_Z3

3,28 Ohm X1PE_Z3

3,28 Ohm

R1PP_Z3

0,92 Ohm R1PE_Z3

0,92 Ohm

RFPP_Z3

2,67 Ohm RFPE_Z3

10,67 Ohm

Timer t3PP Temporización ON Timer t3PE Temporización ON

t3PP

0,9 t3PE

0,9


OperationPP_Z4 Estado Z4 ON OperationPP_Z4 Estado Z4 ON

X1PP_Z4

1,64 Ohm X1PE_Z4

1,64 Ohm

R1PP_Z4

0,50 Ohm R1PE_Z4

0,50 Ohm

RFPP_Z4

2,67 Ohm RFPE_Z4

10,16 Ohm

Timer t4PP Temporización OFF Timer t4PE Temporización OFF

t4PP

0 t4PE

0

Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse


X1PP_Z5 1,28 Ohm X1PE_Z5 1,28 Ohm

R1PP_Z5

0,39 Ohm R1PE_Z5

0,39 Ohm

RFPP_Z5 2,67 Ohm RFPE_Z5 7,92 Ohm


t5PP 0 t5PE 0

4






POSICIÓN

tBreaker 0,02 Sg

I1Scale

160

U1Scale

600

I1r

5

U1r

63,509

Inominal 577

RELÉ ABREVIATURA FUNCIONES AJUSTES

PE-Protección de Tierra

SECUNDARIA

67N


PP-Protección de Fase Operation_IOC Instantanea OFF

Operation_TEF Temporizada ON tMin_TEF

0,05

IMin_TEF

100 IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0,35



21



X1PP_Z1

0,91 Ohm X1PE_Z1

0,91 Ohm

R1PP_Z1

0,28 Ohm R1PE_Z1

0,28 Ohm

RFPP_Z1

2,18 Ohm RFPE_Z1

5,64 Ohm


t1PP

0 T1PE

0

Operation_Z2 Dirección Z2 Forward


OperationPP_Z2 Estado Z2 ON

OperationPE_Z2 Estado Z2 ON

X1PP_Z2

2,06 Ohm

X1PE_Z2

2,06 Ohm

R1PP_Z2

0,63 Ohm

R1PE_Z2

0,63 Ohm

RFPP_Z2

2,67 Ohm

RFPE_Z2

10,67 Ohm

Timer t2PP Temporización ON

Timer T2PE Temporización ON

t2PP

0,21

t2PE

0,21



OperationPP_Z3 Estado Z3 ON

OperationPE_Z3 Estado Z3 ON

X1PP_Z3

3,28 Ohm

X1PE_Z3

3,28 Ohm

R1PP_Z3

0,92 Ohm

R1PE_Z3

0,92 Ohm

RFPP_Z3

2,67 Ohm

RFPE_Z3

10,67 Ohm

Timer t3PP Temporización ON

Timer t3PE Temporización ON

t3PP

0,9

t3PE

0,9



OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF


X1PP_Z4

1,64 Ohm

X1PE_Z4

1,64 Ohm

R1PP_Z4

0,50 Ohm

R1PE_Z4

0,50 Ohm

RFPP_Z4

2,67 Ohm

RFPE_Z4

10,16 Ohm

Timer t4PP Temporización OFF

Timer t4PE Temporización OFF

t4PP

0

t4PE

0

Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse

Operation_Z5 Dirección Z5 Reverse


OperationPE_Z5 Estado Z5 OFF

X1PP_Z5

1,28 Ohm

X1PE_Z5

1,28 Ohm

R1PP_Z5

0,39 Ohm

R1PE_Z5

0,39 Ohm

RFPP_Z5

2,67 Ohm

RFPE_Z5

7,92 Ohm

Timer t5PP Temporización OFF

Timer t5PE Temporización OFF

t5PP

0

t5PE 0

5






2.1.1.1 FUNCIÓN 67 N. CARACTERISTICA

La característica encontrada en el pre-estudio del ajuste de la protección 67N es la

siguiente:

Se puede apreciar como el tiempo de ajuste de la zona IOC es de 0,02 segundos, lo

cual no cumple con los requisitos de ajuste establecidos anteriormente.

800 Aprimarios 1,1 Segundos


6






La corriente de arranque está ajustada al 11% luego:

Que en Amperios Primarios se corresponde con una intensidad de:

El límite entre la función temporizada y la instantánea se encuentra ajustado al 100%

(IN>> =100), luego:

La intensidad de arranque son 88 Amperios primarios lo que relacionándolo con la

capacidad máxima de transporte (577 Amperios):

El criterio de ajuste dice que debe establecerse entre el 17% y el 30%, por lo que se

debe modificar la corriente de arranque a un valor comprendido entre el 17% y el

30% de la capacidad máxima de transporte de dicha protección.

El valor elegido como ajuste se corresponde al de 24% que se encuentra intermedio

entre ambos valores (17 y 30%).

Por lo tanto:

Que se corresponden con:

7






A continuación para establecer el ajuste del limite entre la función instantánea y

temporizada se realizan cortocircuitos monofásicos a tierra al 70% de la línea a la

que protege dicha protección y, monofásicos y bifásicos a tierra en barras de la

subestación de destino.

2.1.1.2 FALTA MONOFASICA A TIERRA AL

70% ENTRE 39660 TORRENT Y 39650

SANTA EULALIA.

Intensidad de Falta: 6932.31 @ -80.4 Amperios Primarios.

MONOFÁSICA 70% TORRENT-SANTA EULALIA

BUS 3io i1 i2 iA iB iC

FALTA

Mód. 6932,31 2310,8 2310,8 6932,31 0 0

Áng. -80,4 (+) -80 (+) -80 (+) -80 (+) 0 0

39660

TORRENT

39650

EULALIA

Mód. 3156,2 1749,3 1749,3 4549,1 702,3 702,3

Áng. -77 (+) -80 (+) 80 (+) -80 (+) 94 (+) 94 (+)

39660

TORRENT

79625

IBIZA4

Mód. 1471,7 879,6 879,6 2248,3 393,1 393,1

Áng. 104 (-) 100 (-) 100 (-) 101 (-) -87 (-) -87 (-)

79660

TORRENT

79625

IBIZA4

Mód. 1455,7 869,7 869,7 2223,3 388,5 388,5

Áng. 104 (-) 100 (-) 100 (-) 101 (-) -87 (-) -87 (-)

- (+) Y (-) Indican la dirección de las corrientes que recorren los Bus.

8






Para una intensidad de 3156,2 Amperios primarios el relé actuaría en la zona

instantánea (0,02 segundos).

Se debe corregir entonces el tiempo de actuación de dicha protección,

ajustándolo a un tiempo igual a 200ms.

2.1.1.3 FALTA MONOFASICA A TIERRA EN

BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA

Intensidad de Falta 7035.03 @ -81.3 Amperios Primarios.

MONOFÁSICA EN BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA


FALTA

Mód. 7035 2345 2345 7035 0 0

Áng. -81 (+) -81 (+) -81 (+) -81 (+) 0 0

39660

TORRENT

39650

EULALIA

Mód. 1662.8 1550.6 1550.6 3649 1007.1 1007.1

Áng. -72 (+) -81 (+) -81 (+) -80(+) 94 (+) 94 (+)

39660

TORRENT

79625

IBIZA4

Mód. 770.4 779.6 779.6 1812.5 529.1 529.1

Áng. 109 (-) 99 (-) 99 (-) 100 (-) -86 (-) -86 (-)

9






79660

TORRENT

79625

IBIZA4

Mód. 762.1 770.9 770.9 1792.3 523.1 523.1

Áng. 109 (-) 99 (-) 99 (-) 100 (-) -86 (-) -86 (-)


La intensidad leída por le relé es de 1662,8 Amperios primarios por lo que el

disparo se produciría en un tiempo igual a 0,02 (Ya que se encuentra dentro de la

zona instantánea al ser la intensidad mayor de 800 Amperios Primarios).

Por lo tanto este valor de corriente no ajusta el tiempo de actuación

ante dicha falta establecido por lo criterios de ajuste. A continuación se realiza un

cortocircuito bifásico a tierra en la subestación de destino, para establecer el peor

caso en el ajuste entre la zona instantánea y temporizada de la protección 67N.

10






2.1.1.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN

BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA

Intensidad de Falta 8643,8@ 98 Amperios Primarios.

BIFÁSICA A TIERRA EN BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA


FALTA

Mód. 8643,8 4406 1525 0 6671,1 6754

Áng. 98 (+) -81 (+) 100 (+) 0 149 (+) 49 (+)

39660

TORRENT

39650

EULALIA

Mód. 2043,1 2913,3 1008,4 1237,4 3844,3 3687,1

Áng. 107 (+) -81 (+) 100 (+) -87 (+) 164 (+) 35 (+)

39660

TORRENT

79625

IBIZA4

Mód. 946,6 1464 507 650,1 1924,5 1838,7

Áng. -71 (-) 99 (-) -80 (-) 93 (-) -15 (-) -146(-)

79660

TORRENT

79625

IBIZA4

Mód. 936,3 1448,5 501,4 642,7 1902,9 1818,3

Áng. -71 (-) 99 (-) -80 (-) 93 (-) -15 (-) -146 (-)


11









Este valor al igual que el producido por una falta monofásica a tierra en el

mismo lugar provocan una actuación en la zona instantánea de la protección lo cual

no cumple los requisitos de ajuste.

2.1.1.5 AJUSTE DE CORREGIDO DE LA

FUNCIÓN 67 N.

El resumen de los requisitos que se deben cumplir son los siguientes.

- Intensidad de Arranque:


- Limite entre la función temporizada e instantánea:

Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% 3156,2 A 200 ms

Falta Monofasica

en Barras

1662,8 A 400ms-600ms

Falta bifásica en

Barras

2043,1 A 400ms-600ms

12






Por lo tanto el límite de la zona instantánea y temporizada se encontrará

ajustada a un valor comprendido entre 3156,2 (Falta Monofásica al 70% de la línea)

y el valor máximo de corriente producido por las faltas monofásicas y bifásicas a

tierra en la barras de la subestación de destino. En este caso el valor más restrictivo

es producido por la falta bifásica a tierra la cual produce que el relé vea una

intensidad igual a 2043,1 Amperios primarios .

El valor elegido es de 3000 Amperios primarios que se corresponden con:

Al intentar ajustar la zona instantánea de protección a un tiempo de actuación de

200ms, se encuentra que el relé no dispone de tal rango de ajuste por lo tanto el

ajuste de esta zona a 200ms no resulta posible. Para solucionar este problema lo que

se hace es realizar la protección de la zona instantánea con la función 51N de neutro,

la cual se sumaría a la protección 67N de tiempo definido.

