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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
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Diseño de protocolos de pruebas de aceptación para releés
numéricos de líneas de transmisión para la unidad de activos de
transmisión de la empresa ENELDIS C.A.
Trabajo Especial de grado para optar al Titulo de
Ingeniero Electricista
Br. Ricardo José Ocando Rincón
C.I 13.781.505
Maracaibo, Marzo de 2003
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
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Diseño de protocolos de pruebas de aceptación para releés
numéricos de líneas de transmisión para la unidad de activos de
transmisión de la empresa ENELDIS C.A.
Trabajo Especial de grado para optar al Titulo de
Ingeniero Electricista
____________________________
Ricardo José Ocando Rincón
C.I 13.781.505
Maracaibo, Marzo de 2003
Este jurado aprueba el Trabajo Especial de Grado titulado: “Diseño de Protocolos
de Prueba de Aceptación para Releés Numérico de Líneas de Transmisión para la
Unidad de Activos de Transmisión de la Empresa ENELDIS, C.A.”, presentado por el
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Br. Ocando Rincón, Ricardo José, portador de la Cédula de Identidad No. V-13.781.505,
para optar al Título de Ingeniero Electricista.
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JURADO EXAMINADOR
___________________
Ing. Arnaldo Largo
C.I. 9.785.008
Tutor Académico
___________________
Ing. Luis A. Pirela C.
C.I. 8.502.007
Jurado
_____________________________
Ing. Arnaldo Largo
C.I. 9.785.008
Director de la Escuela de Ing. Eléctrica
____________________
Ing. Jorge Torres
C.I. 4.195.985
Jurado
______________________________
Ing. José Bohórquez
C.I.3.379.454
Decano de la Facultad de Ingeniería
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Dedicatoria
A mis padres Antonio José y Leiden Beatriz, por
darme esos consejos cuando más los necesite; por
ayudarme y brindarme el amor y cariño que necesite
cuando desfallecía en mí meta.
A mis hermanos, Alejandro y Lorena; por apoyarme
en todo momento; gracias por estar a mi lado.
A ti Cristina, tu que eres la niña de mis ojos, gracias
por estar siempre presente en mi vida.
Agradecimiento
Primero que todo, a Dios y al Divino Niño Jesús por iluminarme y protegerme en el
cumplimiento de esta meta.
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A la Universidad Rafael Urdaneta por permitirme formarme en esa Magna Casa de
Estudios.
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A mis tutores, Ing. Luis Pirela y Ing. Arnaldo Largo por guiarme y apoyarme para
lograr la culminación de esta investigación.
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A mis padres y hermanos, gracias por apoyarme.
A mis abuelos Manuel, Isaac, Alicia y Carmen, por ser ejemplo de rectitud,
constancia y por todos esos buenos consejos.
A todos mis tíos por brindarme su cariño, en especial a mi madrina Omaira
A los Ingenieros David Busot, Pablo Beltrán, Jessica Núñez, Jhon Ponnetz, Edgar
Lugo y a todo el departamento de protecciones.
A los Sr. Miguel Pérez, Héctor Espinoza, William Bracamonte, Roque Urdaneta, por
brindarme todos sus conocimientos y su experiencia técnica en todo momento.
A mis amigos Benito, Jonaris, Miguel, Jorge, Alejandro, Carina, Raúl, Eduardo,
Aibet, Ramón, José Antonio muy especialmente a mi gran amigo Edwin Nava, por
estar siempre en las buenas y las malas y por todas las carreras y trasnochos que
dimos juntos.
A todos aquellos que me ayudaron en algún momento de mi carrera y durante la
realización de este trabajo.
Ocando Rincón, Ricardo José; “Diseño de protocolos de pruebas de aceptación
para releés numéricos de líneas de transmisión para la unidad de activos de
transmisión de la empresa ENELDIS C.A. Universidad Rafael Urdaneta. Facultad
de Ingeniería. Escuela de Ingeniería Eléctrica. Trabajo Especial de Grado para optar
al título de Ingeniero Electricista. Maracaibo, Marzo 2003.
Resumen
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El propósito
Rfundamental de esta investigación, es el de diseñar los
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protocolos de prueba de aceptación para los diferentes releés de protección
numéricos de líneas de transmisión instalados en las sub-estaciónes eléctricas de la
empresa Eneldis, C.A., como son el REL 356 y el REL 551.
Con la implementación de los protocolos de pruebas se tendrá un mejor
control y manejo de los diferentes releés instalados en las subestaciones eléctricas de
la empresa ENELDIS, proporcionándole al sistema de protección una mayor
confiabilidad al momento de sus operaciones. Tales protocolos incluyen las pruebas
precisas que deben realizársele a estos equipos para saber que se encuentran en
perfecto estado de operatividad. Estas pruebas están descritas paso a paso y con
instrucciones de conexión de los equipos necesarios para minimizar los errores y
fallas que pudieran presentarse al momento de realizar dichas pruebas.
De manera general se pudo concluir que los protocolos de pruebas de aceptación
para líneas de transmisión son necesarios para ahorrar tiempo, en pruebas no
imprescindibles, para tener mayor seguridad al momento de realizar estas pruebas y
para que esta información se presente de una manera mejor organizada.
INDICE GENERAL
Págs.
HOJA DE VEREDICTO……...………………………………………....
III
DEDICATORIA………………………………………………………....
IV
AGRADECIMIENTO...………………………………………………...
V
RESUMEN...…………………….……………………………………...
VI
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INDICE GENERAL………...…………………………………………..
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INDICE DE TABLAS.………………………………………………....
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INTRODUCCION……………………………………………………....
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EPROBLEMA
CAPITULO I.D
EL
VII
IX
1
Planteamiento del problema…………………………………………..
5
Formulación del problema…………………………………………....
9
Justificación de la investigación……………………………………...
9
Objetivos de la investigación………………………………………....
10
Objetivo general…………………………………………………...
10
Objetivos específicos……………………………………………...
10
Delimitación de la investigación……………………………………..
11
CAPITULO II. MARCO TEORICO
Reseña histórica de la empresa……………………………………….
13
Antecedentes de la investigación…………………………………….
19
Marco teórico………………………………………………………...
23
Líneas de transmisión………………………………………………...
24
Características de los releés de protección …………………………..
33
Clasificación de los releés de protección …………………………….
37
Protección diferencial longitudinal…………………………………...
44
Protección de distancia ………………………………………………
47
REL 356………………………………………………………………
48
REL 551………………………………………………………………
52
Nomenclatura de las tensiones en las sub estaciones de ENELDIS….
76
Definición de Términos Básicos……………………………………...
78
CAPITULO III. MARCO METODOLÓGICO
Tipo de Investigación…………………………………………………
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Proceso de la Investigación…………………………………………..
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CAPITULO IV. ANALISIS DE LOS RESULTADOS
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Sde los Equipos de Protección del
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Fase I. Realización del Inventario
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Sistema Eléctrico
DE de la Empresa ENELDIS………………………….
Diseño de la Investigación……………………………………………
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83
84
88
Fase II. Documentación de base teórica ……………………………..
90
Fase III. Documentación técnica……………………………………..
91
Fase IV. Realización de los protocolos……………………………….
92
CONCLUSION………………………………………………………….
151
RECOMENDACIONES………………………………………………...
152
BIBLIOGRAFIA………………………………………………………...
153
ANEXOS………………………………………………………………...
155
INDICE DE TABLAS
Págs.
Tabla 1.
Nomenclatura ANSI para la identificación de funciones en
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76
las protecciones…………………………………………….
Tabla 2.
Fases de la investigación…………………………………...
Tabla 3.
REL 356……………………………………………………
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Tabla 4.
REL 551……………………………………………………
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Introducción
La evolución experimental ocurrida en los sistemas eléctricos y en los
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Ade las más complejas y
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los sistemas de protección para las líneas de transmisión,
una
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cambiantes disciplinas en el inicio del
Ssiglo XXI. Entre estos se puede citar como
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Clos releés diferenciales.
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uno de los más importantes:
DE
adelantos tecnológicos introducidos en los equipos de esta naturaleza, han hecho de
En la mayoría de las ciudades del mundo, en que la electricidad es
significativa para el desarrollo, existen empresas que día tras día tratan de mejorar
estos sistemas de protección. Actualmente el sistema eléctrico de Venezuela
presenta muchos retos, los cuales deben ser enfrentados por cada una de las
organizaciones que lo integran y superar así los distintos inconvenientes. Como se
sabe, las líneas de transmisión siguen siendo uno de los elementos más importantes
dentro de los sistemas de potencia, debido a que a través de ellas, se guía el
transporte de la energía eléctrica que utilizamos en nuestra vida cotidiana.
Los equipos de protección que se estudiarán en esta tesis son los releés
diferenciales. Estos se encargan de monitorear constantemente la línea, para
detectar, localizar y despejar cualquier falla que se pueda presentar en este elemento
protegido, dando la orden de apertura al o los interruptores asociados con la misma.
De tal manera, que los releés de protección constituyen un vital soporte en la
búsqueda de un sistema estable y que proporcione una buena calidad en lo que
respecta al suministro continuo de energía eléctrica. Por tal motivo es indispensable
mantener estos equipos de protección calibrados y ajustados a las condiciones
exigidas por la línea de transmisión.
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Pero este mantenimiento se hace necesario realizarlo de la forma mas segura,
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recordando que se trabaja con altos niveles de tensión y corriente, de forma tal que
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es imprescindible el tener un formato con el cual el personal encargado de realizar
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dicho mantenimiento se pueda guiar sin correr el riesgo de cometer algún error al
momento de realizar estas pruebas.
En el caso de la ciudad de Maracaibo, lugar en el que se ha realizado este
trabajo, la empresa que tiene la responsabilidad de distribuir el fluido eléctrico es la
compañía ENELDIS C.A. (ENELVEN distribuidora). Los ensayos
correspondientes y el análisis de los resultados fueron efectuados en las
subestaciones de la empresa.
El trabajo está estructurado por medio de cuatro capítulos donde se formula,
no solo el problema, si no también el planteamiento, la justificación, los objetivos,
el alcance, las delimitaciones, antecedentes y metodología empleadas en la
investigación. Se contempla la visión teórica utilizada, condiciones, definiciones y
características que sirvieron de base para el trabajo elaborado más el estudio y
compresión de la filosofía de operación utilizada por la empresa en las protecciones
instaladas en las subestaciones. Se muestra un inventario de los releés de protección
numérica de líneas de transmisión, instalados y que se encuentran operando en el
sistema de Eneldis C.A.
Con la implantación de estos protocolos de pruebas de aceptación, se espera
brindar una herramienta que facilite la realización de estas pruebas de ajustes y
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calibración de estos equipos, de una manera efectiva y eficaz redundando en ahorro
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de tiempo y trabajo, y mejorando el manejo de estos equipos.
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Capítulo I
El Problema
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CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
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La apertura en lo que respecta al área petrolera en Venezuela desde hace
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relativamente poco tiempo, presentó muchos retos de diversa índole. Obviamente, la
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calidad y confiabilidad de los servicios son indispensables para poder competir. La
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empresa ENELVEN C.A. presentó una serie de cambios en su sistema de
coordinación y administración, según las exigencias de la nueva Ley del Servicio
Eléctrico (aprobada por el decreto “Ley del servicio eléctrico” el 21 de Septiembre
de 1999 por el Congreso Nacional de la Republica de Venezuela), la cual origina la
división de los procesos en las áreas de generación y distribución, creándose
ENELGEN C.A. (ENELVEN Generadora C.A.) ENELVEN distribuidora C.A.).
Basados en estas premisas, las empresas de suministro de energía eléctrica en la
región zuliana, iniciaron un ambicioso plan de sustitución de equipos de protección
en el sistema eléctrico bajo el cual trabajan.
Recordemos que un sistema eléctrico para el suministro de energía, se
encuentra constituido por sistemas de potencia que poseen asociados a los mismos,
sistemas de protecciones que se encargan de vigilar el buen funcionamiento de las
diferentes partes del sistema eléctrico con la finalidad de proteger y resguardar el
mismo de posibles fallas que pudieran ocurrir a través de la detección y despeje de
estas de forma rápida, selectiva y confiable, manteniendo aislados aquellos equipos
involucrados directa o indirectamente para que el sistema pueda seguir operando
satisfactoriamente con el mínimo disturbio posible para el consumidor.
La calidad en el servicio del suministro de energía eléctrica implica un
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suministro continuo al cliente, realizado de manera segura y confiable.
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Se puede decir que la calidad puede ser controlada en aquellos puntos donde
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se genera energía eléctrica, pero al momento de transportarla y distribuirla, la
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calidad queda a expensas de factores que en muchos casos se escapan de un posible
control, siendo este uno de los motivos por los cuales el sistema eléctrico debe de ser
cuidadosamente protegido de manera tal, que la ocurrencia de una falla en un
determinado sector del sistema, aísle al mismo con la finalidad de proteger en
definitiva a todo el sistema, garantizando suministro al resto no involucrado.
Los equipos de protección involucrados en el plan de sustitución lo
conforman los relés, los cuales se encargan dentro del sistema eléctrico de detectar,
localizar y dar la orden para que los interruptores asociados a la falla, la despejen.
En el pasado, los relés involucrados dentro del sistema eléctrico eran del tipo
electromecánicos los cuales han ido reemplazándose por relés de tecnología basada
en control numérico, siendo estos gobernados por la presencia de un cerebro
electrónico el cual dirige las decisiones y acciones del dispositivo de protección.
Si bien es cierto que los relés de protección con tecnología basada en control
numérico poseen inclusive la habilidad de autodiagnosticarse con la finalidad de
indicar alguna posible falla en los mismos, no menos es cierto, lo prudente que
puede ser que el hombre les realice, bajo servicio preventivo de mantenimiento, un
diagnóstico certificado que indique la buena y confiable operatividad de estos
equipos.
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ENELDIS C.A. C.A. (ENELVEN distribuidora), es la empresa encargada en
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la región occidental del Estado Zulia de distribuir energía eléctrica. Esta empresa
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tiene asignadas varias subestaciones eléctricas protegidas por relés.
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De manera básica, los relés presentes en estas subestaciones se encargan de
proteger a los transformadores y a las líneas de transmisión que llegan y salen de la
subestación.
Las líneas de transmisión que surten de energía eléctricas a las subestaciones
son protegidas, por lo general, por tres tipos de relés a saber: los de diferencial, los
de distancia y los de sobrecorriente.
A estos relés, ENELDIS C.A. les realiza periódicamente mantenimiento
preventivo y una serie de pruebas con la finalidad de determinar si el dispositivo
cumple con su función. Para ello, se le realizan, de manera general, pruebas
monofásicas, trifásicas y de comunicación por medio de la aplicación de unos
formatos que preveen una prueba a la vez. Además estos formatos no instruyen a la
persona sobre las pruebas mínimas requeridas por el equipo, que determinan el buen
estado y operación del mismo. No existe un patrón guía que le indique al electricista
encargado las instrucciones de conexión de las pruebas, ni los pasos a seguir, que
debe realizar la persona que se disponga a operar el relé.
En sí, no existe una metodología para la realización de pruebas a los relés
encargados de proteger las líneas de transmisión que llegan a las subestaciones
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adscritas a ENELDIS C.A. Esto ha motivado a la empresa a diseñar protocolos de
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pruebas de aceptación para los relés numéricos de las líneas de transmisión.
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FORMULACION DEL PROBLEMA
En vista de lo anteriormente mencionado, el investigador se plantea la
interrogante de si, ¿será posible el diseño de protocolos de pruebas de
aceptación para relés numéricos de líneas de transmisión adscriptos a la
unidad de activos de transmisión de la empresa ENELDIS C.A. C.A.?
JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
En la actualidad, la empresa ENELDIS C.A. C.A., no cuenta con un
protocolo por el cual pueda regirse su personal para realizarle las pruebas
necesarias a estos equipos (relés numéricos). Por esta razón, con la nueva
implantación de los protocolos de prueba se tendrá un mejor control de la
operación y manejo de los diferentes relés de protección numérica de las
líneas de transmisión existentes en sub-estaciones eléctricas y esto nos
permitirá contribuir con la confiabilidad del sistema de protección.
Existen muchas causas que pueden alterar la continuidad del suministro de
energía y es por ello que al realizar un estudio de protección en un determinado
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sistema de potencia, se deberán considerar una serie de factores que influencien la
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determinación de los criterios a ser adoptados, de tal forma que se asegure, a un
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costo razonable, los requerimientos de la operación normal y el suministro de
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energía en condiciones anormales de operación y en caso de contingencia.
Para tales requerimientos se desarrollará un medio de acceso más rápido y
eficaz para el ahorro de tiempo y trabajo, logrando la exactitud de este tipo
de cálculos de ajuste de los parámetros que controlan y calibran los relés
numéricos.
OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
OBJETIVO GENERAL
Diseñar los protocolos de prueba de aceptación para los diferentes relés de
protección numéricos de líneas de transmisión existentes en sub-estación eléctrica de
la empresa ENELDIS C.A., C.A.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
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Inventariar los relés de protecciones numéricas de líneas de transmisión
existentes en las sub-estaciones eléctricas de ENELDIS C.A., C.A.
-
numéricas.
-
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Revisión documental de los manuales de los fabricantes de protecciones
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Estudiar la filosofía de operación de las sub-estaciones eléctricas de 138
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Kv. y 230 Kv. de la empresa ENELDIS C.A., C.A.
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Recabar información de los equipos instalados en las subestaciones a
través de pruebas a realizar.
-
Diseñar los protocolos de pruebas de aceptación de protecciones
numéricas de líneas de transmisión para los modelos de relés instalados en las subestaciones eléctricas de ENELDIS C.A., C.A.
DELIMITACIÓN DEL PROBLEMA
El
desarrollo
de
este
proyecto
estará
enmarcado
dentro
de
las
especificaciones:
Espacio: la presente investigación estará orientada al diseño de protocolo de
aceptación de relés numéricos para líneas de transmisión de llegada a las
subestaciones adscritas a ENELDIS C.A. C.A.
Tiempo: a partir de la planificación y organización de las actividades a
realizar, se estima llevar a cabo este en aproximadamente en siete (7 meses).
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ESE Marco Teórico
Capítulo II
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CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
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En este capítulo se ha de elaborar el marco teórico o de referencia que ha de
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permitir ubicar el tema objeto de estudio dentro del conjunto de teorías existentes,
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para ello se ha de realizar la revisión bibliográfica, tesis de grado y otras
investigaciones relacionadas con el estudio; a continuación se hará una breve reseña
del marco histórico sobre el presente tema en investigación.
Reseña Histórica de la Empresa ENELVEN
Cuando se acercaba el primer centenario del nacimiento del General en Jefe
Rafael Urdaneta, ilustre prócer de la independencia y héroe máximo del
Zulia, el gobierno regional se preparó de la mejor manera a fin de organizar
un homenaje verdaderamente solemne, digno de las glorias de “El
Brillante”.
Entre las mejores y más fecundas iniciativas que se realizaron figura la de
Jaime Felipe Carrillo, el valenciano, pero con carta de zulianidad, quien fue
el promotor de la industria eléctrica en Venezuela y convirtió a Maracaibo
en la abanderada de esta actividad. Así, la ciudad del ardiente astro rey y de
clima hospitalario, vio encender como un nuevo milagro los primeros focos
eléctricos que se inauguraron al conmemorarse el centenario de Urdaneta.
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La prueba del Alumbrado Público, antes de su puesta
Aen servicio social, se
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efectuó el 23 de Octubre de 1988,
cerca de las 10 de la noche, con una luz
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amarillenta y débil.
DER Los maracaiberos respondieron con una bulliciosa
alegría al gran acontecimiento.
La primera planta de generación se instala provisionalmente en un terreno
de 2235 metros cuadrados, ubicado en la calle La Marina, hoy avenida
Libertador, cedido por la Administración Seccional del Zulia, siempre y
cuando no se dedicara a otra actividad que no fuera la de generar energía
eléctrica.
