Tesis

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAINSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO “SANTIAGO MARIÑO” EXTENSIÓN VALENCIA IMPLEMENTACIÓN DE PROTECCIONES NUMÉRICAS PARA ADECUAR LOS ESQUEMAS A LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS EN LAS LÍNEAS CARABOBO I Y CARABOBO II ENLACE QUE UNE A LAS SUBESTACIONES CARABOBO Y PEDRO CAMEJO. Autor: Alejandro Bravo Tutor Académico: Ing. Édgar Núñez Tutor Metodológico: Arelys Bolívar Valencia, Enero 2015 1 ÍNDICE GENERAL Lista de Cuadros ………………………………………....…….………..….. Lista de Figuras ……………………………………………..….……………. Lista de Ecuaciones………………………………………………………….. Resumen………………………..…………………………..………...………. Introducción……………………………………………………….…………… v vi vii viii 1 CAPÍTULO I. EL PROBLEMA……………………………………………...………….. 3 Contextualización del Problema….………….….……................................ Objetivos de la Investigación…………………….………………………….. General………………………………………………….……....……......... Específicos……………………………………………….………….…...... Justificación de la Investigación…………………….................................... II. MARCO REFERENCIAL………….……………………...……....……. 10 Antecedentes de la Investigación……………………..……………….......... Bases Teóricas…………………………………............................................ Bases Legales………………………………………………………………….. Definición de Términos Básicos…..…..…………………………………....... III. 3 7 7 7 8 10 14 85 87 MARCO METODOLÓGICO……………………..………….………..… 91 Modalidad de Investigación.…………………..….………............................ Diseño de la Investigación………………………….……………………….. Población y Muestra …………………..………….……………………….….. Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos.……..….................... Validez del Instrumento ……………………………………..….……………. Fases de la investigación……………………………………………………. 91 92 92 93 94 95 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………………………….……………… 97 REFERENCIAS ELECTRÓNICAS………………………….……………….. 98 2 LISTA DE CUADROS 1. Cuadro 1 Tipo de Centrales según su energía primaria…………….. 17 2. Cuadro 2 Niveles normalizados para circuitos primarios de distribución en Venezuela.……………………………………………… 21 3. Cuadro 3 Clasificación funcional de los componentes del sistema de distribución.……..………………………………………..…………... 23 4. Cuadro 4 Clases de precisión de los Transformadores de Tensión. 47 5. Cuadro 5 Clases y Usos de los Transformadores de Medida……… 56 6. . 7. ……. 8. …….. 9. …… 10. ….. 11. …… 12. ……. 13. ……. 14. ….. 15. ……. 16. ……… 17. ….. 18. …….. 19. ……… 20. ……… 21. …….. 22. ……… 23. ……… 24. …….. 25. …….. 26. ………. 27. ……… 28. ………. 29. ……. 30. ……… 31. …….. 32. …….. 33. ……. 34. ……. 35. ……….. 36. ……….. 37. ………. 38. ………. 39. ………. 3 40. ………. 41. ……… 42. ……… 43. ………. 44. ……… 45. ………. 46. ……… 15 18 20 LISTA DE FIGURAS 1. 2. 3. 4. 5. Figura 1 Sistema de Potencia……………………………………….… Figura 2 Elementos de un Sistema de Potencia……………………. Figura 3 Central de Generación Hidroeléctrica…….……………….. Figura 4 Líneas de Transmisión Planta centro, Carabobo………… Figura 5 Esquema de Transporte y Distribución de la Energía Eléctrica………………………………………………………………….. 6. Figura 6 Subestación Eléctrica...................………….……...………….. 4 23 26 28 29 36 39 43 45 48 49 50 53 54 55 59 59 60 61 62 68 69 70 73 74 75 76 78 79 82 83 7. Figura 7 Transformador de Potencia………………………..………... 8. Figura 8 Disyuntor o Interruptor de Potencia………………………… 9. Figura 9 Seccionador Tripolar 115 kV……………………………….. Figura 9 Servicios Auxiliares………………………………………….. 10. Figura 10 Conexión de un Transformador de Potencial….………... 11. Figura 11 Corte esquemático de un TT Monofásico………….……. 12. Figura 12 Corte esquemático de un TP Capacitivo………………… 13. Figura 13 Esquema de un Transformador de Tensión Capacitivo... 14. Figura 14 Transformador de Potencial………………………………. 15. Figura 15 Identificación de bornes en TC……………………………. 16. Figura 16 Transformador de Corriente………………………….…… 17. Figura 17 Conexión de un TC………………………………………… 18. Figura 18 Zonas de Protección……………………………………….. 19. Figura 19 Zonas de Protección……………………………………….. 20. Figura 20 Falla entre dos Zonas de Protección………………….….. 21. Figura 21 Relé de Atracción Electrónica…………………………….. 22. Figura 22 Relé Tipo Balancín……………………………………...…. 23. Figura 23 Conexión Relé Sobrecorriente………………………….…. 24. Figura 24 Clase de Sobrecorriente según Cantidad Actuante…….. 25. Figura 25 Conexión de un Relé Sobrecorriente……………………... 26. Figura 26 Conexión de un Relé Diferencial………………………..… 27. Figura 27 Diagrama de un Relé Diferencial …………………………. 28. Figura 28 Ejemplo de Protección de Barra ………………………..…. 29. Figura 29 Protección Diferencial de un Transformador…………..… 30. Figura 30 Característica de Operación Cuadrilateral……………….. 31. Figura 31 Características de Operación Mho ……………………...… 32. Figura 32 Tipos de Cortocircuitos…………………………………….. 33. Figura 33 Ubicaci6n del Fusible……………………………………… 34. …………………………… 35. ……………. 36. ……………. 37. ………….. 38. …………… 39. …………….. 40. ………….. 41. …………… 42. …………. 43. ………….. 44. …………… 45. ……………. 46. ……………. 47. ………….. 48. ………… 49. ………….. 5 50. …………. 51. ……………… 52. …………… 53. …………… 54. …………… 55. ………….. 56. …………… 57. ………… 58. ………. 59. ……….. 60. ………. 61. …………. 62. ……….. 63. ………. 64. …….. 65. ………. 66. ……… 67. …….. 68. ……….. 69. …….. 70. ……… 71. ……. 72. …….. 73. ……… 74. …………. 75. …………….. 76. …………. 77. …………. 78. ……… LISTA DE ECUACIONES 1. 2. 3. 4. 5. 6. 67 Ecuación 1 Relación del Valor Umbral……………………….…………… 67 Ecuación 2 Relación del Valor umbral…………………………...………… 68 Ecuación 3 Valor Umbral.………………………………………..………..... 81 Ecuación 4 cociente de operación del relé………………………………… …. …… 6 . Línea de Investigación: Diseño Eléctrico. …… 9. 8. REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO “SANTIAGO MARIÑO” EXTENSIÓN VALENCIA IMPLEMENTACIÓN DE PROTECCIONES NUMÉRICAS PARA ADECUAR LOS ESQUEMAS A LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS EN LAS LÍNEAS CARABOBO I Y CARABOBO II ENLACE QUE UNE A LAS SUBESTACIONES CARABOBO Y PEDRO CAMEJO. Protecciones Eléctricas 7 . …….7. ……. el diagnóstico de la situación actual que presentan los esquemas de protección. entre ellos los ingenieros eléctricos consideran que las fallas en los sistemas eléctricos de nuestro país. tal eventualidad se debe también a la obsolescencia de los equipos que conforman los esquemas actuales. por acción de agentes químicos. los elementos de este esquema de protección tienen aproximadamente unos 30 años de funcionamiento afectando el sistema en general que en este caso por estar en una zona industrial es fundamental y requiere la menor cantidad de fallas posibles. arboles. partiendo de la fase I con un diagnostico o detección de necesidades. cada vez se multiplican. obteniendo datos importantes ya que a través de estos se selecciona la protección a utilizar. esta no es aislada en el tiempo mínimo necesario.Autor: Alejandro Bravo Tutor Académico: Edgar Núñez Asesora Metodológica: Arelys Bolívar Resumen El presente Trabajo de Grado tiene como objetivo principal implementar protecciones numéricas mediante el cambio de ingeniería y equipos para adecuar los esquemas a las nuevas tecnologías en las líneas Carabobo I y Carabobo II enlace que une a las subestaciones Carabobo y Pedro Camejo. sobrecarga. En este orden de ideas para dar respuesta a las fallas mencionadas existen los sistemas de protección. en la fase II se van analizar los datos obtenidos en el diagnostico hecho anteriormente. INTRODUCCIÓN En líneas generales. Descriptores: Subestaciones. en la fase III se hace una evaluación de la factibilidad técnico-económica del cambio de protecciones y en la IV fase se plantea la Implementación de Protecciones Numéricos. entre otras. Relé. Al presentarse una falla. los cuales constituyen un conjunto de dispositivos instalados de manera estratégicas sobre el sistema de potencia con la finalidad de interrumpir en forma inmediata el suministro de energía 8 . debido a que no se cuenta con la tecnología requerida. mediante el Cambio de Ingeniería y Equipos para adecuar los Esquemas a las Nuevas Tecnologías. Las mismas son ocasionadas por cortocircuitos. la mayoría de los expertos. descargas atmosféricas. Protecciones Eléctricas. recalentamiento. envejecimiento. es por ello que surge la necesidad de hacer la implementación de nuevos esquemas de protecciones eléctricas. lo que al final ocasionan el cumplimiento eficaz y eficiente del servicio eléctrico. conceptuales y legales que fundamentan el estudio. siendo el Capítulo I.cuando se presentan dichas fallas y para ello comúnmente se protege al sistema dividiendo en zonas de protección a fin de que se desincorporen solamente los sectores afectados por fallas. El Capítulo III corresponde a la descripción de la metodología que se empleará en la investigación. y se desarrollará en tres fases: Fase I: incluye el diagnóstico de la situación y el estudio de las estadísticas de fallas. estas presentan deterioro por el tiempo que tienen y funcionan en un porcentaje muy bajo. esta investigación tiene como objetivo implementar protecciones numéricas para adecuar los esquemas a las nuevas tecnologías en las líneas descritas con anterioridad. dejando el resto del sistema de operativo. Dentro de este contexto se destacan las debilidades que experimenta las líneas Carabobo I y Carabobo II. lo cual hace que el sistema eléctrico baje su calidad y ponga en peligro la vida útil de estos equipos. el mismo se divide en 3 Capítulos. Es de resaltar que para solucionar la problemática del servicio eléctrico originando por estas fallas. incluye además las bases teóricas. los expertos recurren a la reingeniería. y refiere al tipo de investigación. el cual obedecerá a un proyecto factible. en lace que une a las subestaciones Carabobo y Pedro Camejo. el diseño se realizará bajo el enfoque de campo de tipo descriptivo. el referido a la contextualización del problema y abarca su justificación u los objetivos generales y específicos. Para una mejor comprensión del estudio. El Capítulo II trata acerca del marco teórico. en la fase III: se evalua la factibilidad técnica y 9 . empleando los sistemas de protección numérica para adecuar los esquemas a las nuevas tecnologías. Partiendo de lo antes expuesto. el cual considera la revisión de antecedentes relacionados con la presente investigación. que marcaran el camino a seguir en el desarrollo del estudio. la Fase II: en la cual se identifica la ingeniería de detalle actual a través del análisis de los datos recopilados en el diagnóstico. validez y confiabilidad del instrumento. y la forma como se analizaran los datos recabados. Por último se incorporan las referencias bibliográficas correspondientes. la metodología hace referencia a la población a estudiar.económica del proyecto y la Fase IV: en esta se aplicará la reingeniería y las pruebas para la puesta en servicio de los esquemas de protección en las líneas Carabobo I y II. técnicas e instrumentos para recolectar la información. Asimismo. 10 . enlace que une a las subestaciones Carabobo y Pedro Camejo. desde su generación hasta el punto de distribución para su consumo. con miras a asegurar su funcionalidad. seguridad. Refiriéndose al caso de Venezuela. siendo ésta última de útil importancia en un sistema de potencia y están destinadas a transportar la energía. comparando su capacidad de generación instalada en las centrales existentes. selectividad.protección. transformadores y líneas de transmisión (LT). en motores. la empresa encargada de llevar el servicio de electricidad hasta los usuarios es la Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC). los cuales se utilizan en los sistemas eléctricos de potencia para evitar la permanencia de fallas que podrían iniciarse de manera simple y extenderse sin control. lo cual trae como consecuencia. la necesidad de desarrollar centros de generación que cuenten con esquemas de protección adecuados a los requerimientos. se observa que existe un gran déficit de dicha capacidad instalada. Dentro de los equipos antes mencionados están los sistemas de protección. Los sistemas de protección poseen características muy particulares como son. Esto se ha venido reflejando con las frecuentes interrupciones en el suministro de energía eléctrica. Los sistemas de protección deben aislar la parte donde se ha producido la falla buscando perturbar lo menos posible la red. con el acelerado crecimiento de la demanda de energía eléctrica. los esquemas de protección se pueden utilizar en protecciones de generadores. simplicidad y economía. evitar el daño al equipo fallado. velocidad. óptimo rendimiento y vida útil. 11 . Por otra parte. Es de hacer notar también que esta subestación Pedro Camejo vienen presentado deterioros a través del tiempo. Dichas debilidades están asociadas de manera directa con la protección con Hilo Piloto. bajando la calidad del sistema eléctrico y coloque en peligro la vida útil de todos los equipos que la conforman. San Diego y Carabobo. pertenecientes al Sistema Eléctrico Nacional de Venezuela como puede verse en el diagrama unifilar (Ver anexo A). ésta recibe líneas transmisión de las subestaciones Valencia. ya que cuenta con más de 30 años de la puesta en servicio y el mantenimiento ha sido relativo. pero también consta con su patio de distribución el cual es de una gran importancia ya que alimenta empresas muy importante en el sector industrial. con alrededor de 300 MW estos enviado después de ser elevados a una tensión de 115 KV a la subestación San Diego a través de dos líneas de transmisión. ubicado en la región centro norte del país y contando con la zona industrial más grande de todo el país. logrando esto que los equipos se encuentren obsoletos y funcionando en un porcentaje muy bajo.Como era de esperarse. Dicha subestación también aporta energía eléctrica al Sistema Interconectado Nacional a través de su planta de generadora. están ocurriendo irregularidades originadas por un conjunto de debilidades que obstaculizan el cumplimiento eficaz y eficiente del servicio eléctrico. Un 12 . Es así como en las líneas Carabobo I y Carabobo II. entrelazándose con la subestación Carabobo y dándole así la seguridad a esta zona tan importante para el desarrollo y la economía de nuestro estado. gracias a su ubicación esta subestación es prioridad del Sistema Eléctrico Carabobeño tanto por el consumo de dichas empresas como la conexión que logra hacer. no queda exento de las fallas repetidas las cuales ocurren en el servicio eléctrico de los diferentes municipios que lo conforman. Planta del Este. En la zona industrial de Valencia se encuentra una subestación llamada Pedro Camejo perteneciente a CORPOELEC. dentro de la geografía Venezolana el estado Carabobo. Otra consecuencia es que los equipos sufren más de lo normal y pueden llegar en tal caso a dañarse por completo lo cual sumaría otra problemática más. fue objeto de hurto y por lo tanto se encuentran fuera de servicio. retraso en las reparaciones por cuanto la notificación de las fallas no llega a tiempo o no delimita su origen. Esta situación permite que el análisis de fallas sea muy lento lo cual origina que se repitan las mismas antes de determinar su origen y lograr solucionarla para que no ocurra nuevamente. de allí que la protección principal no esté trabajando siendo la protección de respaldo la única en funcionamiento aunque esta cuenta con un tecnología ya no muy utilizada. también pérdida de tiempo del personal en buscar cuál de los equipos se encuentra dañado y/o que falla presenta. Toda esta situación trae como resultado. cuentan con una longitud de 600mts. siendo esta distancia muy corta y la protección solapa las demás protecciones referidas a las líneas. las causas como ya antes se mencionaron se deben entre otros motivos a la obsolescencia de los equipos de protección. Asimismo las líneas de transmisión que comunican la subestación Pedro Camejo con la subestación Carabobo. no soportan más reparaciones por ser sumamente delicados. ya no se encuentran repuestos en el mercado y por supuesto no cumplen con la supervisión y control que se requiere para la protección de los equipos y del sistema. Otra de las causas por lo cual se da origen a la problemática es que el esquema de diferencial de Hilo Piloto por estar fuera de la subestación abordada. aspecto que tiene un efecto más crítico durante las fallas. todos estos esquemas ya pasan la vida útil. Por otro lado la problemática llega hasta límites alarmantes por cuanto no se cuenta con la tecnología requerida y su funcionamiento se vuelve impreciso. 13 .inconveniente de tal sistema es el hecho de estar expuesto a la permanente interferencia de la línea de transmisión. Analizar los parámetros obtenidos de las protecciones calculando los niveles de cortocircuito para el diseño de la nueva ingeniería de detalle en las líneas Carabobo I y Carabobo II. 14 . Evaluar la factibilidad Técnica-Económica de la implementación de las protecciones numéricas en las líneas Carabobo I y Carabobo II. Objetivos específicos 1. cabe formularse las siguientes interrogantes: ¿Qué acciones ejecutar para precisar las debilidades encontradas en las líneas Carabobo I y Carabobo II? ¿Cuáles esquemas de protección implementar para mejorar las fallas que frecuenta el servicio eléctrico en las líneas Carabobo I y Carabobo II? Objetivos de la Investigación Objetivo general Implementar protecciones numéricas mediante el cambio de ingeniería y equipos para adecuar los esquemas a las nuevas tecnologías en las líneas Carabobo I y Carabobo II enlace que une a las subestaciones Carabobo y Pedro Camejo. 2.Frente a los planteamientos expuestos. Diagnosticar la situación actual que presentan los esquemas de protección actuales en las líneas Carabobo I y Carabobo II enlace que une a las subestaciones Carabobo y Pedro Camejo. 3. permitiendo determinar cuándo ocurre una falla en el sistema con más precisión. a través de la recopilación de información necesaria y de diagnósticos en la medición de parámetros de operación y evaluando fallas que se hayan presentado. Todo esto se efectuó con el cambio de ingeniería de los esquemas de protección. La presente investigación.4. Ejecutar el cambio de equipos realizando las pruebas de aceptación para la puesta en servicio de los nuevos esquemas numéricos de protección en las líneas Carabobo I y Carabobo II. esto a consecuencia de la obsolescencia de los esquemas actuales y el crecimiento de la demanda en los circuitos a través del tiempo. así como también se ve afectado el servicio eléctrico por factores climáticos que desmejoran el funcionamiento de los esquemas de protecciones. dando así una solución a la problemática planteada. Esta modernización logró una mejora en el sistema eléctrico de potencia. para así poder mantener la continuidad del servicio eléctrico prestado por la empresa suministradora de energía eléctrica CORPOELEC. las pruebas de todos los esquemas con los permisos requeridos y la puesta en servicio. Justificación de la investigación En los últimos años. la supervisión y el control del sistema eléctrico. y al momento de una falla logra determinar con exactitud donde se ubica y cuál es la causa que la origina. protegiendo de una mejor manera los equipos. se implementó un sistema de comunicación único en las protecciones numéricas que logra facilitar la medición. contempla la implementación de esquemas de protecciones para adaptar los actuales a las nuevas tecnologías. el servicio de energía eléctrica se ha visto afectado por una gran cantidad de interrupciones debido a que las protecciones actúan cuando no deberían hacerlo. 