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Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas
Facultad de Ingeniería Eléctrica
Departamento de Electroenergética
TRABAJO DE DIPLOMA
Ajuste de las Protecciones de Lazo CMC 110 – Sub
Cienfuegos II 110 –Sub Cienfuegos I 110 –
Cienfuegos220
Autor: Manuel Alejandro Campos Monzón
Tutores: MSc. Ing. Rodolfo González Rodríguez
Dra. Marta Bravo de las Casas
Santa Clara
2015
"Año 57 de la Revolución"
Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas
Facultad de Ingeniería Eléctrica
Departamento de Electroenergética
TRABAJO DE DIPLOMA
Ajuste de las Protecciones de Lazo CMC 110 – Sub
Cienfuegos II 110 –Sub Cienfuegos I 110 –
Cienfuegos220
Autor: Manuel Alejandro Campos Monzón
e-mail: [email protected]
Tutor: Ing. Rodolfo González Rodríguez
e-mail: [email protected]
Dra. Marta Bravo de las Casas
e-mail: [email protected]
Santa Clara
2015
"Año 57 de la Revolución"
Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central
“Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad
de Ingeniería en Automática, autorizando a que el mismo sea utilizado por la Institución,
para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no
podrá ser presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la Universidad.
Firma del Autor
Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo de
la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un
trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.
Firma del Autor
Firma del Jefe de Departamento
donde se defiende el trabajo
Firma del Responsable de
Información Científico-Técnica
i
PENSAMIENTO
“Un hombre nunca sabe de lo que no es capaz hasta que no lo intenta.”
Charles Dickens
ii
DEDICATORIA
A mi mamá Iray por ser quien me ha guiado y educado hasta ser quien soy.
iii
AGRADECIMIENTOS
Le agradezco a mi familia por haberme apoyado en el transcurso de estos 5 años, en
especial a mi mamá. a mi hermano Carlos Ernesto y a mi tía Hinay.
Le agradezco a mi novia Lixandra por haberme apoyado en estos últimos tiempos que han
sido los más difíciles.
Le agradezco a todos mis compañero de año que de una forma u otra siempre me ayudaron
y en especial a los que han colaborado en mi trabajo de tesis.
Le agradezco a mi prima Ileana y su esposo Aníbal Borroto que me han ayudado
muchísimo con la tesis.
Les agradezco a mis tutores por el tiempo que me dedicaron y los conocimientos
trasmitidos.
iv
TAREA TÉCNICA
1. Revisión de los aspectos teóricos relacionados con las protecciones eléctricas.
2. Recolección de datos para su incorporación al PSX teniendo en cuenta las
modernizaciones de la provincia.
3. Descripción general de los relevadores a ajustar.
4. Ajuste de las protecciones.
5. Confección de informe.
Firma del Autor Firma del Tutor
v
RESUMEN
Las protecciones de líneas son muy importantes ya que posibilitan garantizar la estabilidad y
fiabilidad del sistema en todo momento. El lazo CMC 110 – Sub Cienfuegos II 110 –Sub
Cienfuegos I 110 – Cienfuegos220 del sistema eléctrico nacional no posee parámetros de
ajuste que le permitan funcionar correctamente. Las protecciones de las líneas del lazo se
realizaran con relé (MiCOM P142 y P143 de la firma Areva T&D), utilizando la protección de
sobrecorriente de fase y tierra de tiempo constante, secuencia negativa y distancia. En el
presente informe se recogen los resultados obtenidos para cada una de dichas protecciones
teniendo en cuenta los principales criterios de ajustes consultados en la bibliografía.
vi
TABLA DE CONTENIDOS
PENSAMIENTO ..................................................................................................................... i
DEDICATORIA .................................................................................................................... ii
AGRADECIMIENTOS ........................................................................................................ iii
TAREA TÉCNICA ................................................................................................................ iv
RESUMEN ............................................................................................................................. v
INTRODUCCIÓN4x .............................................................................................................. 1
CAPÍTULO 1. ESTUDIO DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN .............................. 5
1.1 Generalidades ........................................................................................................... 5
1.2 Elementos de un equipo de protección ..................................................................... 8
1.4 Tipos de perturbaciones en instalaciones de alta tensión ....................................... 15
1.5 Esquema básico de un relé de protección .............................................................. 16
1.6 Protecciones de líneas de transmisión .................................................................... 17
1.7 Características generales del PSX .......................................................................... 18
1.8 Conclusiones parciales del capítulo ....................................................................... 19
CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DE LA RED Y CRITERIOS DE AJUSTES PARA LAS
PROTECCIONES ................................................................................................................. 21
2.1 Descripción del Sistema Eléctrico ......................................................................... 21
2.2 Potencialidades de los relevadores P142 y P143 ................................................... 23
2.3 Protecciones a ajustar en los relevadores P142 y P143 .......................................... 25
vii
2.4 Metodología de cálculo para las protecciones a ajustar ......................................... 26
2.4.1 Criterios para el ajuste de las protecciones de sobrecorriente de Tiempo
Constante ...................................................................................................................... 26
2.4.2 Metodología de cálculo para las protecciones de sobrecorriente de tierra ..... 28
2.4.3 Secuencia negativa .......................................................................................... 28
2.4.4 Descripcion de las funciones de proteccion de distancia P441 ...................... 29
2.5 Conclusiones parciales del capítulo ....................................................................... 31
CAPÍTULO 3. CÁLCULO DE LAS PROTECCIONES ................................................. 32
3.1 Relés en el lazo CMCES110–CFGOSII–CFGOSI–CFGOS110 ........................... 32
3.2 Cálculo para las protecciones a ajustar en el relé 1 ................................................ 37
3.2.2 Protecciones de sobrecorriente de tierra ......................................................... 39
3.2.3 Protecciones de sobrecorriente de secuencia negativa ................................... 41
3.2.4 Protecciones de distancia ................................................................................ 41
3.3 Resultado del cálculo de las protecciones .............................................................. 42
3.4 Conclusiones del capítulo ...................................................................................... 44
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................... 45
Conclusiones ..................................................................................................................... 45
Recomendaciones ............................................................................................................. 46
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................. 47
ANEXOS .............................................................................................................................. 49
Anexo I Transferencia de potencia por las líneas ......................................................... 49
Anexo II Niveles de corto circuito para los interruptores en máxima y en mínima ... 50
INTRODUCCIÓN 1
INTRODUCCIÓN4x
La protección de líneas de transmisión es una de las disciplinas más importantes en el área
de la protección de sistemas de potencia [1].
Exige un conocimiento apropiado del marco teórico asociado que sirva de soporte a los
estudios y análisis necesarios para determinar la forma más adecuada de brindar protección
a una línea de transmisión, teniendo siempre presente el sistema al cual está conectada.
La continuidad y la calidad del servicio son dos requisitos íntimamente ligados al
funcionamiento satisfactorio de un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP). La continuidad
hace referencia al hecho de que el SEP debe garantizar que la energía producida en los
centros de generación sea suministrada de forma ininterrumpida a los centros de consumo
[2]. Esta característica adquiere especial importancia si se tiene en cuenta que la energía
eléctrica, a diferencia de otros tipos de energía, no puede ser almacenada en forma
significativa, por lo que una interrupción del suministro tiene repercusiones directas e
inmediatas sobre los procesos que se desarrollan a partir del consumo de energía eléctrica.
El requisito de calidad se refiere a que la energía debe ser suministrada en unas
determinadas condiciones, con el fin de garantizar que los diferentes equipos conectados a
la red van a operar en las condiciones para las que han sido proyectados. Los márgenes de
variación admitidos en cada magnitud (valores de onda, frecuencia, equilibrio, contenido en
armónicos, etc.) son función de la sensibilidad de la instalación alimentada pero, a nivel
general, se puede asegurar que el nivel de exigencia se está incrementando en los últimos
años para todo tipo de instalaciones.
Cuando se produce una falla las magnitudes asociadas al SEP alcanzan valores situados
INTRODUCCIÓN 2
fuera de sus rangos normales de funcionamiento y determinadas áreas del sistema pueden
pasar a operar en condiciones desequilibradas, con el riesgo que ello conlleva para los
diferentes elementos que lo integran. En caso de no tomar ningún tipo de medida en contra,
la falla se propagaría a través de la red y sus efectos se irían extendiendo. Como
consecuencia de todo ello, importantes zonas de la red podrían llegar a quedar fuera de
servicio y la calidad del suministro se resentiría, incluso en zonas alejadas del punto en que
se ha producido la falla.
Tanto por razones técnicas como económicas, es imposible evitar que se produzcan fallas.
El diseño de un sistema eléctrico debe contemplar el hecho de que van a producirse fallas
de manera aleatoria e inesperada, por lo que es necesario dotarlo de los medios adecuados
para su tratamiento. Por esta razón, los SEP incorporan un sistema de protección que tiene
por objetivo minimizar los efectos derivados de los diferentes tipos de fallas que pueden
producirse.
La actuación del sistema de protección va encaminada, por tanto, a mantener tanto la
calidad como la continuidad del servicio, intentando que ambas características se resientan
mínimamente durante un tiempo mínimo. Para ello es necesaria que la red sea planificada
de manera que permita ofrecer alternativas de operación que posibiliten la adecuada
alimentación de todos los puntos de consumo aunque se produzcan fallas que afecten a
elementos de la generación, transmisión o distribución.
Aunque una falla puede aparecer en cualquiera de los elementos que lo componen, los
estudios realizados al efecto ponen de manifiesto que alrededor del 90% de las fallas se
producen en las líneas aéreas, siendo las del tipo fase-tierra las más comunes. Este dato es
fácilmente justificable por el hecho de que las líneas aéreas abarcan grandes extensiones de
terreno, se encuentran a la intemperie y están sometidas a acciones exteriores que escapan
de cualquier tipo de control, mientras que otro tipo de elementos como generadores,
transformadores, etc., operan bajo condiciones más fácilmente controlables.