Para 1888, Carrillo es el único propietario de la Empresa de Alumbrado
Eléctrico de Maracaibo, contando con el respaldo de entusiastas ciudadanos
emprendedores, entre ellos José Antonio Parra Chacín, segundo director
principal del Banco de Maracaibo y quien se convierte en su socio en 1889,
conjuntamente con otros empresarios capitalistas holandeses y
norteamericanos.
Una vez inaugurado el sistema de alumbrado, Carrillo se ocupó de la
formación de una compañía: el 4 de Junio de 1889, en Nueva York, quedó
constituida bajo la razón social de The Maracaibo Electric Light Co, o
Empresa de Alumbrado Eléctrico de Maracaibo, nombre sugerido por
Edison.
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Al quedar conformada la empresa,
Carrillo es nombrado superintendente,
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con un capitalE
R de 336000 dólares (1747200 bolívares), en acciones de
D social
100 dólares cada una. Para sus primeros años, tan sólo en mantenimiento,
conservación y reparación se gastaban 900 dólares en forma ordinaria,
siendo sus gastos de 4450 dólares al mes.
Al llegar de Nueva York, se inicia la construcción del edificio concluido en
un período de tiempo relativamente corto. Este edificio le dio a la compañía
solidez y confianza.
La inauguración del de la edificación y el alumbrado incandescente tuvo
lugar el 24 de Octubre de 1889, por resolución del presidente del Zulia,
doctor Alejandro Andrade. Fue la única obra inaugurada con motivo de la
celebración del aniversario del centenario del General Rafael Urdaneta,
convirtiéndose en uno de los actos públicos que más gratas impresiones
dejaron en el pueblo marabino.
Existían en la primera planta de la Maracaibo Electric Light una planta de
arco y cinco calderas: la 1,2 y 5 de marca Badcock & Wilcox; la 3 y 4
Abendroth & Root Co.
En 1912, después que Carrillo deja la superintendencia, ésta es entregada a
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José Antonio Parra Chacin, y gracias a su talento,V
disciplina
A e iniciativas
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comerciales, pudo lograr que laS
compañía continuara marchando como en
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sus mejores días.
DERLa confianza volvió a ser propicia para asegurar el éxito
de una empresa que había surgido al calor de los mayores sentimientos del
regionalismo zuliano.
La Maracaibo Electric Light, que hasta 1916 sólo funcionaba de noche, fue
puesta en condiciones de actuar también en horas del día, debido a la
instalación de modernas turbinas para la fecha, lo que determinó el empleo
de electricidad en la industria y su aplicación en muchos utensilios
domésticos.
En 1924, la Maracaibo Electric Light fue comprada por la Venezuela Power
Company LTD, corporación canadiense creada por Mr Killan e Ira McNab,
un prominente ingeniero nacido en Nueva Escocia, la cual venia
garantizada por el apoyo financiero de la Royal Segurities Corporation.
Asimismo, estaba respaldada por la técnica y experiencia de personal
idóneo que tenia en actividad otras plantas en América.
En 1926, la Venezuela Power fue transferida A LA International Power
Company. Previamente, ya había comenzado la construcción de una central
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eléctrica de vapor en el sector La Arreaga, en las costas
A del Lago de
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Maracaibo, para cubrir la creciente
demanda. Las dos primeras unidades de
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generación de E
planta tenían una chimenea común para ambas: la unidad 1
D la R
se instala con una turbina a vapor marca Westinghouse, con capacidad de
1500 KW, se inicia sus actividades en Diciembre de 1926. La unidad 2
comienza a operar en Enero de 1927, llevando la capacidad instalada de la
planta a 3000 KW.
En 1927 se inaugura también la unidad 3, con capacidad de 3000KW y un
turbo generador marca Westinghouse. La capacidad instalada de la planta a
3000 KW.
En el año 28 llegan los primeros medidores eléctricos y al año siguiente, un
grupo de empresarios zulianos fundan la CA de Alumbrado y Fuerza
Eléctrica, con la construcción de una estación eléctrica en el Zulia, a fin de
tomar el mercado: la iniciativa no prospera y el 21 de Noviembre de 1930
ésta empresa es adquirida por la Venezuela Power Co.
Esta empresa pionera, venciendo grandes dificultades, logra mejorar de
manera muy significativa la eficacia del servicio, y el 16 de Mayo de 1940
cambia de razón social a C.A. Energía Eléctrica de Venezuela
(ENELVEN).
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Al iniciar ésta sus actividades, aumenta en 10 veces su capital social y lleva a
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cabo una reorganización que la permite la expansión de los servicios, no sólo en
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Maracaibo sino que opera una transformación asombrosa en el medio agropecuario;
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con la llegada del fluido eléctrico se han podido tecnificar los trabajos de las fincas y
hoy se reconoce que las regiones ganaderas mejor electrificadas del país son las
servidas por ENELVEN.
En 1973, se inaugura la Central Termoeléctrica Rafael Urdaneta, la segunda
en importancia. Para 1976, el Fondo de Inversiones de Venezuela adquiere las
acciones mayoritarias de ENELVEN, convirtiendo en empresa del Estado
venezolano.
En 1981, se produce la primera interconexión de ENELVEN con el Sistema
Interconectado Nacional (SIN), a través del cable que pasa por debajo de la
plataforma del puente sobre el lago General Rafael Urdaneta.
En 1985 se ponen en funcionamiento dos nuevas interconexiones de
ENELVEN con el SIN a través de dos líneas de 230KV, que unen las subestaciones
Tablazo-Peonias-El Rincón, Tablazo-Peonias-Trinidad. En el año 1990 por medio
del tendido sublacustre se transporta electricidad desde la subestación Punta Palma
en la Costa Oriental del Lago hasta la subestación Peonias en la Costa Occidental
del Lago de Maracaibo.
En el año 1992, la empresa Electrificación del Caroní (Edelca) construye la
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subestación Cuatricentenario y un tendido de 230KV desde esta hasta Cuestecitas
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(República de Colombia)
Correspondiéndole a ENELVEN extender el servicio de electricidad hasta los
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diferentes Municipios que conforman la Costa Oriental y el Sur del Estado Zulia,
para ello cuenta con un parque de generación que se eleva a los 1336 Megavatios,
reforzada con 4 interconexiones con el SIN y una interconexión con Colombia.
La reestructuración del sector del servicio eléctrico venezolano, de acuerdo a
la “Ley Orgánica del Servicio Eléctrico” aprobada en 1999 por el Congreso
Nacional de la Republica de Venezuela, implicó la separación de actividades de
generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica. De
dicha reestructuración surge la Corporación ENELVEN conformada por cuatro
empresas que desempeñan actividades propias en el sector eléctrico, las cuales
ENELVEN Generadora (Enelgen), ENELVEN Distribuidora (ENELDIS C.A.),
ENELVEN Costa Oriental (Enelco) y en el área de comunicaciones Procedatos.
Antecedentes de la Investigación
Valbuena, J. (1993), realizó estudio en la Universidad Rafael
Urdaneta, cuyo título fue “Desarrollo de programas de computación para el
mantenimiento de relés de protección de sobre corriente, direccionales, diferenciales
de transformadores y relés de falla interruptor (BF)”, para la empresa ENELVEN,
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específicamente para el personal que labora en la sección de protección y sistemas
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auxiliares (P.Y.S.A.). Resulta de suma importancia la implementación de un sistema
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computarizado de pruebas que permita el mantenimiento de relés de protección
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electromecánicos y del tipo sobre corriente, direccionales de fase y tierra,
diferenciales de transformados y de falla interruptor (BF). Por esta razón, se realizó
un estudio de las características físicas y funcionales de los relés para así obtener la
información necesaria para la implementación de dicho sistema, el cual consta de un
computador, el paquete de pruebas MASTER-TEST y equipos desfasadores de
corriente y tensión (EPOCH).
Asimismo, Añez, M. y Taborda, M. (1994), en su tesis de grado realizada en
la Universidad Rafael Urdaneta, titulado “Programa para el cálculo de ajustes y
coordinación de los equipos de protección del sistema ENELVEN”, donde expresan
que cuando se trabaja con circuitos eléctricos es imprescindible considerar todos los
equipos que se usarán en proteger las altas inversiones que dichos dispositivos
representan contra excesos de corriente y voltajes transitorios, más la suspensión del
suministro eléctrico que sucedería por lo anterior expuesto. Establecer la capacidad
de ajuste en los mecanismos de protección, requerida al momento de coordinar,
implica una laboriosa tarea e inversión de tiempo.
Igualmente, Matos, E. y Mavárez, M. (1998), de la Universidad del Zulia, en
su trabajo especial de grado titulado “Evaluación de los ajustes de las protecciones
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de líneas con relés de distancia y direccionales de tierra del sistema ENELVEN,
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considerando el efecto de fuentes intermedias”, desarrollaran un diseño de software
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basado en el cálculo de las protecciones de distancia y direccionales de tierra
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(CPD&D), el cual permite realizar los ajustes de los relés de distancia considerando
el efecto de fuentes intermedias (Infeed) y evaluar los criterios por desbalance para
los relés direccionales de tierra; tanto en áreas urbanas como rurales de ENELVEN,
a partir de una base de datos relativa a información del sistema de transmisión y
subtransmisión, niveles de cortocircuitos y mediciones realizadas en las diferentes
subestaciones. Los ajustes actuales de las protecciones de distancia no consideran el
efecto de infeed para el estudio de los relés, a pesar de la configuración del sistema
(ANILLO); esta investigación comparó los casos de estudio considerando dicho
efecto y sin él en la línea RIN-CUA 23OKV, RIN-CUA 138KV y CUA-TRI,
demostrando los acentuado de la variación, lo que conlleva a valores de ajustes no
exactos de impedancias de zonas vistas por el relé al no considerar el infeed. Los
resultados obtenidos por el software CPD&M fueron verificados principalmente con
estas líneas, con protecciones conectadas en ambos extremos de la línea,
permitiendo corroborar que el uso del mismo ahorra tiempo y trabajo entregando
ajustes exactos y efectivos, con disponibilidad de modificar las zonas de protección
mediante los diversos porcentajes de ajustes, hasta obtener el alcance deseado. El
estudio del desbalance en los relés direccionales de tierra parten de las mediciones
realizadas en las subestaciones de transmisión y subtransmisión, obteniendo un
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porcentaje de desbalance bajo con el que permite realizar ajustes en los mismo.
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Adicionalmente se investigó sobre el tiempo muerto de recierre adecuado para el
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sistema bajo estudio.
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Según, Inciarte, J. y Puertas, A. (2001) en su trabajo titulado “Programa de
computación SEPP, versión 1.0 para la simulación de esquemas piloto en la
protección de líneas de transmisión”, realizado en la Universidad del Zulia, expresan
que el programa SEPP versión 1.0 permite visualizar tres casos interactivos, donde
se varía la impedancia de la línea, el ajuste del relé y el ajuste que se le deben hacer
a estos valores para el funcionamiento correcto del sistema; es un programa que
exige pocos recursos de hardware. Este programa es una herramienta útil e
importante, debido a que es un medio ilustrativo e interactivo para presentar los
esquemas de protección piloto, información adicional sobre líneas de potencia,
normas, conceptos, etc.; todo su contenido se presenta de manera sencilla, rápida y
con visualización directa de las ventanas, proporcionando un medio práctico de
enseñanza-aprendizaje.
En el mismo orden, Ponnefz J. y Rodríguez J. (2001), en su investigación
“Elaboración de las plantillas de pruebas para los Relés de Protección de
sobrecorriente, distancia y diferencial del transformador del Sistema de Distribución
y Transmisión de la empresa ENELCO”, realizado en la Universidad Rafael
Urdaneta, elaboraron en un formato digital las plantillas de pruebas de
mantenimiento a los relés de protección de sobrecorriente, distancia y diferencial del
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transformador del Sistema de Distribución y Transmisión de la empresa ENELCO
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utilizando el software “OMICRON 1.3” y la interfase CMC 156/256 como
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herramienta de trabajo.
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marco teórico
GENERADORES
Un generador eléctrico es el elemento capaz de ceder a las cargas la energía
necesaria para circular por el circuito exterior. El generador debe absorber dicha
energía de una fuente exterior o instalada en el propio generador. Pueden existir, por
lo tanto, generadores que transformen la energía mecánica en eléctrica (dinamo para
las corrientes continuas, alternador para fuentes alternas); generadores que
transformen directamente la energía luminosa en eléctrica (células fotoeléctricas);
termopares o pares termoeléctricos, que transformen la energía térmica en eléctrica.
Un generador está caracterizado por su fuerza electromotriz (f.e.m.), que
expresa la energía que es capaz de suministrar a la unidad eléctrica que lo recorre.
Los circuitos interiores de los generadores tienen su resistencia propia, por lo cual
una parte de 1a energía que recibe 1a carga del generador se disipa en el propio
generador. Teniendo en cuenta que la diferencia de potencial eléctrico entre dos
puntos representa el trabajo necesario para el desp1azamiento de la carga unidad
entre dichos puntos y según la ley de Ohm, se define la caída de tensión interna en
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un generador como el producto V=ro*i, que, representa la energía pérdida por la
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unidad de carga a través del generador (“ro”es la resistencia de los circuitos
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interiores del generador e “i” es la corriente que, circula por el mismo). Un
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generador de corriente puede identificarse también con un circuito abierto
generalizado.
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
La línea de transmisión es el elemento del sistema de potencia que se encarga
de transportar energía desde el sitio en donde se genera hasta el sitio donde se
consume o se distribuye. Normalmente tiene cuatro parámetros; resistencia e
inductancia que constituyen la impedancia en serie de la línea, la capacitancia y la
conductancia que determinan la admitancia en paralelo entre conductores entre fase
y neutro.
La clasificación de las líneas según su longitud se hace en base a las
aproximaciones admitidas al operar con sus parámetros. Esta clasificación es: líneas
cortas hasta 80 Km. de longitud, líneas medias entre 80 y 240 Km. de longitud y
líneas largas de más de 240 Km. de longitud.
LÍNEAS CORTAS
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En las líneas cortas se desprecia la capacitancia en paralelo y se toma en
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cuenta solamente la resistencia y la inductancia en serie en forma concentrada.
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Líneas Medias
En las líneas de longitud media, además de los parámetros de resistencia e
inductancia en serie, se toma en cuenta la capacitancia en paralelo. Muy a menudo
se utiliza el circuito normal “π” en donde se representa la admitancia total y debida
a la capacitancia total C de la línea dividida en dos partes iguales y colocados en
ambos extremos de la línea se busca la relación entre voltajes y corrientes en ambos
extremos de la línea.
LÍNEAS LARGAS
Las líneas de longitud larga necesitan una mejor representación que las líneas
anteriores. Se consideran los efectos exactos de resistencia, inductancia y
capacitancia en forma de funciones hiperbólicas.
SUB-ESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
Sub-estación eléctrica
Es un conjunto de dispositivos eléctricos que forman parte de un sistema de
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potencia; sus funciones principales son: transformar tensiones y derivar circuitos de
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potencia. Las sub-estaciones se pueden clasificar de acuerdo con el tipo de función
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que desarrollan en tres grupos:
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- Sub-estaciones variadoras o transformadoras de tensión.
- Sub-estaciones de maniobra o seccionadoras de circuito.
- Sub-estaciones mixtas (mezcla de las dos anteriores).
De acuerdo con la potencia y tensión que manejan las sub-estaciones, éstas
se pueden agrupar en:
- Sub-estaciones de transmisión. Arriba de 230 kv.
- Sub-estaciones de subtransmisión. Entre 230 y 115 kv.
- Sub-estaciones de estación primaria. Entre 115y 23.9 kv.
- Sub-estaciones de distribución secundaria. Bajo de 23.9 kv.
LOCALIZACIÓN
El punto de partida para la localización de una sub-estación se deriva de un
estudio de planeación a partir del cual se localiza, con la mayor aproximación el
centro de la carga de la región que se necesita alimentar.
Un método que se puede utilizar para localizar una sub-estación, es el
siguiente: ser de .5 x .5 Km. En cada cuadro de medio kilómetro de lado, se obtiene
estadísticamente la capacidad instalada, contando con el número de transformadores
de distribución repartidos en el área y sumando la potencia en KVA de todos ellos.
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RELÉS CONVENCIONALES DE PROTECCIÓN
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Existen muchas causas que pueden alterar la continuidad del suministro de
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energía y es por ello que al realizar un estudio de protección en un determinado
sistema de potencia se deberán considerar una serie de factores que influencian la
determinación de los criterios a ser adoptados, de tal forma que se asegure, a un
costo razonable, los requerimientos de la operación normal y el suministro de
energía en condiciones anormales de operación y en casos de contingencias. Estos
factores son propios de cada sistema, tales como e1 tipo de conexión de los
transformadores (estrella aterrado o delta acoplado con transformador de
aterramiento), la demanda que se tenga del sistema, la longitud y diámetro del
circuito, características de cada uno de los equipos de protección que forman parte
del circuito, así como los de la
protección
de retaguardia
del
sistema de
transmisión y la importancia relativa de las cargas.
Algunas de las fallas que pueden presentarse, provocando perturbaciones
durante el servicio normal de los generadores, transformadores, barras y redes
eléctricas en general, son las citadas a continuación:
- Perforación en los aislantes de máquinas y conductores, como consecuencia
del envejecimiento, corrosión o calentamiento.
- Descargas atmosféricas y sobretensiones interiores.
- Destrucciones mecánicas por embalamiento de máquinas, por caídas de
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árboles en líneas aéreas, etc.
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- Factores humanos, como apertura de un seccionador bajo carga, falsas
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maniobras en las máquinas, etc.
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- Puestas a tierra intempestivas, accionadas por la humedad del terreno.
Todas estas perturbaciones y otras más que no se han nombrado, se reducen a
cinco grupos principales, que son:
1. Cortocircuito.
2. Sobrecarga.
3. Retorno de corriente.
4. Subtensión.
5. Sobretensión
Debido
a las condiciones que se presentan durante los cortocircuitos,
aumento extraordinario de la intensidad de corriente, ellos pueden causar hasta
efectos destructivos sobre las máquinas y 1íneas eléctricas y debido a esto, deben
ser eliminados rápidamente.
Cuando un circuito se encuentra sobrecargado significa que está operando
con una intensidad de (corriente) mayor que aquella para la que está diseñado. Los
efectos de las sobrecargas pueden resultar también nocivos para el sistema, ya que
las máquinas y los conductores pueden sufrir calentamiento indeseables y
consecuentemente posibles perforaciones en los aislantes así como también
cortocircuitos; recordando siempre que las máquinas sobrecargadas trabajan siempre
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a un bajo rendimiento.
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El retorno de corriente, ocurre generalmente en los circuitos de corriente
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continua, cuando la intensidad corriente del circuito disminuye hasta valores
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inferiores a cero; en este caso, como la intensidad es de valor negativo, el sentido de
la corriente se invierte. Cuando se carga una batería de acumuladores con un
generador de corriente continua existe el peligro de que cuando finalice el período
de
carga la fuerza electromotriz de la batería sea superior a la del generador,
descargándose la batería sobre la máquina que funcionaría como motor.
La subtensión ocurre cuando por una u otra causa, la tensión en la red es
inferior a la nominal. Al ser la tensión de la carga conectada a la red menor que la
tensión requerida, ella (la carga) como no puede disminuir su potencia, compensa
este efecto con una mayor intensidad absorbida, es decir, con una sobreintensidad.
La sobretensión es cuando una tensión mayor a la nominal está presente en el
circuito con el consiguiente riesgo de perforación de los aislantes, peligro para el
personal, etc.
DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN CONTRA PERTURBACIONES
La función primordial de la protección de un sistema de potencia por medio
de relés es, en general, la de permitir, con rapidez, el retiro del servicio de cualquier
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resto del sistema, así como también la de indicar el sitioVdeAocurrencia y el tipo de
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RE de funcionamiento.
falla que se presenta durante el servicio
normal
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Todos los relés
funcionan en virtud de la corriente y/o tensión suministrada
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elemento que opera en forma anormal interfiriendo con el funcionamiento eficaz del
por los transformadores de corriente y tensión, que se conectan en diversas
combinaciones al elemento del sistema que se desee proteger. Mediante cambios
relativos o individuales en estas dos magnitudes,
los relés pueden detectar la
presencia de una falla, su tipo y su localización.