15 . justificándose así la realización del estudio. sirviendo de referencia a estudiantes y docentes de ingeniería de esta y otras casas de estudio. existe un beneficio concreto tanto para la empresa como para los usuarios del servicio eléctrico. de forma teórica y práctica la optimización de equipos de protección basándose en nuevas tecnologías. sociales y especialmente en zonas industriales. la presente investigación se basó en reunir la experiencia de varios especialistas de empresas eléctricas. en centros comerciales. Desde el punto de vista académico. ya que se minimizó las interrupciones que afectan con frecuencia las diferentes actividades de la vida cotidiana. Así como también se pretende que los resultados y conclusiones de esta investigación sirvan de complemento a la formación académica del investigador y permita su crecimiento personal y profesional. cuyos esfuerzos están concentrados básicamente en explicar. incidiendo en la calidad del servicio y así como también en la calidad de vida de los usuarios. ingenierías y universidades. De este modo cobra importancia el aporte que puede significar para otros estudios similares que se realicen en el Instituto Universitario Politécnico “Santiago Mariño”. laboratorios.Desde el punto de vista social. 16 . escolares. 17 . para las derivaciones protecciones para la troncal y reconectadores donde fuese factible realizarlo. Luego de revisar el estudio se constató la relación con la presente investigación ya que ambos investigadores utilizaron un elemento importante en lo que a protecciones eléctricas se refiere. fusibles tipo SF-T y como novedad para la empresa. satisfacer las demandas de los usuarios. Otro de los trabajos relacionados con esta investigación es el de Olivet. la implementación de seleccionadores. 18 .relés electrónicos multifunción. los relés. sobre todo del estado Carabobo. subestación uno (1) en Alimentos Polar Comercial Planta Limpieza”. A. (2010) quien llevo a cabo un Trabajo de Grado denominado “Propuesta de rediseño de las protecciones eléctricas en los circuitos de salida del transformador uno (1). Como se pudo observar el investigador concluye que una vez realizada la evaluación del sistema eléctrico y considerando la coordinación satisfactoria por cuanto no hubo alteración al coordinarlo con los demás equipos procedió a la homologación de fusibles. lo que redundara en una mejor calidad de los mismos. realizado en el Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño. el servicio eléctrico ha sido seriamente cuestionado por gran parte de los habitantes. pues estos se utilizan en el proceso de protección y la mayoría de las veces son usados con el propósito de brindar un mejor servicio eléctrico. para optar por el título de Ingeniero Electricista. máximo cuando en los últimos meses. en el cual las continuas interrupciones mantienes en zozobra a las personas en diferentes comunidades. esto requiere de nuevas cargas. En la fase II se procedió a calcular las corrientes de cortocircuito mediante cálculos matemáticos y en la fase III se planteó el rediseño de protecciones eléctricas. Es de destacar que la investigación presentada se encuentra relacionada con este estudio por cuanto las dos persiguen objetivos semejantes debido a que estudian los sistemas de protección como una de las soluciones más rápida para dar respuesta en menor tiempo al requerimiento y demandas del servicio eléctrico. tal eventualidad en la planta limpieza se reflejó en el interruptor principal de salida del transformador. lo cual ocasionó que los siete (7) circuitos alimentados quedaran sin servicio eléctrico. En virtud de todas las fallas diagnosticadas es que el autor llega a la conclusión de proponer un rediseño de sistemas de protecciones con la finalidad de garantizar la selectividad. Otra debilidad detectada es la referida a que algunas protecciones tienen un tiempo cercano a los 15 años. que reclaman los usuarios. confiabilidad y rapidez del tiempo de despeje evitando así daños a los equipos y preservando la integridad de las personas que laboran en dicha planta. Los resultados evidenciaron que las fallas presentadas no fueron detectadas por la protección principal. Por obedecer a un proyecto factible este se efectuó en tres (3) fases. bajo un enfoque de investigación de campo.El objetivo de esta investigación fue proponer el rediseño de sistemas de protecciones eléctricas en los circuitos de salida del transformador uno (1) Subestación uno (1) en Alimentos Polar Comercial. Planta limpieza. Este estudio se desarrolló siguiendo los lineamientos de un proyecto factible. de igual modo en este ambiente se prevé la ampliación de la planta de detergentes. lo que lleva a aumentar la capacidad instalada. la fase I permitió elaborar un diagnóstico de cargas eléctricas para verificar el estado actual de las mismas. Asimismo ambos autores pretenden proteger los equipos en las diversas 19 . a través del estudio de la coordinación de protecciones eléctricas. estado Carabobo. 34.8 kV. por lo cual se concluye que es impostergable brindar mayor confiabilidad y continuidad en el suministro de energía eléctrica a los pobladores del municipio Libertador.5 kV y 13. 20 . F. tan necesarias en aras de lograr el adecuado funcionamiento del servicio eléctrico en los diversos ambientes donde sucede la problemática. la segunda fase se estudió el software.5 kV y 13.subestaciones partiendo de la vida útil de los mismos. para optar por el título de Ingeniero Electricista. (2009) realizo un Trabajo de Grado titulado: “Estudio de la coordinación de protección en los equipos de 115 kV. se realizó el estudio de coordinación de protecciones aplicando el programa Sistema Integrado de Distribución (SID). En este sentido los hallazgos destacaron la necesidad de ajustar la protección a distancia de las líneas estudiadas en 115kV y al identificar con veracidad. Cabe resaltar que existe una vinculación directa entre el estudio revisado y la presente investigación ya que ambos abordan elementos sobre las protecciones eléctricas. El estudio tuvo como objetivo estudiar la coordinación de protecciones en los equipos de 115 kV. la primera fase permitió al autor recopilar toda la información técnica referente a los equipos que componen la subestación mencionada. en este caso en la subestación Tocuyito y el enlace que une las subestaciones Carabobo y Pedro Camejo de CORPOELEC. Se efectuó en tres (3) fases. región 6 zona Carabobo”. las variables influyentes en la solución de la problemática.8 kV en la subestación Tocuyito de CORPOELEC. más aun si se toma en cuenta que estos tienen más de 15 años de servicio. lo cual facilito el conocimiento de programas responsables de la operación de los dispositivos de protección y en la tercera fase. 34. También Gómez. en la subestación Tocuyito de CORPOELEC. El estudio se enmarco bajo la modalidad de proyecto factible y se acogió a un diseño de campo. El mismo fue elaborado en el Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño. ) no operan de manera aislada sino que por el contrario. Los sistemas de potencia son estructuras complejas y extensas. cargas y/o líneas de transmisión de potencia. se encuentran relacionados entre sí. y debido a múltiples factores (estratégicos. combinando.Bases teóricas Sistema de Potencia El Institute of Electrical and Electronics Engineer (IEEE) contempla que el sistema de potencia se define como una red formada por unidades eléctricas. económicos. Las tareas de un Sistema de Potencia son realizadas en Venezuela por la Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC). entre otros. con los 21 . los cuales son planificados y operados de manera que se pueda suministrar la energía de una forma confiable y económica a sus cargas y consumidores. incluyendo el equipo asociado. 2 Transmisión. y las actividades que lo conforman son: 1 Generación. Un sistema interconectado son dos o más sistemas de potencia que se encuentran conectados eléctricamente entre sí. 3 Distribución. constituyendo lo que se denomina un Sistema Interconectado. conectado eléctricamente o mecánicamente a la red (Ver figura 1). con el objetivo de lograr crecer a la par de la carga. Fuente: Dialineth Corrales (2012). Las interconexiones facilitan la coordinación de las actividades de planificación y operación de los sistemas de generación y trasmisión de los sistemas de potencia. líneas de transmisión. consiste esencialmente de una central generadora. un sistema de transmisión. Y así satisfacer la demanda de energía eléctrica. El voltaje de salida de los generadores generalmente está comprendido entre 13. Elementos de un Sistema de Potencia En la figura 2 se representan en forma elemental un sistema de potencia. mejora y mantenimiento de cada sistema. un sistema de subtrasmision y un sistema de distribución. subestación de distribución.planes de expansión. Figura 1: Sistema de Potencia. integra los subsistemas a efectos de expandir y operar el sistema interconectado.8kV y 26 kV. Las partes fundamentales que conforman un sistema de potencia en Venezuela son: central de generación. cargas o consumidores y el sistema de protección. subestación de transmisión o enlace. subestación de generación. En la estación generadora los generadores G1 y G2 transforman energía mecánica en energía eléctrica. La tensión de los 22 . T2 para que la energía eléctrica pueda ser transmitida a distancias considerables con pérdidas razonables. Los voltajes de transmisión son muy variables. 69kV y 34.8kV. El voltaje de salida en S2 también es variable. siendo típicos los valores 115kV. 400kV y 800kV (765kV). Si la carga es industrial se pueden tener varios valores de voltaje siendo el más típico el valor de 480V.generadores se eleva mediante los transformadores T1. Este último transformador alimenta varias líneas de distribución como T6 y T7. 230kV. Las líneas de transmisión L1. Finalmente. L2 levan energía de la central generadora a la subestación S2 situada en un punto intermedio entre la central y el centro de consumo. Si la carga es residencial el voltaje es casi siempre de 120V/208V (120 V entre fase y neutro y 208V entre líneas). 23 . siendo típicos los valores 230kV. La tensión de salida de estos transformadores depende del tipo de carga: residencial o industrial. El voltaje de salida de T5 es variable. de las cuales se han indicado 3 (L3. muy cerca al punto de consumo se hace una nueva reducción de voltaje mediante el transformador T5. La subestación S2 alimenta varias líneas de subtransmision. siendo típico el valor 13.5kV. L4 y L5). 115kV. En esta subestación el voltaje se reduce mediante los transformadores T3 y T4. Generación de Energía Eléctrica Es el proceso mediante el cual se obtiene energía eléctrica a partir de otras formas de energía. Fuente: Carlos Romero (ULA). esta se encarga de entregar la energía eléctrica al sistema. en si se origina en un “generador de energía eléctrica” mediante una maquina motriz que da la denominación al tipo de “central” generadora. El sistema de generación es la parte básica del sistema de potencia.Figura 2: Elementos de un Sistema de Potencia. Según el tipo de servicio que hayan de prestar o suministrar las centrales eléctricas estas se pueden clasificar en: 1 Central de base o centrales principales: destinadas a suministrar la mayor parte de la energía en forma continua. Estas se ubican dependiendo las condiciones físicas de la fuente primaria de utilización. Los términos central o planta eléctrica se han generalizado y se entiende que son los locales donde se genera la energía. esto a partir de la transformación de distintos tipos de energía primaria. son de gran potencia y 24 . la estación del año y la hora del día en que se considera la demanda. entre los que destacan: tipos de industrias existentes en la zona y turnos que realizan en su producción. Esto conlleva el tener que iniciar la generación con unidades adicionales. Esta variación es función de muchos factores. En general los sistemas de generación se diferencian por el periodo del ciclo en el que está planificado que sean utilizados. pero las instalaciones del conjunto de aparatos y maquinas son móviles y pueden desplazarse al lugar donde sean necesarios sus servicios. para elevar el agua de un rio mediante bombas centrifugadas accionadas por los alternadores de la central. tipo de calentador de agua que haya instalado en los hogares. además son de pequeña potencia. ubicadas en la misma central o en centrales reservadas para estos períodos. se debe incrementar la potencia suministrada. se consideran de base la 25 . a medida que aumenta la potencia demandada. La generación de energía eléctrica debe seguir la curva de demanda y. La demanda de energía eléctrica de una ciudad. climatología extremas de frío o calor. región o país tiene una variación a lo largo del día. tipo de electrodomésticos que se utilizan más frecuentemente. 4 Centrales de emergencia: tienen igual cometido que las centrales de reservas. 2 Centrales de punta: exclusivamente proyectadas para cubrir las demandas de energía eléctricas en las horas puntas. 5 Centrales de acumulación o de bombeo: son siempre hidroeléctricas. se aprovecha el sobrante de potencia de una central hidroeléctrica en las horas de baja demanda.utilizan generalmente como maquinas motrices las turbinas hidráulicas de gas o de vapor. en dichas horas se ponen en funcionamiento y trabajan en paralelo con la central principal. 3 Centrales de reserva: tienen por objeto sustituir total o parcialmente a las centrales hidráulicas de base en casos de escasez de agua o avería de algún elemento del sistema eléctrico. fueloil o gas) es quemado en una caldera a fuerte temperatura para generar energía calorífica que se aprovecha para generar vapor de agua. por el efecto de un desnivel. Centrales nucleares: La fisión de los átomos de uranio libera una gran cantidad de energía que se utiliza para obtener vapor de agua que. Las centras clásicas antes nombradas pueden definirse de la siguiente manera: Centrales hidroeléctricas: El agua de una corriente natural o artificial. se aprovecha el calor residual de los gases para generar vapor y expandirlo en una turbina de vapor. de acuerdo a la forma de energía primaria a transformar se pueden distinguir los tipos especificados en el cuadro 1. de valle la termoeléctrica de combustibles fósiles. Este vapor (a alta presión) acciona las palas de una turbina de vapor. actúa sobre las palas de una turbina hidráulica. Centrales térmicas convencionales: El combustible fósil (carbón. a su vez se utiliza en un grupo turbina-alternador para producir electricidad. Existe una gran diversidad de métodos para generar energía eléctrica. En el primero se produce la combustión de gas natural en una turbina de gas.nuclear y la eólica. y de pico la hidroeléctrica principalmente (los combustibles fósiles y la hidroeléctrica también pueden usarse como base si es necesario). y en el segundo. Clásicas Alternativas Generación Mareomotriz Generación Térmica Generación Solar 26 . Cuadro 1: Tipo de Centrales según su Energía Primaria. transformando la energía calorífica en energía mecánica. Centrales térmicas de ciclo combinado: Combina dos ciclos termodinámicos. Generación Geotérmica Generación Nuclear Generación Eólica Generación Magneto Hidrodinámica Generación Hidráulica Generación por Biomasas Fuente: Francisco González (2008). Transmisión de Energía Eléctrica La ubicación de grandes centrales de generación. de manera que lleguen a los centros de consumo. Figura 3: Central de Generación Hidroeléctrica. En la figura 3 se observa los componentes de una central de generación hidroeléctrica donde el agua es el recurso utilizado para que a través de los mecanismos y equipos mostrados se obtenga la energía eléctrica. Fuente: Unesa (2008). obligan a transportar grandes bloques energéticos generados a través de grandes distancias. 27 . Las líneas de transmisión son los elementos más extensos del sistema de potencia y poseen un gran número de ventajas: 1 Permite producir energía en forma más económica. mientras que las centrales térmicas se encuentran en la zona central. que al elevar el voltaje hay menor corriente y esto hace que el medio de transporte sea de menor tamaño ya que el calibre depende de la cantidad de corriente que pueda soportar y conducir sin calentarse por efecto joule. se emplea las redes de trasmisión de potencia eléctrica. En Venezuela las áreas que conforman el Sistema Interconectado Nacional (SIN) se encuentran unidas a través de un sistema de transmisión que alcanza los noveles de tensión de 115. 3 Las líneas de transmisión permiten mejorar la confiabilidad del sistema. 2 Se logra disminuir la capacidad de reserva y reserva rodante. por ello cada vez las 28 . 400 y 765kV. además de interconectar las diferentes centrales y/o diferentes sistemas de potencia. El principio básico del porque se eleva el voltaje para transmitir la energía eléctrica viene dado por la ley de ohm. quien dice que a mayor corriente menor voltaje y viceversa. es decir. Cada uno de estos sistemas recibe el nombre de la red troncal de transmisión presentando longitudes apreciables como el enlace que existe entre Guayana-Centro que posee aproximadamente 650 km. También al duplicar voltaje de una línea de transmisión de cuadriplica la potencia. La misión de esta parte del sistema de potencia es transportar los grandes bloques de energía desde los centros de generación a todos los puntos del sistema.Los grandes recursos hidráulicos en Venezuela se ubican en la región de Guayana. 230. de tal forma que para unir todas estas fuentes de generación con los distribuidos centros de consumos. Los voltajes de transmisión dependen de la distancia y volumen de la energía eléctrica a transportar. un tendido de conductores soportados por estructuras especiales. que transforman la corriente alterna en directa. Estos sistemas existen en Brasil. La energía eléctrica es transmitida frecuentemente en bloques de gran magnitud o al menos una cantidad considerable y en altas tensión desde el punto de generación hasta el área donde se pretende distribuirla. 29 . y subestaciones reductoras intermedias donde se reduce nuevamente el voltaje a tensiones de utilización práctica. Para ello es necesario añadir después de elevado el voltaje ya antes de su reducción. que elevan el voltaje de generación a otro más alto. Estados Unidos y en algunos países Europeos. equipos denominados rectificadores. Los sistemas de transmisión están constituidos por una subestación dotada de transformadores. hay más posibilidad de transmitir más potencia al elevar el nivel de la tensión en las línea. es decir. Distribución de Energía Eléctrica En esta fase del sistema de potencia se encuentran las técnicas y sistemas empleados para la conducción de la energía hasta los usuarios dentro del área de consumo. La figura 4 muestra una línea de transmisión a un nivel de 230 kV.tensiones de operación son mayores. de ahí que sea necesario ejecutar uno o más pasos de transformación para llevarla a los niveles de utilización. También es posible transportar energía mediante sistemas de corriente continua. Esta parte del sistema está compuesto de líneas y dispositivos para distribuir la energía eléctrica hasta los usuarios.8 30 .9 y 13. Fuente: Ana Díaz (2011). Cuadro 2: Niveles normalizados para circuitos primarios de distribución en Venezuela. Hoy en día todas estas empresas forman parte de Corpoelec. Empresa Nivel de Voltaje (kV) CADAFE y sus filiales 6. 2 Sistema de Distribución Secundario. El sistema de distribución es el último elemento del sistema de potencia antes de llegar a los consumidores. Dentro del sistema de distribución se distinguen dos grandes niveles bien diferenciados: 1 Sistema de Distribución Primario. El sistema de distribución primario comienza en la salida de las subestación de distribución de este punto los circuitos de subtransmision alimentan a los transformadores de distribución. En el cuadro 2 se muestran los niveles de tensión o voltajes comunes en Venezuela. Carabobo. Esta distribución primaria está normalizada en Venezuela dependiendo el área o la empresa. Estos pasos de transformación dan lugar a las diferentes etapas del sistema de distribución.Figura 4: Líneas de Transmisión Planta centro. y de líneas de transmisión. y es muy poco visto solo en casos especiales la conexión a más de una subestación (Sistema en Anillo). Transformador de Estación de Potencia (principal): Recibe potencia del sistema de transmisión. que llegan a subestaciones de distribución con otra de transformación (a media tensión) circuitos primarios.4. y red secundaria que llega a los usuarios. 2. 8. derivaciones. 