Independientemente del punto en que se produzca la falla, la primera reacción del sistema
de protección es la de desconectar el circuito en falla, para impedir que la falla se propague
y disminuir el tiempo de permanencia bajo esfuerzos extremos de los equipos más
directamente afectados. La desconexión del circuito en falla mediante interruptores
INTRODUCCIÓN 3
automáticos origina un transitorio que, asimismo, puede implicar una serie de alteraciones
como sobretensiones, descompensación entre generación y consumo con cambio de la
frecuencia, etc. Cuando estas consecuencias den origen a condiciones inadmisibles para
determinados elementos, el sistema de protección debe actuar en segunda instancia
desconectando los circuitos que, aunque no estaban directamente afectados por la falla, se
ven alcanzados por sus efectos.
Una vez que la falla y sus efectos han sido neutralizados, se debe proceder a realizar las
acciones necesarias para restituir lo más rápidamente posible el sistema a sus condiciones
iniciales de funcionamiento.
En la Empresa Eléctrica de Cienfuegos fue construida recientemente la subestación
Cienfuegos I 110 la cual en estos momentos no posee un esquema de protección de línea
por lo que tiene que operar en lazo abierto. Haciéndose necesario implementar el correcto
sistema de protecciones que permita el funcionamiento del mismo en lazo cerrado.
Para la solución de este problema se plantea la siguiente hipótesis.
Utilizando relés diferenciales de sobre corriente se pueden ajustar las protecciones de líneas
necesarias para cerrar el lazo CMC 110 – Sub Cienfuegos II 110 –Sub Cienfuegos I 110 –
Cienfuegos220.
Objetivo general:
Realizar el esquema de protección lazo CMC 110 – Sub Cienfuegos II 110 –Sub
Cienfuegos I 110 – Cienfuegos220.
Objetivos específicos:
Analizar los sistemas de potencia, específicamente de las fallas que ocurren en las
líneas, así como las principales formas de aislar dichas fallas.
Utilizar el programa PSX en la obtención de los datos necesarios para el cálculo de
las protecciones.
Analizar la estabilidad ante cortocircuitos de larga duración en el lazo CMC 110 –
Sub Cienfuegos II 110 –Sub Cienfuegos I 110 – Cienfuegos220.
Calcular del ajuste de las protecciones para el lazo CMC 110 – Sub Cienfuegos II
110 –Sub Cienfuegos I 110 – Cienfuegos220.
INTRODUCCIÓN 4
El aporte fundamental de esta tesis va a ser el ajuste de las protecciones de línea que cierran
el lazo CMC 110 – Sub Cienfuegos II 110 –Sub Cienfuegos I 110 – Cienfuegos220. Lo
cual es de gran importancia para la prestación de un servicio de mayor calidad a los
consumidores de la provincia de Cienfuegos.
El informe está estructurado por una introducción, tres capítulos, conclusiones,
recomendaciones y anexos.
Capítulo 1:
En este capítulo se realiza un análisis bibliográfico donde se aborda sobre la importancia de
las protecciones, los tipos de sistemas de protección, las protecciones de línea y la
utilización de los relés diferenciales para detectar las fallas ocurridas en las líneas.
Capítulo 2:
En este capítulo se hace una descripción del lazo CMCES110–CFGOSII–CFGOSI–
CFGOS110, se abordan los principales criterios de ajuste de las protecciones de líneas.
Además describe el relé MiCOM P142 y P143
Capítulo 3:
En este capítulo se analiza la estabilidad del sistema ante la ocurrencia de cortocircuitos en
las líneas, además se realizan los cálculos pertinentes para los ajustes de las protecciones
requeridas a partir de los diferentes criterios de ajustes.
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 5
CAPÍTULO 1. ESTUDIO DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN
En este capítulo se aborda la importancia de los sistemas de protección ante la ocurrencia
de cualquier falla que pueda comprometer el correcto funcionamiento de cualquier sistema
de potencia, en especial en las líneas de trasmisión. Además se realiza una breve
descripción del programa PSX el cual permite la obtención de los datos necesarios para
calcular las protecciones necesarias para cerrar el lazo en cuestión.
1.1 Generalidades
Tanto un sistema de protección en su conjunto como cada una de las protecciones que lo
componen, deben satisfacer las siguientes características funcionales [2], [3], [4], [5], [6].
Sensibilidad. La protección debe saber distinguir inequívocamente las situaciones de falla
de aquellas que no lo son. Para dotar a un sistema de protección de esta característica es
necesario:
• Establecer para cada tipo de protección las magnitudes mínimas necesarias que
permitan distinguir las situaciones de falla de las situaciones normales de operación.
• Establecer para cada una de las magnitudes necesarias las condiciones limites que
separan las situaciones de falla de las situaciones normales de operación.
Las "condiciones límites" son un concepto más amplio que el de "valores límites" ya que,
en muchas ocasiones, el solo conocimiento del valor de una magnitud no basta para
determinar si ha sido alcanzado como consecuencia de una situación anómala de
funcionamiento o es el resultado de una incidencia normal dentro de la explotación del
sistema.
Tal es el caso, por ejemplo, de la energización de un transformador de potencia. La
conexión del primario del transformador a la red origina una fuerte de corriente de vacío,
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 6
denominada en inglés inrush current, que si es analizada única y exclusivamente desde el
punto de vista de su elevado valor puede llevar a interpretaciones erróneas. Un análisis más
amplio, que incluya el estudio de la forma de onda a través de sus componentes armónicos,
permite establecer si el súbito incremento de la corriente es debido a la energización del
transformador o ha sido originado por una situación de falla.
Selectividad. La selectividad es la capacidad que debe tener la protección para, una vez
detectada la existencia de falla, discernir si la misma se ha producido dentro o fuera de su
área de vigilancia y, en consecuencia, dar orden de disparar los interruptores automáticos
que controla, cuando así sea necesario para despejar la falla.
Tan importante es que una protección actúe cuando tiene que actuar como que no actúe
cuando no tiene que actuar. Si la falla se ha producido dentro del área vigilada por la
protección ésta debe dar la orden de abrir los interruptores que aíslen el circuito en falla. Si,
por el contrario, la falla se ha producido fuera de su área de vigilancia, la protección debe
dejar que sean otras protecciones las que actúen para despejarla, ya que su actuación dejaría
fuera de servicio un número de circuitos más elevado que el estrictamente necesario para
aislar la falla y, consecuentemente, implicaría un innecesario debilitamiento del sistema.
Existen diversas formas de dotar a las protecciones de la característica de selectividad. En
algunos casos, la propia configuración de la protección hace que solamente sea sensible
ante fallas ocurridas en su área de protección y, por tanto, la selectividad resulta ser una
cualidad inherente al propio funcionamiento de la protección. En los casos en que las
protecciones si son sensibles a fallas ocurridas fuera de su área de vigilancia la selectividad
puede lograrse, por ejemplo, mediante un adecuado ajuste de condiciones y tiempos de
actuación en coordinación con el resto de protecciones relacionadas.
Rapidez. Tras haber sido detectada, una falla debe ser despejada lo más rápidamente
posible. Cuanto menos tiempo se tarde en aislar la falla, menos se extenderán sus efectos y
menores daños y alteraciones se producirán al reducirse el tiempo de permanencia bajo
condiciones anómalas en los diferentes elementos. Todo ello redunda en una disminución
de los costes y tiempos de restablecimiento de las condiciones normales de operación, así
como de reparación o reposición de equipos dañados, y, por tanto, en un menor tiempo de
indisponibilidad de las instalaciones afectadas por la falla, lo que posibilita un mayor y
mejor aprovechamiento de los recursos ofrecidos por el SEP.
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 7
La rapidez con que puede actuar una protección depende directamente de la tecnología
empleada en su construcción y de la de la velocidad de respuesta del sistema de mando y
control de los interruptores automáticos asociados a la misma.
Sin embargo, un despeje óptimo de la falla no exige que todas las protecciones que la
detectan actúen de forma inmediata. En función de esta característica las protecciones se
clasifican en [1]:
1. Protecciones instantáneas.
Son aquellas que actúan tan rápido como es posible debido a que la falla se ha producido
dentro del área que vigilan directamente. En la actualidad, a nivel orientativo, el tiempo
usual de despeje de una falla en alta tensión (AT) mediante una protección instantánea
puede situarse en el entorno de dos o tres ciclos. Si el tiempo de despeje es menor la
protección se denomina de alta velocidad.
2. Protecciones de tiempo diferido o con retraso en tiempo.
Son aquellas en las que de manera intencionada se introduce un tiempo de espera que
retrasa su operación, es decir, que retrasa el inicio de la maniobra de apertura de
interruptores una vez que ha sido tomada la decisión de operar. Este retraso facilita, por
ejemplo, la coordinación entre protecciones con el objetivo de que actúen solamente
aquellas que permiten aislar la falla desconectando la mínima parte posible del SEP.
Fiabilidad. Una protección fiable es aquella que responde siempre correctamente. Esto
significa que la protección debe responder con seguridad y efectividad ante cualquier
situación que se produzca.
No debe confundirse la respuesta de la protección con su actuación u operación. La
protección está vigilando continuamente lo que pasa en el sistema y, por tanto, está
respondiendo en cada instante en función de las condiciones que en él se producen. En
consecuencia, la respuesta de la protección puede ser tanto de actuación como de no
actuación. Seguridad significa que no deben producirse actuaciones innecesarias ni omitirse
actuaciones necesarias.
Por otra parte, cuando la protección debe actuar es necesaria que todas las etapas que
componen el proceso de despeje de la falla sean cumplidas con efectividad. El fallo en
cualquiera de ellas implicaría que la orden de actuación dada por la protección no podría
ser cumplida con la debida obediencia por el interruptor automático correspondiente.
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 8
En este sentido, es necesario resaltar la gran importancia que tiene para las protecciones la
definición de un adecuado programa de mantenimiento preventivo. Hay que tener en cuenta
que una protección solamente actúa en condiciones de falla y que estas condiciones son
escasas y excepcionales en cualquier SEP moderno. Por tanto, aunque una protección a lo
largo de su vida útil va a operar en escasas ocasiones, se debe tener la seguridad de que
operara correctamente aunque haya transcurrido un largo periodo de tiempo desde la última
vez que lo hizo.