Tal como se muestra en la Figura 1, cualquier dispositivo de protección
consta de varios componentes:
RELE DE PROTECCION
ORGANO DE
ENTRADA
ORGANO
CONVERTIDOR
ORGANO DE
MEDIDA
ORGANO DE
SALIDA
FUENTE
AUXILIAR
DE TENSION
ORGANO
ACCIONADO
Figura 1. Diagrama de bloque de la disposición general de un relé de protección.
Fuente: Ocando, R. (2003)
a. Órgano de entrada: encargado de detectar las señales procedentes de una
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perturbación (corriente, tensión) y las convierte en señales aptas (baja tensión) para
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ser tomadas por el relé de protección. Por lo general, los órganos de entrada son
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transformadores de corriente y de tensión, cumpliendo de esta manera dos funciones
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simultaneas: órgano de entrada para el relé de protección y de aislamiento eléctrico
entre partes de las partes de alta y baja tensión de la instalación.
b.
Órgano
de Conversión: en
donde se convierten las señales que
provienen del órgano de entrada de manera que, el órgano siguiente pueda medirles.
La presencia de este órgano de conversión en el dispositivo de protección no es
indispensable, pasando directamente las señales hasta el órgano de medida.
c. Órgano de Medida: es la parte más importante del dispositivo de
protección, y es en ella donde se
miden las señales, previamente adaptadas,
proporcionadas por órganos anteriores, y de acuerdo con el valor de esta medida se
decide si el correspondiente dispositivo entrará en funcionamiento.
d. Órgano de Salida: es el encargado de amplificar las señales que provienen
del órgano de medida, abarcando todos los elementos necesarios para aumentar el
número de señales de salida. El órgano de salida es un intermediario ubicado entre
el dispositivo de protección y los órganos accionados por este dispositivo. Los
órganos de salida son generalmente contactores de mando.
e. Órgano Accionado: generalmente es la bobina de mando de los
disyuntores, que producen la desconexión de éstos en casos de perturbación.
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f. Fuente auxiliar de tensión: que actúa como fuente de órgano de
alimentación del dispositivo de
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protección. Esta fuente auxiliar puede ser una
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batería de acumuladores a baja tensión, un dispositivo de tensión nula, o la propia
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red mediante los correspondientes transformadores de corriente y tensión.
El órgano convertidor, el órgano de medida y el órgano de salida están
agrupados en un solo aparato, integrando el relé de protección.
Características de los Relés de Protección
En un sistema de protección, el relé cumple un papel determinante y para
cumplir con las condiciones. Cuando se presentan condiciones anormales de
operación durante el funcionamiento normal del sistema, él ha de cubrir un grupo
de exigencias;
indispensables además, para su construcción, selección, ajuste y
coordinación. Ellas son:
a. Confiabilidad: Es la seguridad de funcionamiento que debe presentar el
relé para la protección de los equipos del sistema aún para las más desfavorables
condiciones de operación, tales como 1os valores extremos de la corriente de
cortocircuito en el 1ugar donde se ha instalado el relé, el funcionamiento del relé
después de estar inactivo durante largos períodos de tiempo, etc. Es decir, se
requiera su accionamiento tan pronto se presente(n) la(s) falla(s).
b. Sensibilidad: Es la capacidad que un relé o cualquier equipo de protección
tiene al funcionar correctamente en forma segura para el mínimo valor de falla.
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c. Rapidez: El relé deberá actuar con la mayor velocidad posible. En el caso
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de estar ajustado previamente con un, tiempo de retraso, éste deberá ser predecible y
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preciso. Una rápida desconexión de la falla reduciría notablemente los daños en
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general en el sistema, convirtiéndose de esta manera en una protección eficiente, al
mismo tiempo que asegura 1a continuidad del servicio en las zonas no afectadas
por 1a falla.
Existen esquemas de protección de acción veloz para aumentar la
confiabilidad del sistema, resultando
en
algunos casos ineficientes.
Contrariamente, también se usa el sistema de protección con retardo de tiempo
para la protección de respaldo.
d. Selectividad:
Es la capacidad que tiene el sistema de protección de
desconectar la menor parte de la red que se vea afectada por una falla, reduciendo de
esta manera, al mínimo el sector sin suministro de energía eléctrica mientras se
realizan reparaciones en la zona averiada. Es, por esto, que las características y
valores de operación del relé debe ser tal que, cumplan con la función para el cual ha
sido diseñado, aún para las condiciones más desfavorables.
e. Automaticidad: Se requiere que los relés de protección funcionen sin
intervención humana, facilitando la localización de la falla y reaccionando con la
rapidez suficiente para evitar su extensión a otros puntos de la red eléctrica, ya que
una perturbación en un punto de la red repercute sobre todos los demás.
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Además de las condiciones expuestas, el relé debe cumplir también con otras
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como las nombradas a continuación:
a. Su funcionamiento no debe alterarse para las modificaciónes de la
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configuración de la red, tales como puertos en paralelo, variaciones en la
alimentación, etc.
b. El relé deberá operar cuando ocurra un cortocircuito independientemente
de la intensidad de corriente en ese momento, o para fallas de cualquier naturaleza y
situación.
c. El relé no deberá operar cuando ocurran sobrecargas y sobretensiones
momentáneas, es decir, deberá ser insensible ante fallas transitorias.
d. El relé deberá ser igualmente insensible ante oscilaciones de tensión,
corriente, etc.
e. El relé ha de presentar un consumo propio muy pequeño.
Cuando en la red se presenta un elemento caracterizado por una intensidad de
corriente mayor que la normal, es decir, que se encuentra sobrecargado, o cuando
presenta una caída de tensión también mayor que la normal o en cortocircuito, estos
factores pueden considerarse para prever los correspondientes dispositivos de
protección.
Sin embargo, estos factores no son siempre motivos seguros para detectar
una falla. En ocasiones cuando se produce una falla entre dos fases, el hecho de
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que la impedancia aparente se reduce considerablemente, se utiliza como recurso.
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También se puede detectar una falla cuando es notable la diferencia
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geométrica entre las intensidades de 1as corrientes de entrada y salida de la zona
protegida.
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Además, también se puede utilizar la comparación entre las fases de 1as
corrientes de entrada y salida, los sentidos de los flujos de potencia que son iguales
en operación normal y opuestos en caso de falla, etc.
Estos criterios de detección de fallas se pueden resumir en los siguientes:
- Aumento de la intensidad de corriente.
- Disminución de la tensión.
- Disminución de la impedancia aparente.
- Comparación de la fase o de la amplitud de las corrientes de entrada y
salida.
- Inversión del sentido del flujo de potencia la entre la entrada y la salida.
CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN
Con la finalidad de obtener una mejor utilización de los relés de protección,
se pretende una clasificación sistemática de estos dispositivos dada la gran variedad
de los tipos existentes, haciendo usos de diferentes criterios de clasificación.
CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN POR LAS
CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS
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Considerando las característicasS
constructivas, los relés de protección
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pueden ser: ER
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a. Relés electromagnéticos: Su funcionamiento está basado en la fuerza de
atracción entre piezas de material magnético. Esta fuerza causa que la pieza móvil se
mueva en el sentido de disminución de la reluctancia del circuito magnético
alimentado por tensiones aplicadas a su arrollamiento. Dada su simplicidad, robustez
y economía, ellos son universalmente usados como relés de tensión,: relés de
intensidad entre otros.
b. Relés de Inducción: También llamados relés ferraris y cuyo principio de
funcionamiento está basado en el mismo que de los contadores de inducción y sus
diversas aplicaciones se deben a las combinaciones que ellos admiten. Los relés en
inducción presentan dos arrollamientos que se disponen uno en un núcleo central,
dividido en su extremo opuesto en dos piezas polares en las cuales se ubican las
bobinas del segundo arrollamiento en serie, dispuestas de tal forma que produzcan
en estas dos piezas dos polos de nombres opuestos. La inductancia del núcleo central
es mucho mayor que la de los otros dos arrollamientos, y es precisamente esta
característica la que se utiliza, ya que esta inductancia puede modificarse a voluntad,
ya sea eligiendo convenientemente la separación de los dos polos o bien, variando la
longitud polar de la pieza en la que se dispone el segundo arrollamiento.
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c. Relés Electrónicos: Su funcionamiento se basa en la acción de una bobina
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fija sobre una bobina móvil. Frecuentemente estos relés incluyen además un circuito
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magnético de hierro o de cualquier otro material magnético, y en este caso se
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denomina relés ferrodinámicos. En los relés ferrodinámicos se elige de forma
conveniente la sección de hierro del circuito magnético y el valor del entrehierro de
manera tal que se evite cualquier saturación dentro del campo de medida del relé.
Son altamente sensibles a pesar de que no funcionan ante una larga temporarización
debido a su débil desplazamiento angular de la bobina móvil.
d. Relés Electrónicos: Los cuales hacen uso de las técnicas y dispositivos
electrónicos para su funcionamiento.
e. Relés Térmicos: Generalmente se utiliza contra las sobrecargas,
desconectando la máquina cuando sus devanados alcanzan una temperatura
como resultado de la sobrecarga, ocasionando posibles daños en los aislantes.
CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN POR LA MAGNITUD
ELÉCTRICA QUE CONTROLAN O MIDEN
Según la magnitud eléctrica que controlan o miden, los relés de protección
pueden ser:
a. Relés de Intensidad: Actúan por la intensidad de corriente que circula
por el relé. Si la intensidad de corriente del elemento protegido es mayor que el
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valor de intensidad previamente protegido, entonces estos dispositivos actúan como
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relés de máxima intensidad y no en contrario, el funcionamiento tiene lugar cuando
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la intensidad disminuye por debajo de un valor previamente fijadora se les conoce
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en este caso, como relés de mínima intensidad.
b. Relés de Tensión: Actúan según las variaciones de tensión a las que está
sometido el relé. Se llaman relés de máxima tensión o de sobretensión a los que
funcionan cuando la tensión sobrepasa un valor prefijado. Actúan cuando la tensión
disminuye a un valor inferior al establecido previamente. Generalmente los relés de
tensión son electromagnéticos.
c. Relés de Producto: Actúan por la acción del producto de dos magnitudes
eléctricas. Los más conocidos son los relés de potencia. Generalmente los relés de
producto son ferrodinámicos.
d. Relés de Cociente: Operan cuando el cociente de dos magnitudes eléctricas
sobrepasa el valor fijado. Los más conocidos son los relés de mínima importancia.
Generalmente los relés de cociente son electromagnéticos o ferrodinámicos.
e. Relés Diferenciales: Actúan cuando la diferencia entre dos o más
magnitudes eléctricas de la misma naturaleza es mayor que el valor prefijado.
Generalmente son electromecánicos o de inducción.
f. Relés de Frecuencia: Entra en funcionamiento cuando la frecuencia se
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aleja del valor preestablecido, por lo general son del tipo de inducción.
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FUNCIONAMIENTO
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CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN POR EL TIEMPO DE
Considerando el tiempo de funcionamiento, los relés de protección pueden
ser de dos tipos.
a. Relés de Acción Instantánea: No presenta dispositivos de retardo y por lo
tanto operan en el mismo instante en que la magnitud eléctrica controlada, ya sea
intensidad de corriente, tensión,
frecuencia o cualquiera de las mencionadas
anteriormente, supere la cantidad a la cual se le haya fijado previamente al
dispositivo. También se les conoce, simplemente como relés instantáneos
b. Relés de Acción Diferida: Como estos relés presentan un dispositivo de
temporización, ellos operan un cierto
tiempo después de haber alcanzado la
magnitud eléctrica controlada. Se denominan también como relés temporizados. A
su vez pueden ser:
b.1.
Relés de Retardo Independiente:
Para una sobreintensidad de
corriente sobre el valor de la corriente nominal del relé, el dispositivo opera después
de haber transcurrido un tiempo de temporización. Esta temporización es constante y
ajustada.
b.2.
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Relés de Retardo Dependiente: No presenta una temporización fija,
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como los anteriores. La temporización varía de acuerdo a la magnitud controlada y
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generalmente estos tipos de relés son de tiempo inverso, es decir, que la
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temporización es inversamente proporcional al valor de la magnitud controlada.
Cuando una sobreintensidad es considerada como cortocircuito, el relé opera como
un relé instantáneo, reduciéndose el tiempo total de funcionamiento (tiempo propio
de funcionamiento del relé).
CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN POR LA FORMA DE
FUNCIONALIDAD
Según la forma con que actúan sobre el diagnóstico de disparo del disyuntor,
los relés de protección pueden ser:
a. Relés Directos: Llamados también relés primarios y actúan directamente
sobre el dispositivo de disparo del disyuntor principal.
b. Relés Indirectos: Llamados también relés secundarios ya que actúan
mediante contactos de apertura o cierre según sea el caso y estos últimos son,
entonces, los encargados de hacer funcionar el dispositivo de desenganche del
disyuntor.
CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN POR LA FORMA
DE DESCONEXIÓN
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Por la forma que realiza la desconexión del disyuntor cuando en el sistema
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se presenta una falla, los relés de protección pueden ser:
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a. Relés de Desconexión Mecánica: Son re1eés que actúan directamente
sobre el mecanismo de disparo del dispositivo, realizando la desconexión mediante
medios mecánicos tales como resortes, levas, etc.
b. Relés de Desconexión Eléctrica: Generalmente son relés indirectos, que al
funcionar operan sobre un circuito auxiliar, haciéndole abrir o cerrar según
convenga, en el cual se encuentra la bobina de desenganche del desenganche del
disyuntor. Los relés de desconexión también se pueden
clasificar
según
procedimientos empleados para accionar la bobina de desenganche del disyuntor en:
- Relés de desconexión por corriente auxiliar.
- Relés de desconexión por corriente secundaria de transformador de
intensidad.
- Relés de desconexión por mínima tensión.
CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN POR LA FORMA DE
CONEXIÓN
Luego de haber funcionado y cuando la falla o la perturbación haya
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cesado, los relés de protección deben permitir que los elementos protegidos,
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nuevamente operen con normalidad y que por lo general esto se logra cuando se
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reengancha el disyuntor. Por lo tanto, por la forma de conectar nuevamente este
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disyuntor al circuito, los relés de protección pueden ser:
a. Relés de Reenganche Automático: Este tipo de relé permite que el circuito
protegido vuelva automáticamente protegido a las condiciones iniciales de
funcionamiento cuando la falla que hizo accionar el relé haya sido finalmente
eliminada, y de esta manera el relé se rearma por sí solo y queda en condiciones
adecuadas de funcionamiento.
b. Relés de Bloqueo: Este tipo de relé se rearma manualmente, luego de
haber cesado la falla, disponiendo los contactos de forma tal que el relé pueda
funcionar cuando se necesite.
Principios de los diferentes esquemas de la protección diferencial convencional
La protección diferencial se fundamenta en la comparación de la diferencia
vectorial de dos ó más magnitudes eléctricas similares con una cantidad
previamente determinada y fijada y, cuando se le excede, entonces hace
funcionar al relé de protección diferencial. No es la construcción del relé lo
que lo hace un relé diferencial, si no la forma en que está conectado en el
circuito.
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PROTECCIÓN DIFERENCIAL LONGITUDINAL
ESE
R
S de las intensidades en los extremos del
Está basada en la comparación
O
H
C
E
R
conductor que involucra
DE el elemento que se debe proteger.
De no existir efecto y/o anomalías en la zona protegida, las intensidades han
de ser iguales. Si no existe defecto en el conductor, existirá una diferencia de
intensidades. En la Figura 2 se representa el esquema elemental de la protección
diferencial de un elemento. Mientras las corrientes de los secundarios de los dos
transformadores de corriente (CT) sean iguales, no circulará corriente por el relé.
Pero si existe alguna anomalía, la intensidad de corriente de los transformadores
serán diferentes y se derivará, circulando esta diferencia por el relé, haciéndolo
funcionar. Esta protección se denomina también PROTECCION MERZ-PRICE.
2
=0
1
3
S
O
D
RVA
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R
S
Figura 2. Esquema de principio de la protección diferencial longitudinal
1. Transformadores de potencia, 2. transformadores de corriente y 3. relé diferencial.
Fuente Ocando, R. 2003
O
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C
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Si por el conductor protegido circula una sobreintensidad por causas ajenas
al sector protegido, en ambos transformadores se mantendrán corrientes de
igual intensidad y no existirá la corriente diferencial que haga funcionar el
relé. Esto quiere decir que la protección diferencial solamente actúa
cuando existen anomalías en la zona protegida y que se trata de una
protección altamente selectiva, lo que constituye su principal ventaja sobre
las demás protecciones.
El principio básico consiste en la medida de la magnitud y ángulo de las
corrientes que entran en el área de protección. Durante condiciones
normales (sin falla) la suma es cero.
Este sistema de protección requiere telecomunicación entre los terminales
de la línea. El medio de transmisión mas común para esta protección es el
hilo piloto, lo que significa que esta protección es utilizada para líneas
cortas. Hoy en día la protección diferencial longitudinal se ha utilizado para
líneas largas usando un sistema de telecomunicaciones por onda portadora,
microondas o fibra óptica
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Problemas de la Protección Diferencial
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1. Errores en los transformadores de corriente.
2. Diferencia en los tipos de T.C entre AT y BT.
3. Diferencia de Fase en las corrientes.
4. Relación de transformación variable.
Protección de distancia
La primera protección de línea utilizada en las líneas de transmisión trabajaba
con el principio de sobrecorriente. Cuando los sistemas se extendieron y se
convirtieron en enmallados, esta protección fue insuficiente para ser la protección
principal de la línea. Fue casi imposible alcanzar un ajuste selectivo sin retardar
notoriamente la protección. Adicionalmente algunas
corrientes
de falla son
inferiores a la corriente máxima de carga, lo cual hacia muy difícil utilizar
protecciones de sobrecorriente.
Fue necesario entonces encontrar un principio de protección que fuera
independiente de la magnitud y las variaciones de las corrientes de cortocircuito con
la impedancia de fuente. Esta protección fue la protección de distancia, ya que la
impedancia de la línea era independiente de las variaciones de la impedancia de la
S
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fuente. Cabe anotar que la protección de sobrecorriente todavía es utilizada como
E
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S
protección principal de circuitos de media y baja tensión y como protección de
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respaldo en algunos circuitos no muy importantes de alta tensión.
D
Normalmente la protección de distancia mide la impedancia de carga de la
línea, la cual puede ser expresada como UL/IL = ZL. Si hay una falla, la medida de
la impedancia será menor que la impedancia de carga y la protección operará.
La protección de distancia es una protección relativamente selectiva, lo cual
significa que la selectividad se alcanza sin una comparación del extremo remoto y
así, no requiere ningún sistema de telecomunicación para su función básica. Es por
tanto que el ajuste de impedancia y tiempo son muy importantes. Una protección de
distancia tiene varias zonas por lo general tres.
Es importante que la primera zona no sobrealcance, por lo tanto se ajusta
entre el 80 y el 90% de la longitud de la línea. El margen de seguridad es pues entre
el 10 y el 20%. Algunas veces es necesario tener un margen mayor para tener en
cuenta el efecto de la impedancia mutua en líneas paralelas. La principal función de
la segunda zona será la de cubrir el margen de seguridad de la primera zona y
normalmente se ajusta como mínimo al 120% de la línea y como máximo que no
alcance el 80% de la línea adyacente mas corta. Un ajuste recomendado es el 140%
de la línea. Existen diferentes tendencias para el ajuste de la zona 3. Algunas
compañías ajustan la zona 3 del 100% al 120% de la línea protegida más la línea
adyacente mas larga, lo cual brinda respaldo remoto a las líneas adyacentes.
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R
El Relé REL 356 es un sistema
de protección diferencial de corriente
S
O
CHoptimizado para operación con fibra óptica o equipo
E
numérica totalmente R
integrado,
DE
REL 356
de audio tonos. Ofrece los mismos conceptos de protecciones y principios de
operación de las generaciones anteriores de relés diferenciales de corriente tipo
HCB/LCB en un nuevo diseño numérico con diversas opciones como protección de
distancia de respaldo y otros beneficios.