4. Con mediana confiabilidad.Electricidad Caracas 4. Subestación de Distribución: Recibe potencia del sistema de subtransmision la trasforma y la entrega a la tensión de los alimentadores primarios.16 y 6. El sistema de distribución puede considerarse que inicia en una estación eléctrica de potencia con transformadores. la trasforma y la entrega a la tensión de subtransmision. Alimentador Primario: Circuitos que salen de las subestaciones de distribución y alimentan los transformadores de distribución. 3. Los Componentes del sistema de distribución son los siguientes: 1.3 y 12. 4. transformadores de distribución. Los circuitos de distribución primario se caracterizan porque están conectados a un solo punto o subestación de distribución (Sistemas Radiales). En Venezuela es común que las empresas eléctricas suministren una cierta cantidad de potencia en cuatro niveles de voltaje básicos y sus combinaciones: 120/240V. 2.8. De acuerdo a su configuración los sistemas de distribución pueden ser: 1.47 Empresas Petroleras 2. 31 . 208V 480V y 600V. Radial: muy económico y utilizado en sitios rurales y de baja carga. Lazo o anillo: se usa en carga medias. Sistema de Subtransmision: Circuitos que salen de la estación principal y alimentan las subestaciones de distribución.9 Fuente: Francisco González (2008). un dispositivo de protección situado al principio de cada red lo detecta y abre el interruptor que alimenta esta red (Ver figura 5). Las líneas que forman la red de distribución se operan de forma radial. 32 . residencias y alumbrado público. Cuadro 3: Clasificación funcional de los componentes del Sistema de Distribución. Cuando existe una avería. En resumen la red de Distribución de la Energía Eléctrica o Sistema de Distribución de Energía Eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico cuya función es el suministro de energía desde la subestación de distribución hasta los usuarios finales (medidor del cliente). Después de transportar la energía eléctrica se distribuye a las industrias. en el cuadro 3 se observa los tipos de cargas encontrados. Transformador de Distribución: Transforma a la tensión de utilización. al contrario que las redes de transporte y de reparto. 6. Es importante esquematizar una clasificación de la carga que se alimenta.5. Residencial Urbana Suburbana Rural Comercial Zona de centro ciudad Zona comercial Industrial Pequeñas plantas Grande plantas Edificios comerciales Fuente: Scribd (2009). Red secundaria y servicios: Distribuye potencia a los consumidores. centros comerciales. sin que formen mallas. Subestación elevadora. Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuito. Fuente: Sara Montoya (2009). Las subestaciones se clasifican según la operación que hagan: 1. a medida que se acota la zona con avería. Subestación reductora. de la frecuencia. que forman parte del sistema eléctrico de potencia.Figura 5: Esquema de transporte y distribución de la energía eléctrica. 3. La localización de averías se hace por el método de "prueba y error". Es un conjunto de dispositivos eléctricos. 2. se devuelve el suministro al resto de la red. Esto ocasiona que en el transcurso de localización se pueden producir varias interrupciones a un mismo usuario de la red. donde su principal función es: “Transformar tensiones y derivar circuitos de potencia”. Pueden ser de corriente alterna (AC) o de corriente continua (CC). 33 . del número de fases o la conexión de dos o más circuitos. pueden ubicar grandes o pequeños espacios dependiendo su nivel de tensión y su utilización. dividiendo la red que tiene la avería en dos mitades y energizando una de ellas. Subestaciones variadores de tensión: a. Subestaciones Eléctricas Las subestaciones eléctricas son las instalaciones encargadas de realizar transformaciones de la tensión. b. Subestaciones mixtas (mezcla de las dos anteriores). Equipos de Protección. 13. 14. Reactores Limitadores de Corriente. Filtros de líneas. 2. 10. 15. flexibilidad de operación y bajos costos inicial y final. Apartarrayos. sin interrupciones en el servicio ni riesgos para el personal y los consumidores. interruptores automáticos y disyuntores. Transformadores de Potencia. Capacitores en Serie. 16. 11. 5. 17. 6. El correctivo es aplicado cuando ocurre una falla o avería inesperada. segura y con un diseño tan sencillo como sea posible. 4. Barras y Aisladores de Estación. Capacitadores de Acoplamiento. Conmutadores de Puesta Tierra. Sistemas de Puesta a Tierra. El preventivo es el más utilizado y se realiza antes de que ocurra una falla o avería. Transformadores de Corriente. 3. 9. económica. Interruptor Automático. El objetivo de una subestación Eléctrica es el ser confiable. 8. Seccionadores. Debe estar equipada con lo necesario para dar mantenimiento a líneas. Banco de Baterías.Los componentes y equipos que conforman una subestación eléctrica son los siguientes: 1. Capacitores en Derivación. se efectúa bajo condiciones controladas sin la existencia de algún error en el sistema. 12. se efectúa bajo condiciones de riesgo y se estudia el origen del error en el sistema que causo la falla. Reactores de Derivación. 7. éste último debe proporcionar un alto nivel de continuidad de servicio y contar con medios para futuras ampliaciones. Transformadores de Potencial. 34 . El mantenimiento a una subestación debe ser preventivo y correctivo. 5. Fuente: Patio Subestación San Diego (2014). No se permite el tránsito de personas por áreas de la subestación que se encuentren energizadas. 6. La distancia mínima entre la cerca perimetral y el transeúnte es de 1.5metros. En la figura 6 se observa el patio de una subestación eléctrica en funcionamiento. Toda la capacidad térmica de los aisladores ha de superar los 90ºC. La altura de las barras respecto al suelo ha de ser mayor de 3 metros. En general los elementos esenciales de una línea de trasmisión. 7. Torres o estructuras. El área perimetral debe estar aterrizada en su totalidad.Para evitar las negligencias en las Subestaciones Eléctricas se debe considerar que: 1. 4. Líneas de transmisión Es la parte del sistema de suministro eléctrico constituida por los elementos necesarios para llevar hasta los puntos de consumo y a través de grandes distancias la energía generada en las centrales eléctricas. Todas las partes metálicas deben estar al potencial de tierra. Figura 6: Subestación Eléctrica. 2. El nivel de aislamiento de los componentes activos de la Subestación Eléctrica deben superar el Nivel básico de Impulso. 35 . son los siguientes: 1. 3. y cables de guarda (usados en líneas de alta tensión. accesorios de ajustes entre aisladores y estructuras de soporte. La segunda está integrada por la susceptancia y la conductancia y en este caso se representa como un elemento en paralelo. estas abarcan los parámetros impedancia y admitancia. Para transmitir la energía eléctrica desde los puntos de generación. 3. se reduzca mediante transformadores eléctricos. aisladores.2. esta es prácticamente despreciable por lo que no es considerado un parámetro influyente. la primera está conformada por la resistencia y la inductancia uniformemente distribuidas a lo largo de la línea y se representa como un elemento en serie. Líneas de transmisión: Son aquellas que se utilizan para transportar la energía eléctrica a grandes distancias. Conductor(es). está constituida por: conductores. Las líneas eléctricas de se pueden clasificar por su función en: 1. la conductancia representa las corrientes de fuga entre los conductores y los aisladores. es de suma importancia el estudio de las características eléctricas en los conductores de las líneas. se requiere de líneas eléctricas. las características tanto de los elementos físicos como eléctricos se explicaran a continuación. Cadenas de aisladores y herrajes. es necesario que la tensión de transporte en las líneas eléctricas primarias. Una línea de transmisión eléctrica es básicamente el medio físico mediante el cual se realiza la transmisión y distribución de la energía eléctrica. este proceso de transformación se realiza en varios pasos dependiendo de la distancia del punto de generación y la energía demandada por el centro urbano o industrial. Para llegar a los valores de tensión para su consumo por las industrias o las casas habitación. para protegerlas de descargas atmosféricas). estructuras de soporte. a niveles de voltajes 36 . que deben operar a un valor de tensión que es directamente proporcional a la distancia requerida para su transporte y a la corriente eléctrica necesaria en el extremo de la carga. cable(s) de guarda y puesta a tierra. parámetros de entrada (voltaje y corriente) para adaptarlos al centro de consumo( Ver figura 7). como por sus elementos de soporte.500V. Las líneas aéreas están constituidas tanto por el elemento conductor. 37 . los niveles de tensión utilizados son por debajo de los 34. las Torres de alta tensión. variando generalmente. que se obtienen mediante cableado cableado de hilos metálicos (alambres) alrededor de un hilo central. y los aisladores. la cual mediante inducción electromagnética transfiere la energía eléctrica de un punto del sistema conectado a la fuente de energía. para mayor seguridad en zonas urbanas.superiores a los 34. Líneas de distribución: Son aquellas que van desde las subestaciones hasta los centros de consumo como son las industrias. domicilios y alumbrado público. 2. Estas constituyen el eslabón de unión entre las centrales generadoras y las redes de distribución.500v. usualmente cables de cobre o aluminio. Transformador de potencia Es una maquina estática. Los conductores en media tensión siguen siendo desnudos. Para construcción de estas la líneas se utilizan casi exclusivamente conductores metálicos desnudos. a otro conectado a la carga. pero en baja tensión se usan conductores aislados. bajo condiciones normales de operación o de fallas (Ver figura 8). Es una maquina estática de bajas perdidas y tiene un uso muy extendido en los sistemas eléctricos de transmisión y distribución de energía eléctrica.com un transformador es un dispositivo eléctrico y electromagnético que aumenta o disminuye el voltaje y la intensidad de la corriente alterna con la propiedad de que su producto permanece constante.educarchile. Según www. Disyuntor o Interruptor de potencia Es un equipo de potencia diseñado para abrir o cerrar uno o más circuitos eléctricos. ya que la potencia que se entrega a la entrada de un transformador es igual a la que se obtiene a la salida (transformador ideal sin pérdida).Figura 7: Transformador de Potencia. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo. 38 . El transformador es un dispositivo que permite modificar potencia eléctrica de corriente alterna con un determinado valor de tensión y corriente en otra potencia de casi el mismo valor pero. generalmente con distintos valores de tensión y corriente. estos pasan a formar parte del disyuntor y actúan directamente sobre el mecanismo de apertura del mismo. donde está conectado. Los disyuntores de potencia son aparatos que tienen como función primordial la protección contra cortocircuitos. Tipos de disyuntores Es importante clasificar el tipo de disyuntores utilizados frecuentemente. 39 . Fuente: Patio S/E Pedro Camejo. La operación de un disyuntor o interruptores puede ser manual o a su vez accionada por la señal de un relé encargado de vigilar el adecuado desempeño del sistema eléctrico. Ellos también pueden proteger contra sobrecargas.Figura 8: Disyuntor o Interruptor de Potencia. Para poder cumplir con la función de protección prevista los disyuntores deben ser equipados con disparadores o relés. Dichas señal puede ser controlada a criterio del usuario. ese gas a presión sopla al arco y además sube a la parte superior del interruptor provocando una turbulencia en el aceite frio y aislante. Entre los interruptores automáticos de potencia más conocidos tenemos: Interruptores de Aceite Existen dos (2) tipos de interruptores de aceite: pequeño volumen de aceite y gran volumen de aceite. se desprende un calor intenso que gasifica un cierto volumen de aceite. Al saltar el arco eléctrico. posibilidad de incendio o explosión. pueden usarse en operación manual y automática y pueden conectarse transformadores de corriente en los bushings de entrada. Aceite: a Pequeño volumen b Gran volumen de aceite. 5. baña los contactos e impide que el arco se encienda nuevamente. Vacío. su alta capacidad de ruptura. En este tipo de equipos la extinción del arco eléctrico se realiza en el seno del aceite dieléctrico. Los trifásicos son para operar a tensiones relativamente pequeñas y sus contactos se encuentran contenidos en un recipiente común separados (aislantes). ocupa una gran cantidad de aceite mineral de alto 40 . 3. Hexafloruro de azufre (HF6). Soplado magnético. Aire comprimido. 4. necesidad de inspección periódica de la calidad y cantidad de aceite en el estanque.Según el tipo de extinción existen cinco (5) tipos: 1. Generalmente se construyen en tanques cilíndricos y pueden ser monofásicos o trifásicos. Las ventajas de este tipo de interruptor son su construcción sencilla. lo cual con el tiempo obliga su reemplazo dada la contaminación severa con cada maniobra de apertura. 2. También trae consigo unas desventajas. En su forma más simple un interruptor que trabaja con este principio de funcionamiento está constituido por un recipiente de material aislante como por ejemplo porcelana o vidrio en este recipiente se encuentran montados los contactos fijos y móviles. En contraposición a los arcos de maniobra en aire. SF6 o aceite. 41 . cuando un contacto se separa del otro se encuentra potencial negativo en forma de un mecanismo del tipo catódico que origina una pequeña descarga hacia el otro contacto que se encuentra a potencial positivo y emite iones positivos bajo la forma de vapor del electrodo del metal que constituye el electrodo mismo. Sin embargo. Al primer paso de la corriente por su cero el arco se extingue de tal manera que la rigidez dieléctrica entre los contactos se restablece rápidamente dada la escasez de partículas conductoras.costo. los contactos requieren frecuentes cambios y son grandes y pesados. El interruptor de potencia en vacío se diferencia de otros por no requerir de un medio de extinción. Si se supone que se quiere interrumpir una corriente alterna de un valor relativamente pequeño. ya que de hecho falta la aportación del gas para la formación del canal gaseoso que se ioniza fuertemente. no pueden usarse en interiores. El contacto móvil es controlado del exterior por medio de una varilla aislante que se apoya en un dispositivo especial que permite el movimiento. no pueden emplearse en conexión automática. Interruptor en vacío La interrupción de una corriente en un medio en donde se ha hecho un alto grado de vacío tiene un fenómeno que el arco se comporta sustancialmente diferente de la interrupción en otro medio liquido o gaseoso. ese vapor se forma por efecto de la elevada temperatura en la superficie de la zona interesada del contacto. en el vacío falta la materia térmica de los gases. son livianos y más baratos ya que la vida útil es mayor a la de otros interruptores. El uso de la dispersión es importante. Interruptores de Hexafloruro de Azufre (SF6) Las cámaras de extinción operan dentro de un gas llamado hexafloruro de azufre (SF6) que tiene una capacidad dieléctrica superior a otros fluidos dieléctricos conocidos. Interruptores de Aire Comprimido Como medio de extinción. en el vacío se genera un arco de vapor metálico. utilizan aire comprimido depositado en un recipiente de acero. entre los tres (3) polos.después de la apertura de los contactos atravesados por una corriente. siendo el proceso de extinción independiente de la 42 . El arco en vacío genera por sí mismo los portadores de carga necesarios para transmitir la corriente a través del vacío mediante la vaporización del material de los contactos. Los interruptores con este gas pueden librar las fallas hasta en dos (2) ciclos y para limitar las sobretensiones altas producidas por esta velocidad. la apertura de los contactos es simultánea. pues sirve para reducir las sobretensiones debidas a impulsos por maniobra. La desventaja de este tipo de interruptor es la dificultad para mantener la condición de vacío. Esto hace más compactos y más durables los interruptores desde el punto de vista de mantenimiento. En los interruptores trifásicos. El tiempo de operación de este interruptor es muy rápido por lo general la corriente se anula a la primera pasada por cero. aunque conviene que exista dispersión en un milisegundo. se entiende por dispersión la diferencia en tiempo que existe entre el instante del cierre del primero y el instante de cierre del último polo del interruptor. contiene una rigidez dieléctrica entre los contactos la cual se restablece rápidamente impidiendo la reedición del arco. los contactos vienen con resistencia limitadoras. 4. 9. Tanque muerto. Distancia de fuga (cm). en este tipo de interruptores las cámaras de extinción se encuentran auto retenidas en un recipientes que se encuentra firmemente aterrizado. 7. ya sea abiertos o cerrados dentro de valores de tiempo de maniobre y de resistencia de contactos que favorezcan la operación correcta del equipo. Mecanismo Neumático. Según la ubicación de las Cámaras: 1. Mecanismo de operación. normalmente es más utilizada la tobera metálica. Según su mecanismo de accionamiento: El mecanismo de accionamiento de un interruptor. Corriente de tiempo corto (kA). Voltaje nominal (kV). Nivel básico de aislamiento al impulso (kVBIL). Mecanismo de Resorte. habiendo entre este último y aquellas un medio 43 . 6. Carga interruptiva (kA). que fluye a gran velocidad en dirección axial y transversal. 3. 3. 8. Combinaciones entre ellos. 2. útil para transmitir un movimiento. 5. Corriente nominal (A). se considera al conjunto de elementos electromecánicos que permiten almacenar y disponer de energía. 4. por tanto.energía del arco y. Los mecanismos más conocidos son: 1. 2. de la corriente que debe interrumpirse. Mecanismo Hidráulico. el arco se extiende al interior de una tobera en forma de anillo y es rodeado por el aire comprimido. Tiempo de interrupción (ciclos). Las características que definen a un interruptor son: 1. Tipo de extinción del arco eléctrico. En ambas. La cámara de ruptura de estos interruptores puede ser de conducto metálico o conducto en material aislante. logrando posiciones finales de los contactos de potencia. de esta forma evitamos que otro operario de forma involuntaria conecte el circuito. Conexión del seccionador. Desconexión del seccionador. brindando una mayor seguridad. estos deben ser capaces de conducir las corrientes de cortocircuito sin sufrir deformaciones mientras actúan los equipos de protección( Ver figura 9). Tanque vivo. Seccionador Es un equipo de maniobra diseñado solo para abrir o cerrar un circuito eléctrico en condiciones donde no haya carga. Los cuales constan de transformadores de corriente integrados. pues en primer lugar se correría un grave peligro y en segundo lugar el seccionador no actuaria teóricamente por sus propias características constructivas. 2. Conexión del interruptor principal. 44 . interruptores de gran volumen de aceite. Para el proceso de conexión se procede de la forma inversa: 1. Desconexión del interruptor principal. 3. 5. el proceso de desconexión debe seguir necesariamente este orden: 1. El seccionador eléctrico es un dispositivo mecánico capaz de mantener aislada una instalación eléctrica de su red de alimentación según la norma. 2. las cámaras se encuentran soportadas en columnas aislantes y estas quedan separando la parte energizada del potencial. es decir.aislante por ejemplo. Ahora y solamente ahora. Colocación del cartel indicativo de avería eléctrica o similar. 2. Este procedimiento no se puede intercambiar. 4. Este dispositivo por sus características. Es un dispositivo de ruptura lenta. debe ser utilizado sin carga o en vacío. Colocación del candado de seguridad en la maneta del seccionador. puesto que depende de la manipulación de un operario. podemos manipular la instalación afectada. Una maneta o dispositivo para manipulación manual(tipo cuchilla) con una ranura del candado de seguridad. 