Economía y simplicidad. La instalación de una protección debe estar justificada tanto por
motivos técnicos como económicos. La protección de una línea es importante, pero mucho
más lo es impedir que los efectos de la falla alcancen a las instalaciones alimentadas por la
línea o que éstas queden fuera de servicio. El sistema de protección es una pieza clave del
Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) ya que permite:
Impedir que la falla se extienda a través del sistema y alcance a otros equipos e
instalaciones provocando un deterioro de la calidad y continuidad del servicio.
Reducir los costos de reparación del daño.
Reducir los tiempos de permanencia fuera de servicio de equipos e instalaciones.
Por tanto, la valoración económica no debe restringirse solamente al elemento directamente
protegido, sino que debe tener en cuenta las consecuencias que implicarían el fallo o
funcionamiento anómalo del mencionado elemento.
Finalmente, es necesario señalar que una protección o sistema de protección debe evitar
complejidades innecesarias, ya que éstas serían fuentes de riesgo que comprometerían el
cumplimiento de las propiedades que deben caracterizar su funcionamiento.
1.2 Elementos de un equipo de protección
Un equipo de protección no es solamente la protección o relé, propiamente dicho, sino que
incluye a todos aquellos componentes que permiten detectar, analizar y despejar la falla [7].
Los principales elementos que componen un equipo de protección son [2].
• Batería de alimentación.
• Transformadores de medida para protección.
• Relé de protección.
• Interruptor automático.
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 9
Batería de alimentación. La batería de alimentación es el elemento que garantiza la
continuidad del suministro de la energía necesaria para el funcionamiento del equipo de
protección. La alimentación del equipo de protección no puede realizarse directamente
desde la línea. Si así se hiciese, una falla que dejase sin alimentación una subestación, o
provocase una defectuosa alimentación de la misma, dejaría también fuera de servicio a
todos los equipos de protección ubicados en ella. Ello implicaría graves consecuencias
debido a que es precisamente en condiciones de falla cuando un equipo de protección debe
actuar.
Por tanto, un equipo de protección debe contar con una fuente de alimentación propia que
le permita operar en isla, sin depender de fuentes externas, durante un tiempo suficiente.
Generalmente, la batería de corriente continua esta permanente conectada a través de un
cargador a la línea de corriente alterna de los servicios auxiliares de la subestación y, en
caso de fallo en la línea de corriente alterna (CA), tiene una autonomía del orden de 10 o 12
horas.
Transformadores de medida para protección. Los datos de entrada a la protección, o relé,
deben reflejar el estado en que se encuentra el SEP. Aunque existen excepciones, los datos
que se utilizan habitualmente son los correspondientes a las magnitudes de tensión y
corriente. Lógicamente, debido a su elevado valor, las tensiones y corrientes existentes en
la red no pueden ser utilizadas directamente como señales de entrada al relé, por lo que
deben emplearse elementos que las reduzcan a un nivel adecuado. Estos elementos son los
transformadores de medida para protección.
Los transformadores de medida reproducen a escala reducida en su secundario la magnitud
de elevado valor que alimenta su primario. Para que la información llegue correctamente a
la protección es necesario que, además, las conexiones secundarias se realicen respetando
los sentidos marcados por los terminales correspondientes de primario y secundario,
máxime si se tiene en cuenta que algunos tipos de protecciones son sensibles a la polaridad
de la señal que les llega.
El dato proporcionado por los transformadores de medida está afectado por un determinado
error. La clase de precisión es un dato característico de cada transformador de medida que
hace referencia al máximo error que puede incorporar la información proporcionada por el
transformador cuando funciona dentro de las condiciones para las que se diseña. Cuanto
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 10
menor sea el valor de la clase de precisión, menor será el error máximo y mayor será la
exactitud de los datos obtenidos mediante el transformador.
Los transformadores de medida convencionales proporcionan información fiable cuando
trabajan en el rango de valores correspondientes a la operación normal del sistema. Sin
embargo, es en condiciones de falla cuando es más necesario que las protecciones reciban
datos fiables. Por esta razón, los datos de la red deben ser suministrados a las protecciones
mediante transformadores de medida para protección, que son proyectados y construidos
para garantizar precisión en las condiciones extremas que se producen cuando ocurre una
falla.
En función de la magnitud que transforman, los transformadores de medida para protección
pueden ser:
• Transformadores de tensión (TP).
• Transformadores de corriente (TC).
Los TP tienen el mismo principio de funcionamiento que los transformadores de potencia.
Habitualmente, su tensión nominal secundaria es de 110 V en los países europeos y de 120
V en América. Pueden ser del tipo fase-fase, utilizados solamente para tensiones inferiores
a 72.5 kV, o del tipo fase-tierra. En los sistemas de transmisión es muy común la utilización
de transformadores de tensión capacitivos (TCP) que, básicamente, consisten en un divisor
capacitivo que sirve para reducir la tensión aplicada al primario de un transformador de
tensión inductivo convencional. En función de la tensión que se quiera medir, los
transformadores de tensión pueden ser conectados según diversos esquemas de conexión.
Los TC se conectan en serie con el conductor por el que circula la corriente que quiere ser
medida. Su corriente nominal secundaria es usualmente de 5 A, aunque también suele ser
utilizada la de 1 A. El mayor peligro para su precisión es que las grandes corrientes que se
producen como consecuencia de una falla provoquen su entrada en saturación.
Es muy habitual que los TC dispongan de varios secundarios con diferentes características,
ya que cada secundario tiene su propio núcleo y es independiente de los otros. Un TC que
disponga por ejemplo, de dos secundarios es normal que tenga uno destinado a medida y
otro a protección. En función de la corriente que se quiera medir, los TC se conectan según
diversos esquemas de conexión.
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 11
Relé de protección. El relé de protección, que usualmente es denominado simplemente relé,
es el elemento más importante del equipo de protección. En sentido figurado puede decirse
que desempeña la misión de cerebro, ya que es el que recibe la información, la procesa,
toma las decisiones y ordena la actuación en uno u otro sentido [1].
Para realizar todo ello, con independencia de la tecnología empleada para su construcción,
una protección desarrolla internamente tres etapas fundamentales:
1. Acondicionamiento de señales.
2. Aplicación de funciones de protección.
3. Lógica de disparo.
Los relés necesitan datos que, generalmente, no pueden ser proporcionados directamente
por los transformadores de medida que las alimentan. Por esta razón, la primera etapa
consiste en acondicionar las señales de entrada al formato que el relé necesita para su
funcionamiento.
Normalmente los datos de entrada son los valores instantáneos de las magnitudes de fase
(tensión y/o corriente). A partir de ellos se determinan, en función de las necesidades
específicas de cada relé, valores eficaces, valores máximos, componentes de secuencia,
armónicos fundamentales o de orden superior, etc.
Una vez que el relé dispone de los datos que necesita procede a aplicar los criterios de
decisión que le hayan sido implementados. Los criterios de decisión se construyen
mediante funciones básicas que serán explicadas más adelante. El elemento en el que se
realiza cada función básica se denomina unidad de medida. El adecuado funcionamiento de
una protección, debido a la complejidad y variedad de factores que es necesario tener en
cuenta, exige generalmente la incorporación de varias funciones básicas. Por tanto, una
protección está compuesta normalmente por varias unidades de medida.
Los resultados proporcionados por las distintas funciones que integran la protección se
analizan conjuntamente mediante la lógica de disparo, que es la responsable de tomar la
decisión de cómo debe actuar la protección. Esta actuación se lleva a cabo mediante los
circuitos auxiliares de control de los interruptores asociados al funcionamiento de la
protección. La orden se transmite a través de los contactos que energizan los circuitos de
disparo de los interruptores que hayan sido definidos por la lógica de disparo como
aquellos que son necesarios abrir para aislar la falla.
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 12
Asimismo, la protección gobierna otra serie de circuitos auxiliares de control que sirven,
por ejemplo, para activar alarmas, enviar información al despacho central de maniobras,
etcétera.
Interruptor automático. El interruptor automático es el elemento que permite abrir o cerrar
un circuito en tensión, interrumpiendo o estableciendo una circulación de intensidad. Opera
bajo el control de la protección y su apertura, coordinada con la de otros interruptores,
permite aislar el punto en que se ha producido la falla. Básicamente consta de:
• Circuito de control, que es gobernado por la protección correspondiente.
• Contactos principales, que al separarse o juntarse implican, respectivamente, la apertura
o cierre del interruptor.
• Contactos auxiliares, que reflejan el estado en que se encuentra el interruptor. Mediante
ellos se realimenta a la protección y a otros equipos con la información de si el
interruptor está abierto o cerrado y, por tanto, permiten conocer si el interruptor ha
operado correctamente siguiendo la orden dada por la protección.
• Cámara de extinción, en la que se crea un ambiente de alta rigidez dieléctrica que
favorece la extinción del arco que se produce como consecuencia de la separación de los
contactos del interruptor que se encuentran inmersos en ella. Como medios dieléctricos
más empleados actualmente cabe citar el aceite y el hexafluoruro de azufre.
Desde el punto de vista de la protección, con independencia de la tecnología empleada para
su construcción, las dos características principales que debe satisfacer el interruptor son:
• Rapidez de separación de los contactos principales, con el fin de minimizar el tiempo
necesario para llevar a cabo la maniobra de apertura. Cuando la protección da orden de
realizar la apertura para aislar la falla se activa el circuito de disparo y, como
consecuencia de ello, los contactos empiezan a separarse. Sin embargo, la separación
inicial de los contactos no implica la inmediata apertura del circuito ya que en los
primeros instantes se establece un arco que mantiene la circulación de corriente entre los
dos contactos.