La función temporizada quedara definida por:

Ajuste

Arranque

(Amperios de Rele)

0,85 A_sec

Dial 0,45

Tipo de curva Very Inverse

13






La función definitiva queda:

Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% A 3156,2 A 200 ms (51N)

Falta Monofasica en

Barras

C 1662,8 A 542 ms

Falta bifásica en Barras B 2043,1 A 434 ms

Como se puede apreciar en los valores ajustados la protección temporizada coordina

las faltas en las barras de la subestación de destino entre 0,4 y 0,6 ms lo cual era

exigido para una correcta coordinación de la protección.

14






2.1.1.6 RESISTENCIAS MINIMAS DE

ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y 80%

DE LA LINEA.

PROTECCION

OBJETO DE

ESTUDIO

PROTECCIONES A

ESPALDAS

ORIENTACIÓN 39650 SANTA

EULALIA

79625 IBIZA 4 39650 IBIZA 4

FALTA 20% 375 Ω 175 Ω 175 Ω

50% 275 Ω 125 Ω 125 Ω

80% 175 Ω 100 Ω 75 Ω

De los resultados mostrados en la tabla se puede llegar a la conclusión de que

existe una coordinación adecuada entre la protección que se está estudiando y las que

se encuentran a espaldas, ya que, para que las protecciones a espaldas arranquen

(Tiempo de actuación infinito) necesitan una resistencia de 175 Ω, la cual provoca

que la protección estudiada vea una intensidad de 178,6 Amperios primarios, lo cual

provocará una actuación en unos 4 segundos. Por lo tanto, existe selectividad entre

dichas funciones.

15






2.1.1.7 FUNCIÓN 21. CARACTERÍSTICA

La línea que se desea proteger cuenta con las siguientes características:

R X

Secuencia Positiva 1.28720 3,83676

Secuencia Homopolar 3,92519 13,1712

La zona 1 de dicha protección se encuentra ajustada a 3,59943 @ 71,45, lo que hace

que la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):

√

La zona 2 de dicha protección se encuentra ajustada a 5,22114 @ 71,45, lo que hace

que la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):

√

Es decir, es 1,29 veces la línea que protege.

16






Las características de FASE encontradas en esta protección son:

17






Las características de NEUTRO encontradas en esta protección son:

Para comprobar la selectividad de dicha protección se realizaran cortocircuitos

Trifásicos y Bifásicos a Tierra en todas las líneas de salida de la subestación de

destino.

Zona 2

18






2.1.1.8 COORDINACIÓN CON LA

PROTECCION 21 DE LA LINEA SANTA

EULALIA 79650 A SAN ANTONIO 39635.

La zona 1 de la protección localizada en la subestación de destino que protege dicha

línea está ajustada a 5,24 @ 71,5 Ohmios, siendo la línea que protege de:

R X

Secuencia Positiva 1.88963 5.63231

Secuencia Homopolar 5.74339 19.3476

Luego la protección se encuentra ajustada al:

√

19






- La curva de color Rojo se corresponde con la segunda zona de la protección situada en la

subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección

situada en la subestación de destino.

Como se puede apreciar en la gráfica superior la selectivad que existe entre

ambos elementos permite que una falta situada al 88% de la línea de salida más

corta de la subestación de destino (Santa Eulalia) sea despejada en primera zona por

la protección situada en dicha línea y que a su vez esta falta no sea vista en segunda

zona por la protección estudiada.

20






2.1.1.9 TIPO DE ESQUEMA

El tipo de esquema utilizado es PermissiveOR:

El funcionamiento se basa en que ambos relés envían una señal continua de

bloqueo, denominada señal de guarda.

Las condiciones que establecen la actuación en instantáneo del relé situado en

la subestación de origen se fundamentan en:

- Falta en primera zona desde la subestación de Origen.

- Falta en zona distinta a primera zona desde la subestación de Destino.

21






2.1.2 POSICION IBIZA 4.


BUS DE DESTINO 79625 – IBIZA 4





22






TORRENT Station Name

LÍNEA

Length unit KM

Line length

2,30 Km IBIZA2 Object Name

X1

0,08 Ohm

PRIMARIA TNR66IBZ2_P1

R1

0,04 Ohm SECUNDARIA TNR66IBZ2_P2

X0

0,04 Ohm

R0 0,11 Ohm



PRIMARIA

67N





tMin_TEF

0,05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0,41



21



X1PP_Z1

0,06 Ohm X1PE_Z1

0,06 Ohm

R1PP_Z1

0,03 Ohm R1PE_Z1

0,03 Ohm

RFPP_Z1

0,12 Ohm RFPE_Z1

0,17 Ohm


t1PP

0 t1PE

0



X1PP_Z2

0,12 Ohm X1PE_Z2

0,12 Ohm

R1PP_Z2

0,06 Ohm R1PE_Z2

0,06 Ohm

RFPP_Z2

0,23 Ohm RFPE_Z2

0,30 Ohm


t2PP

0,21 t2PE

0,21



X1PP_Z3

1,95 Ohm X1PE_Z3

1,95 Ohm

R1PP_Z3

0,57 Ohm R1PE_Z3

0,57 Ohm

RFPP_Z3

2,67 Ohm RFPE_Z3

10,67 Ohm


t3PP

0,8 t3PE

0,8



X1PP_Z4

0,11 Ohm X1PE_Z4

0,11 Ohm

R1PP_Z4

0,06 Ohm R1PE_Z4

0,06 Ohm

RFPP_Z4

0,22 Ohm RFPE_Z4

0,30 Ohm


t4PP

0 t4PE

0



X1PP_Z5

0,11 Ohm X1PE_Z5

0,11 Ohm

R1PP_Z5

0,06 Ohm R1PE_Z5

0,06 Ohm

RFPP_Z5

0,22 Ohm RFPE_Z5

0,30 Ohm


23






POSICIÓN

tBreaker 0,02 Sg

I1Scale

160

U1Scale

600

I1r

5

U1r

63,509

Inominal 849



SECUNDARIA

67N




0,5

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0,32



21

Operation_Z1 Dirección Z1 #N/A Operation_Z1 Dirección Z1 #N/A

OperationPP_Z1 Estado Z1 #N/A OperationPE_Z1 Estado Z1 #N/A

X1PP_Z1

#N/A X1PE_Z1

#N/A

R1PP_Z1

#N/A R1PE_Z1

#N/A

RFPP_Z1

#N/A RFPE_Z1

#N/A

Timer t1PP Temporización #N/A Timer T1PE Temporización #N/A

t1PP

#N/A T1PE

#N/A



X1PP_Z2

#N/A X1PE_Z2

#N/A

R1PP_Z2

#N/A R1PE_Z2

#N/A

RFPP_Z2

#N/A RFPE_Z2

#N/A


t2PP

#N/A t2PE

#N/A



X1PP_Z3

#N/A X1PE_Z3

#N/A

R1PP_Z3

#N/A R1PE_Z3

#N/A

RFPP_Z3

#N/A RFPE_Z3

#N/A

Timer t3PP Temporización #N/A Timer t3PE Temporización #N/A

t3PP

#N/A t3PE

#N/A


OperationPP_Z4 Estado Z4 #N/A OperationPP_Z4 Estado Z4 #N/A

X1PP_Z4

#N/A X1PE_Z4

#N/A

R1PP_Z4

#N/A R1PE_Z4

#N/A

RFPP_Z4

#N/A RFPE_Z4

#N/A


t4PP

#N/A t4PE

#N/A



X1PP_Z5

#N/A X1PE_Z5

#N/A

R1PP_Z5

#N/A R1PE_Z5

#N/A

RFPP_Z5

#N/A RFPE_Z5

#N/A


24






2.1.2.1 FUNCIÓN 67N. CARACTERÍSTICA.


siguiente:





25









(IN>> =100), luego:


capacidad máxima de transporte (843,53 Amperios):






Por lo tanto:

26












70% ENTRE 39660 Y 79625 IBIZA4.

Intensidad de Falta: 14059,2 @ -87 Amperios Primarios.

MONOFÁSICA 70% TORRENT-IBIZA4


FALTA

Mód. 14059,2 4686,39 4686,39 14059,2 0 0

Áng. -87 (+) -87 (+) -87 (+) -87 (+) 0 0

39660

TORRENT

79625

IBIZA4

Mód. 2735,6 721,8 721,8 2355,3 190,6 190,6

Áng. -88 (+) -87 (+) -87 (+) -87 (+) -91 (-) -91 (-)

39660

TORRENT

39650

EULALIA

Mód. 376,5 46,2 46,2 217,4 79,8 79,8

Áng. 98 (-) 105 (-) 105 (-) 101 (-) 94 (+) 94 (+)

27






79660

TORRENT

39625

IBIZA4

Mód. 1466,5 676,5 676,5 1841,8 188,3 188,3

Áng. 94 (-) 93 (-) 93 (-) 93 (-) -91 (-) -91 (-)






28







BARRAS DE 79625 IBIZA 4

Intensidad de Falta 14409,6@ -88º Amperios Primarios.

MONOFÁSICA EN BARRAS DE 79625 IBIZA 4


FALTA

Mód. 14409 4803,2 4803,2 14409 0 0

Áng. -88 (+) -88 (+) -88 (+) -88 (+) 0 0

39660

TORRENT

79625

IBIZA4

Mód. 633,3 13,6 13,6 237,9 197,8 197,8

Áng. -84 (+) -73 (+) -73 (+) -83 (+) -85 (-) -85 (-)

39660

TORRENT

39650

EULALIA

Mód. 372,3 27,1 27,1 178,3 97,1 97,1

Áng. 103 (-) 107 (-) 107 (-) 104 (-) 102 (+) 102 (+)

79660

TORRENT

39625

IBIZA4

Mód. 626,4 13,5 13,5 235,3 195,6 195,6

Áng. -84 (+) -73 (+) -73 (+) -83 (+) -85 (-) -85 (-)



disparo se produciría en un tiempo igual a 1,2 segundos (Ya que se encuentra dentro

de la zona temporizada al ser la intensidad menor de 800 Amperios Primarios).

29






Por lo tanto este valor de corriente no ajusta el tiempo de actuación ante dicha

falta establecido por lo criterios de ajuste. A continuación se realiza un cortocircuito

bifásico a tierra en la subestación de destino, para establecer el peor caso en el ajuste

entre la zona instantánea y temporizada de la protección 67N.

2.1.2.4 FALTA BIFASICA A TIERRA EN BARRAS

DE 39650 SANTA EULALIA

Intensidad de Falta 30.076,6 Amperios Primarios.