El REL 356 proporciona protección de alta velocidad para líneas largas y
cortas efectuando una real comparación diferencial de la corriente que fluye por la
línea a través de cada terminal de la línea protegida. Esto es particularmente
apropiado en líneas muy cortas que no pueden ser protegidas por relés de distancia,
como las que van desde el generador a la subestación. La flexibilidad de
comunicaciones permite al REL 356 aplicaciones en líneas hasta de 400 kilómetros
a cualquier nivel de voltaje.
Una protección de distancia opcional puede ser incluida para proporcionar
protección de respaldo en caso de pérdida del canal de comunicaciones.
Aplicación
El REL 356 está basado en un microprocesador dual, compuesto por filtros de
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secuencia, y sistemas de protección de corriente diferencial. El REL 356 opera en el
principio heredado de anteriores sistemas de corriente exitosas ( LCBII ), pero
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adaptado y perfeccionado usando técnicas numeradas. El REL 356 es un sistema
H
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piloto que utiliza un canal con una amplia gama de opciones de comunicaciones
D
análogas y digitales. El REL 356 es un sistema de relé de alta velocidad y está
disponible para aplicaciones de cualquier nivel de voltaje. Este principio de
operación lo hace ideal para líneas cortas y líneas derivadas con un transformador de
poder, donde la protección a distancia tradicional no es práctica.
El REL 356 es un sistema de solo-corriente y provee todos los beneficios
asociados a los sistemas de relé sin necesidad de transformadores de potencia tales
como:
-
No afectado por CCTV transitorio.
-
No afectado por balanceos de poder.
-
No afectado por líneas mutuas en paralelo.
Un sistema opcional de relé de distancia a sido incluido al proveer un
respaldo para canales de comunicaciones perdido. Este sistema consiste en dos
unidades de zonas distanciadas y sistemas de relés no piloteados. Los sistemas a
distancia de fases y tierras están incluidos.
La protección de corriente diferencial es inherentemente inmune a sistemas
balanceados donde el relé bloqueará la transmisión. Sin embargo, si el balanceo de
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poder es deseado, sigue siendo provisto para detectar esta condición. OST (fuera de
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paso de transmisión) es incluido en el sistema de distancia de apoyo opcional.
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Una función de transmisión de sobrecorriente está también incluida en el
D
sistema de relés. El estado en alto de la función de sobrecorriente activa
la
transmisión instantáneamente cuando el umbral de la fase (IPH) o tierra (IGH)
detecta corrientes por arriba de lo fijado. Estas unidades pueden ser supervisadas por
las unidades direccionales. Las unidades de fase son supervisadas por FDOP (Fase
delantera direccional de sobrecorriente ) y la unidad de tierra es supervisada por
FDOG ( Tierra delantera direccional de sobrecorriente )
Una conexión de transformador externa de voltaje es requerida para activar
las unidades direccionales.
El REL 356 también requiere la conexión para protección de distancia,
localización de falla, pérdida de potencial y pérdida de detección de corriente.
A causa del envío de rangos disponibles en el sistema de relé, se hace posible
el acomodar diferentes protecciones CT en los dos terminales en la línea de
transmisión.
El relé REL 356 tiene la capacidad, a través de su canal modem, para medir
exactamente el retraso del canal de comunicación.
Sistema de operación del REL 356
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comparación diferencial de flujo de corriente a través V
de A
cada terminal de la línea
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protegida. Un canal piloto, ya sea fibra óptica
o tono de audio es usado para brindar
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en la terminal remota
señales para la comparación de señales locales. El único
R
DE
La operación básica del sistema del REL 356 lleva a cabo una verdadera
método usado para representar las tres fases de corrientes y seguramente transmitir
la señal remota produce flexibilidad y fidelidad en la aplicación del REL 356.
El sistema de solo-corriente, como el REL 356 compara las corrientes
medidas en el terminal de línea de transmisión. En un sistema de corrientes
diferencial, la relación del fasor determina si la condición de la falla es interna o
externa.
REL 551
El terminal de protección de línea del REL 551 es una parte del sistema de
la pirámide. Es básicamente una línea de protección diferencial para líneas
MV y HV. El sistema de pirámides incluye un completo rango de
complejos objetivos terminales, una estación funcional monitoreada y una
subestación con sistema controlado. Los bloques en la pirámide son
aprovechados como unidades de protección de postura-sola o como bloques
de edificio en un completo Sistema de Estación Monitoreada ( SMS )
Sistema de Control de Subestación ( SCS ) y/o Sistema de Análisis de Relés
( RTS ).
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La función básica en el REL 551
es una protección diferencial de corriente
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del tipo master/master,
DER evaluando cada fase de corriente
independientemente en ambos terminales, usando ambos la corriente amplia
y ángulo de fase (Vector de comparación segregado)
A todas las corrientes se les aplica un análisis de Fourier en orden de
extracción de componentes de seno y coseno. Luego seis componentes, dos por fase,
son incluidas en un mensaje que es transmitido cada 5ms para el control del
terminal, sincronizado por encima del canal de datos a 56/64 kbit/s. El mensaje
también incluye información para la supervisión, CT detección de saturación,
sincronización de terminales y envío de transferencia directa. La diferencia de
medida es estabilizada fase por fase por la suma de la corriente escalar. Para
minimizar los requerimientos en el trasformador de corriente, todas las corrientes
son supervisadas individualmente por detectores de saturación (CT).
En caso de saturación ( CT ) el grado de estabilidad es incrementado. La
distribución de comunicación es continuamente medida y automáticamente
compensada la medida diferencial. Esto le permite al REL 551 usar una
comunicación en cadena con rotación automática interrumpida. ( la cadena publica
digital usualmente tiene esta función )
El mensaje de comunicación es chequeado para localizar errores y con la
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detección de información errónea, el mensaje es excluido de la evaluación. Por
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S
transmitir dos o tres mensajes aceptados de cuatro, que son requeridos. Esto provee
O
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una muy alta seguridad contra una falsa transmisión con disturbios.
D
Un intercambio directo puede ser transmitido entre el terminal y el mensaje
común. Esta interrupción es activada a través de una entrada separada, y tiene una
salida separada. La protección es solo diseñada para el intercambio tripolar. Una
función instantánea de sobrecorriente es incluida. Una construcción en función de
supervisión ( CT ) provee a ambos una señal de alarma y una señal de bloqueo.
Cuatro grupos independientes son disponibles para parámetros de
configuración con el REL 551. El usuario puede cambiar este grupo activo con
algún parámetro dentro de su localidad, con la ayuda de la unidad comunicación
hombre-máquina o lo que significa una computadora personal, cambiando entre los
grupos activos de comunicación y también es posible activando cuatro entradas
binarias.
Transformadores de tensión
Normalmente en sistemas con tensiones nominales superiores a los 600V las
mediciones de tensión no son hechas directamente en la red primaria sino a través de
equipos denominados Transformadores de Tensión. Estos equipos tienen las
siguientes finalidades:
-
Aislar el circuito de baja tensión (secundario) del circuito de alta tensión
(primario).
-
S
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Que los efectos transitorios y de régimen permanente aplicados al circuito
E
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S
de alta tensión sean reproducidos lo más fielmente posible en el circuito de baja
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tensión.
D
En cuanto al tipo, los transformadores de tensión pueden ser:
-
Transformadores inductivos.
-
Divisores capacitivos.
-
Divisores resistivos.
-
Divisores mixtos (capacitivo/resistivo).
Los transformadores inductivos pueden ser construidos para conexión fasetierra (un polo aislado) o para conexión fase-fase (doble polo aislado). Estos últimos
se utilizan primordialmente en media tensión.
Los divisores resistivos y mixtos no se utilizan normalmente en sistemas de
potencia, sino más bien en circuitos de prueba o investigación de laboratorio.
Para tensiones comprendidas entre 600 V y 69kV, los transformadores
inductivos son predominantes.
Para tensiones superiores a 69kV y hasta 138kV no existe preferencia en la
utilización, pero en sistemas donde se emplea comunicación por onda portadora,
PLC, la utilización del divisor capacitivo se hace necesaria. Para tensiones
superiores a 138kV los divisores capacitivos son predominantes.
Características para la especificación de un transformador de tensión
Para la especificación de los principales requisitos eléctricos de un
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transformador de tensión deberán ser mencionadas, como mínimo, las siguientes
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S
características:
-
Tensión máxima del equipo y niveles de aislamiento.
-
Frecuencia nominal.
-
Carga nominal.
-
Clase de exactitud.
-
Número de devanados secundarios.
-
Relación de transformación nominal.
-
Conexión de los devanados secundarios.
-
Desviaciones en la tensión nominal permitidas en los devanados
D
secundarios manteniendo la clase de exactitud.
-
Carga máxima de los devanados secundarios.
-
Potencia térmica nominal de cada devanado.
-
Capacitancia mínima (solamente para divisores capacitivos).
-
Rango de frecuencia para PLC (solamente para divisores capacitivos).
-
Tipo de instalación (interior o exterior).
Transformadores de corriente
Los transformadores de corriente son utilizados para las mediciones de
corriente en sistemas eléctricos. Ellos tienen su devanado primario conectado en
serie con el circuito de alta tensión. La impedancia del transformador de corriente,
S
O
D
Ala carga que se conecta
sistema en el cual estará instalado, aún si se tiene en cuenta
V
R
SE
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en su secundario. En esta forma laS
corriente que circulará en el primario de los
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transformadores de corriente
está
determinada por el circuito de potencia.
DER
vista desde el lado del devanado primario, es despreciable comparada con la del
Clasificación de los transformadores
a. Tipos constructivos: los transformadores de corriente se clasifican, de
acuerdo con su construcción, en diversos tipos; los más usados en instalaciones de
alta y extra alta tensión son:
b. Tipo estación o autosoportado: Es el tipo más utilizado en alta y extra alta
tensión pueden ser:
-
Primario en “U”. El conductor primario tiene una forma de “U” que se
lleva fuertemente aislado hasta un tanque con aceite aislante en donde se encuentra
el núcleo y los devanados secundarios. Se utiliza normalmente hasta corrientes
nominales de 1600 A y de cortocircuito hasta de 30 KA
-
Primario pasante o tipo invertido. El núcleo y los secundarios se localizan
en la parte superior, en donde el primario es solo una barra pasante. Se utiliza para
altas corrientes nominales y de cortocircuito.
c. Tipo devanado: Transformador cuyo devanado primario, se encuentra
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constituido por una o más espiras envolviendo mecánicamente su núcleo.
E
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S
d. Tipo de ventana: Transformador sin primario propio, construido con una
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abertura a través del núcleo por donde pasa un conductor que forma el circuito
primario.
D
e. Tipo buje: Transformador tipo ventana proyectado para ser instalado sobre
un buje de un equipo eléctrico (transformador, reactor o interruptor de tanque
muerto).
Tipos de construcción desde el punto de vista eléctrico. Los sistemas de
transformadores de corriente pueden tener las siguientes variantes eléctricas.
-
Tipo con varios núcleos. Transformador con varios devanados
secundarios aislados separadamente y montados cada uno en su propio núcleo,
formando un conjunto con un único devanado primario cuyas espiras (o espira)
enlazan todos los secundarios.
-
Primario de relación serie-paralelo. Tienen en su primario dos secciones
idénticas cuya conexión, serie o paralelo, puede cambiarse fácilmente. Se puede
duplicar la capacidad de corriente sin que ello implique una variación en los
amperios-vuelta para el secundario y en precisión.
-
Secundario de relación múltiple o multi-relación. La relación de
transformación se puede variar por medio de derivaciones (taps) en las vueltas de
secundario. Presentan el inconveniente de la disminución de la capacidad en las
relaciones más bajas.
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Características para la especificación de un transformador de corriente
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En la especificación de un transformador de corriente o para consulta a los
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fabricantes se deben indicar como mínimo las siguientes características:
D
-
Corriente(s) y relación(es) nominal(es).
-
Tensión máxima del equipo y niveles de aislamiento.
-
Frecuencia nominal.
-
Carga(s) nominal(es).
-
Exactitud.
-
Número de núcleos para medida y para protección.
-
Corriente térmica nominal continúa.
-
Corriente térmica nominal, TS.
-
Corriente dinámica nominal.
-
Tipo de instalación (interior o exterior).
Seccionadores
En la selección y adecuada utilización de los seccionadores en sistemas de
alta tensión deben observarse las características del sistema en el cual serán
aplicados y la función que deben desempeñar.
Entre las características del sistema están las de naturaleza térmica y eléctrica
(capacidad de conducción de corrientes nominal y de cortocircuito, resistencia a los
esfuerzos dieléctricos, etc.) y las de naturaleza mecánica (esfuerzos debido a
corrientes de cortocircuito, vientos, etc.) además del tipo de instalación que tendrá el
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seccionador (si es para uso interior o exterior).
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Los seccionadores pueden desempeñar en las redes eléctricas diversas
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funciones siendo la más común la de seccionamiento de circuitos por necesidades de
D
operación, o por necesidad de aislar componentes del sistema (equipos o líneas) para
realizar su mantenimiento. Por este último caso los seccionadores abiertos que aíslan
componentes en mantenimiento deben tener una resistencia entre terminales a los
esfuerzos dieléctricos en tal forma que el personal de campo pueda ejecutar el
servicio de mantenimiento en condiciones adecuadas de seguridad.
Funciones desempeñadas por los seccionadores en redes eléctricas
Los seccionadores pueden ser clasificados de la siguiente manera, de acuerdo
con las funciones que desempeñan en un sistema eléctrico de potencia.
Seccionadores de maniobra
Hacen “by pass” o paso directo a equipos como interruptores y capacitores en
serie para la ejecución de mantenimiento o por necesidades operativas.
Aislar equipos como interruptores, capacitores, barajes, transformadores o
reactores, generadores o líneas para la ejecución de mantenimiento.
Maniobrar equipos: transferencia de circuitos entre los barajes de una
subestación.
Los seccionadores solamente pueden operar cuando hay una variación de
tensión insignificante entre sus terminales o en los casos de restablecimiento (cierre)
S
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o interrupción de corrientes insignificantes.
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Seccionadores de tierra
Poner a tierra componentes del sistema en mantenimiento: líneas de
D
transmisión, barajes, bancos de transformadores o bancos de condensadores y
reactores en derivación.
Seccionadores de operación en carga
Abrir y/o cerrar circuitos en carga: reactores, capacitores o generadores.
Seccionadores de puesta a tierra rápida
Ponen a tierra componentes energizados del sistema, en el caso de fallas en
reactores no maniobrables asociados a líneas de transmisión sin esquemas de
protección con transferencia de disparo, o en el caso de líneas terminadas en
transformador sin interruptor en el terminal de línea y para protección de
generadores contra sobretensiones y autoexcitación. Estos dispositivos necesitan
tiempos de operación extremadamente rápidos.
Configuraciones
Es el arreglo de los equipos electromecánicos constitutivos de un patio de
conexiones, o pertenecientes a un mismo nivel de tensión de una
subestación, de tal forma que su operación permita dar a la subestación
diferentes grados de confiabilidad, seguridad o flexibilidad de manejo,
transformación y distribución de energía.
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Básicamente existen dos tendencias
generales con respecto a los tipos de
S
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CH de alta tensión y extra alta tensión. Estas
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configuraciones paraRsubestaciones
DE
tendencias son la europea o de conexión de barras y la americana o de conexión de
interruptores. Dichas configuraciones son aplicables tanto parar subestaciones
convencionales como para subestaciones encapsuladas en SF6.
Configuraciones de conexión de barras tendencia europea
Se entiende que son aquellas en las cuales cada circuito tiene un interruptor,
con la posibilidad de conectarse a una o mas barras por medio de seccionadores.
Barra sencilla
Como su nombre lo indica, es una configuración que cuenta con un solo
barraje colector al cual se conectan los circuitos por medio de un interruptor. Es
económica, simple y fácil de proteger, ocupa poco espacio y no presenta muchas
posibilidades de operación incorrecta. Como desventaja principal puede citarse la
falta de confiabilidad, seguridad y flexibilidad teniendo así que suspender el servicio
en forma total cuando se requiera hacer una supervisión o reparación en la barra
colectora, o del circuito cuando la revisión o reparación es en el interruptor; sin
embargo, con un seccionamiento longitudinal se obtiene alguna confiabilidad y
flexibilidad pues se hace posible separar en dos partes el barraje, lo cual facilita las
S
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D
RVA
reparaciones, trabajos de ampliación y en determinadas circunstancias aún la
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S
operación de la misma subestación. Si el seccionamiento del barraje se efectúa con
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ER
el fin de lograr flexibilidad en la subestación, se requiere un planeamiento muy
D
cuidadoso ya que durante la operación normal no se pueden cambiar los circuitos de
una barra a la otra. Un seccionamiento mal planeado puede inclusive atentar contra
la seguridad del sistema.
Una aplicación práctica del seccionamiento del barraje ocurre cuando se
tienen dos circuitos provenientes de una misma subestación y alimentan dos
transformadores para conformar las configuraciones denominadas en “H”. Si los dos
circuitos provienen de subestaciones distintas, el seccionamiento no debe
comprometer la seguridad de dichas subestaciones por la suspensión de la
interconexión entre ellas.
La barra sencilla se puede utilizar para subestaciones de AT y EAT con muy
pocos campos de conexión y exige retirar del servicio todo el campo y su elemento
conectado (línea o transformadores) cuando se va a realizar cualquier trabajo sobre
el interruptor u otro de los aparatos del campo.
En esta configuración entran las subestaciones unitarias, en las cuales la línea
de transmisión termina en un transformador sin existir un barraje principal. En EAT
por lo general existe interruptor de potencia, mientras que en algunas subestaciones
de AT y MT se elimina éste y se implementa un sistema de transferencia remota de
S
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D
RVA
disparo. Este tipo de subestación se utiliza cuando hay una sola línea de transmisión
E
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y un solo transformador o cuando se tiene un transformador conectado en
O
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derivación.
D
BARRA PRINCIPAL Y BARRA DE TRANSFERENCIA
Para mejorar la confiabilidad por falla en interruptores de la configuración de
barra sencilla, a ésta, se le puede agregar una barra auxiliar o de transferencia; a
cada circuito, un seccionador (de transferencia) para la conexión a dicha barra y un
interruptor (de transferencia) para unir las dos barras, conformándose así una
configuración llamada de barra principal y de transferencia.
Con esta configuración cada campo de conexión se puede conmutar por
medio del interruptor de transferencia a la barra de igual nombre conservando en
esta forma el servicio del campo respectivo durante el mantenimiento del interruptor
o fallas del mismo, lo que demuestra la buena confiabilidad que la configuración
presenta bajo estas circunstancias. Si la barra principal se divide por medio de un
seccionador para cada parte de ella y el acople de barras se coloca entre los dos
seccionadores, se tiene la posibilidad de hacer mantenimiento de barras dejando sin
servicio únicamente la mitad de la subestación, y aún se puede mantener en servicio
por medio del interruptor de transferencia y la barra de transferencia uno de los
circuitos correspondientes a la barra que se quiere aislar, lográndose en esta forma
alguna flexibilidad (con las limitaciones descritas para la barra sencilla). Además,
con el seccionador se logra alguna confiabilidad por fallas en el barraje.
S
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Esta configuración es económica en costo inicial y final a pesar de exigir un
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interruptor de transferencia. Es posible también en casos especiales usar la barra de
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ER
transferencia como puente de paso de una línea que entra a la subestación y vuelve a
D
salir de ella. Por otra parte, una falla en el barraje o en un interruptor saca de
servicio toda la subestación hasta que pueda aislarse la falla, lo cual implica falta de
seguridad de la configuración.
Para el diseño se debe tener en cuenta la ubicación de los transformadores de
corriente en tal forma que no existan problemas de protección con los circuitos a los
cuales se les está efectuando la transferencia (su ubicación debe ser en el lado de la
línea). El campo de transferencia no requiere transformador de corriente si éstos en
los circuitos son ubicados correctamente. Además, la capacidad de la barra y el
campo de transferencia debe ser igual a la de cualquiera de los otros campos o
circuitos.