La interrupción se produce en el primer paso de la intensidad por cero, pero, si en ese
instante la separación de los contactos no es suficiente, la tensión entre ellos hace que se
establezca de nuevo el arco. La interrupción definitiva, y consecuentemente la apertura
del circuito, se produce en posteriores pases de la corriente por cero, ya que entonces los
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 13
contactos han tenido tiempo de separarse lo suficiente como para impedir el recebado
del arco. Cuanto mayor sea la velocidad con que se separan los contactos menor será el
tiempo necesario para alcanzar la distancia que garantice la apertura del circuito. A nivel
orientativo se puede señalar como normal que la interrupción definitiva se produzca en
el segundo o tercer paso de la corriente por cero.
• La capacidad de interrupción suficiente para garantizar la interrupción de la máxima
corriente de cortocircuito que puede producirse en el punto en que está instalado el
interruptor. La capacidad de interrupción está íntimamente ligada a la capacidad que
debe tener el medio dieléctrico para desempeñar también la función de medio
refrigerante, ya que debe ser capaz de canalizar hacia el exterior la energía liberada en el
proceso de extinción del arco.
En líneas de AT es habitual que para aumentar el poder de corte se utilicen varias
cámaras de extinción en serie, cuyos contactos deben operar de manera sincronizada.
Este hecho no introduce ninguna modificación desde el punto de vista de la protección,
ya que esta da en todos los casos una orden única de actuación y es el interruptor quien
debe incorporar los mecanismos necesarios para asegurar la sincronización.
En líneas aéreas es muy habitual que las causas que provocan una falla tengan carácter
transitorio, es decir, que desaparezcan tras haberla originado y haberse despejado la falla.
Por esta razón en la protección de líneas aéreas se emplea la maniobra de reenganche.
Transcurrido un tiempo prudencial tras haberse producido una falla y haberse realizado un
disparo monofásico o trifásico para despejarla, la maniobra de reenganche consiste en
volver a cerrar el circuito mediante el cierre monofásico o trifásico correspondiente. El
tiempo de espera desde que se abre el interruptor hasta que se vuelve a intentar su cierre es
necesario para desionizar el medio contenido en la cámara de extinción. Si las causas eran
de carácter transitorio el reenganche se producirá con éxito y el sistema continuará
funcionando satisfactoriamente habiendo tenido un tiempo mínimo de indisponibilidad. Si,
por el contrario, las causas que originaron la falla aún persisten la protección volverá a
ordenar el disparo de los interruptores.
En ocasiones, sobre todo en redes de distribución, se programan varios intentos de
reenganche, separados entre sí por intervalos de tiempo crecientes, con el fin de asegurarse
de que las causas que motivaron la falla no han desaparecido por si solas al cabo de cierto
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 14
tiempo. Para tener una idea del orden de magnitud de los tiempos programados
habitualmente cabe citar que, en líneas de distribución, el primer intento de reenganche se
realiza tras un tiempo aproximado de 0.2 s y que los dos o tres intentos de reenganche
sucesivos, en caso de ser necesarios, se realizan entre los 10 y 150 s siguientes.
Por tanto, la protección controla tanto el circuito de disparo como el circuito de cierre del
interruptor automático. Cuando la importancia de las instalaciones o equipos protegidos así
lo justifica, los circuitos de control se instalan por duplicado para asegurar, por ejemplo,
que aunque se produzca una avería que inutilice el circuito de disparo principal la apertura
del interruptor quede garantizada por la actuación del circuito de disparo de reserva.
1.3 Funciones internas de los relés de protección
Aunque las funciones desarrolladas por las protecciones son muy variadas y complejas,
puede realizarse una abstracción de las mismas que permite clasificarlas en los cuatro tipos
básicos siguientes [2].
1. Función de nivel de una sola magnitud.
2. Función cociente de dos magnitudes.
3. Función de comparación de fase.
4. Función de comparación de magnitud.
Además existen otras funciones que, sin pertenecer a ninguno de los cuatro tipos anteriores
ni corresponder a funciones específicas de protección, son necesarias para que el sistema de
protección opere adecuadamente en su conjunto. A este grupo, que podríamos denominar
de funciones complementarias, pertenecen entre otras la función de reenganche, ya
explicada anteriormente, o todas aquellas funciones que permiten comunicar o conectar
entre si los diferentes elementos que componen el sistema de protección.
La particularización y combinación de estas funciones básicas da origen a las diferentes
funciones que caracterizan la operación de los distintos tipos de protecciones existentes.
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 15
1.4 Tipos de perturbaciones en instalaciones de alta tensión
De todas las perturbaciones o fuentes de fallas en el servicio normal de diferentes
elementos que componen un sistema eléctrico de alta tensión, a continuación se mencionan
las más frecuentes:
• Defecto en aislamientos.
• Descargas atmosféricas.
• Acción de animales.
• Caída de árboles u otros objetos sobre líneas.
• Destrucción mecánica de máquinas rotativas.
• Exceso de carga conectada a una línea.
• Factores humanos.
• Puestas a tierra intempestivas.
Estas perturbaciones y muchas otras se pueden agrupar desde el punto de vista del sistema
eléctrico en cinco grupos de fallas:
a) Cortocircuito.
Se produce cortocircuito cuando existe conexión directa entre dos o más conductores de
distinta fase. Se caracteriza por un aumento instantáneo de la magnitud de corriente cuyo
valor está limitado únicamente por la impedancia de cortocircuito y de las máquinas
asociadas al mismo.
b) Sobrecarga.
Es una elevación de la magnitud de la corriente por encima de los valores máximas
permisibles para la instalación.
c) Retorno de corriente.
En determinadas circunstancias puede darse la inversión en el sentido normal de la
corriente.
En instalaciones de corriente alterna se da este caso cuando un generador trabaja en
paralelo con una red cuya tensión es superior a la fuerza electromotriz del mismo,
comenzando entonces a funcionar éste como un motor sincrónico.
d) Subtensión
Este fenómeno de suele presentar cuando la tensión es inferior a la nominal. En el caso de
los generadores si existe carga conectada a la red, esta no puede disminuir su potencia, por
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 16
lo que compensa su déficit de tensión con un mayor consumo de corriente, es decir, se
presenta una sobrecorriente o sobrecarga.
e) Sobretensión
Es el caso contrario de la subtensión, es decir, se trata de una elevación del valor de la
tensión por encima de los valores normales de explotación.
1.5 Esquema básico de un relé de protección
Para hacer frente a estas perturbaciones, se hace necesaria la presencia de unos dispositivos
de protección que sean capaces de discriminar uno de otro tipo de perturbación, hacer
actuar los aparatos de corte más próximos al defecto y mantener el servicio del resto de la
instalación que no se haya visto afectada. Estos dispositivos de protección son los relés de
protección, cuya estructura básica responde a la representada en el esquema de la figura 1.1
[8].
Figura 1.1. Representación gráfica de la estructura básica de un dispositivo o relé de
protección.
En esta representación gráfica se pueden distinguir las siguientes partes:
- Órgano de entrada. Por lo general se trata de transformadores de intensidad y de tensión,
los cuales realizan el doble cometido de adaptar las señales procedentes de una
perturbación en la instalación a valores aptos (de débil potencia) para los relés de
protección y a la vez sirven de separación galvánica de las partes de alta y baja tensión.
- Órgano de conversión. Se encarga de convertir las señales recogidas en el órgano de
entrada para que puedan ser medidas por el órgano de medida. Algunas veces las señales
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 17
del órgano de entrada se recogen directamente por el órgano de medida, por lo que se puede
prescindir del órgano de conversión.
- Órgano de medida. En él se miden las señales procedentes de los órganos anteriores, y
comparándolas con unos valores consigna, decide cuándo debe actuar la protección. Es el
órgano más importante del relé.
- Órgano de salida. Su misión es amplificar las señales de débil potencia procedentes del
órgano de medida para poder hacer funcionar los elementos actuadotes de la protección
(órganos accionados). Los órganos de salida suelen ser contactores de mando, y
actualmente elementos lógicos con sus correspondientes etapas de amplificación. Este
concepto de órgano de salida también engloba a los elementos necesarios para aumentar el
número de líneas de salida.
- Órgano accionado. Consiste en la bobina de mando del disyuntor. Cuando esta bobina es
accionada produce le desconexión del disyuntor correspondiente.
- Fuente auxiliar de tensión. Se encarga de alimentar al relé de protección. Esta fuente
puede ser una batería de acumuladores, unos transformadores de tensión e intensidad o la
propia red a través de sistemas de alimentación ininterrumpida (UPS por sus siglas en
inglés).
1.6 Protecciones de líneas de transmisión
La línea de transmisión (LT) es el elemento del sistema eléctrico de potencia destinado a
transportar la energía, desde su generación hasta el punto de distribución para su consumo,
por lo que se considera como el elemento más importante en el suministro de energía
eléctrica. Y forma parte de la red de transporte de energía eléctrica [9].
El esquema de protección de una LT está formado por una protección primaria y
protecciones de respaldo, siendo la primaria de alta velocidad y las de respaldo con acción
retardada.
El objeto de la característica de alta velocidad de la protección primaria es debido a que
ésta debe actuar en la menor cantidad de tiempo posible tratando de aislar la falla del
sistema, las de respaldo son de acción retardada, ya que tienen que esperar a que la
protección primaria actúe, si no es así lo harán éstas otras. Esto no significa que las de
respaldo solo actuarán en caso de que la primaria no actúe.
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 18
La gran desventaja es que la protección de respaldo aísla una sección de mayor dimensión
que la primaria.
Existen varios factores que afectan el diseño y operación de las líneas de transmisión en un
sistema eléctrico, los cuales son: configuración de la red y niveles de tensión, entre otros.
Los esquemas de protección que se pueden utilizar en una LT, son: protección contra sobre
corriente (PSC), protección de distancia (PD), protección de hilo piloto (PHP), y la
protección híbrida (PH). Las protecciones que se aplican a las líneas de transmisión de AT
se dividen en dos grupos principales, el de protecciones primarias y el de protecciones de
respaldo como se describen a continuación:
1. Primaria
(a) Diferencial con hilo piloto.