3. b. dependiendo si lleva neutro o no. Uno o dos contactos auxiliares para poderlo acompañar de un contactor. Tipo. De un bloque tripolar o tetrapolar de conexión. 45 . Fuente: Patio S/E Pedro Camejo. Voltaje nominal (kV).Normalmente estará compuesto de: a. Nivel básico de aislamiento al impulso (kVBIL). 2. en cuyo caso será encargado de conectar y desconectar el seccionador. 4. Las características que definen a un seccionador son: 1. L salta Figura 9: Seccionador Tripolar 115 kV. c. Corriente nominal (A). por baterías. protección. señalización. alarmas y alumbrado de una subestación. Mecanismo de operación. En corriente alterna. protección. por transformadores alimentados cada uno de ellos por un banco de potencia distinto. que se utilizan para dar energía a: los sistemas de control. 7. 6. En corriente directa. 46 .5. Corriente de tiempo corto (kA). tanto en condiciones normales de funcionamiento de la fuente de energía principal. así como el sistema contra incendio. mando. o por un banco y un alimentador que pueda tener regreso de otra subestación. señalización. Distancia de fuga (cm). b. de los equipos de potencia. Servicios Auxiliares Son todos aquellos equipos que permiten suministrar la energía necesaria para el control. registro. entre otros. como condiciones de emergencia por desconexión o falla de la misma (Ver figura 10). de baja tensión. a través de la red de distribución. Los sistemas auxiliares de una instalación se pueden considerar alimentados de la siguiente forma: a. mediciones. Se define como el conjunto de instalaciones formadas por las fuentes de alimentación de corriente directa y de corriente alterna. Aire acondicionado La batería se utiliza para energizar: 1. Cargadores. Baterías. Sistema contra incendio. Protecciones. Alumbrado: 1. 3. 2. Tableros. Clases de alumbrados. Servicios de estación: 1. b. Lámparas piloto. Partes que conforman un sistema auxiliar Los sistemas auxiliares pueden dividirse en los siguientes conjuntos de partes y de sistemas: a. Planta de emergencia. aunque a veces se energizan con corriente alterna. 4. Transformadores. c. 2. d. 3. Distribución de gas.Figura 10: Servicios Auxiliares. Fuente: patio de S/E Pedro Camejo. 47 . 5. Tipos de luminarias. 2. 5. Control de las cuchillas. la batería suministrará la diferencia de carga. Para cada batería se utilizan dos cargadores. Sistema contra incendio. Los cargadores se instalan en un cuarto cercano al de baterías. En el caso de una falla en la corriente alterna. La capacidad de los cargadores debe poder mantener la carga de flotación a tensión constante y al mismo tiempo suministrar el consumo de la carga permanente de una manera eficiente. al regresar aquélla el cargador debe poder suministrar la demanda normal y recargar la batería hasta el valor de flotación. en las condiciones más desfavorables. 9. Alumbrado de emergencia. construidos con tiristores y que regulan la tensión de flotación de la batería. para protegerlos de los gases que desprenden éstas y evitar la posibilidad de una explosión. Registrador de eventos. 4. 7. en un tiempo máximo de 5 horas. 8. 10. Alarmas. Cargadores Son los dispositivos que mantienen las baterías al nivel de carga nominal. Sistema de Protección 48 . uno como sustituto del otro. Estos dispositivos son rectificadores estáticos. Gabinete del equipo de onda portadora. La capacidad del cargador se selecciona a base de obtener el periodo de carga rápida. más las suyas propias. Circuito de transferencia de potenciales. 6. Control de los interruptores de alta y baja tensión. en que la batería alimenta todas las instalaciones de emergencia.3. En el caso de que el cargador esté suministrando la carga completa y simultáneamente aparezca un pico de carga extra. cuya función primordial es mantener una medición permanente de los parámetros de la red para compararlos con los valores de ajuste y establecer así una condición de falla. Alarmas y registros la condición anormal. relé de protección. Fallas Son todas aquellas condiciones anormales o adversas que interrumpen el régimen permanente de transmisión de energía. Comúnmente se protege al sistema dividiéndolo en zonas de protección a fin de que se desincorporen solamente los sectores afectados por la falla dejando el resto del sistema de protección operativo. Detectar corrientes y tensiones (medición). entre otros. Si son perjudiciales desconectar la parte de la falla en el menor tiempo posible (acción). De esto se puede deducir que la función básica de una protección es detectar una condición anormal en Líneas de Transmisión. Un proceso de protección puede resumirse en tres etapas: 1. transformadores de tensión.Un sistema de protección es un conjunto de dispositivos instalados de manera estratégica sobre el sistema de potencia con la finalidad de interrumpir en forma inmediata el suministro de energía cuando se presenten fallas. de manera que se pueda ordenar la apertura de los interruptores asociados en un tiempo previamente establecido. Funcionamiento de las protecciones Un sistema de protección está compuesto por un conjunto de equipos como: Transformadores de corriente. Transformadores. 3. entre otras. Generadores. 2. y actuar para despejar esta condición y así disminuir los efectos que pueda traer en dichos equipos. e informar mediante señales. Analizar si esos valores son o no perjudiciales al sistema (lógica). Tipos de fallas 49 . 4. Deterioro del aislamiento por sobretensiones. Trifásicas a tierra. 3. Fallas fase a tierra. Falla Fase a Fase. como energizar una línea que esté puesta a tierra o energizar una línea muy larga por un extremo. Maniobras incorrectas o errores. Causa por las cuales pueden ocurrir una falla En un sistema eléctrico las fallas pueden ocurrir por algunas condiciones que se identifican a continuación: 1. 2. por envejecimiento. 2. 3. Accidentes. Detección e interrupción de fallas Una falla se puede detectar por el cambio súbito que trae a los parámetros del sistema de potencia. Falla trifásica. animales entre otros. por recalentamiento. por esfuerzos mecánicos y cualquier otro factor. Los parámetros más utilizados con este fin son: 1. Fallas doble fase a tierra. Corriente Voltaje Angulo entre voltaje y corriente Dirección de flujo de potencia 50 . 4. por la acción de agentes químicos. Esta es la causa principal de fallas en líneas aérea. Sobretensiones o descargas atmosféricas. como árboles que hacen contactos con líneas. 2. sin tener cuenta el posible incremento de tensión en el extremo receptor debido a la capacitancia de la línea. Fallas a tierra: 1. 3. 2.Fallas entre fases: 1. ha ocurrido una falla. Por otra parte es 51 .5. entre otros. permitiendo así una separación galvánica entres los instrumentos y la red eléctrica de alta tensión. contadores. Para poder utilizar los parámetros anteriores es necesario medirlos. Esta medición se hace mediante transformadores de medida. ni elevadas tensiones ni elevadas corrientes. Los aparatos de medida y los relés de protección no pueden soportar por lo general. los cuales reproducen a escale reducida los voltajes y corrientes del sistema de potencia. Transformadores de Medida El transformador es una maquina estática cuya función es transferir energía eléctrica de un sistema a otro. se encarecería sobremanera su construcción. Los de medida son destinado a la alimentación de instrumentos de medida. Valores de variaciones de las cantidades anteriores. Fuente: AutoCAD. Frecuencia 7. ya que de lo contrario. En la figura 11 se explica en forma esquemática lo dicho anteriormente. Impedancia 6. Figura 11: Diagrama de bloques de un sistema de protección. Estos valores reducidos se aplican a los relés que se encargan de analizarlos y determinar si el sistema de potencia está operando normalmente o. si por el contrario. relés de protección. de un valor proporcional muy inferior al valor nominal. en última instancia. Un transformador de tensión es un dispositivo destinado a la alimentación de aparatos de medición y /o protección con tensiones proporcionales a las de la red en el punto en el cual está conectado. aunque un poco desfasada. 2. Como las mediciones y el accionamiento delas protecciones se hallan referidas. El primario del transformador se conecta en paralelo al circuito por controlar y el secundario en paralelo con las bobinas de tensión de los aparatos de medición y protección (Ver figura 12). Según Enrique Marcombo (1994). Transformadores de potencial (TP). a los dispositivos de medida y protección. Son éstas las principales razones para la utilización de los transformadores de medida y protección. medida y protección con las consiguientes ventajas en cuanto a seguridad de las personas y del equipo se refiere. a la apreciación de tensión y corriente. Su principal función es transformar la tensión y aislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión. Trasformadores de corriente (TC). Se consigue además una separación galvánica de los elementos pertenecientes a los cuadros de mando. Son aparatos en donde la tensión secundaria dentro de las condiciones normales de operación es prácticamente proporcional a la tensión primaria. se dispone de dos tipos fundamentales de transformadores de medida y protección: 1.conveniente evitar la presencia de elevadas tensiones en aquellos dispositivos que van a estar al alcance de las personas. Transformadores de potencial Según Zapata José (2011). El primario se conecta en paralelo con el circuito por controlar y el secundario se conecta en paralelo con las bobinas de tensión 52 . a través de los cuales se pueden llevar señales de tensión y corriente. 8 y 34. y terminales secundarios a los cuales se conectarán aquellos aparatos. En estos aparatos la tensión secundaria. utilizado generalmente en voltajes de 13. 53 . dentro de las condiciones normales de operación. aunque ligeramente desfasada. Figura 11: Conexión de un Transformador de Potencial. Fuente: AutoCAD.de los diferentes aparatos de medición y de protección que se requiere energizar. De tipo inductivo. y pueden ser de dos (2) tipos: 1.5kV donde tanto el primario como el secundario son devanados y aislados entre sí. por lo tanto. Cada transformador de tensión tendrá. Desarrollan dos funciones: transformar la tensión y aislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión. es prácticamente proporcional a la tensión primaria. terminales primarios que se conectarán a un par de fases o a una fase y tierra. Los TP por lo general poseen uno (1) o dos (2) núcleos secundarios. . suelen tener una tensión normalizada de 100 V o 110. la tensión debe estar distribuida uniformemente a través del arrollamiento. La tensión primaria de un TT es elegida de acuerdo a la tensión de la red a la cual está destinado. Un TT debe estar aislado para soportar sobretensiones. o a una fase y a tierra o neutro. En la figura 13 se muestra un corte esquemático de un TT monofásico. un solo arrollamiento primario. Si se debe lograr eso con un diseño compacto.2. Transformador de Tensión Inductivo Un Transformador de Tensión Inductivo (TT) consiste en un arrollamiento primario y un arrollamiento secundario dispuestos sobre un núcleo magnético común. Un TT convencional tiene. así como también el fabricante y el uso correspondiente. en donde se hace un divisor de tensión con dos capacitores en serie para reducir la tensión primara. Los terminales del arrollamiento primario se conectan a un par de fases de la red. Los terminales del arrollamiento secundario se conectan a los aparatos de medición y / o protección que constituyen la carga. lo cual requiere una distribución uniforme de la capacidad del arrollamiento o la aplicación de apantallado electrostático. De tipo capacitivo. cuya aislación presenta grandes problemas para tensiones altas. incluyendo tensiones de impulso. 54 . La tensión nominal secundaria de un TT depende de la zona o país. en la mayoría de los casos. comúnmente utilizado en tensiones iguales o superiores a 115kV. Esos problemas son solucionados con los TT en cascada repartiendo la tensión primaria en varias etapas separadas.El tamaño de los TT está fundamentalmente determinado por la tensión del sistema y la aislación del arrollamiento primario a menudo excede en volumen al arrollamiento mismo. Fuelle metálico de expansión. 7. 16. Borne terminal primario. Bobinados secundarios. 9. 8. 15. Tapón orificio llenado aceite. Bushing interior. Indicador nivel de aceite. Bornes secundarios. 10. 4. 2. Partes del TT mostrado en la figura 13: 1. Ojales para izaje. Clasificación de los transformadores de tensión. 5. 13. Fuente: Enrique Marcombo (1994). Tanque metálico de Al. 17. 6. Núcleo magnético. 12. Placa de salida cables. Terminal de tierra. Domo de aluminio. Bobinado primario. 55 . Caja de bornes secundarios. 3. Aislador de porcelana. 14. 11.Figura 13: Corte esquemático de un TT monofásico. Válvula drenaje aceite. Cuadro 4: Clases de precisión de los Transformadores de Tensión 56 . El grado de exactitud de un transformador de medida se mide por su clase o precisión.1. asimismo también debe mantenerse dicha precisión cuando la carga conectada al secundario del transformador esté comprendida entre el 25 y el 100 % de la carga nominal y con un factor de potencia de 0. Transformadores de tensión para protección: Son aquellos destinados a alimentar relés de protección. Una de sus características fundamentales es que deben ser exactos en las condiciones normales de servicio.0 (Ver cuadro 4). 0. compartiendo el mismo núcleo magnético. 3. excepto que se desee una separación galvánica. uno para medida y otro para protección. Límites de error de tensión y de ángulo de fase. se exige que los transformadores de protección cumplan con la clase de precisión de los transformadores de medida.0. 0. Si un transformador va a estar destinado para medida y protección. La norma IEC específica que la clase o precisión debe mantenerse cuando la tensión que se aplica en el arrollamiento primario se encuentre comprendida en un rango que va del 80 al 120 % de la tensión primaria nominal.5. la cual nos índica en tanto por ciento el máximo error que se comete en la medida. 1. Por esta razón. Las clases de precisión normales para los TT monofásicos para medidas son: 0. El error de tensión y de desfasaje a la frecuencia nominal no debe superar los valores de la tabla V de la IEC. en la norma IEC. se construye normalmente con dos arrollamientos secundarios.8 inductivo.La clasificación principal de los transformadores de tensión se basa en el destino o utilización del transformador distinguiéndose los siguientes tipos: Transformadores de tensión para medida: Son los concebidos para alimentar equipos de medida.2. 60 ±1. Cuando se ha de trabajar con tensiones nominales elevadas. En este punto de acceso a la tensión intermedia del divisor de tensión se conecta un transformador de tensión intermedia.2 0.1 ±0. suelen utilizarse transformadores de tensión capacitivos. 2 o 3 secundarios de utilización según los casos y modelos (Ver figura 14). como por ejemplo. variaciones de temperatura y estabilidad en el tiempo. Transformadores de tensión capacitivos Los transformadores de tensión vistos hasta ahora basan su funcionamiento en la inducción de una tensión en bornes del arrollamiento secundario a partir de un campo magnético variable generado por el arrollamiento primario. La respuesta de un transformador de tensión capacitivo en régimen transitorio no es tan rápida como la de un transformador inductivo. contenidos dentro de aisladores huecos de porcelana. El transformador puede tener 1. igual que uno inductivo.8 – 1.2 Un 0.1 0.Clase de Precisión 0.15 ±0. con el fin de obtener una tensión intermedia.8 – 1. por lo que no se recomienda su utilización cuando las exigencias de las protecciones sean las de unas respuestas rápidas por parte del 57 .8 – 1. Estos transformadores se componen básicamente de un divisor de tensión capacitivo consistente en varios condensadores conectados en serie.30 ±0. Este tipo de transformador se puede utilizar exactamente igual que un transformador de tensión inductivo. variaciones de frecuencia.8 – 1.20 ---- Fuente: Norma IEC. son transformadores inductivos.0 3.3 ±1 ±3 Angulo de error en min ±5 ±10 ±20 ±40 ---- Angulo de error en cmrad ±0.2 Un 0.5 1. es decir. con la salvedad de que en este caso se presentan otros factores que afectan a la precisión del mismo.2 Un 1 Un Error de tensión % ±0.2 Un 0.2 ±0. a través de una inductancia que compensa la reactancia capacitiva del divisor.0 Límites detención 0. C1 y C2 condensadores del divisor de tensión. Aceite aislante. 8. y Z la impedancia que representa la carga. N y terminales de alta frecuencia. Diafragma elástico para expansión de aceite. aparte de su utilización para medida y protección. Figura 14: Corte esquemático de un TP Capacitivo. 58 . Tanque. En la figura 15 se puede apreciar un esquema básico de un transformador de tensión capacitivo: donde U1 es la tensión en el lado primario. 10. Circuito de amortiguamiento contra efectos ferrorresonantes. 2.transformador de tensión. Aislador de porcelana. los transformadores de tensión permiten utilizar la línea de alta tensión para comunicación y telemando dada su especial capacidad para la sintonización de ondas portadoras de alta frecuencia. Sello. Unidades condensadoras. 1. U2 tensión en el lado secundario. 9. 5. Manómetro de presión de aceite. Fuente: Enciclopedia CEAC. mientras que para altas tensiones se utilizan aislamientos de papel. 4. Li inductancia de compensación. Transformador inductivo de media tensión. y al igual que los de corriente. Estos transformadores se fabrican para servicio interior o exterior. 3. se fabrican con aislamientos de resinas sintéticas para tensiones bajas o medias. Sin embargo. 7. Caja de terminales secundarios. aceite. 6. TTi transformador de tensión intermedia. porcelana o con gas SF6. Ui tensión intermedia. seguridad y características mecánicas sean cada vez más exigentes. Transformadores de corriente Los transformadores de corriente (TC) se utilizan para tomar muestra de corriente de la línea y reducirla a nivel seguro y medible. En la figura 16 se observa un transformador de potencial ubicado en la subestación Pedro Camejo. El aumento de tensión en el transporte de energía hace que los niveles de aislamiento. aparatos de medida. Fuente: Enrique Marcombo (1994).Figura 15: Esquema de un transformador de tensión capacitivo. u otros dispositivos de control. Este tipo de montaje otorga una alta resistencia mecánica a los esfuerzos de sismicidad. El transformador de tensión capacitivo estará compuesto de uno o varias unidades capacitivas dependiendo del nivel de tensión donde prestara servicio. El aislador es fijado al tanque por medio de una brida metálica la cual es adherida a la porcelana. para las gamas normalizadas de instrumentos. Los valores nominales de los transformadores de corrientes 59 . Todo esto ha conducido la búsqueda de nuevos modelos de transformadores que den una respuesta adecuada a los problemas planteados. primarias a corriente se definen como relaciones de corrientes primarias a corrientes secundarias. Los valores nominales del secundario de los transformadores de corriente son de 5A y 1A. la señal de salida es de milivoltios (mV). En algunos equipos. 60 . Figura 16: Transformador de Potencial. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo. Unas relaciones típicas de un transformador de corriente podrían ser 600/5. (Ver figura 17).1000/5. 800/5. El primario del transformador. Este arrollamiento 61 . consiguiendo así reducir al mínimo el flujo de dispersión. se conecta en serie con el circuito cuya intensidad se desea medir y el secundario se conecta en serie con las bobinas de corriente de los aparatos de medición y de protección que requieran ser energizados. Desarrollan dos tipos de función: transformar la corriente y aislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión. dentro de las condiciones normales de operación.Figura 17: Transformador de Corriente. es prácticamente proporcional a la corriente primaria. los trasformadores de medida de corriente Son aparatos en que la corriente secundaria. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo. y atraviesan el núcleo magnético. Según la enciclopedia CEAC. Las espiras del arrollamiento primario suelen ser una o varias. que consta de muy pocas espiras. cuya forma suele ser cerrada tipo toroidal o puede tener un cierto entrehierro. sobre el cual se arrollan las espiras del secundario de una forma uniforme. aunque ligeramente desfasada. las cuales se pueden a su vez dividir en dos partes iguales y conectarse en serie o paralelo para cambiar la relación. de protección. Por otro lado. mixtos o combinados.es el que se encarga de alimentar los circuitos de intensidad de uno o varios aparatos de medida conectados en serie. y los demás se pueden utilizar para protección. Si el aparato tiene varios circuitos magnéticos. Un circuito se puede utilizar para mediciones que requieren mayor precisión. uno para medida y otro para protección. cada uno sobre su circuito magnético. Los transformadores de corriente pueden ser de medición. Fuente AutoCAD. se comporta como si fueran varios transformadores diferentes. De esta forma no existe influencia de un secundario sobre otro. Figura 18: Conexión de un TC. Se puede dar también la existencia de varios arrollamientos secundarios en un mismo transformador. 62 . conviene que las protecciones diferenciales de cables o transformadores de potencia y de distancia se conecten a transformadores de corriente independientes (Ver figura 18). los transformadores se diseñan para una combinación de los dos casos anteriores. 3 y 5. Los transformadores cuya función es proteger un circuito. Su precisión debe garantizarse desde una pequeña fracción de corriente nominal del orden del 10%. requieren conservar su fidelidad hasta un valor de veinte veces la magnitud de la corriente nominal. pero en otro tipo de relés. para los circuitos de protección. Según el uso que se dé al transformador.6. mantener el error del ángulo de fase dentro de valores predeterminados. Transformadores combinados: son aparatos que bajo una misma cubierta albergan un transformador de corriente y otro de tensión. para una 63 misma tensión y relación de . se requiere además de la relación de transformación. con sus núcleos adecuados. por ejemplo: 0. Las normas ANSI definen la clase de precisión de acuerdo con los siguientes valores: 0. considerando que a precisiones más bajas corresponden precios del transformador más altos. requieren reproducir fielmente la magnitud y el ángulo de fase de la corriente.Transformador de medición.3. Los transformadores cuya función es medir. sólo importa la relación de transformación.2. como pueden ser los de impedancia. Transformadores mixtos: en este caso. 0. un circuito con el núcleo de alta precisión para los circuitos de medición y uno o dos circuitos más. 0. Se utilizan en estaciones de intemperie fundamentalmente para reducir espacios.5 de precisión con una carga de 50 VA. hasta un exceso de corriente del orden del 20%.2. se recomiendan las siguientes precisiones. cuando se trata de grandes redes con altas corrientes puede ser necesario requerir treinta veces la corriente nominal. 1.5. En el caso de los relés de sobrecorriente. Transformadores de protección. 0.1. sobre el valor nominal. cada clase de precisión especificada debe asociarse con una o varias cargas nominales de precisión. 0. Los TC se utilizan conjuntamente con los amperímetros para la medida de intensidad en alta tensión. Fuente: Enrique Marcombo (1994). Transformador con dos secciones en el arrollamiento primario para su conexión en serie o paralelo. Transformador con toma intermedia en el secundario. protegiendo de esta forma los instrumentos conectados al secundario del transformador. 3. en la norma IEC 60185 se indica el criterio a seguir para su nomenclatura. Para ello. 1. Identificación de bornes Los bornes de los arrollamientos primario y secundario deben poder ser identificados con fiabilidad. Figura 19: Identificación de bornes en TC. Los transformadores para medición están diseñados para que el núcleo se sature para valores relativamente bajos de sobrecorriente. En la figura 19 se visualizan los diferentes casos. 64 núcleos . Transformador con dos arrollamientos secundarios y independientes. 2. y los que empiecen con S los del arrollamiento secundario. siendo aquellos bornes que empiecen con P y C los del arrollamiento primario.transformación. Transformador de simple relación. Estos transformadores tienen un pequeño número de espiras en el primario y el secundario está cerrado con los aparatos de medida puestos en serie. 4. dos o tres intensidades primarias nominales mediante el adecuado acoplamiento de las mismas. los cuales refieren a escala 65 . 5 Impedancia. 3 Angula entre voltaje y corriente. Para poder utilizar los parámetros anteriores es necesario medirlos. 3. Tener una o varias espiras en el primario que se conecta en serie con el circuito cuya intensidad se desea medir. Los bornes terminales deben marcarse o identificarse clara e indeleblemente sobre su superficie o en su inmediata vecindad. Detección de fallas Una falla se puede detectar por el cambio brusco en los parámetros del sistema. 7 Taza de variación de algunos de los parámetros anteriores. Esta medición se hace a través de los TP y TC. S1 y C1 deben tener la misma polaridad en el mismo instante. De esta manera no existe influencia de un secundario sobre el otro. Los TC son únicamente del tipo inductivo y de acuerdo a su diseño pueden: 1. 2 Voltaje. por números. Tener primarios que se componen de una. Todos los terminales identificados con P1. Tener uno o varios arrollados secundarios bobinados cada uno sobre si circuito magnético (o núcleo). o precedidas donde fuera necesario. 4 Sentido de flujo de potencia. 6 Frecuencia. 2. Los parámetros más utilizados para este fin son: 1 Corriente.Existen dos posibilidades de identificación de los bornes secundarios. dos o cuatro secciones permitiendo una. Las letras deben ser siempre mayúsculas. La identificación consiste de letras seguidas. 5 Usos Laboratorios. Núcleo para protección: La clase de precisión se designa de la siguiente manera: 66 . Clase 3 Para uso sin precisión. Estos núcleos por lo general manejan potencias elevadas del orden de 30 a 50 VA para los TC y de 100 a 150 VA para los TP. teniéndose así que los núcleos para Medición pierden la precisión a 1.2 Clase 0. éstos poseen un factor de seguridad el cual guarda relación con la curva de saturación. Contadores normales y aparatos de medida.2 x In (siendo In. la intensidad nominal) y se saturan a 5 x In. F (2009). Para el caso de los TC. Fuente: Tomado del Trabajo de Grado de Gómez. Cuadro 5: Clases y Usos de los Transformadores de Medida Clases Clase 0. Clase 1 Aparatos de cuadro (registradores). Patrones portátiles y contadores de gran precisión. Núcleo para Medición: La clase de precisión se designa como se muestra en el cuadro 5.1 Clase 0. con la finalidad de no dañar los instrumentos con las elevadas corriente de fallas. 2. Precisión Tanto los TC como los TP poseen dos (2) tipos de núcleos: 1. la disposición constructiva de los núcleos y el material magnético utilizado.reducida los voltajes y corrientes del sistema de potencia que son introducidos en los relés de protección para analizarlos y ordenar la apertura de los interruptores asociados en caso de estar en presencia de una falla. por ejemplo: 5P20. Características de un Sistema de Protección El diseño de un Sistema de Protección. Simplicidad: constituye otra de las características de los sistemas 67 . El núcleo de la fibra óptica está recubierto por una capa de vidrio con un índice de refracción mucho menor. El principio en que se basa la transmisión de luz por la fibra es la reflexión interna total. se transmite con muy pocas pérdidas incluso aunque la fibra este curvada. Clase 10P con un error de 3% a In y 10% al valor máximo de corriente indicado.Clase 5P con un error de 1% a In y 5% al valor máximo de corriente indicada. cuando ésta entra por uno de los extremos de la fibra. Así. indica que existirá un error de 10% a 20x1n. indica que existirá un error de 5% a 20xln. Estos núcleos manejan potencias del orden 10 a 25 VA para los TC y de 50 a 150 VA para los TP y garantizan la exactitud de las corrientes da fallas para los relés de protección. depende de la configuración del Sistema de Potencia. las reflexiones se producen en la superficie que separa la fibra de vidrio y el recubrimiento. Para evitar pérdidas por dispersión de luz debida a impurezas de la superficie de la fibra. de forma que toda la luz se refleja sin pérdida hacia el interior de la fibra. Fibra Óptica Fibra o varilla de vidrio u otro material transparente con un índice de refracción alto que se emplea para transmitir luz. la luz puede transmitirse a larga distancia reflejándose miles de veces. por ejemplo: 10P20. la luz que viaja por el centro o núcleo de la fibra incide sobre la superficie extrema con un ángulo mayor que el ángulo crítico. cualquiera que sea este Sistema de Protección debe tener las siguientes características básicas: 1. 4. Economía. Confiabilidad: Por cuanto las fallas que afecten al sistema se presentan con relativa poca frecuencia. cuando se diseña un sistema de protección lo primero que se debe tener en cuenta es el costo de los elementos a proteger. es necesario que su diseño garantice que al presentarse una falla su operación sea correcta. barras y líneas. Cuando ocurre una falla dentro de una zona de protección determinada se ordena la 68 . el costo del sistema será de mayor magnitud. Esto último se logra dividiendo el sistema de protección en porciones denominadas zonas de protección. 5. Selectividad: Se dice. 6. transformadores. retirando únicamente la parte afectada. sería ilógico diseñar el sistema de protección para ordenar la apertura de todos los interruptores donde se detecten los efectos de la falla. Las zonas de protección se suelen definir alrededor de generadores. tal como se indica en la figura 20.de protección por relés y corresponde a una forma sencilla para operar en cuanto a un diseño de protección. lo ideal es que el despeje del cortocircuito ocurra abriendo el mínimo número de interruptores. falla. Mientras más elevado sea el costo de los elementos y la configuración de la interconexión de estos sea más compleja. que un esquema de protección es selectivo. cuando solo actúan los elementos necesarios para despejar una 3. sus efectos se sienten en muchas partes a la vez. Estas zonas están definidas por la ubicación de los transformadores de corriente y por el tipo y calibración de los relés utilizados. Zonas de Protección Cuando ocurre una falla en un sistema de potencia. Seguridad: se refiere al grado de certeza en el cual un esquema de protecciones no actuará bajo condiciones para las cuales no fue diseñado. Velocidad: Debe determinar con qué rapidez es necesario despejar la falla y poseer velocidad adecuada para hacerlo. 2. apertura solamente de los interruptores que queden dentro de la zona o que están controlados por ella. Por ejemplo, para la falla F1, se ordena la apertura del interruptor 1; para la falla F2 también se ordena la apertura de ese interruptor; para la falla F3 se ordena la apertura de 1,2 y 3; para F4 se abren 3 y 4, y para F5 se abren 1, 2,3 y 4. Se puede observar en la figura 20, que para la falla F5 se abren más interruptores de los que son necesarios, esto se debe a que la falla ocurrió en un punto donde están traslapadas las zonas Z5 y Z6. El traslapo de las zonas se logra colocando transformadores de corriente en ambos lados de los interruptores. Sim embargo, por razones económicas, es común colocar estos transformadores a un solo lado, como en la figura 21; esto trae como consecuencia que algunas fallas no pueden ser despejadas con la velocidad deseada. Figura 20: Zonas de proteccion. Fuente: AutoCAD. En la figura 21, se puede ver que la operación de la zona Z2 (proteccion de barras), no despeja la falla F1, porque continuaria alimentada desde a 69 subestacion B, ya que, debido a la ubicación de los transformadores de corriente, dicha falla es externa en Z1. Si se hubieran colocado los transformadores de corriente a ambos lados de los interruptores, como se muestra en la figura 22, la falla F1, caeria en las zonas Z1 y Z2, y seria despejada abriendo los interruptores 1 y 2. Figura 21: Zonas de proteccion con traslapo. Fuente: AutoCAD. Figura 22: Zonas de proteccion sin traslapo. Fuente: AutoCAD. Tipos de Relés de Protección según su Tecnología Relé Electromecánico Son relés que trabajan directamente con magnitudes de tensión y corriente a través de bobinas que impulsan partes móviles. (1930 a 1969). Estos se pueden clasificar de acuerdo a su principio de operación en: Atracción Electromagnética Son los relés que utilizan como base de su operación principios electromagnéticos, al igual que los contactores. El tiempo de operación de este relé es de tipo instantáneo o acción inmediata. En los relés de atracción de armadura las señales producen 70 campos magnéticos que son utilizados para mover una estructura. El movimiento de la estructura abre o cierra los contactos del relé. Pueden ser de dos (2) clases: Solenoide y Armadura. En el relé de Solenoide utiliza un pivote donde la barra se mueve cuando la fuerza electromagnética es mayor que la fuerza resistente del resorte, la corriente supera la acción del resorte. En el relé de Armadura se compara la acción del campo magnético de la corriente para levantar un núcleo contra la acción de la gravedad, el relé cierra su contacto cuando la acción de la corriente supera a la gravedad (ver figura 23). Figura 23: Relé de Atracción Electrónica. Fuente: Guzmán (2014). Inducción Electromagnética Pueden ser de dos (2) clases: De disco y de copa. El relé de inducción del tipo disco, es de baja inercia, que opera bajo el principio de los motores de polos de sombra o bobinas de sombra, en este se compara el torque electromagnético con el torque producido por un resorte en espiral, el relé cierra el contacto cuando el torque electromagnético supera al del resorte y hace girar al disco. 71 condensadores y algunos componentes integrados) convirtiendo las magnitudes en señales de ondas cuadradas. el relé cierra el contacto cuando el torque electromagnético supera al del resorte y hace girar la copa. El relé del tipo de copa. Relé Electrónico Son relés que realizan evaluación de los parámetros eléctricos a través de elementos de electrónica discreta (transistores. resistencias. con construcción similar al motor bifásico de control. Figura 24: Relé Tipo Balancín.En la figura 24 se ve un tipo de relé electromecánico de inducción con un componente esencial llamado balancín. la función de la copa del núcleo central fijo es reducir la inercia y obtener relés de alta velocidad de respuesta. que se compara con una condición preestablecida. Son los Relés en donde los procesos se realizan por medio de elementos electrónicos. Fuente: Guzmán (2014). estos tipo de relés representa la ventaja de que su 72 . En estos relés se compara al igual que en el anterior el torque electromagnético con el torque de un resorte en espiral. y almacenamiento. Relé Numérico Dada la importancia que comienza a tener la aplicación de estos tipos de relés numéricos y en razón de que incorporan la aplicación de una nueva tecnología en el campo de la construcción de relés es interesante conocer los principios básicos de operación de estos relés. y por lo tanto. pero por confiabilidad no es usado sino que es instalado un relé adicional. En general los relés numéricos permiten una gran flexibilidad por cuanto incluyen en su librería de programación las funciones de: Protección de Distancia. salida. Oscilación de Potencia. En líneas de transmisión con protecciones a distancia. Sobre Voltaje.características de operación se puede modificar fácilmente. Sobrecorriente no direccional. Los componentes de esas categorías están conectados a través de un conjunto de cables o circuitos llamado bus con la Unidad Central de Procesos (CPU. El relé numérico basa su operación en tomar lecturas secuenciales del valor instantáneo de las señales originales almacenadas en su memoria para posteriormente. Bloqueo por desbalance de Tensión. entre otras. Fuente Débil. las cuales pueden ser activadas por el usuario o solicitar al fabricante que la misma sea incluida en función a los requerimientos y a futuro ira activando funciones de acuerdo a los requerimientos del sistema. por sus 73 . se pueden obtener tiempos instantáneos o retardados e igualmente se pueden obtener características inversas que se digan. procesarlas en un microprocesador. Alta Impedancia. Hardware El hardware se refiere a los componentes materiales de un sistema informático. La función de estos componentes suele dividirse en tres categorías principales: entrada. éstas protecciones también pueden incluir las funciones de recierre. Cierre Sobre Falla. Un bus es en esencia la ruta compartida que conecta diferentes partes del sistema. El bus por lo general supervisado por el microprocesador. Unidades de entrada-salida binarias. Unidad de procesamiento.siglas en inglés) del ordenador. Unidad de conexión. Caja y terminales para señales analógicas. 2. 7. la memoria y los puertos de estrada-salida. Tipos de relés de protección según su función En las subestaciones existen una variada gama de protecciones que tienen una determinada función y en su conjunto conforman un esquema de protección que dependerá del equipo a proteger. las unidades de entrada y salida. como por ejemplo la forma de recuperar información de un dispositivo de almacenamiento. 4. el microprocesador que controla la computadora y le proporciona capacidad de cálculo. para permitir la transmisión de información. Estos esquemas de 74 . 6. Unidad de conversión analógico-digital. 3. se encarga del transporte de diferentes tipos de información. Unidad de alimentación. 5. 8. Software El soporte lógico o software es el conjunto de instrucciones o programas responsables de que el hardware realice sus funciones. Unidad de transformadores de entrada. Bus Conjunto de líneas conductoras de hardware utilizadas para transmisión de datos entre los componentes de un sistema informático. Estos programas suelen almacenarse y transferirse al CPU a través del hardware. El software también rige la forma como se utiliza el hardware. como el microprocesador. En los relés de protección con respecto al hardware podemos identificar: 1. Conectores para señales binarias. generadores. líneas de transmisión. Estos se clasifican en: Relé de Sobrecorriente Los relé de sobrecorriente son dispositivos de protección los cuales actúan cuando Ia corriente que miden sobre pasa cierto valor. este valor mínimo de operación es llamado "valor umbral"(pick up) y es ajustable externamente dependiendo de la sobrecorriente que se desea detectar. En términos matemáticos se puede decir que el relé opera cuando se cumple: Ecuación 1 K I 2> Kr 75 . sometida a la fuerza de un resorte que Ia sujeta. Relés instantáneos: Los relés instantáneos cierran su contacto de operación inmediatamente después de medir un valor de corriente superior a su valor umbral (el tiempo de operación es tan pequeño como lo permita el límite físico del diseño que se utilice). en las cuales el valor mínima de fuerza que hay que ejercer sobre Ia pieza (embolo o armadura) que tiene acoplado el contacto móvil.8 kV hasta 765 kV para proteger equipos tales como: autotransformadores. capacitores en paralelo o serie. Puede ser una unidad electromecánica tipo embolo o armadura. al vencer la fuerza mecánica del resorte se logran cerrar o abrir los contactos. Existen en el mercado diferentes tipos de relés de sobrecorriente.protección van desde los niveles de tensión de 13. la diferencia la constituyen básicamente su característica tiempo-corriente: 1. transformadores. barras y reactores. el valor mínimo de operación del relé “Iu” vale: I= √ Kr K Ecuación 3 Este valor se puede ajustar aumentando o disminuyendo la tensión que el resorte ejerce sobre la pieza móvil. a. y el rango de variación depende del diseño del conjunto completo. la cual da una orden de arranque al mecanismo de relojería el cual ha sido ajustado para dar una orden de cierre de 76 . Como puede inferirse de la ecuación anterior. los cuales operan en un tiempo preestablecido para cualquier corriente superior al valor umbral y los de tiempo inverso. es decir el tiempo de actuación es inversamente proporcional al módulo de la corriente de falla. 