DOBLE BARRA
Para aumentar la flexibilidad a la barra sencilla se puede adicionar una
segunda barra principal y un interruptor para el acoplamiento de las dos barras
conformándose así una configuración llamada de doble barra.
Esta configuración es flexible pues permite separar circuitos en cada una de
las barras, pudiéndose así dividir sistemas; además tiene confiabilidad pero no
seguridad por falla en barras y en interruptores; es posible también hacer
mantenimiento en barras sin suspender el servicio y por ello se usa en áreas de alta
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contaminación ambiental. Se adapta muy bien a sistemas muy enmallados en donde
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es necesario disponer de flexibilidad; debido a esta flexibilidad se puede usar el
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acople como seccionador de barras, permitiendo así conectar a una y otra barra,
D
circuitos provenientes de una misma fuente sin necesidad de hacer cruce de las
líneas a la entrada de la subestación. Tiene la ventaja adicional, sobre el seccionador
longitudinal en las configuraciones anteriores, de que la conexión de un circuito a
una barra u otra puede ser efectuada en cualquier momento dependiendo de
circunstancias o consignas operativas del sistema.
En el diseño es necesario considerar que las dos barras deben tener la misma
capacidad y a su vez la capacidad total de la subestación; el interruptor de acople
hace parte de los barajes y por lo tanto debe tener la misma capacidad que éstos.
Además, se debe tener especial cuidado con el tipo de la protección diferencial de
barras que se requiere utilizar. Los transformadores de corriente pueden estar
localizados adyacentes a los interruptores. El campo de acoplamiento requiere
transformadores de corriente para la protección diferencial de barras.
Para el mantenimiento de interruptores es necesario suspender el servicio de
la respectiva salida. Sin embargo, cuando el sistema es muy enmallado y diseñado
para operación continua durante la salida de un circuito, la desconexión de un
circuito no tiene mucho efecto en su comportamiento. En algunos sistemas, las
líneas son de doble circuito y cada uno puede soportar la capacidad total de la línea.
Por lo tanto no es esencial tener forma de dar mantenimiento a interruptores
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conservando el circuito energizado. Algunas disposiciones físicas de esta
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configuración permiten efectuar un “by-pass” o paso directo temporal o permanente
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por medio de cambios en las conexiones de los equipos y barrajes, para permitir una
D
continuidad en el servicio durante prolongados períodos de mantenimiento o
reparación del interruptor; esta disposición física es la denominada “puenteable”. La
configuración de doble barra es objeto de especial preferencia en Europa para
subestaciones a 200kV y aún para niveles más elevados de tensión, lo mismo que
para subestaciones encapsuladas con aislamiento de SF6 y tensiones hasta 400 Kv
inclusive. Cuando se requiere una gran flexibilidad se coloca una tercera barra, pero
esto sería en un caso demasiado especial.
DOBLE BARRA MÁS SECCIONADOR DE “BY-PASS” O PASO
DIRECTO
Reúne, pero no simultáneamente, las características de la barra principal de
transferencia y la doble barra. Esto se logra a partir de la doble barra conectando un
seccionador de “by-pass” o paso directo al interruptor de cada salida y adicionando
además otro seccionador adyacente al interruptor para poder aislarlo. Con estos
seccionadores adicionales se pueden operar la subestación, complementariamente a
la operación normal de doble barra, con una barra siendo la principal y la otra la de
transferencia, utilizando el interruptor de acoplamiento como de transferencia para
uso cualquiera de los interruptores de línea que se encuentre en mantenimiento.
Cuando se tienen circuitos conectados a una y otra barra no es posible hacer
mantenimiento a interruptores sin suspender el servicio, pues para ello se necesitaría
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que una de las barras estuviera completamente libre para usarla como barra de
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transferencia, no presentándose así conjuntamente las propiedades de flexibilidad y
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confiabilidad.
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Esta configuración es la que requiere un mayor número de equipos por
campo, presentándose así mismo una más elevada posibilidad de operación
incorrecta durante las maniobras. Por lo general a esta configuración no se le explota
su flexibilidad, pues se usa una de las barras como simple barra de reserva y/o
transferencia, no compensándose así la alta inversión que ella implica.
El material adiciona necesario para la doble barra con seccionador “by-pass”
o paso directo equivale aproximadamente al que se requeriría para agregar al doble
barraje una barra de transferencia, configuración que desde el punto de vista de
servicio tiene mejor utilidad.
La configuración de doble barra con seccionador de “by-pass” permite
además algunas variantes entre las cuales se pueden mencionar la partición de una
de las barras mediante interruptor o seccionador, la utilización de interruptores de
acople en una o en ambas mitades de la barra seccionada, etc., pero esto hace la
subestación más costosa y más complicada en su operación.
En el diseño se debe tener en cuenta lo estipulado anteriormente para la barra
principal de transferencia y la doble barra.
DOBLE BARRA MÁS SECCIONADOR DE TRANSFERENCIA
S
O
D
A práctica, se requiere la
seccionador menos. Para lograr esta configuración en forma
V
R
ESEo semipantógrafo (en donde la
R
utilización de seccionadores del tipo pantógrafo
S
O
H
C
E
conexión o desconexión
se efectúa verticalmente) en por lo menos una de las
R
DE
Esta configuración es una variante de la anterior, pero utilizando un
conexiones a las barras. Tiene las mismas características de la doble barra con
seccionador de “by-pass.
DOBLE BARRA MÁS BARRA DE TRANSFERENCIA
Es una combinación de la barra principal de transferencia y la doble barra, ya
que se tienen dos barras principales más una de transferencia, dando como resultado
un arreglo que brinda simultáneamente confiabilidad y flexibilidad.
Normalmente se usan dos interruptores para las funciones de acople y
transferencia, respectivamente, pudiéndose así efectuar en forma simultánea ambas
operaciones. En algunos casos se utiliza un solo interruptor (con el debido arreglo de
seccionadores) para las dos operaciones, perdiéndose así la función fundamental de
las tres barras, con lo cual se asimila esta configuración a las dos anteriores; sin
embargo, cuando se prefiere dejar uno de los barrajes como reserva (por ejemplo en
zonas de alta contaminación que exigen limpieza periódica) se puede disponer de un
solo interruptor que cumpla ambas funciones con lo cual la solución pasa a ser muy
económica.
En el diseño se debe tener en cuenta lo estipulado anteriormente para la barra
principal de transferencia y la doble barra.
S
O
D
RVA
En Europa, esta disposición encuentra un campo de aplicación muy amplio
E
ES
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a niveles de 220kV. Como desventaja puede anotarse que requiere una
O
H
C
E
ER
mayor área en comparación con las configuraciones anteriores.
D
Configuraciones de conexión de interruptores tendencia americana
Son aquellas en las cuales los circuitos se conectan a las barras o entre
ellas por medio de interruptores.
Anillo
En esta, la barra colectora es un anillo conformado por interruptores,
con los circuitos conectados entre cada dos de ellos. Para aislar un circuito
es necesario la apertura de los dos interruptores correspondientes,
abriéndose así el anillo. Cuando se requiere aislar un circuito por un periodo
largo, se debe abrir el seccionador de la línea para poder cerrar los
interruptores asociados a dicho circuito y así dar continuidad al anillo.
Es una configuración económica y segura, además de confiable, pero
sin flexibilidad. Es segura y confiable por permitir continuidad de servicio
por falla o durante mantenimiento de un interruptor, ya que cada línea o
circuito esta asociado a dos interruptores. El principal inconveniente
S
O
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consiste en que en caso de falla en un circuito mientras se hace
E
ES
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S
mantenimiento en otro, el anillo puede quedar dividido y presentar falta de
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ER
servicio para alguna de las partes, o perderse la seguridad y confiabilidad
D
para los cuales esta subestación fue ideada. Es necesario operarla con todos
los interruptores cerrados; por lo tanto bajo el punto de vista de la
flexibilidad, la subestación es similar a una barra sencilla.
Para efectos de distribución de corrientes, los circuitos conectados al
anillo se deben repartir de tal manera que las fuentes de energía se alternen
con las cargas. Por consideraciones prácticas conviene limitar el uso de esta
configuración a un máximo de 6 circuitos de salida.
Interruptor y medio
Esta configuración debe su nombre al hecho de exigir tres interruptores por
cada dos salidas. El grupo de los tres interruptores, llamado diámetro, se
conecta entre dos barrajes principales. Se puede hacer mantenimiento a
cualquier interruptor o barraje sin suspender el servicio y sin alterar el
sistema de protección; además una falla en un barraje no interrumpe el
servicio a ningún circuito, presentando así un alto índice de confiabilidad y
S
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de seguridad tanto por falla en dos interruptores como en los circuitos y en
E
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S
las barras. Normalmente se opera con ambas barras energizadas y todos los
O
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ER
interruptores cerrados, y por tal motivo no es flexible; además el tener dos
D
barras no significa que los circuitos puedan ser conectados
independientemente a cualquiera de ellas, como es el caso de la doble barra.
Como en el caso del anillo, la desconexión de un circuito implica la
apertura de dos interruptores. La protección y el recierre se complican por
el hecho de que el interruptor intermedio debe trabajar con uno u otro de
los circuitos asociados. Por otra parte, la falla de un interruptor en el peor de
los casos solo saca de servicio un circuito adicional.
La definición de la capacidad de los equipos es difícil por cuanto exige
prever la distribución de las corrientes, especialmente durante
contingencias. En el caso de que la subestación tenga un número impar de
circuitos, uno de ellos necesitaría dos interruptores. Usando el interruptor
intermedio es posible pasar directamente a través de la subestación un
circuito que normalmente entre a ella y que salga por el mismo campo,
aunque es muy eventual este caso.
Esta configuración admite ciertas modificaciones para ahorrar alguna
cantidad de equipos en salidas para transformadores, colocando un solo
S
O
D
interruptor por campo y un seccionador a modo de
transferencia
o
A
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R
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conectando directamente los transformadores
a las barras.
S
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C
E
DER
Doble barra con doble interruptor
En esta configuración se duplican tanto las barras como los
interruptores de cada circuito. Presenta la mayor seguridad, tanto por falla
en barras como en interruptores, entre todas las configuraciones y gran
libertad para operación, para trabajos de revisión y mantenimiento. Para
lograr la mayor seguridad, cada circuito se conecta a ambas barras, es decir
todos los interruptores cerrados y las dos barras energizadas. En algunos
casos los circuitos se pueden separar en dos grupos conectándolos cada uno
a una barra; en tal condición la falla en una de las barras saca del servicio
todo lo que esta conectado a ella, permitiéndose la seguridad que brinda la
operación normal y no justificándose el extra costo con respecto a una doble
barra.
Es la más costosa de todas las configuraciones a expensas de su
seguridad desde el punto de vista del suministro, por lo cual su adopción en
S
O
D
un caso particular requiere una justificación cuidadosa.
A
V
R
ESE
R
S
O
H
Anillo cruzado REC
DE
Las anteriores configuraciones de interruptores han probado proveer
una mayor confiabilidad que las configuraciones de conexión de barras,
debido básicamente a que cada circuito de salida esta conectado al resto de
la instalación por dos interruptores en paralelo.
La disponibilidad de cada circuito puede ser obviamente incrementada
usando tres interruptores en paralelo en lugar de dos. Esto puede ser
ejecutando de muchas formas, siendo la mas factible de lograr desde el
punto de vista práctico, la configuración en anillo cruzado.
La cantidad de interruptores es (n + n/2), en donde n es el número de
nodos, siendo esta cantidad la misma requerida por la configuración de
interruptores y medio. Cuando se tiene un número impar de nodos se puede
introducir un nodo ficticio tal como se hace para el interruptor y medio. El
estado normal de la subestación es con todos los interruptores cerrados.
Nomenclatura de las tensiones en las sub estaciones de ENELDIS C.A.
Z = 765 K Vol.
X = 400 K Vol.
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ALTA Y EXTRA ALTA
TENSION
M (Maria) = 230 K Vol.
K (Kilo)= 138 K Vol.
H (Hielo) = 115 K Vol.
B (Bolívar)= 34.5 K Vol.
MEDIA TENSION
C (Carmen)= 24 K Vol.
D (Danilo) = 13.8 K Vol.
S (Samuel) = 8 K Vol.
BAJA TENSION
F (Francisco) = 6.9 K Vol.
L (Luis) = 4.16 K Vol.
Tabla 1
Nomenclatura ANSI para la identificación de funciones en las protecciones
21
25
27
32
37
40
46
47
49
50
51
50C
52FA
50N
50NS
50S+62
51
51N
51RB
59
59N
64
66
67
67N
81M/m
87
95
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ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
S
O
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RVA
Protección de distancia
Comprobación de sincronismo
Protección contra baja tensión
Inversión de potencia
Unidad de detección de baja corriente
Pérdida de excitación de generadores
Protección de desfases de corrientes
Protección de desfases de tensiones
Protección de imagen térmica
Función de sobrecorriente instantánea de fase
Protección temporizada de sobrecorriente
Protección de cuba de transformador
Protección de sobrecorriente con frenado de armónicos
Protección de sobrecorriente instantánea de neutro
Protección de sobrecorriente instantánea de neutro sensible
Protección contra fallo de interruptor
Sobrecorriente temporizada de fase
Sobrecorriente temporizada de neutro
Protección contra rotor bloqueado
Protección contra sobretensión
Protección contra sobretensión residual
Protección contra fallas a tierra
Protección contra excesivo número de arranques
Sobrecorriente direccional de fase
Sobrecorriente direccional de neutro
Protección de max/min frecuencia
Protección diferencial
Función de sobrecorriente de neutro
Fuente: Ocando, R. 2003
DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS
ARROLLAMIENTO DE TENSIÓN RESIDUAL: ES EL QUE ESTÁ
DESTINADO A FORMAR UN TRIANGULO ABIERTO (JUNTO CON LOS
CORRESPONDIENTES
TRANSFORMADORES
ARROLLAMIENTOS
MONOFÁSICOS),
OTROS
DOS
SUMINISTRAR
UNA
S
O
D
RVA
PARA
E
ES
R
S
DE
TENSIÓN RESIDUAL EN EL CASO DE FALLA A TIERRA.
O
H
C
E
ER
CORRIENTE NOMINAL: CORRIENTE PARA LA CUAL A SIDO
D
AJUSTADO EL RELÉ.
CORRIENTE PICK-UP: ES LA CORRIENTE MÍNIMA QUE NECESITA
EL RELÉ PARA ACCIONARSE Y OPERA DESPEJANDO LA FALLA QUE SE
HALLA PRESENTADO EN EL EQUIPO O ZONA PROTEGIDA.
PROTECCIÓN PRINCIPAL: SON AQUELLAS QUE DEBEN OPERAR
EN EL MOMENTO QUE OCURRE LA FALLA, ORDENANDO LA ACCIÓN
DEL NÚMERO DE DISYUNTORES; SERÍA IDEAL QUE SE DESPEJARAN
LAS FALLAS EN LA PROTECCIÓN PRINCIPAL, YA QUE SE DESCONECTA
LA MENOR PORCIÓN DEL SISTEMA EN EL MENOR TIEMPO POSIBLE.
PROTECCIÓN DE RESPALDO: ESTA OPERA EN EL CASO DE QUE
UNO O UNOS DE LOS RELÉS PRINCIPALES NO OPEREN. ESTA
PROTECCIÓN ES POR LO GENERAL MÁS LENTA QUE LA PRINCIPAL Y
DESCONECTA UNA PORCIÓN MAYOR DEL SISTEMA.
RELÉ: SON DISPOSITIVOS QUE SE USAN PARA DETECTAR,
LOCALIZAR Y DAR ORDEN DE APERTURA A LOS INTERRUPTORES
PARA DESPEJAR LAS FALLAS. CON ESTOS SE PUEDEN PROTEGER
GENERADORES, TRANSFORMADORES, LÍNEAS, ETC. EN LOS SISTEMAS
S
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RVA
DE POTENCIA.
E
ES
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S
RELÉS DIFERENCIALES: ACTÚAN CUANDO LA DIFERENCIA
O
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C
E
ER
ENTRE DOS O MÁS MAGNITUDES ELÉCTRICAS DE LA MISMA
D
NATURALEZA ES MAYOR QUE EL VALOR PREFIJADO. GENERALMENTE
SON ELECTROMECÁNICOS O DE INDUCCIÓN.
RELÉS DE DISTANCIA: SE UTILIZAN PARA LA PROTECCIÓN DE
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN, OPERANDO SOLO POR FALLAS QUE
OCURRAN ENTRE EL PUNTO DONDE ESTÁ CONECTADO EL RELÉ Y
OTRO PUNTO DETERMINADO, DISCRIMINANDO CUALQUIER FALLA
OCURRIDA FUERA DE DICHA ZONA. SU PRINCIPIO DE OPERACIÓN
ESTÁ ESTRECHAMENTE ASOCIADO A LA IMPEDANCIA DE LA LÍNEA.
RELÉS
DE
PROTECCIÓN:
DISPOSITIVO
DISEÑADO
PARA
DETECTAR CONDICIONES INTOLERABLES O INDESEADAS DENTRO DE
UNA DETERMINADA ÁREA E INICIAR ACCIONES CORRECTORAS COMO,
DESCONEXIÓN O ALARMA
Sobrealcance: Es una condición propia de los relés de distancia y se
determina cuando el relé comienza a funcionar para un valor mayor de impedancia
que para el que está ajustado.
TRANSFORMADORES
DE
CORRIENTE:
SON
LOS
S
O
D
RVA
TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD DESTINADOS A ALIMENTAR
E
ES
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S
RELÉS DE PROTECCIÓN. DEBEN, POR TANTO, ASEGURAR UNA
O
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E
ER
PRECISIÓN SUFICIENTE PARA INTENSIDADES DE VALOR IGUAL A
D
VARIAS VECES LA INTENSIDAD NOMINAL.
TRANSFORMADORES
DE
MEDIDA:
SON
AQUELLOS
DESTINADOS A ALIMENTAR INSTRUMENTOS DE MEDIDA, COMO
CONTADORES, RELÉS Y OTROS APARATOS ANÁLOGOS.
Transformadores de tensión: Son los transformadores de tensión destinados
a proveer de información al relé de protección del estado de operación de la línea. Si
un transformador de tensión va a ser destinado para medida y para protección,
normalmente no es necesario que existan dos arrollamientos separados como en los
transformadores de intensidad salvo que se desee una separación galvánica. Para
protección a los transformadores de tensión también se les exige que cumplan una
clase de precisión para medida.
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Marco
SE Metodológico
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Capítulo III
C
E
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DE
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S
HO
CAPÍTULO III
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MARCO METODOLÓGICO
O
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C
E
ER
E
ES
R
S
En este capitulo se describirán las técnicas, métodos y
D
pasos
que se
implementaron para ejecutar este trabajo de investigación.
TIPO DE INVESTIGACIÓN
La presente investigación se considera descriptiva y de campo, ya que esta
orientada a la recolección de información sobre el conjunto de operaciones que se
deben llevar a cabo en las subestaciones de la empresa ENELDIS C.A. para las
pruebas de los Relés de Protección Numéricos, así como una revisión bibliográfica
para establecer las definiciones y fundamentos básicos relativos a las pruebas
requeridas por los relés.
La investigación a realizar será de tipo “descriptivo”, de acuerdo con el
método, ya que fue necesario el conocimiento de las características de la situación
dada, plantear objetivos, describir, analizar e interpretar la situación existente para
generar soluciones a la problemática existente, según Hernández, Fernández y
Batista (1991. p 193).
Para Babaresco (1994) “una investigación es descriptiva cuando va mas a la
búsqueda de aquellos aspectos que se desean conocer y de los que se pretenden
obtener respuesta. Consiste en describir y analizar sistemáticamente características
homogéneas de los fenómenos estudiados sobre la realidad”.
S
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En este sentido Méndez (1993) afirma que los estudios descriptivos son
E
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S
aquellos que “identifican las características del universo investigado, establece
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comportamientos concretos, descubre y comprueba en asociación entre variables de
investigación.
D
Por otra parte Chávez (1994) plantea que una investigación solo es
descriptiva cuando se describe lo que se mide sin realizar inferencias ni verificar
hipótesis.