(b) Comparación de fase con onda portadora (carrier), o hilo piloto con tonos de audio.
(c) Comparación direccional con relevadores de distancia y onda portadora, o hilo
piloto con tonos de audio.
2. Respaldo
(a) Distancia
(b) Sobrecorriente direccional de fases y tierra
1.7 Características generales del PSX
El Power System Explorer (PSX) es un simulador de sistemas eléctricos de potencia
diseñado sobre las nuevas técnicas de orientación a objetos y que incluye los
siguientes estudios básicos de análisis de redes [10]:
1. Flujo de carga.
2. Flujo óptimo.
3. Cortocircuitos.
4. Estabilidad transitoria.
El programa está compuesto por una interface gráfica (editor) y cinco módulos de cálculo
según se muestra en la figura 1.2.
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 19
Figura 1.2. Componentes del programa PSX.
En el PSX se encuentran dos métodos para la solución del flujo de carga (FC), el
método de Newton-Rapson desacoplado rápido y el Newton-Rapson acoplado rápido donde
la principal diferencia que existe entre ambos es que el primero se ve afectado por la
relación X/R de la red y el segundo no, permitiendo además el segundo una mayor variedad
de soluciones ajustadas [11].
El modulo del flujo de carga permite encontrar todas los variables del sistema eléctrico
partiendo de un estado de carga eléctrica dada y de las potencias que debe n entregar las
máquinas generadoras. Los resultados que muestra son: tensión y ángulo en todas las barras
o nodos, transferencias de potencia activa y reactiva por líneas y transformadores, los
estados de generación de todas las máquinas y las pérdidas totales del sistema eléctrico de
potencia. En el estudio de cortocircuito se permite hacer un estudio de los niveles de
cortocircuito en todos las subestaciones del SEP, y además, realizar el análisis individual de
cualquier tipo de falla en cualquier elemento del sistema.
Utilizando este software se implementa el monolineal y se introducen los datos
correspondientes a líneas, transformadores y generadores con sus respectivos modelos de
flujo, lo que permite la obtención de los datos de corriente necesarios para ajustar las
protecciones de las líneas deseadas (L308, L309, L310).
1.8 Conclusiones parciales del capítulo
Los sistemas de protección son de gran importancia porque permiten aislar cualquier falla
que ocurra en lazo.
CAPÍTULO 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 20
La utilización de la nueva tecnología en la protección de sistemas de potencia, resulta
eficiente, porque en un solo dispositivo tiene incorporado diferentes funciones, siendo el
caso del relé diferencial MiCOM P142 y P143, al cual se hará referencia en el próximo
capítulo.
Para realizar las protecciones se necesita conocer los datos de corto circuito en máxima y
mínima generación los cuales se puede en obtener con la ayuda del programa PSX.
CAPÍTULO 2. MATERIALES Y METODOS 21
CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DE LA RED Y CRITERIOS DE
AJUSTES PARA LAS PROTECCIONES
En este capítulo se hace una descripción del Sistema Eléctrico de Cienfuegos y del lazo
CMCES110–CFGOSII–CFGOSI–CFGOS110. También se abordan los principales criterios
de ajuste de las protecciones de líneas y se describe el relé MiCOM P142 y P143 los cuales
serán utilizados en el ajuste de las protecciones que permiten cerrar el lazo en cuestión.
2.1 Descripción del Sistema Eléctrico
El Sistema Eléctrico de Cienfuegos (Figura 2.1) está compuesto por dos barras fundamentales
CMCES110 y CFGOS110 las cuales se encuentran unidas por un triple enlace teniendo
conexión con el sistema eléctrico nacional entre las barras CFGOS110 y CFGOS220. Cuenta
con la máquina 3 como generación principal con 158MW y con generación distribuida en
Yaguarama, Cruces, Junco Sur, Juraguá, Cumanayagua. Además cuenta con dos grupos
fotovoltaicos, uno en Cruces, y otro en Canta Rana. Cuenta con varios circuitos expresos, entre
ellos: Santa Clara, Trinidad, Yaguarama. En estas barras también se encuentran conectados los
transformadores T-11, T-12 y T-14, de los cuales salen los principales circuitos de 34.5kV y los
transformadores de las subestaciones de CFGOSI y CFGOSII salen los principales circuitos de
13.8kV.
CAPÍTULO 2. MATERIALES Y METODOS 22
Figura 2.1. Monolineal de Cienfuegos.
En este proyecto se trabajará con el lazo CMCES110–CFGOSII–CFGOSI–CFGOS110
(Figura 2.2). Las líneas del lazo son de alta tensión (110 kV), las cuales son líneas cortas y
aéreas. En estas se pueden presentar distintos tipos de falla por lo que su correcta
protección es vital para mantener la estabilidad del sistema.
En la tabla 2.1 se muestran los datos de las líneas en estudio,
CAPÍTULO 2. MATERIALES Y METODOS 23
Figura 2.2. Lazo CMCES110–CFGOSII–CFGOSI–CFGOS110.
Tabla 2.1. Características de las líneas del lazo.
L308
CMC110-CFGOSI
L309
CFGOSI-CFGOSII
L310
CFGOSII-CFGOS110
1.9119 1.2902 0.2028
5.7357 3.8706 0.6084
2.2 Potencialidades de los relevadores P142 y P143
Los relevadores disponibles, a los cuales se les dará ajuste en el próximo capítulo son de la
firma Areva tipo MiCOM P142 y P143. Estos cumplen con las exigencias del sistema ya que
forman parte de una nueva generación de relevadores digitales multifuncionales de gran avance
en tecnología numérica óptimos para hacer frente a disímiles aplicaciones y circunstancias. El
relé de alimentador como también se le llama, ha sido diseñado para proporcionar protección a
líneas aéreas y cables subterráneos, desde niveles de tensión de distribución hasta niveles de
tensión de transmisión. Tienen la capacidad de compatibilidad con otros productos, además de
reunir indispensables funciones de protección, medición, control y monitoreo, unido a la
precisión y velocidad que les brinda el procesamiento digital de señales.
CAPÍTULO 2. MATERIALES Y METODOS 24
Para abarcar una amplia gama de aplicaciones se disponen de los modelos, P142 y P143. A
continuación se resumen las características de protección de los modelos de interés [8]:
Protección de sobrecorriente trifásica (50/51P), (67P). Son proporcionados cuatro
umbrales de medida de la sobrecorriente para cada fase y se puede seleccionar cada
umbral ya sea como no direccional, direccional hacia adelante o direccional hacia
atrás. Se pueden configurar los umbrales 1 y 2 como de tiempo inverso (IDMT) o
de tiempo definido (DT); los umbrales 3 y 4 sólo pueden ser configurados de DT.
Protección de falla a tierra (50/51N) (67N). Son proporcionados tres elementos de
falla a tierra independientes: protección de falla a tierra derivada, medida y sensible.
Cada elemento presenta cuatro umbrales que pueden ser seleccionados
independientemente, ya sea como no direccional, direccional hacia adelante o
direccional hacia atrás.
Protección de sobrecorriente de secuencia negativa (46). Ésta puede seleccionarse
ya sea como no direccional, direccional hacia adelante o direccional hacia atrás y
proporciona una protección remota de respaldo para ambas fallas: fase-tierra y fase-
fase.
Protección de mínima y máxima tensión (27/59). Dos umbrales, configurables para
mediciones fase-fase o fase-neutro. El umbral 1 puede seleccionarse como IDMT o
DT y el umbral 2 sólo como DT.
Protección de sobretensión de secuencia negativa (47). Elemento temporizado de
tiempo definido para proporcionar una función de disparo o de enclavamiento en la
detección de tensiones de alimentación desequilibradas.
Protección de admitancia de neutro (YN). Funciona a partir del TI FTS o del TI FT
para proporcionar elementos de admitancia, conductancia y susceptancia de umbral
sencillo.
Protección de sobretensión residual (desplazamiento de la tensión del neutro (59N).
Proporciona un método adicional para la detección de fallas a tierra y presenta dos
umbrales; el umbral 1 puede seleccionarse ya sea como IDMT o como DT y el
umbral 2 sólo como DT.
CAPÍTULO 2. MATERIALES Y METODOS 25
Protección de sobrecarga térmica. Proporciona características térmicas adecuadas
tanto para cables como para transformadores. Se proporcionan umbrales de alarma y
de disparo.
Protección de frecuencia (81U/O). Proporciona una protección con cuatro umbrales
de mínima frecuencia y 2 umbrales de sobrefrecuencia.
Detección de conductor roto (46BC). Para detectar las fallas de circuito abierto.
Protección de fallo de interruptor. Protección de fallo de interruptor con dos
umbrales.
Protección de sobrecorriente controlada por tensión (51V). Para detectar fallas en
circuitos de gran longitud donde el elemento de sobrecorriente de fase no es
sensible.
Auto-reenganche. Reenganche automático integral trifásico de órdenes múltiples
con iniciación externa.
Auto-reenganche con verificación del sincronismo. Reenganche automático integral
trifásico de órdenes múltiples con iniciación externa y control del sincronismo.
Incluye modos de funcionamiento seleccionables como Auto, No-auto, Línea-viva,
etc. además de Lógica de Coordinación de Secuencia (sólo P143)
A estas funciones de protección se unen las de supervisión del transformador de corriente y
el transformador de tensión, las funciones lógicas de cierre en carga fría, la selectiva de
sobrecorriente y todo el Esquema Lógico Programable el cual proporciona una protección y
una lógica de control definidas por el usuario adaptadas a funciones específicas del cliente.
2.3 Protecciones a ajustar en los relevadores P142 y P143
Es importante determinar las funciones de protección a ajustar ya que estos relés cuentan
con una gran diversidad de funciones aplicables a sistemas con disímiles características, por
eso resultan de mayor interés para el caso en cuestión las siguientes:
Sobrecorriente de fase 50/51P
Sobrecorriente de tierra 50/51N (FT)
Sobrecorriente de secuencia negativa 46 (SFI)
Direccional de fase 67P
CAPÍTULO 2. MATERIALES Y METODOS 26
2.4 Metodología de cálculo para las protecciones a ajustar
2.4.1 Criterios para el ajuste de las protecciones de sobrecorriente de Tiempo
Constante
La variante más utilizada de esta protección es la que tiene dos o tres escalones con
diferentes tiempos de operación, el primero de los cuales es instantáneo [6].