BIFÁSICA A TIERRA EN BARRAS DE 39650 SANTA EULALIA


FALTA

Mód. 24286,5 9169,3 1074,3 0 15085,1 14991,5

Áng. 92 (+) -88 (+) 91 (+) 0 128 (+) 56 (+)

39660

TORRENT

79625

IBIZA4

Mód. 1067,4 26,1 3,1 333,3 363,2 372,6

Áng. 96 (+) -73 (+) 106 (+) 95 (-) 100 (-) 92 (+)

39660

TORRENT

39650

EULALIA

Mód. 627,5 51,8 6,1 163,6 234,5 240,2

Áng. -77 (-) 107 (-) -74 (-) -78 (+) -64 (+) 88 (-)

30






79660

TORRENT

79625

IBIZA4

Mód. 1055,8 25,8 3 329,7 359,2 368,6

Áng. 96 (+) -73 (+) 106 (+) 95 (-) 100 (-) 92 (+)





Este valor a provoca una actuación en la zona instantánea de la protección lo

cual no cumple los requisitos de ajuste.



DE LA LINEA.

PROTECCION

OBJETO DE

ESTUDIO

PROTECCIONES A

ESPALDAS

ORIENTACIÓN 79625 IBIZA 4 39650 SANTA

EULALIA

39650 IBIZA 4

FALTA 20% 210 Ω 13 Ω 160 Ω

50% 140 Ω 12 Ω 95 Ω

80% 64 Ω 11 Ω 24 Ω

31










que la protección estudiada la vea con una resistencia mucho menor a su resistencia

mínima de arranque, lo que la hace disparar antes que las que tiene a espaldas.


FUNCIÓN 67 N.





Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% 2735,6 A 200 ms

Falta Monofasica

en Barras

633,3 A 400ms-600ms

Falta bifásica en

Barras

1067,4 A 400ms-600ms

32



















Ajuste

Arranque

(Amperios de Rele)

1,25 A_sec

Dial 0,1

Tipo de curva Standard Inverse

33







Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% A 2735,6 A 200 ms (51N)

Falta Monofasica en

Barras

C 633,3 A 606ms

Falta bifásica en Barras B 1067,4 A 414ms




34








R X

Secuencia Positiva 0,07013 0,34804


La zona 1 de dicha protección se encuentra ajustada a 0,24 @ 71,5, lo que hace que

la zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):

√



√

Es decir, 1,32 veces la longitud de la linea.

35








36







PROTECCION 21 DE LA LINEA IBIZA4

79625 A SAN ANTONIO 79635.

La zona 1 de la protección situada en la protección de destino que protege dicha línea

está ajustada a 3,59943 @ 71,45 Ohmios, siendo la línea que protege de:

R X




√

37











corta de la subestación de destino (Ibiza4) sea despejada en primera zona por la

protección situada en dicha línea y que a su vez esta falta no sea vista en segunda


38






2.1.2.9 FALTA TRIFASICA Y BIFASICA A

TIERRA EN LA LINEA IBIZA4 79625 A

IBIZA23 39610.

La linea a la quese hece referencia es una linea de 104 metros de longitud, con las

siguientes características:

R X



Por lo tanto se hace prescindible el uso de la protección de distancia en este caso.

2.1.2.10 COORDINACIÓN CON LA LINEA

IBIZA4 79625 A IBIZA23 39610.

La linea a la quese hece referencia es una linea de 118 metros de longitud, con las


R X




39







PROTECCION 21 DE LA LINEA IBIZA4

39625 A TORRENT 79660.



R X




√

40









Como se puede apreciar en la gráfica superior existe selectivad entre ambos

elementos.

41














42






2.1.3 POSICION IBIZA 4.







43






SUBESTACIÓN TORRENT Station Name

LÍNEA

Length unit KM BUS

Line length

2,30 Km POSICIÓN IBIZA 1 Object Name

X1

0,08 Ohm

PROTECCIONES PRIMARIA TNR66IBZ1_P1

R1

0,04 Ohm

SECUNDARIA TNR66IBZ1_P2

X0

0,04 Ohm

R0 0,11 Ohm



PRIMARIA

67N





tMin_TEF

0,05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0,41



21



X1PP_Z1

0,06 Ohm X1PE_Z1

0,06 Ohm

R1PP_Z1

0,03 Ohm R1PE_Z1

0,03 Ohm

RFPP_Z1

0,12 Ohm RFPE_Z1

0,17 Ohm


t1PP

0 t1PE

0



X1PP_Z2

0,12 Ohm X1PE_Z2

0,12 Ohm

R1PP_Z2

0,06 Ohm R1PE_Z2

0,06 Ohm

RFPP_Z2

0,23 Ohm RFPE_Z2

0,30 Ohm


t2PP

0,21 t2PE

0,21



X1PP_Z3

1,95 Ohm X1PE_Z3

1,95 Ohm

R1PP_Z3

0,57 Ohm R1PE_Z3

0,57 Ohm

RFPP_Z3

2,67 Ohm RFPE_Z3

10,67 Ohm


t3PP

0,8 t3PE

0,8



X1PP_Z4

0,11 Ohm X1PE_Z4

0,11 Ohm

R1PP_Z4

0,06 Ohm R1PE_Z4

0,06 Ohm

RFPP_Z4

0,22 Ohm RFPE_Z4

0,30 Ohm


t4PP

0 t4PE

0



X1PP_Z5

0,11 Ohm X1PE_Z5

0,11 Ohm

R1PP_Z5

0,06 Ohm R1PE_Z5

0,06 Ohm

RFPP_Z5

0,22 Ohm RFPE_Z5

0,30 Ohm


44






POSICIÓN

tBreaker 0,02 Sg

I1Scale

160

U1Scale

600

I1r

5

U1r

63,509

Inominal 849



SECUNDARIA

67N




0,5

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0,32



21



X1PP_Z1

#N/A X1PE_Z1

#N/A

R1PP_Z1

#N/A R1PE_Z1

#N/A

RFPP_Z1

#N/A RFPE_Z1

#N/A


t1PP

#N/A T1PE

#N/A



X1PP_Z2

#N/A X1PE_Z2

#N/A

R1PP_Z2

#N/A R1PE_Z2

#N/A

RFPP_Z2

#N/A RFPE_Z2

#N/A


t2PP

#N/A t2PE

#N/A



X1PP_Z3

#N/A X1PE_Z3

#N/A

R1PP_Z3

#N/A R1PE_Z3

#N/A

RFPP_Z3

#N/A RFPE_Z3

#N/A


t3PP

#N/A t3PE

#N/A


OperationPP_Z4 Estado Z4 #N/A OperationPP_Z4 Estado Z4 #N/A

X1PP_Z4

#N/A X1PE_Z4

#N/A

R1PP_Z4

#N/A R1PE_Z4

#N/A

RFPP_Z4

#N/A RFPE_Z4

#N/A


t4PP

#N/A t4PE

#N/A



X1PP_Z5

#N/A X1PE_Z5

#N/A

R1PP_Z5

#N/A R1PE_Z5

#N/A

RFPP_Z5

#N/A RFPE_Z5

#N/A


45






2.1.3.1 FUNCIÓN 67N. CARACTERÍSTICA.


siguiente:





46









(IN>> =100), luego:








Por lo tanto:

47










subestación de destino


70% ENTRE 79660 TORRENT Y 39625

IBIZA 4.

Intensidad de Falta: 14055,9@-87 Amperios Primarios.

MONOFÁSICA 70% TORRENT-IBIZA4


FALTA

Mód. 14055.9 4685.3 4685.3 14055.9 0 0

Áng. -87 (+) -87 (+) -87 (+) -87 (+) 0 0

79660

TORRENT

39625

IBIZA4

Mód. 2751.1 729.2 729.2 2375.4 188.3 188.3

Áng. -88(+) -87(+) -87(+) -87(+) -91(-) -91(-)

48






39660

TORRENT

39650

EULALIA

Mód. 376.4 46.2 46.2 217.4 79.8 79.8

Áng. 98(-) 105(-) 105(-) 101(-) 94(+) 94(+)

39660

TORRENT

79625

IBIZA4

Mód. 1482.2 684 684 1862 190.6 190.6

Áng. 94 (-) 93 (-) 93 (-) 93(-) -91(-) -91(-)






49







BARRAS DE 39625 IBIZA 4

Intensidad de Falta 14409.6@-88 Amperios Primarios.

MONOFÁSICA EN BARRAS DE 39625 IBIZA 4


FALTA

Mód. 14409.6 4803.2 4803.2 14409.6 0 0

Áng. -88(+) -88(+) -88(+) -88(+) 0 0

79660

TORRENT

39625

IBIZA4

Mód. 626.8 13.5 13.5 235.3 195.6 195.6

Áng. -84(+) -73 (+) -73 (+) -83 (+) -85(-) -85(-)

39660

TORRENT

39650

EULALIA

Mód. 372.13 27.1 27.1 178.3 97.1 97.1

Áng. 103 (-) 107 (-) 107 (-) 104(-) 102(+) 102(+)

39660

TORRENT

79625

IBIZA4

Mód. 633.3 13.6 13.6 237.9 197.8 197.8

Áng. -84(+) -73(+) -73(+) -83(+) -85(-) -85(-)



disparo se produciría en un tiempo igual a unos 1,2 segundos (Ya que se encuentra

dentro de la zona temporizada al ser la intensidad menor de 800 Amperios

Primarios).

50











BARRAS DE 39625 IBIZA 4.

Intensidad de Falta 13817.8@56 Amperios Primarios.

BIFÁSICA A TIERRA EN BARRAS DE 39625 IBIZA 4


FALTA

Mód. 22463.9 8429.7 942.1 0 13817.8 13817.8

Áng. 92(+) -88(+) 91(+) 0 128(+) 56(+)

79660

TORRENT

39625

IBIZA4

Mód. 1012 25.9 2.9 314.8 344.8 354.1

Áng. 96(+) -73(+) 106(+) 95(-) 100(-) 92(+)

39660

TORRENT

39650

EULALIA

Mód. 601.5 52.1 5.8 154.4 226.3 231.9

Áng. -77(-) 107(-) -74(-) -78(+) -63(+) -89(-)

39660

TORRENT

79625

IBIZA4

Mód. 1023.1 26.2 2.9 318.3 348.6 358

Áng. 96(+) -73(+) 106(+) 95(-) 100(-) 92(+)


51






La intensidad leída por le relé es de 1012 Amperios primarios por lo que el



Este valor provoca una actuación en la zona instantánea de la protección lo cual no

cumple los requisitos de ajuste.


FUNCIÓN 67 N.





Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% 2751.1 A 200 ms

Falta Monofásica

en Barras

626,8 A 400ms-600ms

Falta bifásica en

Barras

1012 A 400ms-600ms

52











intensidad igual a 1012 Amperios primarios .