Una investigación es de campo cuando “se realiza en el propio sitio donde se
encuentra el objeto de estudio, esto permite el conocimiento mas a fondo del
problema por parte del investigador y puede manejar los datos con mas seguridad y
propiedad” Aura Babaresco (1994).
Diseño de la Investigación
El diseño de esta investigación se caracteriza por ser No Experimental, ya que
en esta, no se realizará la manipulación de variables. Babaresco (1994).
Proceso de la Investigación
El proceso utilizado para esta investigación fue implantado por el criterio
propio del investigador, estableciendo así un procedimiento de investigación más
flexible para el total desarrollo de la misma. El proceso seguido para la elaboración
de esta investigación quedó discriminado en las siguientes fases:
S
O
D
Fases de la investigaciónVA
R de protección del
E
Realización del inventarioSde
equipos
E
R
sistema eléctrico
de
la empresa ENELDIS C.A. C.A.
S
FASE I
HO
∗Realizar
el
inventario de los equipos de protección
C
E
R
diferencial de líneas instalados en las subestaciones
DE
TABLA 2
eléctricas de la empresa ENELDIS C.A..
Documentación de bases teóricas
FASE II
∗Recolectar las recomendaciones sugeridas por los
fabricantes (en los manuales de los equipos) y el personal
experimentado, en cuanto a la realización de protocolos de
pruebas para los relés numéricos REL 356 y REL 551.
∗Estudiar la filosofía de operación de las sub-estaciones
eléctricas de 138 Kv. y 230 Kv. de la empresa ENELDIS C.A.
C.A
Documentación técnica
∗Recolectar información de campo durante la ejecución
FASE III de las pruebas realizadas a los equipos instalados en las
subestaciones eléctricas.
∗Determinar los requerimientos de los equipos,
materiales, herramientas y recursos humanos necesarios
para ejecutar las pruebas a estos equipos.
Elaboración de los protocolos
FASE IV ∗Diseñar los protocolos de pruebas para los relés
numéricos existentes en el sistema eléctrico de la empresa
ENELDIS C.A.
Fuente: Ocando, R. (2003)
Fase I. Realización del inventario de equipos de protección del sistema eléctrico
de la empresa ENELDIS C.A.
En esta fase se realizó el
inventario de los equipos instalados en las
S
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subestaciones eléctricas de ENELDIS C.A. De igual forma se efectuaron visitas a las
subestaciones, a fin de verificar la ubicación de los equipos de protección para
O
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C
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S
actualizar la existencia de los inventarios.
Fase II. Documentación de bases teóricas
Esta fase consistió en el estudio de diversas fuentes documentales sobre los
equipos con los que se va a trabajar, cómo funcionan y las funciones que cumplen
dentro del sistema de protección. En esta revisión se recolectó información de
diversos textos especializados en el área de protecciones y subestaciones, manuales
de los fabricantes de los equipos, catálogos de equipos, etc
Se investigó y verificaron los esquemas y filosofías de protección utilizados e
implementados en las subestaciones de la empresa ENELDIS C.A., principalmente
los equipos relacionados con esta investigación.
Fase III. Documentación Técnica
En esta etapa se realizaron las visitas a las subestaciones del sistema de la
empresa ENELDIS C.A. para la observación de los trabajos en campo. De las
mismas se recopiló la información concerniente a la realización de estas pruebas,
información como requerimiento de los equipos necesarios, interrogación a los
S
O
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RVA
relés, herramientas, verificación de impedancias y medición del tiempo del despeje
O
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ER
D
E
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R
S
de fallas, por parte de los relés.
Fase IV. Elaboración de los protocolos
Luego de haber obtenido y recopilado la información teórica y técnica
necesaria, se procede con la elaboración del diseño de los protocolos de pruebas para
de los equipos de protección numéricas de líneas de transmisión específicamente
para los relés REL 356 y REL 551.
S
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A
V
R
ESE Análisis de los
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S
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Resultados
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C
Capítulo IV
E
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CAPÍTULO IV
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
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Aprotocolos de pruebas de
V
En este capitulo se exponen las fases del diseño
de
R
ESE
R
aceptación para relés numéricos O
de S
líneas de transmisión para la unidad de activos
H
C
E
R
de transmisiónD
de E
la empresa ENELDIS C.A.
Fase I. Realización del Inventario de los Equipos de Protección del Sistema
Eléctrico de la Empresa ENELDIS C.A.
El inventario de equipo se realizó con la intención de actualizar la base de
datos existente en la empresa en el área de la Coordinación Técnica de
Procesos de Protecciones.
En la siguiente tabla se muestran las subestaciones donde se encuentran
instalados los relés REL 356. En la misma se muestra el interruptor
asociado a la línea que protege el relé, la tensión bajo la cual opera y si
posee activado el sistema opcional de respaldo.
TABLA 3
REL 356
S
O
D
RVA
SUBESTACIÓN –
LÍNEA
INTERRUPT
OR
TRINIDAD – LUZ I
TRINIDAD – LUZ II
LUZ - TRINIDAD I
LUZ - TRINIDAD II
TRINIDAD –
CANCHANCHA
CANCHANCHA –
TRINIDAD
C-305
C-1205
C –305
C-705
K-505
24KV
24KV
138KV
K-105
138KV
S
O
H
EC
DER
SISTEMA
OPCIONAL
DE
RESPALDO
ACTIVADO
Activado
Activado
Activado
DESACTIVA
DO
DESACTIVA
DO
TENSIÓ
N
E
RES 24KV
24KV
FUENTE: OCANDO, R. 2003
Al igual que en la tabla anterior, se realizó un inventario para el relé REL
551, en la cual se muestran las subestaciones que para la fecha se poseen instalados
estos equipos, mostrándose al mismo tiempo el interruptor asociado y la tensión bajo
la cual opera.
TABLA 4
REL 551
CÚATRICENTENARIO -
K-820/920
138KV
LOS
CLAROS – PDVSA A
CÚATRICENTENARIO
LOSCANCHANCHA
CLAROS – PDVSA
- B
K-205
K-405
K-105
138KV
138KV
138KV
SUBESTACIÓN
RINCÓN - LÍNEA INTERRUP TENSIÓ
TOR
N
RINCÓN K-1320/1420
138KV
CÚATRICENTENARIO
CANCHANCHA CÚATRICENTENARIO
K-720/920
138KV
S
O
D
RVA
Fuente: Ocando, R. 2003.
FASE II. DOCUMENTACIÓN DE BASE TEÓRICA
ESE
R
S
CON ESTA ETAPA SE
CUBRIERON
LAS POSIBLES FALLAS EN LO
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E
QUE RESPECTA
D AL CONOCIMIENTO DE LOS EQUIPOS CON LA REVISIÓN
DE LOS MANUALES ELABORADOS POR LOS FABRICANTES Y SE
CONSULTÓ AL PERSONAL TÉCNICO DE LA EMPRESA EN CUANTO A
PROTOCOLOS DE PRUEBA PARA LOS RELÉS NUMÉRICOS.
IGUALMENTE SE INVESTIGÓ CON RESPECTO A TODOS AQUELLOS
EQUIPOS EXISTENTES DENTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO QUE
PUDIERAN TENER RELACIÓN CON ESTE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN,
COMO SON LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN, INTERRUPTORES, RELÉS,
ETC.
La filosofía de operación utilizada para las líneas de transmisión en las
subestaciones eléctricas de 138Kv. y 230Kv. de la empresa ENELDIS C.A., se basa
principalmente en su configuración de operación y en el tipo de comunicación que
posean sus equipos de protección, como pueden ser hilo piloto, microondas, onda
portadora, tarjetas focus, fibra óptica en otros, dependiendo de estas características
se podrá clasificar las líneas de transmisión en urbanas o rurales.
La protección de las líneas de transmisión de la empresa ENELDIS C.A. C.A.
en general tiene un esquema en el cual encontramos 3 fases: la protección primaria,
S
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secundaria y la de respaldo; estas fases poseen protecciones diferentes. Las dos
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primeras protecciones tendrán un ajuste en el tiempo de disparo igual; cada una
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actuará independientemente, con la diferencia de que una será más sensible que la
D
otra para diferentes fallas que puedan presentarse en el sistema de potencia. La
protección de respaldo tendrá un ajuste en el tiempo de disparo mayor y solo entrará
a proteger la línea, cuando halla transcurrido el tiempo en el cual debieron de haber
actuado las dos primeras protecciones, despejando la falla que se presentó en la
línea.
Las líneas que se clasifican como urbanas tienen en su etapa primaria una
protección diferencial (87L), en su etapa secundaria una protección de distancia (21)
y como respaldo tendrán una protección de sobrecorriente direccional de tierra
(67N). Las líneas rurales tendrán como primaria una protección de distancia (21),
como secundaria una protección de sobrecorriente direccional de fase (67) y como
respaldo una protección de sobrecorriente direccional de tierra (67N).
Fase III. Documentación Técnica
Para la realización de esta investigación se contó con entrevistas realizadas en
las diferentes subestaciones, con las cuales se puedo constatar las diferentes pruebas
que se realizan a los relés objetos de este estudio.
Esta fase es prioritaria para determinar las fallas y errores que pueden existir
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RVA
durante la aplicación de las pruebas, la falta de equipo, personal, herramientas y del
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D
E
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equipo de protección del personal.
Fase IV. Elaboración de los Protocolos
Luego de haber realizado las anteriores fases se procedió con la elaboración
del diseño de los protocolos de prueba de aceptación para los equipos de protección
numérica de líneas de transmisión específicamente para relés REL 356 y REL 551.
A continuación se detalla el protocolo ejecutado.
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 1 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
D
E
ES
R
S
O
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C
E
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S
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RVA
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA
EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEA
DE TRANSMISIÓN REL 356 MARCA ABB
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO: Tec. Electricista.
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de la Unidad de Transmisión
FIRMA:
FIRMA:
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 2 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
S
O
D
RVA
ESE
R
S
1-.Objetivo........................................................................................................3
O
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C
E
R
2-.Alcance.........................................................................................................3
DE
INDICE
3-.Definiciones y abreviaturas..........................................................................3
4-.Referencias...................................................................................................4
5-.Herramientas, equipos y materiales necesarios............................................4
6-.Control de registros generados en el procedimiento....................................4
7-.Revisiones del documento...........................................................................5
8-.Responsabilidades relacionadas con el documento.....................................5
9-.Responsable de trabajo................................................................................5
10-.Ejecutor del trabajo...................................................................................5
11-.Descripción del trabajo.............................................................................5
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de la Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 3 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
D
H
C
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ER
O
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S
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S
O
D
RVA
1-.Objetivo.
Establecer todos los pasos a seguir para realizar las pruebas necesarias al relé
diferencial de líneas de transmisión REL 356 marca ABB.
2-.Alcance.
S
O
D
Este procedimiento es solo aplicable para elVrelé
A diferencial
R
E
S
E
R
transmisión REL 356 marca ABB.
S
O
H
C
E
R
DE
de líneas de
3-.Definiciones y abreviaturas.
Definiciones:
Fallas Internas: Son aquellas fallas que se localizan dentro de la zona que
protege el relé.
Fallas Externas: Son aquellas fallas que se localizan fuera de la zona que protege
el relé.-
Corriente Pick – up: Es la corriente mínima que necesita el relé para actuar como
protección.
Data sheet: Manual en el cual se encuentran todos los ajustes de protección del
sistema eléctrico.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 4 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
D
H
C
E
ER
O
ES
R
S
E
S
O
D
RVA
Abreviaturas:
A.C.: Corriente Alterna.
D.C.: Corriente continua.
S
O
D
RVA
C.T.: Transformador de Corriente.
4-.Referencias.
O
H
C
E
ER
D
E
ES
R
S
P.T.: Transformador de Potencial.
MANUAL DEL FABRICANTE.
5.- Herramientas, Equipos y Materiales necesarios.
Herramientas:
Pelacable.
Navaja para electricista
Alicate para electricista.
Juego de destornilladores punta phillips (Estría)
Equipos:
Equipo básico de protección personal.
Equipo de inyección de corriente monofásico y trifásico con dispositivo de medición
de tiempo.
Materiales:
Cable # 14 para realizar conexiones.
Plug de pruebas.
6.-Control de registros generados en el procedimiento.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Tesista
FIRMA:
CARGO:
FIRMA:
CARGO: Jefe de la Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 5 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
D
H
C
E
ER
O
ES
R
S
E
S
O
D
RVA
Código
Descripción
Pruebas para el relé
diferencial de línea de
transmisión REL 356
Marca ABB
Origen
Destino
Programador Historial del
de pruebas
equipo
Duración
5 años
S
O
D
RVA
ESE
R
Este documento será revisado cada
2S(dos) años o cuando se prevea un cambio o
O
H
C
ajuste necesario para su E
ejecución.
R
DE
7.-Revisiones del documento.
8.-Responsabilidades relacionadas con el documento
Jefe de la unidad de transmisión.
Coordinador de seguridad industrial.
Supervisor del trabajo.
9.-Responsable del trabajo
Supervisor.
10.-Ejecutor del trabajo
Equipo técnico de electricistas.
11.-Descripción del trabajo.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 6 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
D
H
C
E
ER
O
ES
R
S
E
S
O
D
RVA
Paso 1
Apertura del permiso de trabajo.
S
O
D
RVA
Este se realiza llenando un formato que luego es enviado al despacho de potencia.
Nota: Este deberá realizarse con varios días de anticipación.
O
H
C
E
ER
Paso 2
D
E
ES
R
S
Realización de cálculos.
Para realizar estos cálculos es necesario que tengamos la Tabla 1 con sus correspondientes datos, estos
datos deberán ser suministrados por el departamento de Protecciones.
Los resultados de estos cálculos se colocaran en la Tabla 2.
Paso 3
Inserción del plug de pruebas
Insertar el plug de prueba en la parte frontal del REL 551.
Paso 4
Retroalimentación del canal de comunicación.
Realice las siguientes conexiones de retroalimentación en la interfase digital en la parte
posterior del relé.
Para la versión digital directa (RS422/RS530)
Conecte el Pin 2 con el Pin 3 (TXA con RXA)
Conecte el Pin 14 con el Pin 16 (TXB con RXB)
La posición de los pines en el conector DB-25 es la siguiente:
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FIRMA:
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 7 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
D
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
S
O
D
RVA
Paso 5
Cambios de ajustes.
Realice los siguientes cambios en los ajustes del relé.
UNID = 0
KBPS = 64
XCLK = INT
LPBK = YES
Asegúrese de que el terminal de entrada 52-B esté desenergizado.
Paso 6
Realizar las conexiones de los equipos.
Conectar los equipos necesarios rigiéndose por los esquemas de conexiones ubicados
al final del manual.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Tesista
FIRMA:
CARGO:
FIRMA:
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
D
H
C
E
ER
O
ES
R
S
E
S
O
D
RVA
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 8 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
D
H
C
E
ER
O
ES
R
S
E
S
O
D
RVA
PRUEBA DEL CICLO DE RETORNO INTERNO
Paso 7
Introducción de ajustes.
Introduzca los siguientes ajustes al relé.
Tabla 1
Nomenclatura
VERS
Freq
RP
CTYP
CTR
VTR
OSC
S
O
D
RVA
ESE
R
S NOMBRE
O
H
C
Versión
de
software
E
R
Selección del rango de frecuencia
DE
FDAT
TRGG
TRGP
CD
DDTT
ILTS
RBEN
SOBT
OPBR
IE
IPL
IPH
IGL
IGH
TDES
OTH
CO
C1
Valores de lectura referidos al primario
Tipo de transformador de corriente
Relación del transformador de corriente
Relación del transformador de tensión
Activador del almacenamiento de la información
oscilografica
Activador del almacenamiento de registros de fallas
Activador del nivel de Pickup a tierra
Activador del nivel de Pickup a fase
Cambio del detector
Disparo dedicado para la transferencia directa
Supervisión de baja corriente
Habilitado del bloqueo del recierre
Retardo del tiempo de apertura del breaker
Breaker abierto
Unidad de corriente muy baja en la fase
Unidad de fase baja
Unidad de sobrecorriente de fase alta
Unidad DE tierra baja
Unidad de sobrecorriente de tierra alta
Disparo insensibilizado
Umbral de operación
Coeficiente de secuencia cero
Coeficiente de secuencia positiva 1
II
Ajuste
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de la Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 9 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
III
Nomenclatura
C2
ALDT
LDFL
LDT
UNID
KBPS
TTRP
XCLK
LPBK
XMTR
RLSD
XPUD
DTYP
OST
OSB
RT
RU
OST1
OST2
OST3
OSOT
SETR
TIME
YEAR
MNTH
DAY
HOUR
MIN
Ajuste
S
O
D
RVA
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
NOMBRE
Coeficiente de secuencia positiva 2
Medición del retardo en el canal automático
Modo Seguidor / Discontinuo
Retraso local del tiempo
Identificación de la unidad
Selección de la velocidad de comunicación
Transferencia de disparo
Fuente de la transmisión del reloj
Retroalimentación
Nivel de transmisión del tono de audio
Detector del nivel de señal recibida
Unidad de distancia por ohms
Tipo de unidad de distancia
Grado del disparo exterior
Bloqueador del grado exterior
Bloqueador interno
Bloqueador externo
Control de detección del grado de disparo exterior
Control del paso del disparo exterior
Control exterior del paso del disparo exterior
Control excesivo del disparo exterior
Envíos remotos
Tiempo
Año
Mes
Día
Hora
Minutos
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
IV
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de la Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 10 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
V
Paso 8
Aplicación de fallas al relé.
Tabla 2
S
O
D
Tipo de
I(Amps)
Pickup
RangoV
delA
Resultados
R
falla
Calculado SE
Pickup
∠Angulo
I(Amp)
Tiempo(seg)
E
R
Ia=
∠0
S
O
H
AG Ib= 0 ∠-120
C
E
Ic=E0R
∠-240
D
BG
CG
AB
BC
CA
ABC
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
Ia=
Ib=
Ic=
Ia=
Ib=
Ic=
Ia=
Ib=
Ic=
Ia=
Ib=
Ic=
Ia=
Ib=
Ic=
Ia=
Ib=
Ic=
0 ∠0
∠-120
0 ∠-240
0 ∠0
0 ∠-120
∠-240
∠0
∠-180
0 ∠-240
0 ∠0
∠-120
∠-300
∠-60
0 ∠-120
∠-240
∠0
∠-120
∠-240
-
-
-
-
-
-
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
VI
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 11 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
VII
Paso 9
PRUEBAS FUNCIONALES – SISTEMA OPCIONAL DE RESPALDO
S
O
D
A muestra el CTV como señal
paso 4 y asegúrese que la pantalla del panel
frontal
V
R
SE
E
R
recibida.
S
O
H
C
E
R
Un problema
DE en el canal de comunicación habilita al sistema de respaldo
Desconecte las conexiones del ciclo de retorno interno como es descrito en el
opcional, para que opere.
Paso 10
Introducción de ajustes.
Introduzca los siguientes ajustes al relé.
Nomenclatura
Nombre
PANG
Angulo de impedancia de secuencia positiva
GANG
Angulo de impedancia de secuencia cero
ZR
Relación entre la impedancia de secuencia positiva y
secuencia cero
BKUP
Habilitador del sistema de respaldo
LOPB
Zona de la perdida de potencial
FDOP
Unidad de fase direccional delantera
FDOG
Unidad de tierra direccional delantera
DIRU
Unidad de polarización direccional a tierra
IOM
Unidad de sobrecorriente a media tierra
TOG
Tiempo de sobrecorriente a tierra
Z2P
Alcance de la zona 2 a fase
T2P
Tiempo de la zona 2 a fase
Z2GF
Alcance de la zona 2 a tierra hacia adelante
Z2GR
Alcance de la zona 2 a tierra hacia atrás
T2G
Tiempo de la zona 2 a tierra
VIII
Ajuste
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
D
S
O
D
RVA
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
IX
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 12 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
X
Nomenclatura
Z3P
T3P
Z3GF
Z3GR
T3G
Nombre
Alcance de la zona 3 a fase
Tiempo de la zona 3 a fase
Alcance de la zona 3 a tierra hacia adelante
Alcance de la zona 3 a tierra hacia atrás
Tiempo de la zona 3 a tierra
O
H
C
E
ER
S
O
D
RVA
E
ES
R
S
PASO 11
Ajuste
UNIDADES DE FASE A TIERRA.