Primer umbral
El objetivo es brindar protección primaria al mayor por ciento de la línea protegida. El
ajuste de tiempo es instantáneo, sin embargo se da un cierto retardo de tiempo con el fin de
evitar una operación incorrecta por los cortocircuitos provocados por pararrayos o
descargadores en casos de sobretensiones de origen atmosféricas [6].
(2.1)
Donde = 1.2 1.3 (para tener en cuenta los posibles errores de los TC y relé, así como la
operación incorrecta de estos debido a la componente aperiódica de la corriente de
cortocircuito).
: se toma el cortocircuito trifásico en la barra adyacente en condiciones de
generación máxima y en el estado en que pase la mayor corriente posible por la protección.
Segundo umbral
El objetivo es cubrir el por ciento de línea que se dejó de cubrir en el primer escalón y dar
respaldo a la barra adyacente.
2.2)
(2.3)
: es la corriente que pasa por la protección para una falla trifásica máxima en la
barra del lado de baja tensión del trasformador.
Se escoge la mayor de las dos y = 1.1 1.15 (para tener en cuenta los posibles errores
de los TC y relevadores)
Chequeo de sensibilidad.
CAPÍTULO 2. MATERIALES Y METODOS 27
(2.4)
(Para tener en cuenta la posibilidad de falla a través de arco)
: se calcula siguiendo los mismos criterios que para el tiempo inverso.
Si es sensible el tiempo se ajusta como:
(2.5)
Donde toma valores entre 0.3 y 0.4 s, lo que depende de la velocidad del interruptor n-1
y del relevador, además del tipo de relé. En este caso se tomó 0.2 s.
De no ser sensible se sube el tiempo a:
(2.6)
Se permite el solapamiento de los segundos escalones y el ajuste es a:
(2.7)
Tercer umbral
El objetivo es brindar respaldo a la línea adyacente.
Selectividad por tiempo de manera que:
(2.8)
Para tener en cuenta posibles corrientes de cargas transitorias producto de la limpieza de
una falla en la línea adyacente por el relé primario y que la propia línea tenga reenganche
exitoso las expresiones para calcular la corriente son:
(2.9)
(2.10)
= 1,2 (factor de seguridad).
: se calcula siguiendo los mismos criterios que para el tiempo inverso. El efecto de
las posibles corrientes transitorias se tiene en cuenta con los coeficientes k´a y k´´a, los
cuales oscilan entre 2 y 5, el segundo es mayor.
Chequeo de sensibilidad:
CAPÍTULO 2. MATERIALES Y METODOS 28
(2.11)
: Se calcula siguiendo los mismos criterios que para el tiempo inverso.
Además se debe cumplir siempre que:
2.4.2 Metodología de cálculo para las protecciones de sobrecorriente de tierra
Esta protección se caracteriza por responder a la componente de secuencia cero; para el
cálculo de sus parámetros de ajuste se siguen los mismos criterios generales de la
protección de fase teniendo en cuenta esta particularidad.
Para el elemento instantáneo de la protección de tiempo inverso y para el primer escalón de
la de tiempo constante se aplican las expresiones y = 1.2 1.3
pero se toma como corriente de cortocircuito externo máximo tres veces la de secuencia
cero correspondiente a una falla monofásica o bifásica a tierra (la mayor de las dos). Para el
segundo escalón de la protección de tiempo constante se sigue la misma metodología
teniendo en cuenta que los cálculos se efectúan con las fallas monofásicas y bifásicas,
siempre tomando la corriente de secuencia cero. Para el tercer escalón de la protección de
tiempo constante y para el elemento de tiempo inverso la particularidad fundamental
consiste en que no debe haber operación por efecto de la corriente de desbalance para
lograr esto el ajuste se hace con la expresión siguiente:
(2.16)
Dónde: es la corriente nominal de los transformadores de corriente = 0.1 - 0.2;
se asume que la protección de tierra es más rápida que la de fase. En nuestro caso = 0.15
2.4.3 Secuencia negativa
El umbral de arranque debe estar ajustado por encima de la intensidad de secuencia
negativa debido al desequilibrio máximo normal de la carga de la red. Este ajuste puede
establecerse en la práctica, durante la fase de puesta en servicio, utilizando la función de
medición del relé para desplegar el valor de la intensidad de secuencia negativa presente y
luego ajustándolo al menos 20% por encima de este valor [13].
CAPÍTULO 2. MATERIALES Y METODOS 29
Cuando se requiera el elemento de secuencia negativa, para su operación ante fallas
asimétricas específicas no despejadas, debido a su complejidad, el ajuste preciso del umbral
deberá basarse en un análisis particular de la falla para dicha red. Sin embargo, para
asegurar el funcionamiento de la protección, el ajuste del arranque de la intensidad deberá
estar aproximadamente un 20% por debajo de la intensidad de falla mínima de secuencia
negativa, calculada para una condición específica de falla remota.
De no encontrarse disponible la información necesaria de análisis de la falla, el ajuste debe
corresponder al umbral mínimo previamente descrito, utilizando una temporización
adecuada para la coordinación con los equipos aguas abajo. Esto es indispensable para
evitar una interrupción innecesaria de la alimentación que resulta del funcionamiento
accidental de este elemento [2].
2.4.4 Descripcion de las funciones de proteccion de distancia P441
Tienen cinco zonas de protección con características poligonal oblicua direccionales (areva
p440). La zona 1, 2 y 3 direccionales hacia adelante convencionales. La zona P es
programable: Puede ser direccional hacia adelante o hacia atrás. La zona 4 direccional hacia
atrás (Figura 2.3). Para el cálculo de las protecciones de este trabajo solo se ajustaran las
tres primeras zonas. Existen otros criterios de ajustes que tienen en cuenta el efecto de
fuente intermedia que permite una mayor exactitud en los ajustes de las zonas de
protección, los cuales no serán aplicados en este caso ya que se utilizarán los criterios dados
por [12].
Figura 2.3. Característica poligonal de fase
CAPÍTULO 2. MATERIALES Y METODOS 30
Ajuste de las zonas de protección
Los elementos de medidas se pueden activar o desactivar individualmente mediante un
código binario. La zona 1 siempre está activa.
Las impedancias de ajustes se expresan en y el ángulo en grados.
La zona 1 se debe ajustar para que cubra la totalidad de la línea de forma ideal, protegiendo
así de forma instantánea a la línea, pero no debe exceder la longitud efectiva de la línea,
evitar sobrealcance. Cuando se trabaja en esquemas de comunicaciones en aplicaciones con
subalcance se deben tener en cuenta las posibles fuentes de error (los mismos se deben
fundamentalmente al propio equipo, a los TC y TP y en la falta de precisión de valor de la
reactancia de la línea protegida) para evitar el disparo del interruptor local en los casos que
la falla se encuentre más allá del interruptor remoto. De manera que en la práctica se ajusta
entre el 80 al 85% de la impedancia total de la línea. El resto de la línea se cubre con los
otros elementos. Cuando se combina el distancia con la aplicación denominada de
sobrealcance debe ajustarse para cubrir más allá de la línea completa tomando en
consideración las mismas fuentes de error [3], [4], [5].
En los esquemas de subalcance la segunda zona se debe ajustar para que cubra el 20% de la
línea que no cubrió la zona 1. Para tener en cuenta errores se ajustará como mínimo al
120% de la longitud total. Se debe buscar un rápido funcionamiento de la zona. Idealmente
esta zona debería poderse ajustar tan lejos como fuese posible sin exceder el alcance de las
zonas 1 de las protecciones de las líneas adyacentes del extremo opuesto. Donde esto no sea
posible se hace necesario ajustar el tiempo T2 por el tiempo de las protecciones adyacentes.
De esa forma el alcance de la zona se ajusta para no sobrepasar el 50% de la línea
adyacente más corta que parte del extremo opuesto. En el caso de esta zona para la
protección de tierra en líneas doble circuito se deberá tener en cuenta el efecto de
acoplamiento mutuo.
La zona 3 se utiliza como respaldo de las protecciones adyacentes. El alcance se ajusta
aproximadamente al 120% de la suma de la impedancia de la línea protegida y de la línea
más larga que parte del extremo opuesto. Aquí hay problema con las fuentes intermedias, la
impedancia medida es mayor que la suma de los tramos (línea protegida y tramo de la línea
adyacente que falla)
CAPÍTULO 2. MATERIALES Y METODOS 31
La zona P es direccional reversible, y su ajuste depende de su modo de utilización, por
ejemplo [13]:
Uso de una zona adicional cuando se especifica un cuarto escalón hacia adelante.
Zona hacia atrás reservada para las barras o un transformador de llegada.
Protección polivalente equipando la celda de transferencia. La celda de transferencia
incluye todos los equipos: interruptor, TC y protección. Puede utilizarse para reemplazar
cualquier otra celda de una posición: salida de línea corta o larga, salida de transformador
AT/MT, llegada de transformador MAT/AT, etc. La existencia de una zona programable
añade una mayor flexibilidad para la adaptación de la protección a situaciones diversas.
Puede proponerse para algunas aplicaciones de líneas paralelas.
La zona 4 constituye una protección de respaldo o apoyo para fallas en barras con alcance
ajustado del 25% de la zona 1 de una línea corta (menor que 30 km) o al 10 % de una línea
larga. Satisface las especificaciones relativas al disparo y reenganche en el caso de cierre
sobre falla. Cuando se utiliza para proporcionar una información direccional en los
esquemas de comparación, su alcance hacia atrás debe hacerse de manera que sobrepase el
alcance hacia delante de la zona 2 del extremo opuesto. Es decir Z4 (alcance de la zona
del extremo opuesto) *120%)- Z de la línea protegida.