Ajuste

Arranque

(Amperios de Rele)

1,25 A_sec

Dial 0,1


53







Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% A 2751.1 A 200 ms (51N)

Falta Monofasica en

Barras

C 626,8 A 600ms

Falta bifásica en Barras B 1012 A 412ms




54







ARRANQUE PARA EL 20%, 50% y

80% DE LA LINEA.

PROTECCION

OBJETO DE

ESTUDIO

PROTECCIONES A

ESPALDAS

ORIENTACIÓN 39625 IBIZA 4 39650 SANTA

EULALIA

79625 IBIZA 4

FALTA 20% 220Ω 15Ω 170Ω

50% 150Ω 10Ω 100Ω

80% 135Ω 10Ω 100Ω





que la protección estudiada la vea con una resistencia mucho menor a su resistencia


55








R X





√



√

Es decir, 1,3 veces la longitud de la linea.

56








57







PROTECCION 21 DE LA LINEA

IBIZA4 79625 A SAN ANTONIO 79635.



R X




√

58











corta de la subestación de destino (Ibiza4) sea despejada en primera zona por la



59







IBIZA4 79625 A IBIZA23 39610.

La linea a la que se hace referencia es una linea de 104 metros de longitud, con las


R X





IBIZA4 79625 A IBIZA23 39610.

La linea a la que se hace referencia es una linea de 118 metros de longitud, con las


R X




60







PROTECCION 21 DE LA LINEA

IBIZA4 39625 A TORRENT 79660.



R X




√

61







subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección situada en la


Como se puede apreciar en la gráfica superior existe selectivad entre ambos

elementos.

62














63






2.2 SUBESTACIÓN DE SANTA EULALIA.

39635

SAN

ANTONIO

39660

TORRENT

64






2.2.1 POSICIÓN SAN ANTONIO

BUS DE SALIDA 79650 – SANTA EULALIA

BUS DE DESTINO 39635 – SAN ANTONIO





65






SUBESTACIÓN STA EULALIA Station Name

LÍNEA

Length unit KM BUS

Line length

14.88 Km POSICIÓN SAN ANTONIO Object Name

X1

1.59 Ohm

PROTECCIONES PRIMARIA EUL66SAN_P1

R1

0.45 Ohm

SECUNDARIA EUL66SAN_P2

X0

5.38 Ohm

R0 1.22 Ohm



PRIMARIA

67N




Operation_TEF

OFF

tMin_TEF

0.05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0.29



21



X1PP_Z1

1.32 Ohm X1PE_Z1

1.32 Ohm

R1PP_Z1

0.38 Ohm R1PE_Z1

0.38 Ohm

RFPP_Z1

2.67 Ohm RFPE_Z1

8.92 Ohm


t1PP

0 t1PE

0



X1PP_Z2

1.90 Ohm X1PE_Z2

1.90 Ohm

R1PP_Z2

0.54 Ohm R1PE_Z2

0.54 Ohm

RFPP_Z2

2.67 Ohm RFPE_Z2

10.67 Ohm


t2PP

0.26 t2PE

0.26



X1PP_Z3

3.22 Ohm X1PE_Z3

3.22 Ohm

R1PP_Z3

0.92 Ohm R1PE_Z3

0.92 Ohm

RFPP_Z3

2.67 Ohm RFPE_Z3

10.67 Ohm


t3PP

0.9 t3PE

0.9



X1PP_Z4

2.38 Ohm X1PE_Z4

2.38 Ohm

R1PP_Z4

0.68 Ohm R1PE_Z4

0.68 Ohm

RFPP_Z4

2.67 Ohm RFPE_Z4

10.67 Ohm


t4PP

0 t4PE

0



X1PP_Z5

1.13 Ohm X1PE_Z5

1.13 Ohm

R1PP_Z5

0.32 Ohm R1PE_Z5

0.32 Ohm

RFPP_Z5

2.67 Ohm RFPE_Z5

7.62 Ohm


66






POSICIÓN

tBreaker 0.02 Sg

I1Scale

160

U1Scale

600

I1r

5

U1r

63.509

Inominal 577



SECUNDARIA

67N



Operation_TEF

OFF tMin_TEF

0.05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0.3



21



X1PP_Z1

1.32 Ohm X1PE_Z1

1.32 Ohm

R1PP_Z1

0.38 Ohm R1PE_Z1

0.38 Ohm

RFPP_Z1

2.67 Ohm RFPE_Z1

8.92 Ohm


t1PP

0 T1PE

0



X1PP_Z2

1.90 Ohm X1PE_Z2

1.90 Ohm

R1PP_Z2

0.54 Ohm R1PE_Z2

0.54 Ohm

RFPP_Z2

2.67 Ohm RFPE_Z2

10.67 Ohm


t2PP

0.26 t2PE

0.26



X1PP_Z3

3.22 Ohm X1PE_Z3

3.22 Ohm

R1PP_Z3

0.92 Ohm R1PE_Z3

0.92 Ohm

RFPP_Z3

2.67 Ohm RFPE_Z3

10.67 Ohm


t3PP

0.9 t3PE

0.9


OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF OperationPP_Z4 Estado Z4 OFF

X1PP_Z4

2.00 Ohm X1PE_Z4

2.00 Ohm

R1PP_Z4

2.00 Ohm R1PE_Z4

2.00 Ohm

RFPP_Z4

2.00 Ohm RFPE_Z4

2.00 Ohm


t4PP

0 t4PE

0


OperationPP_Z5 Estado Z5 OFF OperationPE_Z5 Estado Z5 OFF

X1PP_Z5

2.00 Ohm X1PE_Z5

2.00 Ohm

R1PP_Z5

2.00 Ohm R1PE_Z5

2.00 Ohm

RFPP_Z5

2.00 Ohm RFPE_Z5

2.00 Ohm


67








siguiente:



Además, se observa como existe una zona para corrientes superiores a 60 amperios

en las que el relé no llegaría ni arrancar.

68









(IN>> =100), luego:








Por lo tanto:

69












70% ENTRE 79650 SANTA EULALIA Y

39635 SAN ANTONIO.

Intensidad de Falta: 6060.6 @ -80 Amperios Primarios.

MONOFÁSICA 70% SAN ANTONIO-SANTA EULALIA


FALTA

Mód. 6060.6 2020.2 2020.2 6060.6 0 0

Áng. -80 (+) -80 (+) -80 (+) -80 (+) 0 0

79650

EULALIA

39635

ANTONIO

Mód. 2033.0 672.9 672.9 2023.5 6.3 6.3

Áng. -79 (+) -79 (+) -79 (+) -79 (+) -39 (-) -39 (-)

39650

EULALIA

39660

TORRENT

Mód. 539.2 672.9 672.9 1523.0 497.0 497.0

Áng. -69 (-) -79 (-) -79 (-) -78 (-) 97(-) 97 (-)


70











BARRAS DE 39635 SAN ANTONIO.

Intensidad de Falta 8228.4 @ -82 Amperios Primarios.

MONOFÁSICA EN BARRAS DE 39635 SAN ANTONIO


FALTA

Mód. 8228.4 27428.8 27428.8 8228.4 0 0

Áng. -82 (+) -82 -82 -82 (+) 0 0

79650

EULALIA

39635

ANTONIO

Mód. 930.4 527.9 527.9 1364.6 221.7 221.7

Áng. -76(+) -82(+) -82(+) -80(+) 90(+) 90(+)

39650

EULALIA

39660

TORRENT

Mód. 213.6 527.9 527.9 1124.6 459.6 459.6

Áng. -66 (-) -82 (-) -82 (-) -81 (-) 96(-) 96(-)


71














BARRAS 39635 SAN ANTONIO.

Intensidad de Falta 10324.0@ 98 Amperios Primarios.

BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39635 SAN ANTONIO


FALTA

Mód. 10324.0 5140.6 1699.3 0 7876.0 7838.1

Áng. 98(+) -82(+) 97(+) 0 147 (+) 49 (+)

79650

EULALIA

39635

ANTONIO

Mód. 1167.3 989.4 327.0 278.1 1384.2 1310.9

Áng. 104 (+) -82(+) 98(+) -90(+) 157(+) 41 (+)

39650

EULALIA

39660

TORRENT

Mód. 268.0 989.4 327.0 576.7 1238.2 1189.8

Áng. 114 (-) -82 (-) 98 (-) -84 (-) 168(-) 29 (-)


72









Este valor al igual que el producido por una falta monofásica a tierra en el mismo

lugar provocan una actuación en la zona instantánea de la protección lo cual no



FUNCIÓN 67 N.





Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% 2033 A 200 ms

Falta monofásica

en Barras

930,4 A 400ms-600ms

Falta bifásica en

Barras

1167,3 A 400ms-600ms

73







ajustada a un valor comprendido entre 2033 (Falta Monofásica al 70% de la línea) y

el valor máximo de corriente producido por las faltas monofásicas y bifásicas a tierra

en la barras de la subestación de destino. En este caso el valor más restrictivo es

producido por la falta bifásica a tierra la cual produce que el relé vea una intensidad

igual a 1167,3 Amperios primarios .








Ajuste

Arranque

(Amperios de Rele)

0,85 A_sec

Dial 0,15


74







Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% A 2033 A 200ms (51N)

Falta Monofasica en

Barras

C 930,4 A 418ms





75








DE LA LINEA.