D
Para calcular la impedancia de falla vista por el sistema de relé se aplica las
siguientes fórmulas.
Z falla =
Ixg =
Vxg
⎛ 2 + ZR∠GANG − PANG ⎞
Ixg ⎜
⎟
3
⎝
⎠
Vxg
Z 2GF * Cos (PANG − θ ) * [1 + (ZR − 1) / 3]
La fórmula anterior es rigurosa y general sin embargo una aproximación rápida de la
corriente mínima de disparo requerida en diferentes ángulos (θ) es deseada, se aplica la
siguiente fórmula donde X es la fase A, B o C.
Los resultados de la aplicación de estas fórmulas serán organizados en las Tablas
3-1, 4-1, 5-1, 6-1, 7-1, 8-1, 9-1, 10-1 y 11-1.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
XI
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 13 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XII
PASO 12
ELEMENTOS DE FASE A TIERRA ZONA 2 SIN ALCANCE HACIA ATRÁS.
Fallas Internas hacia Adelante.
S
O
D
RVA
E
ES
R
S
Para las Fallas Internas de Fase a Tierra Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 3-1 de
voltajes y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
Compare los datos de los valores de disparo con los valores de falla aplicados.
O
H
C
E
ER
D
Nota: Los datos resultantes deberán estar entre un 10% +/- en magnitud y 3° en
ángulo de fase.
El tiempo de disparo debería estar entre los 100-132ms.
Paso 13
Fallas Externas hacia Adelante.
Para las Fallas Externas de Fase a Tierra Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 4-1 de
voltajes y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas están
más allá del alcance de las unidades de tierra de Zona 2.
Paso 14
Fallas Externas hacia Atrás.
XIII
Para las Fallas Externas de Fase a Tierra Zona 2 hacia Atrás, use la tabla 5-1 de
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 14 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XIV
VOLTAJES Y CORRIENTES.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente
S
O
D
RVA
Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas
son en dirección hacia atrás con respecto al ajuste GANG.
O
H
C
E
ER
D
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
E
ES
R
S
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
XV
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 15 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XVI
Tabla 3-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
AG en MTA Alcance de la Falla 90%
Va = 30 ∠ 0
Ia =
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
∠
∠
AG en MTA - 45° Alcance de la Falla 90%
Va = 30 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
HO
C
E
R
DE
BG en MTA - 45° Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 30 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
BG en MTA + 45° Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 30 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
CG en MTA Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 30 ∠ -240(120)
CG en MTA -45 Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 30 ∠ -240(120)
CG en MTA +45 Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 30 ∠ -240(120)
ELABORADO:
REVISADO
Ricardo Ocando
Tec. Miguel Pérez
CARGO: Tesista
CARGO:
FIRMA:
FIRMA:
XVII
Operación de la Z2T
Tipo de Falla AG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
S
O
D
RVA
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla AG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla AG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla BG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla BG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla BG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla CG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla CG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla CG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
E
ES
R
S
AG en MTA + 45° Alcance de la Falla 90%
Va = 30 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
BG en MTA Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 30 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
Operación del
sistema de relé
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 16 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
Tabla 4-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
AG en MTA Alcance de la Falla 110%
Va = 30 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
AG en MTA - 45° Alcance de la Falla 110%
Va = 30 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
AG en MTA + 45° Alcance de la Falla 90%
Va = 30 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
BG en MTA Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 30 ∠ -120(240)
Ic
=
0
Vc = 69 ∠ -240(120)
D
S
O
D
A
∠
RV
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
Operación del
sistema de relé
No opera
∠
No opera
∠
No opera
∠
No opera
BG en MTA - 45° Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 30 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
BG en MTA + 45° Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 30 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
CG en MTA Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 30 ∠ -240(120)
CG en MTA -45 Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 30 ∠ -240(120)
CG en MTA +45 Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 30 ∠ -240(120)
ELABORADO:
REVISADO
Ricardo Ocando
Tec. Miguel Pérez
XVIII
∠
No opera
∠
No opera
∠
No opera
∠
No opera
∠
No opera
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Tesista
FIRMA:
CARGO:
FIRMA:
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 17 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XIX
Tabla 5-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
AG en MTA -180Alcance de la Falla 50%
Va = 30 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
∠
BG en MTA – 180 Alcance de la Falla 50%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 30 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
CG en MTA -180 Alcance de la Falla 50%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 30 ∠ -240(120)
No opera
S
O
No opera
D
A
V
R
∠
E
ES
R
S
CHO
E
R
E
D
Operación del
sistema de relé
∠
No opera
Elementos de Fase a Tierra Zona 2 con alcance hacia Atrás.
Paso15
Cambie el ajuste de la distancia Z2GR a 4.5ohm antes de aplicar las siguientes fallas
en las tablas 6-1, 7-1 y 8-1 del sistema de relés.
Paso 16
Fallas Internas hacia adelante.
Para las Fallas Internas de Fase a Tierra Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 6-1 de
voltajes y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
Nota: Compare los datos de los valores de disparo con los valores de falla aplicados.
Los datos resultantes deberán estar entre un 10% +/- en magnitud y 3° en ángulo de
fase.
El tiempo de disparo debería estar entre los 100-132ms.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
XX
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 18 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XXI
Tabla 6-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
AG en MTA Alcance de la Falla 90%
Va = 30 ∠ 0
Ia =
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
∠
∠
AG en MTA - 45° Alcance de la Falla 90%
Va = 30 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
CHO
E
R
E
D
BG en MTA - 45° Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 30 ∠ -120(240)
Ic
=
0
Vc = 69 ∠ -240(120)
BG en MTA + 45° Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 30 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
CG en MTA Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 30 ∠ -240(120)
CG en MTA -45 Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 30 ∠ -240(120)
CG en MTA +45 Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 30 ∠ -240(120)
ELABORADO:
REVISADO
Ricardo Ocando
Tec. Miguel Pérez
CARGO: Tesista
CARGO:
FIRMA:
FIRMA:
XXII
Operación de la Z2T
Tipo de Falla AG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
S
O
D
RVA
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla AG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla AG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla BG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla BG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla BG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla CG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla CG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
∠
Operación de la Z2T
Tipo de Falla CG
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100-132ms
E
ES
R
S
AG en MTA + 54° Alcance de la Falla 90%
Va = 30 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
BG en MTA Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 30 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
Operación del
sistema de relé
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 19 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
E
ES
R
S
Paso 17
O
H
C
E
ER
S
O
D
RVA
Fallas Externas hacia Adelante.
Para las Fallas Internas de Fase a Tierra Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 7-1 de
voltajes y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
D
Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas
fallas están más allá del alcance de las unidades a tierra de Zona 2.
Paso 18
Fallas Externas hacia Atrás.
Para las Fallas Externas de Fase a Tierra Zona 2 hacia Atrás, use la tabla 8-1 de
voltajes y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas
fallas son en dirección hacia atrás con respecto al ajuste GANG.
XXIII
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 20 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XXIV
Tabla 7-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
AG en MTA Alcance de la Falla 110%
Va = 30 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
∠
AG en MTA - 45° Alcance de la Falla 110%
Va = 30 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
AG en MTA + 45° Alcance de la Falla 90%
Va = 30 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
BG en MTA Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 30 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
No opera
S
O
D
No opera
RVA
∠
E
ES
R
S
O
ECH
DER
Operación del
sistema de relé
∠
No opera
∠
No opera
BG en MTA - 45° Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 30 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
BG en MTA + 45° Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 30 ∠ -120(240)
Ic
=
0
Vc = 69 ∠ -240(120)
CG en MTA Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 30 ∠ -240(120)
CG en MTA -45 Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 30 ∠ -240(120)
CG en MTA +45 Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 30 ∠ -240(120)
ELABORADO:
REVISADO
Ricardo Ocando
Tec. Miguel Pérez
CARGO: Tesista
CARGO:
FIRMA:
FIRMA:
XXV
∠
No opera
∠
No opera
∠
No opera
∠
No opera
∠
No opera
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 21 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XXVI
Tabla 8-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
AG en MTA -180Alcance de la Falla 50%
Va = 30 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
∠
CHO
No opera
S
O
D
A
RV
E
ES
R
S
BG en MTA – 180 Alcance de la Falla 50%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 30 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
CG en MTA -180 Alcance de la Falla 50%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 30 ∠ -240(120)
E
R
E
D
Operación del
sistema de relé
∠
No opera
∠
No opera
Elementos de Fase a Tierra Zona 3 sin alcance hacia Atrás.
Paso 19
Cambie el ajuste del tiempo T3G a 1.0seg antes de aplicar las fallas en las tablas
9-1, 10-1 y 11-1.
Paso 20
Fallas Internas hacia Adelante.
Para las Fallas Internas de Fase a Tierra Zona 3 hacia Adelante, use la tabla 9-1 de
voltajes y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
Compare los datos de los valoresXXVII
de disparo con los valores de falla aplicados.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 22 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XXVIII
Nota: Los datos resultantes deberán estar entre un 10% +/- en magnitud y 3° en ángulo
de fase.
El tiempo de disparo debería estar entre los 1.00 y 1.05seg.
Tabla 9-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
AG en MTA Alcance de la Falla 90%
Va = 25 ∠ 0
Ia =
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
∠
S
O
H
C90%
BG en MTA Alcance de laE
Falla
R
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0 DE
Ib =
Vb = 25 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
CG en MTA Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
Vc = 25 ∠ -240(120)
Ssistema de relé
O
D
RVA
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
E
RES
∠
Operación del
∠
Opera Z3T
Opera Falla en AG
Unidad Z3G
Tiempo de Operación 1.0 – 1.05 s
∠
Opera Z3T
Opera Falla en BG
Unidad Z3G
Tiempo de Operación 1.0 – 1.05 s
∠
Opera Z3T
Opera Falla en CG
Unidad Z3G
Tiempo de Operación 1.0 – 1.05 s
∠
Paso 21
Fallas Externas hacia Adelante
Para las Fallas Externas de Fase a Tierra Zona 3 hacia Adelante, use la tabla 10-1 de
voltajes y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas
están más allá del alcance de las unidades a tierra de Zona 3.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
XXIX
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 23 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XXX
Tabla 10-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
AG en MTA Alcance de la Falla 110%
Va = 25 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
BG en MTA Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 25 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
CG en MTA Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 25 ∠ -240(120)
No opera
S
O
D
RVA No opera
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
∠
Operación del
sistema de relé
∠
∠
No opera
Paso 22
Fallas Externas hacia Atrás.
Para las Fallas Externas de Fase a Tierra Zona 3 hacia Atrás, use la tabla 11-1 de
voltajes y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas
fallas son en dirección hacia atrás con respecto al ajuste GANG.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
XXXI
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 24 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XXXII
Tabla 11-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
AG en MTA -180Alcance de la Falla 50%
Va = 25 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
∠
BG en MTA – 180 Alcance de la Falla 50%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 25 ∠ -120(240)
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
CG en MTA -180 Alcance de la Falla 50%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 25 ∠ -240(120)
O
H
C
E
ER
D
No opera
S
O
D
RVA No opera
E
ES
R
S
Operación del
sistema de relé
∠
∠
No opera
Paso 23
Unidades de Fase a Fase.
Para calcular la impedancia de falla vista por el sistema de relé se aplica la
siguiente fórmula.
Z falla =
Ixg =
Vxy
Ix − Iy
Vxg
Z 2 P * (Cos (PANG − θ ))
La fórmula anterior es rigurosa y general, sin embargo, una aproximación rápida de la
corriente mínima de disparo requerida en diferentes ángulos (θ) es deseada, se aplica la
siguiente fórmula donde X es la fase A, B o C.
Los resultados de la aplicación de estas fórmulas serán organizados en las Tablas
12-1, 13-1, 14-1, 15-1, 16-1 y 17-1.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
XXXIII
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FIRMA:
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 25 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
S
O
D
RVA
E
ES
R
S
Paso 24
Elemento Fase a Fase Zona 2.
HO
C
E
Fallas InternasR
E hacia Adelante.
D
Para las Fallas Internas de Fase a Fase Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 12-1 de
voltajes y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
Compare los datos de los valores de disparo con los valores de falla aplicados.
Nota: Los datos resultantes deberán estar entre un 10% +/- en magnitud y 3° en ángulo
de fase.
El tiempo de disparo debería estar entre los 100-132ms.
Tabla 12-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
AB en MTA Alcance de la Falla 90%
Va = 17.3 ∠ 0
Ia =
Vb = 17.3 ∠ -120(240)
Ib =
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
BC en MTA Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
Vb = 17.3 ∠ -120(240)
Ic =
Vc = 17.3 ∠ -240(120)
CA en MTA Alcance de la Falla 90%
Va = 17.3 ∠ 0
Ia =
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
Vc = 17.3 ∠ -240(120)
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
∠
∠
∠
∠
∠
∠
XXXIV
Operación del
sistema de relé
∠
Opera Z2T
Opera Falla en AB
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100 – 132ms
∠
Opera Z2T
Opera Falla en BC
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100 – 132ms
∠
Opera Z2T
Opera Falla en CA
Unidad Z2G
Tiempo de Operación 100 – 132ms
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 26 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XXXV
Paso 25
Fallas Externas hacia Adelante.
Para las Fallas Externas de Fase a Fase Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 13-1 de
voltajes y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
S
O
D
RVA
E
ES
R
S
O
Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas
H
C
E
ER
están más allá del alcance de las unidades de fase de Zona 2.
Tabla 13-1
D
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
AB en MTA Alcance de la Falla 110%
Va = 17.3 ∠ 0
Ia =
∠
Vb = 17.3 ∠ -120(240)
Ib =
∠
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
BC en MTA Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
Vb = 17.3 ∠ -120(240)
Ic =
Vc = 17.3 ∠ -240(120)
CA en MTA Alcance de la Falla 110%
Va = 17.3 ∠ 0
Ia =
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
Vc = 17.3 ∠ -240(120)
Operación del
sistema de relé
∠
No Opera
∠
∠
∠
No Opera
∠
∠
No Opera
∠
Paso 26
Fallas Externas hacia Atrás.
Para las Fallas Externas de Fase a Fase Zona 2 hacia Atrás, use la tabla 14-1 de
voltajes y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
XXXVI
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FIRMA:
D
S
O
D
RVA
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
FIRMA:
XXXVII
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 27 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
D
ES
R
S
O
H
C
E
ER
E
S
O
D
RVA
XXXVIII
Luego aplique los listados de corriente.
Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas
son en dirección hacia atrás con respecto al ajuste PANG.
S
O
D
VA
Z deE
la R
del
S (Ohm) ∠ Angulo Operación
sistema de relé
EFalla
Tabla 14-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
R
S
HO
C
E
R
DE
AB en MTA –180° Alcance de la Falla 50%
Va = 17.3 ∠ 0
Ia =
∠
Vb = 17.3 ∠ -120(240)
Ib =
∠
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
BC en MTA -180° Alcance de la Falla 50%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 17.3 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 17.3 ∠ -240(120)
CA en MTA -180° Alcance de la Falla 50%
Va = 17.3 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 17.3 ∠ -240(120)
∠
No Opera
∠
No Opera
∠
No Opera
PASO 27
ELEMENTOS DE FASE A FASE ZONA 3
Nota: Cambie el ajuste del tiempo del T3G a 1.0seg antes de aplicar las fallas en las
tablas 15-1, 16-1 y 17-1
Paso 28
Fallas Internas hacia Adelante.
Para las Fallas Internas de Fase a Fase Zona 3 hacia Adelante, use la tabla 15-1 de
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
XXXIX
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 28 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XL
voltajes y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
Nota: Compare los datos de los valores de disparo con los valores de falla aplicados.
Los datos resultantes deberán estar entre un 10% +/- en magnitud y 3° en ángulo de
fase.
S
O
D
RVA
El tiempo de disparo debería estar entre los 1.00 y 1.05ms.
E
ES
R
S
HO
C
I (Amp)
∠ Angulo
E
R
E
Tabla 15-1
Voltaje ∠ Angulo
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
D
AB en MTA Alcance de la Falla 90%
Va = 17.3 ∠ 0
Ia =
Vb = 17.3 ∠ -120(240)
Ib =
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
BC en MTA Alcance de la Falla 90%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
Vb = 17.3 ∠ -120(240)
Ic =
Vc = 17.3 ∠ -240(120)
CA en MTA Alcance de la Falla 90%
Va = 17.3 ∠ 0
Ia =
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
Vc = 17.3 ∠ -240(120)
∠
∠
∠
∠
∠
∠
Operación del
sistema de relé
∠
Opera Z3T
Opera Falla en AB
Unidad Z3G
Tiempo de Operación 1.0 – 1.05 s
∠
Opera Z3T
Opera Falla en BC
Unidad Z3G
Tiempo de Operación 1.0 – 1.05 s
∠
Opera Z3T
Opera Falla en CA
Unidad Z3G
Tiempo de Operación 1.0 – 1.05 s
Paso 29
Fallas Externas hacia Adelante.
Para las Fallas Externas de Fase a Fase Zona 3 hacia Adelante, use la tabla 16-1 de
voltajes y corrientes.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
XLI
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 29 de 45
Fecha de Emisión. / /
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE
N° de Revisión:
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS
DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
S
O
D
RVA
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
ESE
R
S de relés no debería dispararse debido a que estas
Nota: En cada caso el sistema
O
H
C del alcance de las unidades de fase de Zona 3.
fallas están mas
allá
E
R
DE
Tabla 16-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
AB en MTA Alcance de la Falla 110%
Va = 17.3 ∠ 0
Ia =
∠
Vb = 17.3 ∠ -120(240)
Ib =
∠
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
BC en MTA Alcance de la Falla 110%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
Vb = 17.3 ∠ -120(240)
Ic =
Vc = 17.3 ∠ -240(120)
CA en MTA Alcance de la Falla 110%
Va = 17.3 ∠ 0
Ia =
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
Vc = 17.3 ∠ -240(120)
Operación del
sistema de relé
∠
No Opera
∠
∠
∠
No Opera
∠
∠
No Opera
∠
Paso 30
Fallas Externas hacia Atrás.
Para las Fallas Internas de Fase a Fase Zona 3 hacia Atrás, use la tabla 17-1 de voltajes
y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés, luego aplique los
listados de corriente.
XLII
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
D
S
O
D
RVA
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
XLIII
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 30 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XLIV
Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas
fallas
son en dirección hacia atrás con respecto al ajuste PANG.
Tabla 17-1
Voltaje ∠ Angulo
Operación del
S
sistema de relé
O
D
RVA
I (Amp) ∠ Angulo
AB en MTA –180° Alcance de la Falla 50%
Va = 17.3 ∠ 0
Ia =
∠
Vb = 17.3 ∠ -120(240)
Ib =
∠
Ic = 0
Vc = 69 ∠ -240(120)
HOS
C
E
R
DE
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
E
RES
BC en MTA -180°Alcance de la Falla 50%
Ia = 0
Va = 69 ∠ 0
Ib =
∠
Vb = 17.3 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 17.3 ∠ -240(120)
CA en MTA -180°Alcance de la Falla 50%
Va = 17.3 ∠ 0
Ia =
∠
Ib = 0
Vb = 69 ∠ -120(240)
Ic =
∠
Vc = 17.3 ∠ -240(120)
∠
No Opera
∠
No Opera
∠
No Opera
Paso 31
Unidad Trifásica.
Para calcular la impedancia de falla vista por el sistema de relé se aplican las
siguientes fórmulas.
Z falla =
Ixg =
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
Vxg
Ixg
Vxg
Z 2 P * (Cos (PANG − θ ))
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
XLV
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 31 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XLVI
La fórmula anterior es rigurosa y general sin embargo una aproximación rápida de la
corriente mínima de disparo requerida en diferentes ángulos (θ) es deseada, se aplica
la siguiente fórmula donde X es la fase A, B o C.
Los resultados de la aplicación de estas fórmulas serán organizados en las Tablas
18-1, 19-1, 20-1, 21-1, 22-1 y 23-1.