2. cuyo tiempo de operación disminuye rápidamente con un aumento de Ia sobrecorriente detectada. Relé temporizado de tiempo definido: pueden ser construidos con una unidad de sobrecorriente instantánea y un mecanismo temporizado (relojería). Dentro de esta categoría de relés existen dos (2) tipos: los de tiempo definido. Relés temporizados: Estos relés se utilizan cuando se requiere una temporización intencional en Ia operación.O sea: I> √ Kr K Donde kr es la fuerza restrictiva del resorte y Ecuación 2 K I2 es la fuerza de operación provocada por la corriente en la bobina. En este diseño la sobrecorriente es detectada por la unidad instantánea. donde este último pivotea en un eje. es decir. el cual es separado en el entrehierro en dos flujos. Acoplado a este eje está el contacto móvil del relé y se encuentra un resorte soldado el cual tienen el efecto de tirar del disco en una dirección determinada. cada uno de los cuales atraviesa dos secciones del núcleo llamadas polos. Estos flujos tienen un desfasaje en el tiempo. debido a que uno de los polos se encuentra sombreado. b. posee un arrollado cortocircuitado llamado bobina de sombra. Los dos flujos atraviesan al disco de aluminio en un pinto determinado. Tiene aplicaciones en salidas de líneas aéreas de transmisión de 115 a 400 kV como protección secundaria. Relé temporizado de tiempo inverso: en su versión electromecánica. a una distancia tal del punto central del disco. se basa en que la corriente inyectada al relé provoca la aparición de un flujo en el núcleo. dando orden de apertura al o los interruptores asociados. Relé de Sobrecorriente Direccional 77 .contacto un tiempo después que ha recibido la orden de la unidad instantánea. Relé de Sobrecorriente de Alto Ajuste Es usado generalmente en sistemas eléctricos donde se requieren limitar las corrientes de salidas de estos de acuerdo con valores de ajuste preestablecidos. En muchos casos la bobina de sombra no es una bobina como tal sino un conjunto de anillos que bordean al polo y hacen el mismo efecto que la bobina. El principio de operación de una unidad de disco de inducción. La función primordial es la medición continua de la corriente de una salida de línea verificando y comparando de acuerdo a los ajustes la condición de muy elevadas corrientes. los relés de sobrecorriente de tiempo inverso son del tipo de inducción. ). en cambio. Figura 25: Conexión Relé Sobrecorriente. La protección direccional de sobrecorriente es aplicable en redes con alimentación bilateral o en lazo.A. La protección opera si la corriente sobrepasa el valor de arranque y la dirección de la potencia coincide con la correspondiente a un cortocircuito en la zona protegida. completa con una muestra de medición que determina la direccionalidad de la potencia de cortocircuito que el denominado relevador direccional. En un sistema de corriente alterna (C. es una magnitud cuya dirección es posible determinar en forma absoluta. aunque como magnitud de medida para un sistema de protección contra cortocircuitos no presenta mayores ventajas 78 . como a tierra (Ver figura 25).Se denomina protección direccional de sobre corriente a aquella que responde al valor de la corriente y a la dirección de la potencia de cortocircuito en el punto de ubicación. La potencia. la corriente. la corriente no tiene una dirección absoluta. Fuente: Matos (2012). Es decir. tanto para cortocircuito entre fases. Se compone de una protección de sobrecorriente con selectividad relativa. es una magnitud cuya dirección sólo puede ser determinada en relación a otra. especialmente la potencia activa. se puede solamente afirmar que dos corrientes tienen o no la misma dirección. relés de tiempo y relés auxiliares. y se conecta de manera que responda únicamente en caso que la potencia. el que tipifica la protección es el órgano de medida direccional de potencia que generalmente es un relé. introduciría enormes complicaciones. De los componentes. agregado a otras magnitudes y aisladamente en un sistema de protección por comparación. Las protecciones direccionales se pueden catalogar como un tipo particular de las protecciones de Sobrecorriente. en la protección de líneas.que la corriente y su aplicación. pero actúan cuando la potencia de falla circula en un sentido determinado (el sentido positivo de operación. esta propiedad de la potencia activa permite su aplicación como otro medio de selección en un sistema escalonado de protecciones. reaccionan a un valor prefijado de corriente. Las protecciones direccionales constan de órganos de medida (de corriente o de potencia). es de la barra a la línea donde está conectada la protección). circule en el sentido prefijado anteriormente. Sin embargo. El relé direccional de potencia es alimentado a través de transformadores de corriente y potencial y se conecta de manera que responda solo a un sentido de la potencia de cortocircuito. todos los cuales deben actuar para que el Interruptor opere. por otra parte. porque al igual que estas. Un sistema escalonado de protecciones basado en la medida de potencia operará solamente para una determinada dirección de ella y evitará la operación del equipo de desconexión cuando ella fluya en la dirección opuesta (Ver figura 26). 79 . Electromecánicos. Electromagnéticos. Los relés direccionales deben ser alimentados por dos cantidades eléctricas distintas.Voltaje. Ferroelectrodinámicos. 80 . 2 Voltaje. Inductivo . b. De acuerdo a sus principios constructivos. Estáticos Tanto los relés estáticos como los electromecánicos (que tienen principio de operación electromagnético) comparan valores absolutos de las cantidades actuantes. Fuente: Matos (2012).Corriente.Figura 26: Clase de Sobrecorriente según Cantidad Actuante. Se subdividen en: a. c. propias del sistema que se pretende proteger. una de las cuales se toma como referencia. d. De acuerdo a las magnitudes necesarias para su alimentación los relés pueden ser: 1 Corriente. El último es el más utilizado y se le conoce como relé direccional de potencia. 3 Voltaje . los demás comparan las fases de las magnitudes eléctricas.dinámicos.Corriente. 2. Inductivos. puede ser clasificado como: 1. dando predisposición a circuito abierto y la capacitancia en paralelo como un circuito pequeño de corriente alterna a través de los pilotos. F igura 27: Conexión de un Relé Sobrecorriente. tensiones. Fuente: Matos (2012). Otras limitaciones de dicho son la longitud de los hilos piloto. El sistema de Hilo Piloto consiste de un par de hilos instalados en una línea aérea o cable subterráneo. La protección esta provista de valores limitantes para 81 . o algún otro. así como el crecimiento de la resistencia de la línea visto por la protección por la adición de los hilos mencionados. Un inconveniente de tal sistema es el hecho de estar expuesto a la permanente interferencia de la línea de transmisión. por la presencia de inducción en los hilos. aspecto que se tiene un efecto más crítico durante las fallas. valores de fase. para fines de transmisión de señales requeridas por el sistema como son las corrientes. además son insensibles a las variaciones de potencia y en relación a su relativa simplicidad y confiabilidad pueden ser una buena opción de protección.En la figura 27 se muestra la conexión de un relé sobrecorriente con todos los elementos. Relé de hilo piloto Estos tipos de relés proporcionan rápida protección a bajo costo. Los relés por hilo piloto son tradicionalmente utilizados en aplicación de líneas cortas. La intensidad de corriente por una falla externa a tierra usualmente no será la misma. mejorar la confiabilidad y la velocidad sobre los esquemas basados en impedancia. Esto podría mejorar la cantidad de operación. por su fácil aplicación y tener una ventaja adicional al no necesitar voltaje de la fuente. Actualmente con la finalidad de evitar los efectos de interferencia y efectos de inducción.cada una de estas cantidades y cuando estas se vean excedidas. Ninguno de los esquemas propuestos para los elementos de distancia para líneas cortas son ajustados a menos que la impedancia de la línea es por ello que al utilizar esquemas pilotos los problemas de coordinación con los elementos adyacentes no sería un problema. las complicaciones asociadas al empleo de un camino diferente para los hilos pilotos o la transmisión en señales moduladas en alta frecuencia. podrá dar lugar a malas operaciones por fallas externas y perdidas de sensibilidad en caso de falla interna. la opción más sencilla es el empleo de la fibra óptica como canal de comunicación. 82 . El efecto inmediato durante las condiciones de falla se presenta en los pilotos en el nivel de voltaje no se puede mantener bajo y serán necesarios hilos piloto con grado de aislamiento elevado. ni la consideración del ajuste que restrinja la capacidad de transferir carga disponiendo a los elementos de distancia capacidad suficiente de manejar resistencias de arco e impedancias de fallas que comparadas con la línea pueden ser bastante considerables. razón por la cual la protección deberá ser lineal para corrientes que excedan el valor de máxima corriente de circulación de falla. Para los esquemas pilotos una solución al problema de subalcance podría ser el colocar los elementos de distancia en sobrealcance más allá de los terminales remotos. tipo disco de inducción (Ver figura 29). de relación de transformación adecuada y de un elemento detecto diferencial que consiste. la cual es detectada por el relé diferencial. exista un desequilibrio entre la suma geométrica o fasorial de las intensidades de la red. lo que provoca la desconexión de la red. de un relé de sobrecorriente. la suma de las intensidades que a él llegan. es igual a la suma de las intensidades que de él salen". La protección diferencial está basada en la primera ley de Kirchhoff. denominado umbral de sensibilidad. y actúa si supera el valor de ajuste. la cual dice: "En todo nodo de conductores.Relé Diferencial El relé diferencial es un dispositivo cuya función es la desconexión eléctrica de una red o equipo de potencia. Una protección diferencial está basado en la comparación de corrientes que entran y salen de un equipo. por lo general. de esta moto el equipo protegido. de tal manera que si por alguna causa (anormalidad). y se denota Is (Ver figura 28). Tiene la función de detectar la corriente de defecto de una línea por comparación de las corrientes de sus dos extremos captadas por medio de transformadores de intensidad. la proporción o relación entre ambas corrientes varia. La comparación entre las corrientes se efectúa haciendo uso de trasformadores de corriente. este desequilibrio es precisamente la corriente diferencial (Id). la protección opera produciendo la apertura de los interruptores y aislando. siempre y cuando este dentro de la zona de protección. El relé diferencial se activa al detectar una diferencia de corriente la cual se denota Id. utilizando el principio de que todas las corrientes que entran tienen que ser igual o proporcionales a las corrientes que salen. Esto hace que cuando se produce la derivación a tierra de una fase. 83 . cuando ocurre una falla en cualquiera de las fases. Fuente: Cimadevilla (2010). Relé Diferencial de Porcentaje La protección diferencial es inherente. Por estas razones. se generan corrientes diferenciales debido a que los TT/CC a pesar de ser iguales no tienen exactamente la misma relación de corriente y además aun teniéndola. y por motivos prácticos y económicos esta protección tiene aplicación de máquinas sincrónicas y asíncronas. las cargas que alimentan quedan alteradas debido a la falla. no actúa para fallas fuera del equipo. La protección diferencial se usa para proteger equipos contra fallas internas de estos. Sin embargo. 84 . Por lo tanto. selectiva y en consecuencia no debe ser afectada por fallas o perturbaciones ocurridas fuera del equipo o zona de protegida. ya que estas serán despejadas por otras protecciones destinadas a tales fines.Figura 28: Conexión de un Relé Diferencial. aumenta la carga de dichos transformadores. transformadores de potencia. La aplicación de protección diferencial está limitada por la distancia de ambos juegos de transformadores de corriente debido a que le largo de los cables de control por los que circulan las corrientes de información. barras de subestaciones y líneas cortas de transmisión. al ocurrir fallas externas que produzcan elevados valores de corriente de cortocircuito es equilibrando el sistema de protección. Este tipo de protección diferencial se denomina protección diferencial de porcentaje. En el caso de ocurrir una falla en la barra se romperá el equilibrio y el relé dará orden de abrir a todos los interruptores de ésta (Ver figura 30). Figura 29: Diagrama de un Relé Diferencial. Esta protección utiliza relés cuyos elementos de medida compara la corriente de entrada con la de salida. tanto en términos primarios como segundarios. de manera tal que cuando la corriente diferencial iguala o supera un porcentaje dado la corriente mayor. de modo que la suma instantánea de ellas es siempre igual a cero. es decir.Lo anterior ha llevado al uso de las protecciones diferenciales insensibilizadas. 85 . Protección Diferencial de Barra La protección diferencial de barras reúne las corrientes de todas las líneas que llegan o salen de la barra. a protecciones diferenciales que operen solamente cuando la corriente diferencial supere un porcentaje dado de la corriente por fase. se produce la operación. en condiciones normales. Fuente: Blogger (2011). En funcionamiento normal o también en caso de cortocircuito fuera de la zona de protección. Fuente: Pérez (1995). 86 . la suma de todas las corrientes entrantes tienen que ser igual a la suma de las corrientes salientes.Figura 30: Ejemplo de Protección de Barra. permite deducir entonces la existencia de una falla interna (Ver figura 31). al transformador como punto de intersección. las corrientes secundarias del transformador en el circuito de corriente diferencial se diferencian unas de otras de forma importante. Protección de Transformadores con Relé Diferencial En principio esta protección se base en la comparación de la corriente entre el lado de la tensión superior y el la lado de la tensión inferior del transformador. Si consideramos idealmente. El hecho de producirse una corriente diferencial. debido a que los ajustes de tiempo son demasiados altos para los relés que quedaron en los últimos escalones. Debido a la presencia de corrientes de distinta magnitud en el lado primario y del secundario del transformador. hay que adoptar medidas de estabilización y adaptación con el fin de garantizar un correcto funcionamiento de la protección diferencial del transformador: 1.Figura 31: Protección Diferencial de un Transformador. 3. Fuente: Riaño (2007). 4. Relé de Distancia A medida que las redes eléctricas aumentan de tamaño y se vuelven más complejos. Los procesos de conmutación producidos en la red tienen que ser reconocidos como tales. lo que traería tiempos excesivos en la desconexión de fallas que 87 . hay que utilizar transformadores con diferentes relaciones de transformación. Hay que tomar en consideración los giros de fase entre el lado primario y del secundario originados como consecuencia de los grupos de interruptores del transformador. los esquemas de protección contra sobrecorrientes con escalonamiento de tiempo resultan inadecuados. debido a problemas de las más diversas causas. En la práctica. 2. Las corrientes de conexión no deben dar lugar a un disparo del aparato. Debido a lo anterior se diseñaron y construyeron los relés de distancia cuyo principio de operación es tal que su tiempo de funcionamiento es proporcional a la distancia en que se produce la falla de manera tal que para un cortocircuito en algún punto de la red. Las Protecciones de distancia son usadas en sistemas mallados de transmisión y distribución que son alimentados desde varios puntos. el interrumpir fallas lejanas con tiempos altos pueden provocar sobrecalentamiento perjudiciales a máquinas y aparatos eléctricos. La impedancia medida es proporcional a la distancia entre el relé y el punto de falla. El método más fácil midiendo para determinar fallas en una línea es la midiendo la impedancia desde el punto donde hay un relé hasta donde ocurrió la falla. También se suelen utilizar como respaldo de autotransformadores. También se puede decir que cuando ocurre un cortocircuito que no se interrumpe con rapidez la duración de la caída de tensión provocada por una falla puede traer consecuencias severas para los usuarios del servicio eléctrico. 88 .se presentaran en ciertos puntos de la red lo que desde un punto de estabilidad en los sistema de potencia podría conducir a problemas de sincronismo en máquinas p en instalaciones de baja tensión o tipo industrial. de aquí que los relés que midan impedancia se denominan relé de distancia y esto lo hacen chequeando constantemente los parámetros de tensión y corriente. los relés que están más cerca a la falla operan primero que aquellos que se encuentran más alejados. La protección de distancia ofrece ventajas en la protección de líneas de transmisión de mediana y alta tensión proporcionando automáticamente protección de respaldo a las secciones adyacentes obteniéndose selectividad por medio de características direccionales de los propios relés. Es decir que el tiempo de operación funcionamiento del relé es proporcional al cociente: Z= V I Ecuación 4 Es decir desde la impedancia de la línea hasta el punto de la falla. Fuente: Siemens (2006). se le ha dado el nombre de relé de distancia. Alcance Es la cobertura en distancia o el valor de impedancia que debe cubrir un relé. 89 . Principio de operación de los relés de distancia El principio de operación de los relés de distancia se basa en la relación o cociente entre el voltaje y la corriente. desde el sitio donde está ubicado hasta otro donde se desea detectar una falla. es como si físicamente se llegara a un lugar en específico. aumenta el tiempo de operación del relé.Figura 32: Característica de Operación Cuadrilateral. en el punto de ubicación del relé de tal manera que al aumentar esta relación. y como para una línea de trasmisión dada la impedancia es proporcional a la distancia. además pueden tener de dos a cuatro escalones o más con sus respectivas curvas características. Considerando nuevamente la falla F2 se observa que si el interruptor 5 no se abre. y para la falla F2. la falla tiene que ser despejada abriendo los interruptores 4. 7 y 8 o los 90 . Protección Primaria Es el dispositivo de protección que se selecciona con un número de funciones y características de respuesta mayores a otras de protección involucradas con estas. los interruptores 3 y 4. deben abrirse los interruptores 5 y 6. Se caracteriza porque presentan ajustes separados para el alcance y el tiempo. Fuente: Siemens (2006). Para la falla F1. deben abrirse en protección primaria. Los relés de protección primaria son aquellos que deben operar tan pronto como ocurre una falla. Figura 33: Características de Operación Mho. Sim embargo.Etapas Son los diferentes bloques lógicos (tiempo y/o impedancia) que posee un relé para ubicar fallas. mostrada en la figura 34. hay veces que el interruptor no se abre y en este caso la falla tiene que ser despejada abriendo otros interruptores. ordenando la apertura del mínimo números de interruptores en el menor tiempo posibles. a al mayor velocidad posible. y la mitad de la S/E permanecería energizada. y utilizar protección remota en sistema de distribución o en sistemas de poca importancia.interruptores 3 y 9. Si 7 abre normalmente pero 6 no puede despejar la falla. La falla F debería despejarse abriendo 6 y 7. Lo ideal seria despejar cualquiera falla en protección principal porque se desconecta. 