2.5 Conclusiones parciales del capítulo
Los relevadores MiCOM P142 y P143 brindan una amplia gama de aplicaciones, por lo que
son muy utilizados en los ajustes de protección de líneas.
Para ajustar correctamente las protecciones pertinentes para el lazo antes mencionado es
necesario tener en cuenta una serie de criterios de ajustes, los cuales permiten la operación
correcta de las protecciones aislando la falla en el menor tiempo posible.
CAPÍTULO 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 32
CAPÍTULO 3. CÁLCULO DE LAS PROTECCIONES
En este capítulo se hace un análisis de la estabilidad del sistema ante la ocurrencia de
cortos circuitos en las líneas. Además se hacen los cálculos pertinentes para los ajustes de
las protecciones de sobrecorriente de fase y tierra, de secuencia negativa y distancia en el
lazo CMCES110–CFGOSII–CFGOSI–CFGOS110 del SEN a partir de los criterios de
ajustes abordados en el capítulo anterior.
3.1 Relés en el lazo CMCES110–CFGOSII–CFGOSI–CFGOS110
La figura 3.1 muestra la ubicación de los relés en estudio en el lazo. El relé 1 se encuentra
ubicado al inicio de la línea L308 que comprende de la barra CMCES110 a la barra
CFGOSII, el relé 2 se encuentra ubicado al final de dicha línea. El numero 3 está en la línea
L309 que comprende de la barra CFGOSII a la barra CFGOSI, el 4 se encuentra al final de
la misma, mientras que el relé 5 y 6 se localizan al principio y al final de la línea L310
respectivamente la cual se encuentra entre las barras CFGOSI y CFGOS110.
Figura 3.1. Ubicación de los relés en el lazo.
CAPÍTULO 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 33
En el sistema antes descrito se realiza un estudio de estabilidad ante distintos tipos de fallas
como fueron las trifásica, monofásica y bifásica a tierra las cuales fueron ubicadas en
distintos puntos del lazo, mostrando los siguientes resultados:
En las Figura 3.2 y Figura 3.3 se observa que ante una falla monofásica en el 90% de la
línea CFGOSII-CFGOS110 hay una caída de tensión considerable durante el tiempo de la
falla, con una pequeña oscilación de tensión después de aislada la misma y un aumento de
la frecuencia que sobrepasa los 62Hz, lo cual puede traer graves consecuencias a las
máquinas del sistema.
Figura 3.2. Respuesta de tensión contra tiempo ante una falla monofásica en el 90% de la
línea CFGOSII-CFGOS110.
Figura 3.3. Respuesta de frecuencia contra tiempo ante una falla monofásica en el 90% de
la línea CFGOSII-CFGOS110.
CAPÍTULO 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 34
En las Figura 3.4 y Figura 3.5 se observa que ante una falla bifásica a tierra en el 60% de la
línea CFGOSI-CFGOSII hay una caída de tensión bastante similar a la del caso anterior,
también con aumento de la frecuencia pero con pequeñas oscilaciones teniendo valor
máximo de 63 Hz.
Figura 3.4. Respuesta de tensión contra tiempo ante una falla bifásica a tierra en el 60% de
la línea CFGOSI-CFGOSII.
Figura 3.5. Respuesta de frecuencia contra tiempo ante una falla bifásica a tierra en el 60%
de la línea CFGOSI-CFGOSII.
En las Figura 3.6 y Figura 3.7 se puede observar que ante una falla trifásica en el 10% de la
línea CMCES110-CFGOSII hay una caída casi total de la tensión, siendo significativa la
barra de CFGOS220 con una consecutiva oscilación de tensión. También se puede observar
que ocurren grandes oscilaciones de frecuencia por lo que se puede concluir que se pierde
CAPÍTULO 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 35
la estabilidad del sistema, incluso en barras más alejadas como CAMAG110, MORON110,
YGJAY110, COLON110 y JOVEL110 que se pueden observar en las Figura 3.8 y Figura
3.9.
Figura 3.6. Respuesta de tensión contra tiempo ante una falla trifásica en el 10% de la línea
CMCES110-CFGOSII.
Figura 3.7. Respuesta de frecuencia contra tiempo ante una falla trifásica en el 10% de la
línea CMCES110-CFGOSII.
CAPÍTULO 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 36
Figura 3.8. Respuesta de tensión contra tiempo ante una falla trifásica en el 10% de la
línea CMCES110-CFGOSII.
Figura 3.9. Respuesta de frecuencia contra tiempo ante una falla trifásica en el 10% de la
línea CMCES110-CFGOSII.
En las Figura 3.10 y Figura 3.11 se observa los MVA de cortocircuito en la barra de
CFGOSI con el lazo abierto y cerrado en los estados de máxima y mínima, en los cuales no
se observa mucha diferencia en los valores de cortocircuito por lo que se llega a la
conclusión de que la razón más importante por lo que se cierra el lazo es por la doble
alimentación de las subestaciones.
CAPÍTULO 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 37
Figura 3.10. MVA de cortocircuito con el lazo abierto y cerrado respectivamente en el
estado de máxima.
Figura 3.11. MVA de cortocircuito con el lazo abierto y cerrado respectivamente en el
estado de mínima.
En la Figura 3.12 se observa la influencia de los terciarios de los transformadores, la cual es
significativa en los cortocircuitos a tierra y tienen gran influencia en los cálculos de las
protecciones de tierra y de secuencia negativa.
Figura 3.12. MVA de cortocircuitos con terciario y sin terciario en la barra CFGOSI.
3.2 Cálculo para las protecciones a ajustar en el relé 1
Para ajustar las protecciones mencionadas en el capítulo anterior es necesario hacerlo
teniendo en cuente los criterios de ajustes descritos en el epígrafe 2.3. De las protecciones a
ajustar la protección de distancia es la primaria mientras que las demás protecciones son
consideradas de respaldo.
3.2.1 Protecciones de sobrecorriente de tiempo constante
Primer umbral
CAPÍTULO 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 38
Segundo umbral
A
Por lo tanto es sensible
Tercer umbral
A
A
CAPÍTULO 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 39
A
Por lo tanto es sensible
3.2.2 Protecciones de sobrecorriente de tierra
Primer umbral
A
Segundo umbral
A
CAPÍTULO 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 40
Por lo tanto no sensible, esto se debe a que en la condición de mínima no hay generación en
la barra en la que está el relé 1 (CMCES 110) y la resistencia por ese lado del lazo
(CFGOSII-CMCES110-CFGOS110)es mayor que por el otro lado (CFGOSII-CFGOSI-
CFGOS110), estando alimentado por la barra CFGOS110, por lo que ante un cortocircuito
en la barra CFGOSII la mayor corriente va a circular por el lado de CFGOSII-CFGOSI-
CFGOS110 (Esta explicación es válida para el resto de las demás protecciones que son no
sensibles en la tabla 3.1).
Para esto existe solución ya que el relé P143 tiene entre sus funciones la de sobrecorriente
controlada por tensión (51V). Proporciona una protección de respaldo para fallas de fase -
fase remotas aumentando la sensibilidad de los umbrales 1 y 2 de la protección de
sobrecorriente [13].
La función puede activarse, selectivamente, en los dos primeros umbrales del elemento de
sobrecorriente y cuando se activa esta función, el ajuste de sobrecorriente se modificada por
un multiplicador k cuando la tensión cae por debajo de un umbral. Debe configurarse lo
suficientemente bajo como para permitir el funcionamiento en caso de fallas fase-fase
remotas de acuerdo a la expresión 2.18:
(3.1)
Donde IF es la corriente de cortocircuito mínima e es la corriente de arranque del relé.
Por lo tanto k = 0,16 para que arranque a los 80V
s
Tercer umbral
CAPÍTULO 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 41
A
Por lo tanto es sensible
3.2.3 Protecciones de sobrecorriente de secuencia negativa
A
3.2.4 Protecciones de distancia
Primera zona
5.14 71.56
instantáneo
Segunda zona
7.26 71.56
CAPÍTULO 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 42
0+0.2
0.2 s
Tercera zona
12.15 71.56
0.2+0.2
0.4 s
3.3 Resultado del cálculo de las protecciones
La tabla 3.1 muestra los resultados de las protecciones calculadas para cada uno de los seis
relés ubicados en el lazo, siguiendo los mismos pasos y criterios utilizados en el epígrafe
anterior.
Tabla 3.1. Calculo de las protecciones para los distintos relés.
Relé1 Relé2 Relé3 Relé4 Relé5 Relé6
Protección de
sobrecorriente de
fase
zona1
Iap(A) 3615.6 4800 842.4 4798 278.4 9822
t(s) Inst. Inst. Inst. Inst. Inst. Inst.
zona2
Iap(A) 926.64 290.4 775.5 5280 3476 963.6
ks Si Si Si Si Si Si
t(s) 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
zona3 Iap(A) 118.32 118.32 49.128 49.128 216.65 216.65
CAPÍTULO 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 43
ks Si Si Si Si Si Si
t(s) 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9
Protección de
sobrecorriente de
tierra
zona1
Iap(A) 5806.8 751.2 826.8 5246 466.8 12055
t(s) Inst. Inst. Inst. Inst. Inst. Inst.
zona2
Iap(A) 13882 17306.3 513.48 826.32 132 5770
ks Si No Si Si Si Si
t(s) 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4
zona3
Iap(A) 7.395 7.395 3.07 3.07 13.54 13.54
ks Si Si Si Si Si Si
t(s) 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7
Protección de
secuencia negativa zona1
Iap(A) 465.6 5.6 68.8 683.2 7.2 1112.8
Protección de
distancia
zona1 Zap(Ω)
5.44
71.56
5.44
71.56
3.7
71.56
3.7
71.56
0.577
71.56
0.577
71.56
t(s) Inst Inst Inst Inst Inst Inst
zona2
Zap(Ω)
8.73
7.62
25.6
4.8
5
7.83
71.56
3.38
71.56
5.59
63.28
ks Si Si Si Si Si Si
t(s) 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4
zona3 Zap(Ω) 127.6 127.6 127.6 127.6 127.6 127.6
CAPÍTULO 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 44
25.84 25.84 25.84 25.84 25.84 25.84
ks Si Si Si Si Si Si
t(s) 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7
3.4 Conclusiones del capítulo
Ante la ocurrencia de una falla no aislada, instantáneamente en el lazo CMCES110–
CFGOSII–CFGOSI–CFGOS110 ocurre la perdida de la estabilidad del sistema.