PROTECCION

OBJETO DE

ESTUDIO

PROTECCIONES A

ESPALDAS

ORIENTACIÓN 39635 EULALIA 39660 TORRENT

FALTA 20% 340 Ω 80 Ω

50% 220 Ω 55 Ω

80% 140 Ω 45 Ω




(Tiempo de actuación infinito) necesitan una resistencia de 80 Ω, la cual provoca que

la protección estudiada la vea con una resistencia mucho menor a su resistencia


76








R X


Secuencia Homopolar 5.74339 19,3476

La zona 1 de dicha protección se encuentra ajustada a 5.24 @ 71,5, lo que hace que


√



√


77








78






Para comprobar la selectividad de dicha protección se realizaran

cortocircuitos Trifásicos y Bifásicos a Tierra en todas las líneas de salida de la



PROTECCION 21 DE LA LINEA 79635

SAN ANTONIO A 79625 IBIZA4


línea está ajustada a 3.62 @ 71.5 Ohmios, siendo la línea que protege de:

R X




√

79







subestación de origen. A su vez la curva verde describe la primera zona de la protección situada en la




corta de la subestación de destino (San Antonio) sea despejada en primera zona por



80








SAN ANTONIO A 39640 SAN JORGE



R X




√

81











corta de la subestación de destino (San Antonio) sea despejada en primera zona por



82














83






2.2.2 POSICIÓN TORRENT

BUS DE SALIDA 39650 – SANTA EULALIA

BUS DE DESTINO 39660 – TORRENT





84






SUBESTACIÓN STA. EULARIA Station Name

LÍNEA

Length unit KM BUS

Line length

10.13 Km POSICIÓN TORRENT Object Name

X1

1.10 Ohm

PROTECCIONES PRIMARIA EUL66TNR_P1

R1

0.33 Ohm

SECUNDARIA EUL66TNR_P2

X0

3.30 Ohm

R0 0.99 Ohm



PRIMARIA

67N




Operation_TEF

OFF

tMin_TEF

0.05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0.29



21



X1PP_Z1

0.91 Ohm X1PE_Z1

0.91 Ohm

R1PP_Z1

0.28 Ohm R1PE_Z1

0.28 Ohm

RFPP_Z1

2.18 Ohm RFPE_Z1

5.64 Ohm


t1PP

0 t1PE

0



X1PP_Z2

1.32 Ohm X1PE_Z2

1.32 Ohm

R1PP_Z2

0.40 Ohm R1PE_Z2

0.40 Ohm

RFPP_Z2

2.67 Ohm RFPE_Z2

8.12 Ohm


t2PP

0.26 t2PE

0.26



X1PP_Z3

2.34 Ohm X1PE_Z3

2.34 Ohm

R1PP_Z3

1.20 Ohm R1PE_Z3

1.20 Ohm

RFPP_Z3

2.67 Ohm RFPE_Z3

6.14 Ohm


t3PP

0.8 t3PE

0.8



X1PP_Z4

1.64 Ohm X1PE_Z4

1.64 Ohm

R1PP_Z4

0.50 Ohm R1PE_Z4

0.50 Ohm

RFPP_Z4

2.67 Ohm RFPE_Z4

10.16 Ohm


t4PP

0 t4PE

0



X1PP_Z5

1.10 Ohm X1PE_Z5

1.10 Ohm

R1PP_Z5

0.34 Ohm R1PE_Z5

0.34 Ohm

RFPP_Z5

2.62 Ohm RFPE_Z5

6.77 Ohm


85






POSICIÓN

tBreaker 0.02 Sg

I1Scale

160

U1Scale

600

I1r

5

U1r

63.509

Inominal 577



SECUNDARIA

67N



Operation_TEF

OFF tMin_TEF

0.05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0.29



21



X1PP_Z1

0.91 Ohm X1PE_Z1

0.91 Ohm

R1PP_Z1

0.28 Ohm R1PE_Z1

0.28 Ohm

RFPP_Z1

2.18 Ohm RFPE_Z1

5.64 Ohm


t1PP

0 T1PE

0



X1PP_Z2

1.32 Ohm X1PE_Z2

1.32 Ohm

R1PP_Z2

0.40 Ohm R1PE_Z2

0.40 Ohm

RFPP_Z2

2.67 Ohm RFPE_Z2

8.12 Ohm


t2PP

0.26 t2PE

0.26



X1PP_Z3

2.34 Ohm X1PE_Z3

2.34 Ohm

R1PP_Z3

1.20 Ohm R1PE_Z3

1.20 Ohm

RFPP_Z3

2.67 Ohm RFPE_Z3

6.14 Ohm


t3PP

0.8 t3PE

0.8



X1PP_Z4

0.11 Ohm X1PE_Z4

0.11 Ohm

R1PP_Z4

0.06 Ohm R1PE_Z4

0.06 Ohm

RFPP_Z4

0.22 Ohm RFPE_Z4

0.30 Ohm


t4PP

0 t4PE

0



X1PP_Z5

0.11 Ohm X1PE_Z5

0.11 Ohm

R1PP_Z5

0.06 Ohm R1PE_Z5

0.06 Ohm

RFPP_Z5

0.22 Ohm RFPE_Z5

0.30 Ohm


86








siguiente:





87









(IN>> =100), luego:








Por lo tanto:


88











70% ENTRE 39650 SANTA EULALIA Y

39660 TORRENT


MONOFÁSICA 70% SANTA EULALIA-TORRENT


FALTA

Mód. 8593.2 2864.4 2864.4 8593.2 0 0

Áng. -81 (+) -81 (+) -81 (+) -81(+) 0 0

39650

EULALIA

39660

TORRENT

Mód. 2158.7 330.2 330.2 1378.9 391.2 391.2

Áng. -85 (+) -80 (+) -80(+) -83(+) -88(-) -88 (-)

79650

EULALIA

39635

ANTONIO

Mód. 385.3 330.2 330.2 788.4 202.5 202.5

Áng. -75(-) -80(-) -80(-) -79(-) 97(-) 97(-)


89











BARRAS DE 39660 TORRENT.


MONOFÁSICA EN BARRAS DE 39660 TORRENT


FALTA

Mód. 13741.4 4580.5 4580.5 13741.4 0 0

Áng. -86 (+) -86 (+) -86 (+) -86 (+) 0 0

39650

EULALIA

39660

TORRENT

Mód. 413.3 90.2 90.2 314.7 58.1 58.1

Áng. -94 (+) -77 (+) -77 (+) -85(+) -122 (-) -122 (-)

79650

EULALIA

39635

ANTONIO

Mód. 32.4 90.2 90.2 188.6 82.5 82.5

Áng. 61(-) 103(-) 103(-) 101(-) -72 (-) -72 (-)


90







disparo se produciría en un tiempo mayor a 1 segundo (Ya que se encuentra dentro






91







BARRAS 39660 TORRENT.


BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39660 TORRENT


FALTA

Mód. 22993.6 8722.7 1105.1 0 14751.7 13803.8

Áng. 96(+) -86(+) 79(+) 0 131(+) 59(+)

39650

EULALIA

39660

TORRENT

Mód. 691.6 171.8 21.8 97.3 322.6 368.6

Áng. 88(+) -77(+) 88(+) 61(-) 123(+) 66(+)

79650

EULALIA

39635

ANTONIO

Mód. 54.2 171.8 21.8 138.1 184.3 194.7

Áng. 63(-) -77(-) 88(-) -69(-) 163(-) 39(-)



disparo se produciría en un tiempo mayor a 1 segundo (Ya que se encuentra dentro


Este valor al igual que el producido por una falta monofásica a tierra en el mismo

lugar provocan una actuación en la zona temporizada de la protección mayor a 1

segundo, lo cual no cumple los requisitos de ajuste.

92







FUNCIÓN 67 N.





Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% 2158,7 A 200 ms

Falta monofásica

en Barras

413,3 A 400ms-600ms

Falta bifásica en

Barras

691,6 A 400ms-600ms







93













Ajuste

Arranque

(Amperios de Rele)

0,85 A_sec

Dial 0,1


94







Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% A 2158,7 A 200ms (51N)

Falta Monofasica en

Barras

C 413,3 A 622ms


Como se puede apreciar en los valores ajustados la protección temporizada

coordina las faltas en las barras de la subestación de destino entre 0,4 y 0,6 ms lo

cual era exigido para una correcta coordinación de la protección.

95








DE LA LINEA.

PROTECCION

OBJETO DE

ESTUDIO

PROTECCIONES A

ESPALDAS

ORIENTACIÓN 39650 EULALIA 39635 SAN ANTONIO

FALTA 20% 270 Ω 50 Ω

50% 190 Ω 30 Ω

80% 110 Ω 17 Ω







96








R X



La zona 1 de dicha protección se encuentra ajustada a 3,60@ 71,5, lo que hace que la

zona 1 este ajustada a una determinada distancia de la línea (porcentaje):

√



√


97








98








destino.



TORRENT A 79625 IBIZA 4



R X




√

99










ambos elementos no es la correcta, debido a que la zona 2 de la protección situada en

la subestación de origen, cubre la primera zona de la protección de la subestación de

destino. Por lo que, la segunda zona de la protección situada en la subestación de

origen no tiene un ajuste correcto.

100








TORRENT A 79625 IBIZA 4



R X




√

101














102







FUNCIÓN 21.

Como se ha estudiado y comprobado anteriormente, la protección 21 no

cumple los requisitos en cuanto a coordinación con las protecciones situadas en las

subestaciones de destino de las líneas 39660 TORRENT A 79625 IBIZA 4 y 39660

TORRENT A 79625 IBIZA 4. Por lo tanto se realiza un reajuste de las protecciones

con la finalidad de corregir la sobre protección de las unidades.

En este caso la línea mas corta de salida de la subestación de destino es la

39660 TORRENT A 79625 IBIZA 4, cuyos parámetros son:

R X



La línea a la que protege la protección a estudio cuenta con los siguientes

parámetros:

R X



La zona 2 de dicha protección se encuentra ajustada a 5,22 @ 71,5.

103






El valor mínimo de ajuste se establece como el valor de impedancia propio de

la línea en la que se sitúa la protección:

√

Manteniendo el ángulo existente de ajuste, se realiza un pequeño calculo con

la finalidad de obtener el valor máximo de impedancia al que la protección puede ser

ajustada:

√ √

Escogiendo un valor intermedio y cercano al valor máximo, se establece el

ajuste de la segunda zona en 4,3 @ 71,5 Ω.

De tal manera que la coordinación con las protecciones en la subestación de

destino queda de la siguiente forma:

104






Se puede apreciar cómo se ha conseguido que la segunda zona de la

subestación de origen no sobre proteja la primera zona de la subestación de destino.