2 y 9. quedaría desenergizada la S/E A al abrir en protección de respaldo remoto 1. una porción mínima del sistema de 91 . Por el contrario. es decir. Si la falla es despejada abriendo 4. Figura 34: Protección principal y respaldo. Se dice en este caso que la falla ha sido despejada en protección de respaldo. a la subestación donde está el interruptor que no abrió. si el respaldo es local bastaría con abrir 3 y 4. la razón de esto es que la protección de respaldo local es más rápida y más selectiva que la remota como puede verse en la figura 35. 7 y 8 la protección de respaldo se denomina local porque el respaldo está dado por interruptores localizados en la misma subestación donde está ubicado el interruptor que no opero. La tendencia actual es utilizar protección de respaldo local en sistemas de alta y extra alta tensión. Fuente: AutoCAD. sin S/E intermedias. Si la falla es despejada abriendo 3 y 9 la protección de respaldo se denomina remota porque el respaldo está dado por interruptores localizados en subestaciones remotas. El término remotas tiene un significado relativo y se utiliza para indicar subestaciones con conexiones directas. Avería en el interruptor propiamente dicho. Falta de continuidad de los transformadores de medida a los relés.potencia. Avería en el mecanismo de apertura de un interruptor. Falta de continuidad en is circuitos de control. El interruptor abre pero es incapaz de interrumpir la corriente de cortocircuito. La protección de respaldo es lenta (temporizada) y desconecta una porción mayor del sistema de potencia que la protección principal. Figura 35: Protección principal y respaldo. Sin embargo. para comparar la dirección del flujo de energía con los valores de ajuste preestablecidos a fin de ordenar la apertura de los equipos involucrados en caso de la inversión del flujo en la dirección no deseada. d. Tiene su aplicación principal en subestaciones de interconexión y en generadores. hay muchas causas que pueden hacer que un cortocircuito no puede ser despejado en protección principal y. Relé de Potencia Inversa Es usado generalmente en circuitos donde se desea interrumpir el flujo de energía eléctrica en una dirección no deseada. b. 92 . c. se necesita tener una segunda línea de defensa. La función primordial es la medición permanente de corriente y tensión de un circuito en particular. Desperfectos de los relés o error en su diseño. Fuente: AutoCAD. Algunas de estas causas son: a. e. por lo tanto. el camino y bobina de disparo de los interruptores. Tiene como aplicación específica supervisar los circuitos de apertura de los interruptores en niveles desde 13.Relé de Frecuencia Es usado en sistemas eléctricos donde se requiere separarlos de otros cuando ocurren variaciones de frecuencia. caracterizándose por elevadas corrientes circulantes hasta el punto de falla.5 kV. El proceso que ocurre en el sistema de potencia al producirse una falla causada por un cortocircuito es esencialmente de carácter transitorio. y separación de sistemas eléctricos interconectados. Corrientes de Cortocircuito Un cortocircuito es un fenómeno eléctrico que ocurre cuando dos (2) o más puntos entre los cuales existen una diferencia de potencial se ponen en contacto entre sí. para compararla con los valores de ajuste y establecer la existencia de una condición baja o alta frecuencia. logrando así mantener el sistema protegido de cualquier oscilación o cambio de frecuencia.8 y 34. que aun cuando se diseñe muy cuidadosamente un sistema de potencia.8 a 400 kV y su función es verificar e informar el seccionamiento o daño de los circuitos de apertura. ordenando la apertura de los interruptores asociados al sistema. Tiene varias aplicaciones tales como: actuar como elemento de desconexión de carga en subestaciones de 13. Es importante acotar. Relé Supervisor del Circuito de Apertura Es usado en esquemas donde se requiere la vigilancia del circuito de apertura de los interruptores. La función principal es la medición permanente de la frecuencia a través de la tensión de un circuito en particular. incluyendo en este: la barra. este estará siempre expuesto al daño que pueda 93 . c. minimizar el daño de cada uno de los componentes del sistema de potencia y el riesgo del personal. Para asegurar que los equipos de protección puedan aislar las fallas rápidamente. En la figura 36 se muestra un esquema de los tipos de cortocircuitos. Trifásicos: Cuando las tres (3) fases están unidas en el mismo punto del sistema es el que produce los daños más severos. el estudio de corrientes de cortocircuito deben ser incluidos en el diseño de los sistemas de potencia. b. Monofásico: También conocido como fase-neutro. Protección Contra Cortocircuito 94 . Figura 33: Tipos de Cortocircuitos. Fuente: Tuveras (2007). De igual forma cuando se hagan modificaciones a los sistemas existentes.causar el flujo de corriente en condiciones de cortocircuito tales como sobre calentamiento y arcos eléctricos destructivos. al unirse una línea con el neutro del sistema. Los tipos más frecuentes de cortocircuitos son: a. Bifásicos: Entran en contacto dos (2) fases del sistema. colocado en la entrada del circuito a proteger. Figura 37: Ubicaci6n del Fusible.Tanto en Media Tensión (MT) como en Alta Tensión (AT). el resto del circuito ya no sufre daño alguno. para que al aumentar la corriente. Fusibles El fusible es la protección más antigua en las instalaciones eléctricas. en la protección de transformadores de potencial. de distribución o de potencias reducidas y ocasionalmente. pueden utilizarse los dispositivos de protección automáticos de potencia como se nombró anteriormente. y por tanto primera en fundirse (Ver Figura 37). Fuentes: Gómez (2009). sea la parte que más se caliente. A menudo el fusible puede montarse como seccionador y en algunos casos tiene mecanismos automáticos. y no son más que una sección de hilo más fino que los conductores normales. En general. los fusibles se aplican especialmente en el sector industrial. Una vez interrumpida la corriente. 95 . en protección de ramales. la característica del fusible deberá ser tal que pueda 96 . fusibles que protegen transformadores de distribución y fusibles que protegen circuitos ramales.Las características de un fusible varían de acuerdo al material usado en el elemento fisible y a su disposición. el tiempo y la intensidad mínima de fusión del elemento depende del ambiente en que se encuentre y de la intensidad de la corriente en el instante anterior a la sobrecorriente. Tipo DUAL: son fusibles extra lentos. según sus características constructivas y los valores nominales y de fallas que manejan: 1. en circuitos ramales. y como requisito fundamental. El fusible deberá proteger al transformador de acuerdo a la curva de daño de este último. Criterios para Selección de Fusibles: la capacidad de interrupción de un fusible se refiere a la corriente que es capaz de interrumpir el fusible a la tensión de diseño sin sufrir daños irreparables. Tipo H: Llamados fusibles de elemento extra rápido. Para determinar la característica de operación del fusible debe tenerse en cuenta la aplicación que se le esté dando. el fusible no debe operar por debajo de la corriente transitoria de energización en vacío del transformador. 4. Para protección transformadores. se tienen dos casos. Tipo T: Son fusibles con elemento lento. Por otra parte. es decir. se debe asegurar que el fusible no opere para las condiciones de sobrecarga poco peligrosas. 2. para ello debe asegurarse que el punto de inrush quede por debajo de la curva de mínimo tiempo de fusión. la corriente de tiempo de despeje debe ser más rápido que la curva de daño del transformador. Además. Hay varios tipos de fusibles. el fusible no deberá operar para corrientes menores a dos (2) veces la corriente nominal del transformador. Otra consideración es que. La capacidad de interrupción de un fusible debe ser mayor a la corriente de fallas máxima que este deberá interrumpir. Tipo K: Son llamados fusible con elemento rápido. 3. Por órgano del Ministerio de Energía Eléctrica. las normas de control de calidad y cantidad de bienes y servicios. expone que es competencia del poder nacional. en los términos establecidos en la ley orgánica para la ordenación del territorio y con su sujeción al plan nacional de ordenación del territorio y plan de desarrollo económico nacional incluyendo los usuarios y autoridades 97 . así como a una información adecuada y no engañosa sobre el contenido y características de los productos y servicios que consumen. para el desarrollo de la propuesta y sea necesario conocer algunas de las leyes que imponen las autoridades competentes en materia de protecciones eléctricas. la conforman los postulados. También en la ley orgánica del sistema y servicio eléctrico se respalda esta investigación ya que está en su totalidad manifiesta lo importante de la energía eléctrica. la cual en su artículo 117 tipifica lo siguiente: “Todas las personas tendrán derecho a disponer de bienes y servicios de calidad. a la libertad de elección y a un trato equitativo y digno. públicos o privados que de esta forma sustentan la investigación planteada.coordinarse de la manera más fácil con los demás elementos de protecci6n del sistema de distribución. los procedimientos de defensa del público consumidor. En sus artículos: Artículo 11 de la planificación del servicio eléctrico. La presente investigación se encuentra legalmente fundamentada en la constitución de la República Bolivariana de Venezuela. la planificación y el ordenamiento de las actividades del servicio eléctrico. el resarcimiento de los daños ocasionados y las sanciones correspondientes por la violación de estos derechos”. La ley establecerá los mecanismos necesarios para garantizar esos derechos. leyes. decretos y ordenanzas emitidas a través de diferentes organismos oficiales. Bases legales Las bases legales. municipales. De igual manera, dicha ley en su artículo 16 (dieciséis) lo inherente a los principios bajo los cuales debe actuar la comisión nacional de energía eléctrica. En el Artículo 32 de dicha ley, del capítulo I de la gestión del sistema eléctrico, describe que la gestión del servicio eléctrico deberá realizarse de manera centralizada a fin de garantizar la óptima utilización de los recursos de energías primarias producción y transporte de la energía eléctrica para contribuir a la obtención de un suministro de electricidad confiable, económico, seguro y de la mejor calidad, de conformidad con esta ley y demás normas que regulen esta materia. El código eléctrico nacional explica en su sección 240 y 280 la protección contra sobrecorrientes, ayudando a especificar su uso y su aplicación. La norma IRAM 2271 gobierna las aplicaciones y los componentes de los transformadores de medida. Normas COVENIN Las Normas Venezolanas COVENIN, constituyen la referencia básica para determinar la calidad de los productos y servicios de que se trate, particularmente para la protección, educación y orientación de los consumidores. También exige a los organismos públicos a exigir a sus proveedores el cumplimiento de las Normas Venezolanas COVENIN en su adquisición, o en su defecto los cumplimientos de las normas internacionales y regionales, de otros países, o de asociaciones, con el objeto de asegurar la calidad. Reglamento General de La Ley de Servicio Eléctrico Nacional EL presente Reglamento tiene por objeto desarrollar las disposiciones de la Ley que rigen el servicio eléctrico en el Territorio Nacional, constituido por las actividades de generación, transmisión, gestión del Sistema Eléctrico 98 Nacional, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica, así como la actuación de los agentes que intervienen en el servicio eléctrico. (Gaceta Oficial de la república Bolivariana de Venezuela Nro. 5.510 de fecha 14 de Diciembre del 2.000) A los efectos de la interpretación y aplicación del Reglamento de Servicio eléctrico, en su artículo Nro.2 se establecen las definiciones que tendrán el significado para aclarar dudas que se vayan presentados a lo largo de la realización de este trabajo de investigación. Definición de Términos Básicos Alta tensión (AT). Tensión de suministro a niveles mayores a 35 kV. Ajustes. Son los valores particulares de los parámetros de referencia de un sistema, o equipos o grupos de elementos, a colocar en protecciones a objeto de proteger los mismos. Los valores de ajuste se obtienen como resultado de los cálculos realizados, mediciones o datos suministrados por los diferentes fabricantes. Bahía. Es el espacio físico de la S/E conformado por dispositivos de maniobra y equipos de potencia asociados. Baja tensión (BT). Tensión de suministro a niveles menores o iguales a 1kV. Barra. Conjunto de conductores principales por nivel de tensión, a partir de los cuales se derivan las conexiones de los diferentes equipos que integran una S/E. Capacidad de ruptura de un fusible. Valor máximo de la corriente de cortocircuito que puede cortar bajo la tensión del fusible. Conexión. Conjunto de conductores y conectores que permiten unir diferentes equipos entre sí y con las barras. Corriente Inrush. La corriente de magnetización Inrush es una condición transitoria que ocurre cuando se energiza un transformador, incluso estando en vacío. 99 Cortocircuito. Es el contacto directo entre sí o con tierra de los conductores energizados correspondientemente a distintas fases. Diagrama o Plano Unifilar. Representación simbólica de un sistema trifásico equilibrado y sus elementos más importantes utilizando un solo hilo (como circuito monofásico). Esquema de barras. Es la disposición de la barra o de los juegos de barras por niveles de tensión que forman una subestación. Esquema de protecciones: Conjunto de relés que protegen una zona determinada (líneas, transformadores, generadores, entre otros) o un tramo de la subestación. Impedancia de secuencia cero. Consiste en tres fasores con magnitudes iguales y con desplazamiento de fase cero. Impedancia de secuencia positiva. Consiste en tres fasores con magnitudes iguales desplazamiento de fase ±120° y secuencia positiva. Interfaz. Es la comunicación que establece el usuario con cualquier dispositivo numérico, a través del medio que se establezca, es decir, es la interacción hombre maquina (OHM). La interfaz puede ocurrir también entre los mismos equipos. Ej. Relé de patio con el sistema de control central. Interruptor. También conocido como disyuntor, es un equipo de potencia diseñado para abrir o cerrar uno o más circuitos eléctricos, bajo condiciones normales de operaciones o de falla. Media tensión (MT). Tensión de suministro a niveles intermedios a los anteriores, generalmente expresados en kV. Parametrización. Esto se refiere a la adaptación de los equipos de control y protección a las condiciones propias del sistema, es decir, que los equipos de control traen sus parámetros de fabricación o por defecto. En caso de las protecciones se debe adaptar a la coordinación de protecciones, la tensión de alimentación, o cualquier otro parámetro distinto a lo que posee el dispositivo. 100 Protección. La energía no puede ser transmitida a la tensión de generación. 101 . dependiendo de las condiciones del Sistema. Potencia aparente en KVA. Subestación. entre otros). Servicios Auxiliares. Medición.Perturbaciones. Mediante las líneas de transmisión llega la energía a los centros de consumos de altos niveles de tensión. Elevación de la corriente sobre el valor umbral. Son todas las instalaciones con las que se efectúa la conducción de energía eléctrica desde los puntos de entrega de Ia transmisión hasta los puntos de suministros de los usuarios. aparatos y circuitos que tiene por función modificar parámetros de la potencia eléctrica. por lo tanto estas subestaciones se encargan de elevar el nivel de tensión hasta un punto donde puede ser transmitida con alta eficiencia. Sobrecorriente. Red o circuito de distribución. y viene expresado en Kilo voltamperios (KVA). Subestación de Distribución. Es aquella S/E que. Tablero. relación de fases o cualquier otra relación de señales. Potencia aparente requerida por la carga. Subestación Nodal. conforma un anillo en el Sistema de Transmisión y. Es la suma vectorial de las potencias activas y reactivas. pero continua al prolongarse en el tiempo puede dañar los equipos. Relé: Son dispositivos o elementos que reciben una señal o varias señales como información y que actúan para abrir o cerrar contactos dependiendo de Ia magnitud. en Ia cual. Estructura constituida por láminas metálicas en la cual se disponen equipos de baja tensión (Control. Subestaciones Elevadoras. Conjunto de dispositivos. interconectada con otra. Es la condición que permite la operación de uno o más componentes del sistema eléctrico. el flujo de energía puede ser en uno u otro sentido. luego para poderla distribuir a los consumidores es necesario bajar el nivel de tensión y se hace uno de las subestaciones reductoras o de distribución. variando generalmente parámetros de entrada para adaptarlos al centro de Consumo (Voltaje y corriente). a otro conectado a la carga. 102 .Transformador. Equipo estático el cual mediante inducción electromagnética transfiere la energía electromagnética de un punto del sistema conectado a la fuente de energía. Valor de corriente que rige la actividad de los relés. Valor umbral. 103 . y su característica fundamental es la de presentar una interpretación correcta de los mismos” (p. entender su naturaleza y factores constituyente. la población “Es la totalidad del fenómeno a estudiar en donde cada unidad de población posee una 104 . El enfoque que se hace sobre conclusiones dominantes y trabajos sobre realidades de hechos. o predecir su ocurrencia. Dentro de este marco de opiniones la presente investigación obedece a un diseño de campo. Bunge (1993) sostiene que: “La investigación descriptiva comprende la descripción. en su ambiente cotidiano para posteriormente analizar e interpretar los resultados de estas indagaciones. haciendo uso de métodos característicos de cualquiera de las paradigma o enfoques de la investigación conocidos o en desarrollo” (p. En este contexto.las líneas Carabobo I y II de las subestaciones mencionadas. por cuanto el mismo permitió no solo observar. el registro. 2006) la investigación de campo consiste en: “El análisis sistemático de problemas en la realidad con el propósito bien sea de describirlos. explicar sus causas y efectos. obteniendo de este modo un diagnóstico preciso de la problemática. sino recolectar los datos directamente de la realidad objeto de estudio. Diseño de la Investigación Según la Universidad experimental Libertador (UPEL. 22).18). Población De acuerdo a Tamayo y Tamayo (2004). Es importante señalar que el proyecto factible debe tener apoyo en una investigación descriptiva de campo o un diseño que incluya ambas modalidades. interpretarlos. análisis e interpretación de la naturaleza y la comprensión o procesos de los fenómenos. 