La utilización de los criterios de ajustes permiten calcular de forma eficiente las
protecciones a implementar en el lazo del sistema.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 45
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones
Es muy importante tener un esquema de protección que evite la indisponibilidad de la línea
ante la ocurrencia de una falla o ante la ausencia de actuación por avería de una protección
principal.
El programa PSX es de gran ayuda en la obtención de los datos necesarios para el cálculo
de las protecciones, así como para analizar la estabilidad en el sistema ante la ocurrencia de
alguna falla.
La utilización de la nueva tecnología en la protección de sistemas de potencia, resulta
eficiente, porque en un solo dispositivo tiene incorporado diferentes funciones inclusive
con uno solo se puede proteger toda una línea con protección primaria y de respaldo.
Los relevadores del tipo MiCOM P142 y P143 de Areva T&D resultan óptimos para
hacerle frente a las diversas formas en que se pueda operar la red eléctrica del SEN, pues
pertenecen a la nueva generación de relevadores digitales multifuncionales con una
variedad de funciones de protección.
Al realizar los ajustes de las protecciones de línea se cierra el lazo CMCES110–CFGOSII–
CFGOSI–CFGOS110, lo que permite el correcto funcionamiento del sistema.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 46
Recomendaciones
1. Recalcular las protecciones conectando los generadores JUNS480 y H.CF
conectados en las barras CFGOSI13 y CMCES110 respectivamente, teniendo en
cuenta el efecto de fuente intermedia.
2. Ajustar una protección diferencial de corriente ya que esta provee una mayor
sensibilidad en las líneas.
3. Analizar la posible operación del lazo abierto en sus distintas variantes ante una
situación de emergencia.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 47
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] ZAMBRANO, R. & BAYAS, A. (2008) Sistema de protecciones eléctricas a
nivel de 500 kV. Aplicación subestación PIFO. Artículo.
[2] RAMÍREZ, M. (2005) Protección de sistemas eléctricos de potencia. Tesis de
maestría. Facultad de ingeniería mecánica y eléctrica. San Nicolás de los Garza,
Nuevo León, Universidad autónoma de Nuevo León.
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Wiley & Sons, 1956,346p.
[4] Blackburn, T. J. (2007) Protective Relaying Principles and Applications .Third
Edition. Domin. CRC Press Taylor & Francis Group, LLC. 256p
[5] Horowitz y Phadke, 2008 Stanley H. Horowitz Arun G. Phadke, “Power System
Relaying”, John Wiley and Sons, Third Edition.
[6] ALTUVE, H. (1990) Protecciones de Redes Eléctricas.
[7] RODAS, R. (2010) Análisis de los elementos los elementos del sistema de
protecciones y su importancia para la puesta en servicio de la subestación
CHICACAO 69/13.8 KV. Trabajo de graduación. Facultad de Ingeniería Guatemala,
Universidad de San Carlos de Guatemala. Escuela de Ingeniería Mecánica Eléctrica.
[8] PIÑERO, A. & GONZÁLEZ, L. (2014) Ajuste de las Protecciones de la
Subestación del Sistema Eléctrico Aislado Cayo Santa María. Trabajo de diploma.
Facultad de Ingeniería Eléctrica. Departamento de Electroenergética. Santa Clara,
Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas.
[9] FING (2007) Curso de estabilidad de sistemas eléctricos de potencia.
Disponible en http://iie.fing.edu.uy/ense/asign/esep/
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 48
[10] GARCÍA, Z. & GONZÁLEZ, J. (2005) Complemento para la enseñanza de la
disciplina Sistemas Eléctricos. Artículo.
[11] GARCÍA, Z. (2002) Manual para las aplicaciones docentes del PSX. Trabajo
de diploma. Facultad de Ingeniería Eléctrica. Santa Clara, Universidad Central
"Marta Abreu" de las Villas.
[12] Areva (2010). Catálogo del fabricante."Relé MiCOM P441/P442 & P444
Numerical Distance Protection''Technical Guide.P44x/En T/E44. Areva
636p.Disponible en:http://www.areva-td.com consultado el 6 de mayo del 2013 a
las 10:50pm.
[13] Areva (2010) "Relé MiCOM P143. Relés de protección de circuitos." Guía
Técnica. P14x/ES T/A44, 610 pp.
ANEXOS 49
ANEXOS
Anexo I Transferencia de potencia por las líneas
ANEXOS 50
Anexo II Niveles de corto circuito para los interruptores en máxima y en mínima
Niveles de corto circuito para el interruptor 1 en máxima
3φ 2φt 1φ
Envío Recibo Envío Recibo Envío Recibo
I1 8730 477 8829 200 5108 282
I2 0 0 1306 34 5090 303
I0 0 0 7131 621 5536 153
Ia 8730 477 14549 745 15733 438
Ib 8730 477 13404 720 467 466
Ic 8730 477 455 455 417 417
Niveles de corto circuito para el interruptor 1 en mínima
3φ 2φt 1φ
Envío Recibo Envío Recibo Envío Recibo
I1 5640 477 6580 7 3392 285
I2 0 0 762 7 3389 289
I0 0 0 5370 471 3786 119
Ia 5661 479 10100 464 10540 464
Ib 5661 479 485 485 397 396
Ic 5661 479 10765 464 401 402
Niveles de corto circuito para el interruptor 2 en máxima
3φ 2φt 1φ
Envío Recibo Envío Recibo Envío Recibo
I1 3013 4000 2347 3130 1261 1670
I2 0 0 914 234 1248 1686
I0 0 0 1669 1705 1456 1488
Ia 3013 4000 3341 4484 3961 4839
ANEXOS 51
Ib 3013 4000 254 254 250 248
Ic 3013 4000 4020 4744 223 225
Niveles de corto circuito para el interruptor 2 en mínima
3φ 2φt 1φ
Envío Recibo Envío Recibo Envío Recibo
I1 2062 3051 1739 2568 951 1404
I2 0 0 582 859 952 1405
I0 0 0 1431 1462 1170 1195
Ia 2062 3051 2610 3706 3062 3991
Ib 2062 3051 296 295 239 238
Ic 2062 3051 3056 3819 242 243
Niveles de corto circuito para el interruptor 3 en máxima
3φ 2φt 1φ
Envío Recibo Envío Recibo Envío Recibo
I1 3013 3999 2340 3137 1246 1686
I2 0 0 920 1228 1256 1677
I0 0 0 2143 1217 1870 1062
Ia 3013 3999 3772 4120 4372 4425
Ib 3013 3999 711 710 610 609
Ic 3013 3999 4243 4585 629 630
Niveles de corto circuito para el interruptor 3 en mínima
3φ 2φt 1φ
Envío Recibo Envío Recibo Envío Recibo
I1 2066 3055 1733 2575 951 952
I2 0 0 588 854 952 951
I0 0 0 1838 1044 1170 1170
Ia 2066 3055 3001 3372 3391 3659
Ib 2066 3055 690 689 519 518
Ic 2066 3055 3271 3674 588 588
Niveles de corto circuito para el interruptor 4 en máxima
3φ 2φt 1φ
Envío Recibo Envío Recibo Envío Recibo
I1 702 8185 558 6667 298 3636
ANEXOS 52
I2 0 0 186 2210 306 3630
I0 0 0 852 4018 689 3251
Ia 702 8185 1115 9469 1291 10517
Ib 702 8185 483 482 383 382
Ic 702 8185 1318 10322 399 400
Niveles de corto circuito para el interruptor 4 en mínima
3φ 2φt 1φ
Envío Recibo Envío Recibo Envío Recibo
I1 341 5909 294 5177 153 2869
I2 0 0 86 1396 176 2846
I0 0 0 701 3307 529 2496
Ia 341 5909 816 7499 851 8188
Ib 341 5909 499 498 337 336
Ic 341 5909 916 7911 399 399
Niveles de corto circuito para el interruptor 5 en màxima
3φ 2φt 1φ
Envío Recibo Envío Recibo Envío Recibo
I1 702 8185 551 6674 284 3652
I2 0 0 192 2205 316 3621
I0 0 0 1439 3426 1163 2774
Ia 702 8185 1769 1065 1760 10046
Ib 702 8185 1715 8997 818 818
Ic 702 8185 1080 1079 912 912
Niveles de corto circuito para el interruptor 5 en mínima
3φ 2φt 1φ
Envío Recibo Envío Recibo Envío Recibo
I1 341 5902 288 5183 144 2884
I2 0 0 92 1391 188 2836
I0 0 0 1184 2820 894 2128
Ia 341 5902 1318 7085 1212 7826
Ib 341 5902 989 988 662 661
Ic 341 5902 1330 7686 803 803
Niveles de corto circuito para el interruptor 6 en máxima
ANEXOS 53
3φ 2φt 1φ
Envío Recibo Envío Recibo Envío Recibo
I1 232 9390 200 8829 95 4788
I2 0 0 34 1306 123 4762
I0 0 0 621 7131 389 4492
Ia 232 9390 745 14549 600 14042
Ib 232 9390 720 13404 239 239
Ic 232 9390 455 455 329 329
Niveles de corto circuito para el interruptor 6 en mínima
3φ 2φt 1φ
Envío Recibo Envío Recibo Envío Recibo
I1 0 6644 9 6580 49 3593
I2 0 0 9 762 43 3548
I0 0 0 471 5370 286 3282
Ia 0 6644 464 10100 282 10393
Ib 0 6644 485 485 223 223
Ic 0 6644 464 10765 358 358