105














106






2.2 SUBESTACIÓN DE SAN ANTONIO.

79650

SANTA

EULALIA

39640

SAN

JORGE

79625

IBIZA4

107






2.2.1 POSICIÓN SANTA EULALIA

BUS DE SALIDA 39635 – SAN ANTONIO

BUS DE DESTINO 79650 – SANTA EULALIA





108






SUBESTACIÓN SAN ANTONIO Station Name

LÍNEA

Length unit KM BUS

Line length

14.88 Km POSICIÓN STA EULALIA 1 Object Name

X1

1.59 Ohm

PROTECCIONES PRIMARIA SAN66EUL_P1

R1

0.45 Ohm

SECUNDARIA SAN66EUL_P2

X0

5.38 Ohm

R0 1.22 Ohm



PRIMARIA

67N




Operation_TEF

OFF

tMin_TEF

0.05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0.32



21



X1PP_Z1

1.32 Ohm X1PE_Z1

1.32 Ohm

R1PP_Z1

0.38 Ohm R1PE_Z1

0.38 Ohm

RFPP_Z1

2.67 Ohm RFPE_Z1

8.92 Ohm


t1PP

0 t1PE

0



X1PP_Z2

2.08 Ohm X1PE_Z2

2.08 Ohm

R1PP_Z2

0.59 Ohm R1PE_Z2

0.59 Ohm

RFPP_Z2

2.67 Ohm RFPE_Z2

10.67 Ohm


t2PP

0.21 t2PE

0.21



X1PP_Z3

3.22 Ohm X1PE_Z3

3.22 Ohm

R1PP_Z3

0.98 Ohm R1PE_Z3

0.98 Ohm

RFPP_Z3

2.67 Ohm RFPE_Z3

10.67 Ohm


t3PP

0.9 t3PE

0.9



X1PP_Z4

2.38 Ohm X1PE_Z4

2.38 Ohm

R1PP_Z4

0.68 Ohm R1PE_Z4

0.68 Ohm

RFPP_Z4

2.67 Ohm RFPE_Z4

10.67 Ohm


t4PP

0 t4PE

0



X1PP_Z5

1.15 Ohm X1PE_Z5

1.15 Ohm

R1PP_Z5

0.33 Ohm R1PE_Z5

0.33 Ohm

RFPP_Z5

2.67 Ohm RFPE_Z5

7.72 Ohm


109






POSICIÓN

tBreaker 0.02 Sg

I1Scale

160

U1Scale

600

I1r

5

U1r

63.509

Inominal 577



SECUNDARIA

67N



Operation_TEF

OFF tMin_TEF

0.05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0.32



21



X1PP_Z1

1.32 Ohm X1PE_Z1

1.32 Ohm

R1PP_Z1

0.38 Ohm R1PE_Z1

0.38 Ohm

RFPP_Z1

2.67 Ohm RFPE_Z1

8.92 Ohm


t1PP

0 T1PE

0



X1PP_Z2

2.08 Ohm X1PE_Z2

2.08 Ohm

R1PP_Z2

0.59 Ohm R1PE_Z2

0.59 Ohm

RFPP_Z2

2.67 Ohm RFPE_Z2

10.67 Ohm


t2PP

0.21 t2PE

0.21



X1PP_Z3

3.22 Ohm X1PE_Z3

3.22 Ohm

R1PP_Z3

0.98 Ohm R1PE_Z3

0.98 Ohm

RFPP_Z3

2.67 Ohm RFPE_Z3

10.67 Ohm


t3PP

0.9 t3PE

0.9



X1PP_Z4

0.11 Ohm X1PE_Z4

0.11 Ohm

R1PP_Z4

0.06 Ohm R1PE_Z4

0.06 Ohm

RFPP_Z4

0.22 Ohm RFPE_Z4

0.30 Ohm


t4PP

0 t4PE

0



X1PP_Z5

0.11 Ohm X1PE_Z5

0.11 Ohm

R1PP_Z5

0.06 Ohm R1PE_Z5

0.06 Ohm

RFPP_Z5

0.22 Ohm RFPE_Z5

0.30 Ohm


110








siguiente:





111









(IN>> =100), luego:








Por lo tanto:


112











70% ENTRE 39635 SAN ANTONIO Y

79650 SANTA EULALIA


MONOFÁSICA 70% SAN ANTONIO-SANTA EULALIA


FALTA

Mód. 5770.9 1923.6 1923.6 5770.9 0 0

Áng. -79(+) -79(+) -79(+) -79(+) 0 0

39635

ANTONIO

79650

EULALIA

Mód. 2119.1 922.2 922.2 2550.6 216.8 216.8

Áng. -78(+) -79(+) -79(+) -79(-) 96(+) 96(+)

79635

ANTONIO

79625

IBIZA 4

Mód. 428.5 522.2 522.2 1185.8 381.7 381.7

Áng. 110(-) 101(-) 101(-) 102(-) -82(-) -82(-)

39635

ANTONIO

39640

JORGE

Mód. 490.4 400.0 400.0 962.7 238 238

Áng. 106(-) 100(-) 100(-) 101(-) -84(-) -84(-)


113











BARRAS DE 79650 SANTA EULALIA.


MONOFÁSICA EN BARRAS 79650 SANTA EULALIA


FALTA

Mód. 7035.0 2345.0 2345.0 7035.0 0 0

Áng. -81(+) -81(+) -81(+) -81(+) 0 0

39635

ANTONIO

79650

EULALIA

Mód. 1021.6 794.4 794.4 1927.1 458.7 458.7

Áng. -74(+) -81(+) -81(+) -80(+) 93(+) 93(+)

79635

ANTONIO

79625

IBIZA 4

Mód. 180.7 438.5 438.5 935.3 380.5 380.5

Áng. 114(-) 99(-) 99(-) 100(-) -83(-) -83(-)

114






39635

ANTONIO

39640

JORGE

Mód. 236.7 356.0 356.0 789.5 279.0 279.0

Áng. 110(-) 99(-) 99(-) 100(-) -84(-) -84(-)









115







BARRAS DE 79650 SANTA EULALIA.


BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 79650 SANTA EULALIA


FALTA

Mód. 8643.8 4406.0 1525.0 0 6671.1 6754.0

Áng. 98(+) -81(+) 100(+) 0 149(+) 49(+)

39635

ANTONIO

79650

EULALIA

Mód. 1255.2 1492.6 516.6 563.6 1998.0 1923.6

Áng. -74(+) 99(+) -80(+) 93(+) 18(+) -143(+)

79635

ANTONIO

79625

IBIZA 4

Mód. 222.0 823.8 285.1 467.5 1032.9 1005.4

Áng. -67(-) 99(-) -80(-) 96(-) -10(-) -151(-)

39635

ANTONIO

39640

JORGE

Mód. 290.9 668.8 231.5 342.8 854.3 826.9

Áng. -70(-) 99(-) -80(-) 95(-) -12(-) -149(-)


116













FUNCIÓN 67 N.





Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% 2119,1 A 200 ms

Falta monofásica

en Barras

1021,6 A 400ms-600ms

Falta bifásica en

Barras

1255,2 A 400ms-600ms

117



















Ajuste

Arranque

(Amperios de Rele)

0,85 A_sec

Dial 0,25


118







Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% A 2119,1 A 200ms(51N)

Falta Monofasica en

Barras

C 1021,6 A 518ms





119








DE LA LINEA.

PROTECCION

OBJETO DE

ESTUDIO

PROTECCIONES A

ESPALDAS

ORIENTACIÓN 39635

ANTONIO

79625

IBIZA 4

39640

JORGE

FALTA 20% 320 Ω 65 Ω 75 Ω

50% 230 Ω 45 Ω 50 Ω

80% 125 Ω 25 Ω 30 Ω







120








R X


Secuencia Homopolar 5.74339 19,3476



√



√

Es decir, es 1.38 veces la línea que protege.

121








122






Para comprobar la selectividad de dicha protección se realizaran

cortocircuitos Trifásicos y Bifásicos a Tierra en todas las líneas de salida de la



PROTECCION 21 DE LA LINEA SAN

39650 SANTA EULALIA A 39660

TORRENT.



R X




√

123











corta de la subestación de destino (Santa Eulalia) sea despejada en primera zona por



124














125






2.2.2 POSICIÓN IBIZA 4







126






SUBESTACIÓN SANT ANTONI Station Name

LÍNEA

Length unit KM BUS

Line length

10.30 Km POSICIÓN EIVISSA 4 Object Name

X1

1.10 Ohm

PROTECCIONES PRIMARIA SAN66IBZ_P1

R1

0.31 Ohm

SECUNDARIA SAN66IBZ_P2

X0

3.73 Ohm

R0 0.85 Ohm



PRIMARIA

67N




Operation_TEF

OFF

tMin_TEF

0.05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0.29



21



X1PP_Z1

0.92 Ohm X1PE_Z1

0.92 Ohm

R1PP_Z1

0.26 Ohm R1PE_Z1

0.26 Ohm

RFPP_Z1

2.23 Ohm RFPE_Z1

6.18 Ohm


t1PP

0 t1PE

0



X1PP_Z2

1.32 Ohm X1PE_Z2

1.32 Ohm

R1PP_Z2

0.38 Ohm R1PE_Z2

0.38 Ohm

RFPP_Z2

2.67 Ohm RFPE_Z2

8.90 Ohm


t2PP

0.26 t2PE

0.26



X1PP_Z3

2.34 Ohm X1PE_Z3

2.34 Ohm

R1PP_Z3

0.67 Ohm R1PE_Z3

0.67 Ohm

RFPP_Z3

2.67 Ohm RFPE_Z3

10.67 Ohm


t3PP

0.8 t3PE

0.8



X1PP_Z4

1.65 Ohm X1PE_Z4

1.65 Ohm

R1PP_Z4

0.47 Ohm R1PE_Z4

0.47 Ohm

RFPP_Z4

2.67 Ohm RFPE_Z4

10.67 Ohm


t4PP

0 t4PE

0



X1PP_Z5

1.15 Ohm X1PE_Z5

1.15 Ohm

R1PP_Z5

0.33 Ohm R1PE_Z5

0.33 Ohm

RFPP_Z5

2.67 Ohm RFPE_Z5

7.72 Ohm


127








SECUNDARIA

67N



Operation_TEF

OFF tMin_TEF

0.05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0.32



21



X1PP_Z1

0.92 Ohm X1PE_Z1

0.92 Ohm

R1PP_Z1

0.26 Ohm R1PE_Z1

0.26 Ohm

RFPP_Z1

2.23 Ohm RFPE_Z1

6.18 Ohm


t1PP

0 T1PE

0



X1PP_Z2

1.32 Ohm X1PE_Z2

1.32 Ohm

R1PP_Z2

0.38 Ohm R1PE_Z2

0.38 Ohm

RFPP_Z2

2.67 Ohm RFPE_Z2

8.90 Ohm


t2PP

0.26 t2PE

0.26



X1PP_Z3

2.34 Ohm X1PE_Z3

2.34 Ohm

R1PP_Z3

0.67 Ohm R1PE_Z3

0.67 Ohm

RFPP_Z3

2.67 Ohm RFPE_Z3

10.67 Ohm


t3PP

0.8 t3PE

0.8



X1PP_Z4

2.00 Ohm X1PE_Z4

2.00 Ohm

R1PP_Z4

2.00 Ohm R1PE_Z4

2.00 Ohm

RFPP_Z4

2.00 Ohm RFPE_Z4

2.00 Ohm


t4PP

0 t4PE

0



X1PP_Z5

2.00 Ohm X1PE_Z5

2.00 Ohm

R1PP_Z5

2.00 Ohm R1PE_Z5

2.00 Ohm

RFPP_Z5

2.00 Ohm RFPE_Z5

2.00 Ohm


128








siguiente:



129









(IN>> =100), luego:








Por lo tanto:

130













79625 IBIZA 4


MONOFÁSICA 70% SAN ANTONIO-IBIZA 4


FALTA

Mód. 9098.7 3032.9 3032.9 9098.7 0 0

Áng. -82(+) -82(+) -82(+) -82(+) 0 0

79635

ANTONIO

79625

IBIZA 4

Mód. 2114.2 511.7 511.7 1727.9 193.9 193.9

Áng. -84 (+) -82 (+) -82 (+) -83 (+) -88(-) -88(-)

39635

ANTONIO

79650

EULALIA

Mód. 314.4 163.5 163.5 431.2 61.2 61.2

Áng. 105 (-) 97 (-) 97 (-) 99(-) -95(-) -95(-)

131






39635

ANTONIO

39640

JORGE

Mód. 288.9 348.2 348.2 792.6 251.8 251.8

Áng. 99 (-) 98 (-) 98 (-) 99(-) -82(-) -82(-)






132









MONOFÁSICA EN BARRAS 79625 IBIZA 4


FALTA

Mód. 14409.6 4803.2 4803.2 14409.6 0 0

Áng. -88(+) -88(+) -88(+) -88(+) 0 0

79635

ANTONIO

79625

IBIZA 4

Mód. 306.3 66.1 66.1 234.0 37.1 37.1

Áng. -79(+) -73(+) -73(+) -76(+) -90(-) -90(-)

39635

ANTONIO

79650

EULALIA

Mód. 12.2 27.1 27.1 58.2 23.2 23.2

Áng. -60(+) -73(+) -73(+) -72(+) 105(+) 105(+)

39635

ANTONIO

39640

JORGE

Mód. 6.8 93.2 93.2 188.6 91.1 91.1

Áng. 86(-) 107(+) 107(+) 107(+) -72(-) -72(-)


133







disparo se produciría en un tiempo superior a 1 segundo (Ya que se encuentra dentro






134








Intensidad de Falta 24286,5@92 Amperios Primarios.

BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 79625 IBIZA 4


FALTA

Mód. 24286,5 9169,3 1074,3 0 15085,1 14991,5

Áng. 92 (+) -88 (+) 91 (+) 0 128 (+) 56 (+)

79635

ANTONIO

79625

IBIZA 4

Mód. 516,3 126,2 14,8 62,5 250,0 266,2

Áng. 101 (+) -73 (+) 106 (+) 90 (-) 132 (+) 76 (+)

39635

ANTONIO

79650

EULALIA

Mód. 20,5 51,8 6,1 39,1 59,7 56.7

Áng. 121 (+) -73 (+) 106 (+) -75 (+) 168 (+) 49 (+)

39635

ANTONIO

39640

JORGE

Mód. 11,4 178,0 20,9 153,6 190,0 191,5

Áng. -94 (-) 107 (-) -74 (-) 108 (-) -9 (-) -138 (-)


135







disparo se produciría en un tiempo superior a 1 segundo (Ya que se encuentra dentro



mismo lugar provocan una actuación en la zona temporizada de la protección que no



FUNCIÓN 67 N.





Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% 2114,2 A 200 ms

Falta monofásica

en Barras

306.3 A 400ms-600ms

Falta bifásica en

Barras

516,3 A 400ms-600ms

136













Al intentar ajustar la zona instantánea de protección a un tiempo de actuación

de 200ms, se encuentra que el relé no dispone de tal rango de ajuste por lo tanto el





Ajuste

Arranque

(Amperios de Rele)

0,85 A_sec

Dial 0,09


137







Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% A 2114,2 A 200ms(51N)

Falta Monofasica en

Barras

B 306.3 A 684ms

Falta bifásica en Barras C 516,3 A 414ms




138








DE LA LINEA.

PROTECCION

OBJETO DE

ESTUDIO

PROTECCIONES A

ESPALDAS

ORIENTACIÓN 39635

ANTONIO

79625

IBIZA 4

39640

JORGE

FALTA 20% 135 Ω 15 Ω 35 Ω

50% 80 Ω 10 Ω 15 Ω

80% 35 Ω 2 Ω 0,5 Ω







139








R X





√



√


140










destino.

141








IBIZA 4 A 39660 TORRENT.


línea está ajustada a 0,24 @ 71.5 Ohmios, siendo la línea que protege de:

R X




√

142














143








IBIZA 4 A 79660 TORRENT.



R X




√

144









Como se puede apreciar en la gráfica superior la selectivad que existe

entre ambos elementos no es la correcta, debido a que la zona 2 de la protección

situada en la subestación de origen, cubre la primera zona de la protección de la

subestación de destino. Por lo que, la segunda zona de la protección situada en la

subestación de origen no tiene un ajuste correcto.

145






2.1.1.1 AJUSTE DE CORREGIDO DE

LA FUNCIÓN 21.

Como se ha estudiado y comprobado anteriormente, la protección 21 no

cumple los requisitos en cuanto a coordinación con las protecciones situadas en las

subestaciones de destino de las líneas 79625 IBIZA 4 A 39660 TORRENT y

79625 IBIZA 4 A 79660 TORRENT. Por lo tanto se realiza un reajuste de las

protecciones con la finalidad de corregir la sobre protección de las unidades.

En este caso la línea mas corta de salida de la subestación de destino es la

39660 TORRENT A 79625 IBIZA 4, cuyos parámetros son:

R X



La línea a la que protege la protección a estudio cuenta con los siguientes

parámetros:

R X



La zona 2 de dicha protección se encuentra ajustada a 8,23 @ 71,5.

146






El valor mínimo de ajuste se establece como el valor de impedancia propio de

la línea en la que se sitúa la protección:

√

Manteniendo el ángulo existente de ajuste, se realiza un pequeño calculo con

la finalidad de obtener el valor máximo de impedancia al que la protección puede ser

ajustada:

√ √

Escogiendo un valor intermedio y cercano al valor máximo, se establece el

ajuste de la segunda zona en 4,4 @ 71,5 Ω.

De tal manera que la coordinación con las protecciones en la subestación de

destino queda de la siguiente forma:

147






Se puede apreciar cómo se ha conseguido que la segunda zona de la

subestación de origen no sobre proteja la primera zona de la subestación de destino.

148














149






2.1.2 POSICIÓN IBIZA 4


BUS DE DESTINO 39640 – SAN JORGE





150






SUBESTACIÓN SAN ANTONIO Station Name

LÍNEA

Length unit KM BUS

Line length

7,48 POSICIÓN SAN JORGE Object Name

X1

0,81

PROTECCIONES PRIMARIA SAN66JOR_P1

R1

0,24

SECUNDARIA SAN66JOR_P2

X0

2,53

R0 1,33



PRIMARIA

67N




Operation_TEF

ON

tMin_TEF

0,05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0,32



21



X1PP_Z1

0,678 X1PE_Z1

0,678

R1PP_Z1

0,2 R1PE_Z1

0,2

RFPP_Z1

1,63 RFPE_Z1

4,11


t1PP

0 t1PE

0



X1PP_Z2

1,142.00 Ohm X1PE_Z2

1,142.00 Ohm

R1PP_Z2

0,338 R1PE_Z2

0,378

RFPP_Z2

2,668.00 Ohm RFPE_Z2

6,938.00 Ohm


t2PP

0,21 t2PE

0,21



X1PP_Z3

3,594.00 Ohm X1PE_Z3

3,594.00 Ohm

R1PP_Z3

1,08 R1PE_Z3

1,08

RFPP_Z3


10,668.00 Ohm


t3PP

0,8 t3PE

0,8



X1PP_Z4

1,218.00 Ohm X1PE_Z4

1,218.00 Ohm

R1PP_Z4

0,36 R1PE_Z4

0,36

RFPP_Z4


7,396.00 Ohm


t4PP

0 t4PE

0



X1PP_Z5

1,146.00 Ohm X1PE_Z5

1,146.00 Ohm

R1PP_Z5

0,338 R1PE_Z5

0,338

RFPP_Z5


6,956.00 Ohm


151






POSICIÓN

tBreaker 0,02

I1Scale

160

U1Scale

600

I1r

5

U1r

63509

Inominal 577



SECUNDARIA

67N



Operation_TEF

ON tMin_TEF

0,05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0,32



21



X1PP_Z1

0,678 X1PE_Z1

0,678

R1PP_Z1

0,2 R1PE_Z1

0,2

RFPP_Z1

1,63 RFPE_Z1

4,11


t1PP

0 T1PE

0



X1PP_Z2

1,142.00 Ohm X1PE_Z2

1,142.00 Ohm

R1PP_Z2

0,338 R1PE_Z2

0,338

RFPP_Z2


6,938.00 Ohm


t2PP

0,21 t2PE

0,21



X1PP_Z3

3,594.00 Ohm X1PE_Z3

3,594.00 Ohm

R1PP_Z3

1,08 R1PE_Z3

1,08

RFPP_Z3


10,668.00 Ohm


t3PP

0,8 t3PE

0,8



X1PP_Z4

2.00 Ohm X1PE_Z4

2.00 Ohm

R1PP_Z4

2.00 Ohm R1PE_Z4

2.00 Ohm

RFPP_Z4

2.00 Ohm RFPE_Z4

2.00 Ohm


t4PP

0 t4PE

0



X1PP_Z5

2.00 Ohm X1PE_Z5

2.00 Ohm

R1PP_Z5

2.00 Ohm R1PE_Z5

2.00 Ohm

RFPP_Z5

2.00 Ohm RFPE_Z5

2.00 Ohm


152








siguiente:



153









(IN>> =100), luego:








Por lo tanto:

154













39640 SAN JORGE


MONOFÁSICA 70% SAN ANTONIO-SAN JORGE


FALTA

Mód. 7513,1 2504,4 2504,4 7513,1 0 0

Áng. -82 (+) -82 (+) -82 (+) -82 (+) 0 0

39635

ANTONIO

39640

JORGE

Mód. 2520,9 1065,2 1065,2 2970,7 225,0 225,0

Áng. -82 (+) -81 (+) -81 (+) -81 (+) 101 (+) 101 (+)

39635

ANTONIO

79650

EULALIA

Mód. 383,2 310,1 310,1 747,0 184,2 184,2

Áng. 106 (-) 99 (-) 99 (-) 100 (-) -86 (-) -86 (-)

155






79635

ANTONIO

79625

IBIZA 4

Mód. 437,9 755,1 755,1 1655,0 610,7 610,7

Áng. 106 (-) 99 (-) 99 (-) 100 (-) -83 (-) -83 (-)






156







BARRAS DE 39640 SAN JORGE.

Intensidad de Falta 8710,7@-87 Amperios Primarios.