Paso 32
D
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
S
O
D
RVA
Unidades Trifásicas Zona 2
Nota: Cambie el ajuste del tiempo del T3G a “BLK” antes de aplicar las fallas en las
tabla 18-1, 19-1 y 20-1.
Paso 33
Fallas Internas hacia Adelante.
Para las Fallas Internas Trifásicas Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 18-1 de voltajes
y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
Nota: Compare los datos de los valores de disparo con los valores de falla aplicados.
Los datos resultantes deberán estar entre un 10% +/- en magnitud y 3° en ángulo de
fase.
El tiempo de disparo debería estar entre los 100-132ms.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
XLVII
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FIRMA:
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 32 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
XLVIII
Tabla 18-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
ABC en MTA Alcance de la Falla 90%
Va = 20 ∠ 0
Ia =
∠
Vb = 20 ∠ -120(240)
Ib =
∠
Vc = 20 ∠ -240(120)
Ic =
∠
D
Opera Z2T
Tipo de Falla ABC
Unidad Z2P
Tiempo de Operación 100- 132ms
S
O
D
RVA
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
Paso 34
∠
Operación del
sistema de relé
Fallas Externas hacia Adelante.
Para las Fallas Externas Trifásicas Zona 2 hacia Adelante, use la tabla 19-1 de voltajes
y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas
están más allá del alcance de las unidades trifásicas de Zona 2.
Tabla 19-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
ABC en MTA Alcance de la Falla 110%
Va = 20 ∠ 0
Ia =
∠
Vb = 20 ∠ -120(240)
Ib =
∠
Vc = 20 ∠ -240(120)
Ic =
∠
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
Operación del
sistema de relé
∠
No Opera
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 33 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
XLIX
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
Paso 35
Fallas Externas hacia Atrás.
S
O
D
RVA
Para las Fallas Externas Trifásicas Zona 2 hacia Atrás, use la tabla 20-1 de voltajes y
corrientes.
SE
E
R
Luego aplique los listados de
corriente.
S
O
H
C
E
R caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas
Nota: EnE
D cada
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
son en dirección hacia atrás con respecto al ajuste PANG.
Tabla 20-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
ABC en MTA –180° Alcance de la Falla 50%
Va = 20 ∠ 0
Ia =
∠
Vb = 20 ∠ -120(240)
Ib =
∠
Vc = 20 ∠ -240(120)
Ic =
∠
Operación del
sistema de relé
∠
No Opera
Paso 36
UNIDADES TRIFÁSICAS ZONA 3
Nota: Cambie el ajuste del tiempo T3G a 1.0seg antes de aplicar las fallas en las tablas
21-1, 22-1 y 23-1.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
L
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FIRMA:
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 34 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
LI
Paso 37
Fallas Internas hacia Adelante.
Para las Fallas Internas Trifásicas Zona 3 hacia Adelante, use la tabla 21-1 de voltajes
y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
S
O
D
RVA
SE
E
R
Los datos resultantes deberán
estar entre un 10% +/- en magnitud y 3° en ángulo de
S
O
fase.
CH
E
El tiempo deR
disparo
debería estar entre los 1.00 y 1.05ms.
DE
Nota : Compare los datos de los valores de disparo con los valores de falla aplicados.
Tabla 21-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
ABC en MTA Alcance de la Falla 90%
Va = 20 ∠ 0
Ia =
∠
Vb = 20 ∠ -120(240)
Ib =
∠
Vc = 20 ∠ -240(120)
Ic =
∠
∠
Operación del
sistema de relé
Opera Z3T
Tipo de Falla ABC
Unidad Z3P
Tiempo de Operación 1.0 –1.05 ms
Paso 38
Fallas Externas hacia Adelante.
Para las Fallas Externas Trifásicas Zona 3 hacia Adelante, use la tabla 22-1 de voltajes
y corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas
están más allá del alcance de las unidades trifásicas de Zona 3.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
LII
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 35 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
LIII
Tabla 22-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
ABC en MTA Alcance de la Falla 110%
Va = 20 ∠ 0
Ia =
∠
Vb = 20 ∠ -120(240)
Ib =
∠
Vc = 20 ∠ -240(120)
Ic =
∠
Paso 39
∠
No Opera
S
O
D
RVA
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
Operación del
sistema de relé
Fallas Externas hacia Atrás.
Para las Fallas Externas Trifásicas Zona 3 hacia Atrás, use la tabla 23-1 de voltajes y
corrientes.
Primero en cada caso aplique los voltajes trifásicos al sistema de relés.
Luego aplique los listados de corriente.
D
Nota: En cada caso el sistema de relés no debería dispararse debido a que estas fallas
son en dirección hacia atrás con respecto al ajuste PANG.
Tabla 23-1
Voltaje ∠ Angulo
I (Amp) ∠ Angulo
Z de la
Falla (Ohm) ∠ Angulo
ABC en MTA –180° Alcance de la Falla 50%
Va = 20 ∠ 0
Ia =
∠
Vb = 20 ∠ -120(240)
Ib =
∠
Vc = 20 ∠ -240(120)
Ic =
∠
Operación del
sistema de relé
∠
No Opera
Paso 40
Precaución: El usuario debe verificar que el RST es igual a “NO” en la función de
modo de prueba, antes de poner el REL 356 en servicio.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
LIV
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 36 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
S
O
D
RVA
En la fig. 1 se puede observar el equipo de protección REL 356, marca ABB, por
su parte posterior, en esta encontramos diferentes plugs, entre los cuales está el
plug de pruebas identificado como TB6 o 1FT-14 situado del lado derecho del
releé.
O
H
C
E
ER
D
E
ES
R
S
Figura 1
Plano de la parte posterior del REL 356.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
LV
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Tesista
FIRMA:
CARGO:
FIRMA:
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 37 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
LVI
Figura 2
#1
S
O
D
RVA
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
#2
∅
Conexiones para las pruebas de fallas internas del REL 356.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
LVII
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 38 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
O
H
C
E
ER
D
E
ES
R
S
Figura 3
S
O
D
RVA
#1
#2
∅
Conexiones para las pruebas de fallas externas del REL 356.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
LVIII
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Tesista
FIRMA:
CARGO:
FIRMA:
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 39 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
LIX
Figura 4
D
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
∅
S
O
D
RVA
Conexión para la prueba monofásica de IA
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
LX
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 40 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
Figura 5
D
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
S
O
D
RVA
∅
Conexión para la prueba monofásica de IB
ELABORADO:
Ricardo Ocando
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
LXI
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Tesista
FIRMA:
CARGO:
FIRMA:
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 41 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
LXII
Figura 6
D
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
∅
S
O
D
RVA
Conexión para la prueba monofásica de IC
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
LXIII
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 42 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
Figura 7
D
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
S
O
D
RVA
∅
Conexión para la prueba monofásica de IAB
ELABORADO:
Ricardo Ocando
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
LXIV
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Tesista
FIRMA:
CARGO:
FIRMA:
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA
Página 43 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE
Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE
N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
LXV
Figura 8
D
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
∅
S
O
D
RVA
Conexión para la prueba monofásica de IBC
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
LXVI
COD:
Página 44 de 45
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA
Fecha de Emisión. / /
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE
N° de Revisión:
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE
Fecha de Revisión. / /
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS
DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
Figura 9
D
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
S
O
D
RVA
∅
Conexión para la prueba monofásica de ICA
ELABORADO:
Ricardo Ocando
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
LXVII
CARGO: Tesista
FIRMA:
CARGO:
FIRMA:
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Página 45 de 45
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRANSMICIÓN REL 356 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
LXVIII
Figura 10
D
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
∅
S
O
D
RVA
Conexión para la prueba trifásica de IABC
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
LXIX
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 1 de 13
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
D
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
S
O
D
RVA
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA
EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEA
DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO: Tec. Electricista.
FIRMA:
LXX
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de la Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 2 de 13
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB
S
O
D
RVA
INDICE
E
ES
R
S
1-.Objetivo........................................................................................................3
HO
C
E
R
3-.Definiciones
DyEabreviaturas..........................................................................3
2-.Alcance.........................................................................................................3
4-.Referencias...................................................................................................4
5-.Herramientas, equipos y materiales necesarios............................................4
6-.Control de registros generados en el procedimiento....................................4
7-.Revisiones del documento...........................................................................5
8-.Responsabilidades relacionadas con el documento.....................................5
9-.Responsable de trabajo................................................................................5
10-.Ejecutor del trabajo...................................................................................5
11-.Descripción del trabajo.............................................................................5
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
LXXI
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de la Unidad de Transmisión
FIRMA:
FIRMA:
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 3 de 13
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
LXXII
1-.Objetivo
Establecer todos los pasos a seguir para realizar las pruebas necesarias al relé
diferencial de líneas de transmisión REL 551 marca ABB.
S
O
D
RVA
2-.Alcance
E
ES
R
S
Este procedimiento es solo aplicable para el relé diferencial de líneas de
O
H
C
E
ER
transmisión REL 551 marca ABB.
D
3-.Definiciones y abreviaturas.
Definiciones:
Fallas Internas: Son aquellas fallas que se localizan dentro de la zona que
protege el relé.
Fallas Externas: Son aquellas fallas que se localizan fuera de la zona que protege
el relé.-
Corriente Pick – up: Es la corriente mínima que necesita el relé para actuar como
protección.
Data sheet: Manual en el cual se encuentran todos los ajustes de protección del
sistema eléctrico.
LXXIII
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 4 de 13
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
LXXIV
Abreviaturas:
A.C.: Corriente Alterna.
D.C.: Corriente continua.
C.T.: Transformador de Corriente.
P.T.: Transformador de Potencial.
D
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
4-.Referencias.
S
O
D
RVA
MANUAL DEL FABRICANTE.
5-.Herramientas, Equipos y Materiales necesarios.
Herramientas:
Pelacable.
Navaja para electricista
Alicate para electricista.
Juego de destornilladores punta phillips (Estría)
Equipos:
Equipo básico de protección personal.
Equipo de inyección de corriente monofásico y trifásico con dispositivo de medición
de tiempo.
Materiales:
Cable # 14 para realizar conexiones.
Plug de pruebas.
6.-Control de registros generados en el procedimiento
ELABORADO:
Ricardo Ocando
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
LXXV
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Tesista
FIRMA:
CARGO:
FIRMA:
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 5 de 13
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
LXXVI
Código
Descripción
Origen
Pruebas para el relé
diferencial de línea de
transmisión REL 551
Marca ABB
Destino
Programador Historial del
de pruebas
equipo
7.-Revisiones del documento.
Duración
5 años
S
O
D
RVA
E
ES
R
S
Este documento será revisado cada 2 (dos) años o cuando se prevea un cambio o
ajuste necesario para su ejecución.
O
H
C
E
ER
D
8.-Responsabilidades relacionadas con el documento.
Jefe de la unidad de transmisión.
Coordinador de seguridad industrial.
Supervisor del trabajo.
9.-Responsable del trabajo
Supervisor.
10.-Ejecutor del trabajo
Equipo técnico de electricistas.
11.-Descripción del trabajo
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
LXXVII
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 6 de 13
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB
D
ES
R
S
O
H
C
E
ER
E
S
O
D
RVA
LXXVIII
Paso 1
Apertura del permiso de trabajo.
Este se realiza llenando un formato que luego es enviado al despacho de potencia.
Nota: Este deberá realizarse con varios días de anticipación.
Paso 2
S
O
D
RVA
E
ES
R
S
HO
C
E
RealizaciónR
E de cálculos.
D
Para realizar estos cálculos es necesario que tengamos la Tabla 1 con sus correspondientes datos, estos
datos deberán ser suministrados por el departamento de Protecciones.
Los resultados de estos cálculos se colocaran en la Tabla 2.
Paso 3
Inserción del plug de pruebas
Insertar el plug de prueba en la parte frontal del REL 551.
Paso 4
Introducción de ajustes.
Introducir los siguientes ajustes al REL 551.
Tabla 1
Nomenclatura
CT Factor
IMinSat
IMniOp
IDiffLvl1
IDiffLvl2
NOMBRE
Relación del transformador
Corriente mínima de saturación
Corriente mínima de operación
Pendiente de la corriente diferencial 1
Pendiente de la corriente diferencial 2
LXXIX
Ajuste
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 7 de 13
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB
ES
R
S
O
H
C
E
ER
D
E
S
O
D
RVA
LXXX
Nomenclatura
Ilvl1/2Cross
I>>
Evaluate
RCT
RPT
X1
R1
X0
R0
Nombre
Intercepción de las pendientes 1 y 2
Protección instantánea de sobrecorriente
Evaluación para disparo
Relación del transformador de tensión
Relación del transformador de corriente
Zona 1
Impedancia 1
Zona 0
Impedancia 0
D
S
O
D
RVA
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
Ajuste
Paso 4
Realizar las conexiones de los equipos.
Conectar los equipos necesarios rigiéndose por los esquemas de conexiones
ubicados al final del manual.
Paso 5
Verificación de la Imin de Operación.
R_______Amp.
S_______ Amp.
LXXXI
T_______ Amp.
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 8 de 13
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB
D
ES
R
S
O
H
C
E
ER
E
S
O
D
RVA
LXXXII
Paso 6
Aplicación de fallas monofásicas y trifásicas.
Tabla 2
HOI(Amps)
C
E
ER
∠Angulo
D
AG
BG
CG
ABC
E
ES
R
S
Tipo de
falla
Ia=
Ib=
Ic=
Ia=
Ib=
Ic=
Ia=
Ib=
Ic=
Ia=
Ib=
Ic=
S
O
D
RVA
∠0
0 ∠-120
0 ∠-240
0 ∠0
∠-120
0 ∠-240
0 ∠0
0 ∠-120
∠-240
∠0
∠-120
∠-240
Paso 7
LXXXIII
Resultados
IOp(Amp) TOp.(seg)
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 9 de 13
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB
D
ES
R
S
O
H
C
E
ER
E
S
O
D
RVA
LXXXIV
Paso 8
Verificación del disparo transferido.
Envió. _______
E
ES
R
S
Recepción._______
O
H
C
E
ER
D
S
O
D
RVA
En la fig. 1 se puede observar el equipo de protección REL 551, marca ABB, por
su parte posterior, en esta encontramos diferentes plugs, entre los cuales está el
plug de pruebas identificado como X11: situado del lado derecho superior del
releé.
Figura 1
LXXXV
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA
Pagina 10 de 13
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE
Fecha de Emisión. / /
N° de Revisión:
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE
Fecha de Revisión. / /
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS
DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB
D
ES
R
S
O
H
C
E
ER
E
S
O
D
RVA
LXXXVI
Figura 2
:
D
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
S
O
D
RVA
∅
Conexiones para la prueba monofásica IL1
ELABORADO:
Ricardo Ocando
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
LXXXVII
CARGO: Tesista
FIRMA:
CARGO:
FIRMA:
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 11 de 13
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB
D
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
Figura 3
S
O
D
RVA
:
∅
Conexiones para la prueba monofásica IL2
LXXXVIII
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
COD:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA Pagina 12 de 13
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE Fecha de Emisión. / /
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE N° de Revisión:
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE
LÍNEAS DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB
D
ES
R
S
O
H
C
E
ER
E
S
O
D
RVA
LXXXIX
Figura 4
:
D
E
ES
R
S
O
H
C
E
ER
S
O
D
RVA
∅
Conexiones para la prueba monofásica IL3
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA
EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
XC
COD:
Pagina 13 de 13
Fecha de Emisión. / /
N° de Revisión:
Fecha de Revisión. / /
TITULO: PROTOCOLO DE PRUEBAS PARA EL RELÉ DIFERENCIAL DE LÍNEAS
DE TRASMISIÓN REL 551 MARCA ABB
Figura 5
O
H
C
E
ER
D
E
ES
R
S
:
S
O
D
RVA
∅
Conexiones para la prueba Trifásica
ELABORADO:
Ricardo Ocando
CARGO: Tesista
FIRMA:
REVISADO
Tec. Miguel Pérez
CARGO:
FIRMA:
APROBADO:
Ing. Luis Pirela
CARGO: Jefe de Unidad de Transmisión
FIRMA:
FECHA:
XCI
CONCLUSIONES
• La elaboración de los protocolos de prueba constituyen una herramienta
para el entrenamiento y la capacitación de nuevo personal técnico
S
O
D
RVA
destinado para actividades de mantenimiento y calibración de los
E
ES
R
S
equipos de protección presentes en las subestaciones de ENELDIS C.A.
O
H
C
E
ER
• Los protocolos de prueba ofrecen la ventaja de automatizar las pruebas
D
a los relés de protección disminuyendo así el tiempo de ejecución,
además de minimizar los errores en la ejecución de las mismas.
• Con la aplicación de los protocolos de prueba se estandariza la forma de
realizar las pruebas que ameritan estos equipos, además de que el
personal técnico y el equipo involucrado dejan de estar bajo riesgos,
durante la realización de las pruebas.
• Así mismo podemos almacenar la información que poseen los relés
probados, en un formato ordenado para luego ser procesada y evaluada.
XCII
RECOMENDACIONES
• Es de gran importancia que durante la aplicación del protocolo, se
encuentre presente el personal debido que haga cumplir el protocolo,
S
O
D
RVA
parar así evitar errores y fallas que pudieran presentarse.
E
ES
R
S
• Se recomienda usar los protocolos de pruebas de aceptación como
O
H
C
E
ER
herramienta básica, para la realización de labores de calibración y
D
ajustes de los relés REL 356 y REL 551.
• Proponer otros trabajos de grado en los que se estudien las diversas
aplicaciones que puedan tener los relés REL 356 y REL 551, ya que
estos son equipos multifunciónales en el campo de las protecciones
numéricas.
• Dotar al personal de Mantenimiento y Protecciones de ENELDIS C.A.
de esta herramienta útil en el campo de las subestaciones más modernas
de la empresa.
XCIII
BIBLIOGRAFÍA
Libros
RAMIREZ G., Carlos Felipe (1991). Subestaciones de Alta y Extra Alta
Tensión. Editorial Cadenas, S.A. Colombia.
S
O
D
RVA
ROMERO, Carlos. Protecciones de Sistema de Potencias. Editorial ULA.
Mérida, Venezuela.
O
H
C
E
ER
D
E
ES
R
S
Tesis
AÑEZ, Marco y TABORDA, Mario (1994). Programa para el Cálculo de
Ajustes y Coordinación de los Equipos de Protección de los Sistema de
Enelven. Trabajo Especial de Grado. Universidad Rafael Urdaneta.
Maracaibo, Venezuela
INCIARTE, Juan Carlos y PUERTAS, Alexander (2001). Programa de
Computación SEPP Versión 1.0 para la Simulación de Esquemas Piloto
en la Protección de Líneas de Transmisión. Trabajo Especial de Grado.
Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela.
MATOS B., Enma R. y MAVÁREZ M., Mariana J. (1998). Evaluación de los
Ajustes de las Protecciones de Líneas con Relés de Distancia y
Direccionales de Tierra del Sistema ENELVEN, Considerando el Efecto
de Fuentes Intermedias. Trabajo de Grado. Universidad del Zulia.
Maracaibo, Venezuela
PONNETZ M., Jhon A. y RODRIGUEZ, José L. (2001). Elaboración de las
Plantillas de Prueba para Relés de Protección de Distancia, Diferencial
de Transformador y Sobrecorriente del Sistema Eléctrico de ENELCO.
Trabajo Especial de Grado. Universidad Rafael Urdaneta. Maracaibo,
Venezuela.
SÁNCHEZ, Inés (1991). Simulación de un Relé Diferencial Digital Trifásico
de Transformadores de Potencia. Trabajo Especial de Grado. Universidad
del Zulia. Maracaibo, Venezuela.
VALBUENA Q., Jorge R. (1993). Desarrollo de Programas de Computación
para el Mantenimiento de Relés de Protección de Sobrecorriente,
XCIV
Direccionales, Diferenciales de Transformados y Relés de Falla
Interruptor (BF). Trabajo Especial de Grado. Universidad Rafael
Urdaneta. Maracaibo, Venezuela.
Manuales
S
O
D
RVA
ABB. REL 356. Current Differential Protection
E
ES
R
S
ABB. REL 551. Line Differential Protection Terminal
O
D
H
C
E
ER
XCV