MONOFÁSICA EN BARRAS 39640 SAN JORGE


FALTA

Mód. 8710,7 2903,6 2903,6 8710,7 0 0

Áng. -83 (+) -83 (+) -83 (+) -83 (+) 0 0

39635

ANTONIO

39640

JORGE

Mód. 1209,2 941,6 941,6 2286,0 539,0 539,0

Áng. -80 (+) -82 (+) -82 (+) -82 (+) 96 (+) 96 (+)

39635

ANTONIO

79650

EULALIA

Mód. 213,2 274,1 274,1 618,2 204,7 204,7

Áng. 109 (-) 98 (-) 98 (-) 99 (-) -86 (-) -86 (-)

79635

ANTONIO

79625

IBIZA 4

Mód. 26,0 667,5 667,5 1342,3 660,2 660,2

Áng. 130 (-) 98 (-) 98 (-) 98 (-) -82 (-) -82 (-)


157








de la zona instantanea al ser la intensidad mayor de 800 Amperios Primarios).





158








Intensidad de Falta 11844,4@97 Amperios Primarios.

BIFASICA A TIERRA EN BARRAS DE 39640 SAN JORGE


FALTA

Mód. 11844,4 5418,1 1470,0 0 8415,7 8395,9

Áng. 97 (+) -83 (+) 97 (+) 0 142 (+) 52 (+)

39635

ANTONIO

39640

JORGE

Mód. 1644,3 1757,0 476,7 732,9 2290,4 2249,6

Áng. 100 (+) -82 (+) 98 (+) -84 (+) 157 (+) 40 (+)

39635

ANTONIO

79650

EULALIA

Mód. 289,9 511,5 138,8 278,4 646,2 612,8

Áng. -71 (-) 98 (-) -82 (-) 94 (-) -18 (-) -145 (-)

79635

ANTONIO

79625

IBIZA 4

Mód. 35,4 1245,5 337,9 897,7 1454 1440,6

Áng. -50 (-) 98 (-) -82 (-) 98 (-) -11 (-) -153 (-)


159








de la zona instantanea al ser la intensidad mayor de 800 Amperios Primarios).


mismo lugar provocan una actuación en la zona instantanea de la protección que no



FUNCIÓN 67 N.





Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% 2520,9 A 200 ms

Falta monofásica

en Barras

1209,2 A 400ms-600ms

Falta bifásica en

Barras

1644,3 A 400ms-600ms

160













Al intentar ajustar la zona instantánea de protección a un tiempo de actuación

de 200ms, se encuentra que el relé no dispone de tal rango de ajuste por lo tanto el





Ajuste

Arranque

(Amperios de Rele)

0,85 A_sec

Dial 0,33


161







Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% A 2520,9 A 200ms(51N)

Falta Monofasica en

Barras

B 1209,2 A 564ms

Falta bifásica en Barras C 1644,3 A 402ms




162








DE LA LINEA.

PROTECCION

OBJETO DE

ESTUDIO

PROTECCIONES A

ESPALDAS

ORIENTACIÓN 39635

ANTONIO

79625

IBIZA 4

39640

JORGE

FALTA 20% 140 Ω 30 Ω 20 Ω

50% 95 Ω 17 Ω 12 Ω

80% 53 Ω 5 Ω 6 Ω







163








R X





√



√


164








165








destino.



39640 SAN JORGE A 39670 BOSSA.



R X




√

166











corta de la subestación de destino (San Jorge) sea despejada en primera zona por la



167








9645 SAN JORGE A 9600

FORMENTERA.

Los datos de la línea son:

R X



El nivel de tensión de la línea es de 30 kV.

No se realiza protección de distancia de la línea que une 9645 San Jorge con 9600

Formentera.

168








9645 SAN JORGE A 49600

FORMENTERA.

Los datos de la línea son:

R X



El nivel de tensión de la línea es de 30 kV.

No se realiza protección de distancia de la línea que une 9645 San Jorge con 49600

Formentera.

169














170






2.2 SUBESTACIÓN DE FORMENTERA.

9645

SAN

JORGE (1)

9645

SAN

JORGE (2)

171






2.2.1 POSICIÓN SAN JORGE.

BUS DE SALIDA 9600 – FORMENTERA

BUS DE DESTINO 9645 – SAN JORGE





172






SUBESTACIÓN FORMENTERA Station Name

LÍNEA

Length unit KM BUS

Line length

29,96 POSICIÓN SANT JORDI 1 Object Name

X1

1,67

PROTECCIONES PRIMARIA FOM30JOR1_P1

R1

1,93

SECUNDARIA FOM30JOR1_P2

X0

5,86

R0 4,52



PRIMARIA

67N




Operation_TEF

OFF

tMin_TEF

0,05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0,28



21



X1PP_Z1

1,02 X1PE_Z1

1,02

R1PP_Z1

1,81 R1PE_Z1

1,81

RFPP_Z1

3,62 RFPE_Z1

5,44


t1PP

0 t1PE

0



X1PP_Z2

2,01 X1PE_Z2

2,01

R1PP_Z2

2,32 R1PE_Z2

2,32

RFPP_Z2

4,64 RFPE_Z2

8.00 Ohm


t2PP

0,41 t2PE

0,41



X1PP_Z3

3,35 X1PE_Z3

3,35

R1PP_Z3

2,43 R1PE_Z3

2,43

RFPP_Z3

4,86 RFPE_Z3

8.00 Ohm


t3PP

0,9 t3PE

0,9



X1PP_Z4

0,02 X1PE_Z4

0,02

R1PP_Z4

0,02 R1PE_Z4

0,02

RFPP_Z4

2.00 Ohm RFPE_Z4

0,02


t4PP

0 t4PE

0



X1PP_Z5

0,02 X1PE_Z5

0,02

R1PP_Z5

0,02 R1PE_Z5

0,02

RFPP_Z5

2.00 Ohm RFPE_Z5

0,02


173






POSICIÓN

tBreaker 0,02

I1Scale

60

U1Scale

300

I1r

5

U1r

63509

Inominal 212



SECUNDARIA

67N



Operation_TEF

OFF tMin_TEF

0,05

IMin_TEF

100

IMeasured_TEF

I4

k_TEF Dial 0,28



21



X1PP_Z1

1,02 X1PE_Z1

1,02

R1PP_Z1

1,81 R1PE_Z1

1,81

RFPP_Z1

3,62 RFPE_Z1

5,44


t1PP

0 T1PE

0



X1PP_Z2

2,01 X1PE_Z2

2,01

R1PP_Z2

2,32 R1PE_Z2

2,32

RFPP_Z2

4,64 RFPE_Z2

8.00 Ohm


t2PP

0,41 t2PE

0,41



X1PP_Z3

3,35 X1PE_Z3

3,35

R1PP_Z3

2,43 R1PE_Z3

2,43

RFPP_Z3

4,86 RFPE_Z3

8.00 Ohm


t3PP

0,9 t3PE

0,9



X1PP_Z4

0,02 X1PE_Z4

0,02

R1PP_Z4

0,02 R1PE_Z4

0,02

RFPP_Z4

2.00 Ohm RFPE_Z4

0,02


t4PP

0 t4PE

0



X1PP_Z5

0,02 X1PE_Z5

0,02

R1PP_Z5

0,02 R1PE_Z5

0,02

RFPP_Z5

2.00 Ohm RFPE_Z5

0,02


174








siguiente:



175









(IN>> =100), luego:








Por lo tanto:


176











70% ENTRE 9600 FORMENTERA Y 9645

SAN JORGE.


MONOFÁSICA 70% FORMENTERA – SAN JORGE


FALTA

Mód. 2133,7 711,2 711,2 2133,7 0 0

Áng. -21 (+) -21 (+) -21 (+) -21 (+) 0 0

9600

FORMEN.

9645

JORGE

Mód. 1289,9 214,9 214,9 859,6 215,6 215,6

Áng. -25 (+) -22 (+) -22 (+) -23 (+) -27 (-) -27 (-)

49600

FORMEN.

9645

JORGE

Mód. 849,1 4,0 4,0 286,2 281,5 281,5

Áng. -16 (+) -84 (+) -84 (+) -18 (+) -16 (-) -16 (-)


177












Intensidad de Falta 2539,5@-24 Amperios Primarios.

MONOFÁSICA EN BARRAS 9645 SAN JORGE


FALTA

Mód. 2539,5 846,5 846,5 2539,5 0 0

Áng. -24 (+) -24 (+) -24 (+) -24 (+) 0 0

9600

FORMEN.

9645

JORGE

Mód. 1108,4 74,3 74,3 506,7 304,8 304,8

Áng. -31 (+) -4 (+) -4 (+) -23 (+) -37 (-) -37 (-)

49600

FORMEN.

9645

JORGE

Mód. 1443,7 130,4 130,3 741,9 350,9 350,9

Áng. -19 (+) -20 (+) -20 (+) -20 (+) -19 (-) -19 (-)


178













179








Intensidad de Falta @ Amperios Primarios.

BIFASICA A TIERRA EN BARRAS 9645 SAN JORGE


FALTA

Mód. 1559,7 3134,3 2709,4 0 5539,2 4649,9

Áng. 163 (+) -49 (+) 125 (+) 0 -149 (+) 46 (+)

9600

FORMEN.

9645

JORGE

Mód. 680,7 275,2 237,9 187,2 547,2 465,9

Áng. 156 (+) -29 (+) 145 (+) 150 (-) -148 (+) 89 (+)

49600

FORMEN.

9645

JORGE

Mód. 886,6 482,6 417,2 215,5 1010,9 643,9

Áng. 168 (+) -45 (+) 129 (+) 168 (-) -153 (+) 67 (+)





180










FUNCIÓN 67 N.





Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% 1289,9 A 200 ms

Falta monofásica

en Barras

1108,4 A 400ms-600ms

Falta bifásica en

Barras

680,7 A 400ms-600ms





181






es producido por la falta monofásica a tierra la cual produce que el relé vea una









Ajuste

Arranque

(Amperios de Rele)

0,8466 A_sec

Dial 0,19


182







Intensidad

(Amperios)

Tiempo de Ajuste

Falta al 70% A 1289,9 A 200ms(51N)

Falta Monofasica en

Barras

C 1108,4 A 418ms


183











DE LA LINEA.

PROTECCION

OBJETO DE

ESTUDIO

PROTECCIONES

A ESPALDAS

ORIENTACIÓN 9600

FORMENTERA

9645

JORGE

FALTA 20% 22 Ω 37 Ω

50% 25 Ω 37 Ω

80% 33 Ω 37 Ω







184








R X





√



√


185








186








destino.

187








39640 SAN JORGE A 39635 SAN

ANTONIO.


línea está ajustada a 2,6135 @ 74,15 Ohmios, siendo la línea que protege de:

R X




√

La zona 2 de la protección situada en la subestación de origen, se encuentra ajustada

a 19,9 @ 71,5, lo que hace que:

√ √

Como se puede apreciar en los calculos superiores la selectivad que existe

entre ambos elementos permite que una falta situada al 86% de la línea de salida

más corta de la subestación de destino (San Jorge) sea despejada en primera zona por

188








189














UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS · 2013-05-30 · ibiza 2 analisis, estudio de los ajustes...

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