114). La muestra es simplemente en sentido genérico. está sujeta a controles de validez y fiabilidad. La Observación Científica y La Entrevista. es decir. La población de una investigación es el conjunto de unidades de las que desean obtener y sobre las cuales van a generar conclusiones. Entre las técnicas más utilizadas por los investigadores se pueden nombrar: encuesta. la señala como: “Aquella porción que representa a toda la población” (p. Técnicas e Instrumentos para la Recolección de la Información Las técnicas.característica común. todos los esquemas de protecciones de la subestación Pedro Camejo de Corpoelec.50). utiliza medios e instrumentos propios”. la población es toda la muestra a investigar. Es así como para la recolección de datos en esta investigación se utilizó como técnicas: La Técnica de Análisis de Documental. observación. una parte representativa de la población o universo cuyas características cabe reproducir en pequeño lo más exactamente posible. En este caso la muestra son dos esquemas de protección SIEMENS. Con relación a la observación científica Villafranca (1996). la cual se estudia y da origen a los datos de la investigación” (p. tal como la señala Brito (1992) “Son las que permiten obtener información de fuentes primarias y secundarias” (p. la población fue entonces. Muestra Se hace necesario aclarar que se trabajó con la totalidad de la muestra. entrevista. análisis de contenido y análisis de documentos. la cual se define como muestra causal.12). Al respecto López (1999). Al mismo tiempo señala el mismo 105 . plantea que “Es planificada y controlada. bien sea en un proyecto factible u otra modalidad de proyecto. también puede ser definida como el conjunto finito o infinito de elementos personas o cosas pertinentes a una investigación. a aquella que facilita observar los fenómenos en forma sistemática y utilizar técnicas e instrumentos que permitan medir y organizar la información. En este orden de ideas. la cual se refiere según Villafranca (1996).77).66). Para este estudio se seleccionó una guía de entrevista. En cuanto al instrumento se tiene que Pérez (2006) lo considera como la herramienta que utiliza el investigador para registrar y organizar posteriormente la información o las respuestas (p. Dentro de este contexto.estructurada. hay que resaltar que el presente estudio empleo la observación estructurada. como una técnica que consiste en “detectar obtener y consultar la bibliografía y materiales que pueda ser útiles para el propósito del estudio así como extraer y recopilar la información relevante y necesaria que atañe al problema en investigación” (p.73). de tal manera que el entrevistador pueda obtener la información requerida” (p. conformada por trece (13) preguntas. la misma es asumida por Hernández (1992). 106 .autor que la observación científica según los medios se califica en Observación no estructurada y Observación estructurada (p. Más adelante Arias (2006) señala que la entrevista se clasifica en entrevista estructurada o formal. esta investigación utilizó para recolectar la información la entrevista estructurada o formal. Asimismo. con respecto a la técnica de la Entrevista. entrevista no estructurada y entrevista semi. En lo que concierna a la técnica de análisis documental. como la que se realiza a partir de una guía prediseñada que contiene las preguntas que serán formuladas al entrevistado para lograr obtener de allí las respuestas requeridas para el análisis correspondiente.57). Arias (2006) indica que “Más que un simple interrogatorio es una técnica basada en el dialogo o conversación cara a cara entre el entrevistador y el entrevistado acerca de un tema previamente determinado. la cual es definida por el autor anteriormente mencionado. Validez del instrumento La validez del instrumento se refiere al grado en que el resultado del mismo realmente refleja lo que se está midiendo. 107 . Se hace necesario mencionar que la guía de entrevista que se utilizó se sometió a consulta. exclusión y la correlación entre objetivos. es decir.80). Los resultados obtenidos se presentaran organizados de acuerdo a los objetivos previamente establecidos para el desarrollo de la investigación.243). La validez según Hernández (2006) se refiere “Al grado en que un instrumento mide a la variable que se pretende medir” (p. Dichos hallazgos. y las preguntas (ítems) del instrumento de investigación” (p. se hará uso de la estadística descriptiva. variables e indicadores. para una revisión de las preguntas con la finalidad de describir su representatividad y evitar confusión y ambigüedad al momento de su aplicación a la población del objetivo de estudio. El mecanismo más utilizado para obtener la validación es el juicio de expertos el cual es definido según Pérez (2006) como: “La revisión extractiva del instrumento de investigación a ser aplicado. Se confía su revisión a un panel de especialistas en metodología conocedores de la materia en estudio. Ellos verifican la redacción. que consiste en analizar la información recolectada. orientaran la redacción del cuerpo de conclusiones y recomendaciones. que mide lo que se pretende medir. Técnica de Análisis de los Datos Para el análisis de los datos que se recabaron a través de la aplicación de la entrevista estructurada. especificando las características de los actuales esquemas. para lo cual fue necesario determinar: la naturaleza del estudio. técnicas e instrumentos de recolección de datos. Durante esta fase se llevó a cabo el diagnóstico de la situación actual que presentan los esquemas de protección en las líneas Carabobo I y Carabobo II en las Subestaciones Carabobo y Pedro Camejo. también se obtuvo información sobre las impedancias de las líneas y los niveles de cortocircuitos de las dichas líneas asociadas a las subestaciones en estudio. Según Hernández (2006) el enfoque cuantitativa “Usa la recolección de datos para probar hipótesis. con base en la medición numérica y el análisis estadístico. la que se refiere al diagnóstico o detección de necesidades. población y muestra. para establecer patrones de comportamiento y probar teorías” (p.Fases de la Investigación Fase I: Diagnostico la situación actual que presentan los esquemas de protección actuales en las líneas Carabobo I y Carabobo II enlace que une a las subestaciones Carabobo y Pedro Camejo. Se observó los planos y la ingeniería de detalle que presentan los actuales esquemas de protección. De esta manera la fase diagnostica atendió a los lineamientos del método científico a través de la aplicación de procedimientos cuantitativos como lo es el empleo de la entrevista estructurada. es de hacer notar que dicha fase determinó la naturaleza del estudio. El estudio por estar enmarcado en la modalidad de proyecto factible se desarrolló en (3) fases. así como también las cargas máximas de las líneas asociadas. siendo la Fase I. validez y confiabilidad del intercambio y técnicas de análisis de datos. la cual se orientará bajo el enfoque cuantitativo. En esta fase se estudió las estadísticas de fallas presentes en la zona de estudio para así comparar la mejoría de los nuevos esquemas con los actuales.5). 108 . También se calculará los niveles de cortocircuitos según las impedancias de las líneas asociadas a las subestaciones en estudio. Se analizaran los resultados que deje este cálculo. que si se tiene el recurso humano especializado y actualizado en el área. Después del análisis de los resultados obtenidos para lograr la mejora y reemplazo de los esquemas de protección se adecuará la ingeniería de detalle de los nuevos esquemas. Dentro de este escenario se puede decir. llevaron a cabo la propuesta presentada. el análisis de las variables aplicadas para el diagnóstico mostrará con exactitud qué ocurre actualmente y cuáles son las deficiencias en el sistema. se calculará con cuanta frecuencia ocurre una falla y como el sistema actual la aísla. En esta fase se procedió a determinar la viabilidad de la propuesta. partiendo de la factibilidad técnica. Ingenieros eléctricos y técnicos en electricidad los cuales con su amplia disposición y compromiso. para lograr manejar los elementos que regirán la implementación de los esquemas de protecciones numéricos. que se requieren para ejecutar las acciones correspondientes a la implementación de los esquemas numéricos de protección. En esta fase se analizará los resultados obtenidos mediante el diagnóstico. Fase III: Evaluación la factibilidad Técnica-Económica de la implementación de las protecciones numéricas en las líneas Carabobo I y Carabobo II.Fase II: Análisis de los parámetros obtenidos calculando los niveles de cortocircuito para el diseño de la nueva ingeniería de detalle. En esta fase II se estudiaran los parámetros monitoreados por el esquema actual de protección en el enlace que une las subestaciones Pedro Camejo y Carabobo. el cual ayudara a la escogencia de nuevos esquemas de protecciones. Por otro lado se posee el recurso tecnológico (protecciones numéricas) los cuales mediante 109 . la cual está referida tanto al recurso humano como al recurso tecnológico. si es que lo logra hacer. el cambio de ingeniería y equipos fue factible adecuar los esquemas a las nuevas tecnologías en las líneas Carabobo I y II en las subestaciones Carabobo y Pedro Camejo. De igual manera. mediante el Cambio de Ingeniería y Equipos para adecuar los Esquemas a las Nuevas Tecnologías en las líneas Carabobo I y II de las Subestaciones Carabobo Y Pedro Camejo. fue posible determinar la viabilidad económica de la propuesta. por cuanto en el presupuesto de las subestaciones mencionadas. supervisión y control del sistema eléctrico. 110 . Fase IV: Implementación de Protecciones Numéricos. A través del desarrollo de esta fase se ejecutara el cambio de equipos mediante la realización de pruebas de aceptación para la puesta en servicio de los nuevos esquemas numéricos de protección en las líneas anteriormente mencionadas. así como la optimización en el suministro de energía eléctrica. De igual modo la protección numérica permitió facilitar la medición. la cual fue positiva. estaban incorporados los esquemas numéricos como innovación. Todo ello fue posible obtenerse gracias a la modernización de los esquemas por medio de innovaciones que lograron minimizar las interrupciones que afectaban con frecuencia las diferentes actividades de la vida cotidiana. una vez implementados permitieron evaluar los alcances de los mismos lo cual arrojo resultados satisfactorios por cuanto se dio respuesta correcta y oportuna a la problemática inicialmente planteada. Dichas acciones. 111 . En el patio de transmisión existen salidas de líneas del mismo nivel de tensión hacia la Subestación San Diego (dos salidas). a la subestación Carabobo (dos salidas). a la Subestación Valencia y la Subestación Planta del Este. todas estas pertenecientes a CORPOELEC. dando origen a los tramos de salida de línea o de transformación. Figura 38: Generador.8kV a 115kV hacia la barra principal del patio de transmisión de la subestación.generadores pueden verse en el cuadro 6. Dichos generadores alimentan unos transformadores que se encargan de elevar la tensión de 13. dichas entradas y salidas pueden observar claramente en el 112 . Plata Pedro Camejo. se encuentra entrelazada con una serie de equipos de potencia. Dicha barra en el nivel de tensión mencionado. Fuente: Patio Subestación Pedro Camejo. Los otros interruptores que forman parte del patio de la subestación Pedro Camejo son los que están asociados a los tramos de generación y transformación. soportes. Cuadro 6: Generadores.diagrama unifilar expuesto en el Anexo A. están asociados a todas y cada una de las salidas de línea o al tramo de transformación. Estas configuraciones están conformadas por interruptores de potencia. así como también de sus características principales dejando como resultado los siguientes datos: Interruptores de Potencia Los interruptores de potencia (Ver figura 39). seccionadores (sea hacia línea o hacia barra). Identificación Marca Elevación Potencia Factor de Potencia Amperios del Estator Voltaje del Estator Fases G11 y G12 Siemens 1542 pies 202 MVA 0. Las 113 . transformadores de medida como los TP y TC. se tomó nota de cada una de las marcas y simbologías de dichos equipos. Gracias a la técnica de observación directa se diagnosticó cuantos equipos de potencia conforman los tres mencionados patios de la subestación Pedro Camejo. conductores y transformadores de potencia.8 7775 A 15000 V 3 Frecuencia 60 Hz Velocidad 3600 rpm Amperios Rotor 1378 A Estándar ANSI Temperatura Máxima de Operación 113 °F Temperatura Mínima de Operación 50 °F Fuente: Subestación Pedro Camejo. diferentes marcas de los interruptores y sus características se encuentran explicitas en los cuadros 7. 8 y 9. Cuadro 8: Interruptores de Potencia.H1290 Siemens 3AP1 FG Tensión nominal Frecuencia Intensidad de corriente nominal 115 KV 60Hz 3150 A 114 . Identificación Marca Tipo H605.ALTOM GL 312 F1 Tensión nominal Intensidad de corriente nominal Duración nominal admisible de 145KV 3150 A 3 seg cortocircuito Corriente de corte nominal en 40KA cortocircuito Tipo de extinción Año Gas SF6 2007 Fuente: Subestación Pedro Camejo. Identificación Marca Tipo H505.H1190. Cuadro 7: Interruptores de Potencia.H105 AREVA. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo. Figura 39: interruptor de Potencia marca Siemens. siendo esto 115 .Duración nominal admisible de 3 seg cortocircuito Corriente de corte nominal en 40KA cortocircuito Tipo de extinción Año SF6 2012 Fuente: Subestación Pedro Camejo. H305. algunos de ellos ya no son controlados u operados desde la sala de mando. para abrirlo para cualquier eventualidad se requiere trabajo manual del operador. hay dos seccionadores por cada tramo. H110 Marca ASEA Tipo 145/2602 B2 Tensión nominal 123KV Frecuencia 60Hz Intensidad de corriente nominal 2500 A Duración nominal admisible de 3 seg cortocircuito Corriente de corte nominal en 50KA cortocircuito Tipo de extinción Aceite Año 1977 Fuente: Subestación Pedro Camejo. cabe destacar que a través del diagnóstico se observó que dichos equipos tienen muchos años en funcionamiento. Cuadro 9: Interruptores de Potencia. es decir. Identificación H405. Seccionadores de Potencia Los seccionadores de potencia (Ver figura 40) pueden abrir el tramo hacia la barra o hacia la línea de salida. H205. los datos más importantes de dicho transformador se encuentran en el cuadro 12. JARDI 1790 123KV 1000 A 550KV 40KV Fuente: Subestación Pedro Camejo. Para cada uno de los transformadores existe una protección diferencial para que al momento de 116 . siendo tres (3) en la subestación Pedro Camejo. dos elevadores que se encuentran en la salida de los generadores ya mencionados (Ver figura 41). Las características de dichos equipos se muestran en el cuadro 10.algo riesgoso para ellos. y uno que se encarga de reducir la tensión a el nivel requerido para los circuitos de distribución (Ver figura 42). Cuadro 10: Seccionadores de Potencia. Marca Año Tensión Nominal Intensidad Nominal Tensión de ensayo al choque Limite térmico ASEA. cuyas características se expresan en el cuadro 11. Figura 40: Seccionador ASEA. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo. Transformadores de Potencia Los transformadores de potencia forman parte de los patio de generación y distribución. igual si hay una falla dentro del mismo la protección actuara para no extender el inconveniente hacia las diferentes partes de la subestación. 117 .TG12 Fortune Elec Núcleo 3 IEEE C57. Cuadro 11: Transformadores de Potencia Elevador. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo. Identificación Marca Tipo Fases Estándar Tensión Nominal en Alta Tensión nominal en Baja Temperatura del Aceite Impedancia Potencia Grupo Vectorial Intensidad Nominal Alta Intensidad Nominal Baja Año TG11.46% 135-225 MVA YNd1 678-1130 A 5196-8660 A 2005 Fuente: Subestación Pedro Camejo.una falla en cualquier parte de la subestación no se vean afectados.12 115KV 15KV 65 ° C 7. Figura 41: Transformador de potencia Fortuner Elec. Transformadores de Potencial Los transformadores de medida son una parte muy importante dentro de la subestación. Identificación Marca Tipo Fases Estándar Tensión Nominal en Alta Tensión nominal en Baja Temperatura del Aceite Impedancia Potencia Grupo Vectorial Intensidad Nominal Alta Intensidad Nominal Baja Año TD ALSTHOM TTHRV 3 IEC 76 115KV 13.2% 24-30 MVA YNyn0 151 A 1255 A 1990 Fuente: Subestación Pedro Camejo. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo. estos se encargan de bajar el nivel de tensión o corriente.8KV 60 ° C 10.Cuadro 12: Transformadores de Potencia Reductor. a unos valores medibles y manipulables para los equipos de protección y 118 . Figura 42: Transformador de Potencia ALSTHOM. Dentro de estos equipos de medida están los transformadores de potencial o tensión (TP) (Ver figura 43). ayudando así a configurar los ajustes de las mismas. son tres (3) por cada salida o tramo. siendo de varias marcas y de diferentes años de fabricación. Dichos TP en la subestación en estudio. dichas especificaciones se encuentran expresadas en el cuadro 13. 119 . y son observados en los tableros de medición o de protecciones. pero básicamente con las mismas características. Fig ura 43: Transformador de potencial AREVA. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo. es decir son monofásicos. conectados en paralelo a la las líneas de transmisión. son utilizados para obtener los parámetros que definen o contiene dichas líneas.medición. estos parámetros o valores son llevados desde estos TP hasta la sala de mando de la subestación. Cada uno de estos transformadores está asociado a una fase. Cuadro 14: Uso de los núcleos del secundario en los TP. En el cuadro 14 se muestra como están distribuidos los núcleos en los transformadores de tensión o potencial. dicha división del secundario es para poder tener en el mismo equipo dos funciones. mostrando en el mismo. la clase de precisión y las relaciones de transformación de cada núcleo. RITZ Tipo UXT-123 Nivel de tensión 115KV Frecuencia 60 Hz Relación 115KV/110V Normas IEC 60044-3 Año 2012 Fuente: Subestación Pedro Camejo. Transformadores de Corriente 120 . ARTECHE. AREVA. Núcleo Cantidad Terminales Relación Carga y Clase de precisión Medición 1 1a-1n 115KV/110V 150VA CL 0. Los transformadores de potencia se encuentran compuestos por un núcleo en el primario y dos núcleos en el secundario.5 Protección 1 2a-2n 115KV/110V 75VA 3P Fuente: Placa característica de los TP en patio S/E Pedro Camejo. en las líneas en estudio. medición y protección. Marca ABB.Cuadro 13: Transformadores de Potencial. a pesar de las diferencias entre los fabricantes. referidos ese valor. a niveles manejables por los equipos de protección y medición. y así poder colocar todos los demás componentes relacionados. Cuadro 15: Transformadores de Corriente. Marca ABB. Figura 44: Transformador de Corriente ASEA. encargados de reducir la corriente o intensidad. dichos TC se conectan en serie con la salida de línea. dependiendo la carga que tenga cada salida. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo. pero con características comunes entre ellos. son monofásicos. permiten saber cuánta corriente pasa por cada fase.AREVA 121 . Dichas características se encuentran expuestas en el cuadro 15. siendo de diferentes relaciones. En la subestación Pedro Camejo se observaron tres (3) por cada salida de línea o tramo (Ver figura 44).Los transformadores de corriente (TC). El primario no tiene particiones. En los TC de las tres fases de las líneas en estudio.2 Fs 5 4S2-4S4 2000/5 A 60 VA Clase 0.2 Fs 5 1S3-1S4 1500/5 A 40 VA clase 5P20 1S2-1S4 2000/5 A 40 VA clase 5P20 1S1-1S4 2500/5 A 40 VA clase 5P20 2S3-2S4 1500/5 A 40 VA clase 5P20 2S2-2S4 2000/5 A 40 VA clase 5P20 2S1-2S4 2500/5 A 40 VA clase 5P20 122 . Núcleo Medición Protección Cantidad 1 3 Terminales Relación Carga y Clase de 4S3-4S4 1500/5 A precisión 50 VA Clase 0.2 Fs 5 4S1-4S4 2500/5 A 85 VA Clase 0. En el cuadro 16 se expresa detalladamente como son utilizados esos núcleos. que relación de corriente los caracteriza y bajo qué clase de precisión operan. pero el secundario se encuentra dividido en cuatro partes para poder distribuir las funciones en protección y medición. existen núcleos primario y secundario. Cuadro 16: Uso de los núcleos del secundario en los TC.Tipo IMB 123 Normas IEC 60044-1 Distancia Fuga 3625 mm Tensión Máxima 123 KV Nivel de aislamiento 230-550 KV Corriente térmica 1800 A Frecuencia 60Hz Relación 1500/5 Fuente: Subestación Pedro Camejo. compuesto como se mencionó antes.8KV 400/5 123 . alimentando así 4 circuitos de diversas empresas del sector industrial (Domínguez. Alaca y Goodyear). En el cuadro 17. por un transformador de potencia de 30 MVA.8KV 1200/5 Domínguez D105 13. La Subestación en estudio cuenta con un patio de distribución. Ancor.8KV 400/5 Goodyear D205 13. Cuadro 17: Salidas de Líneas Pedro Camejo. llevando el nivel de tensión de 115kV a 13. Salida de línea Código Tensión Relación TC Planta del Este H105 115KV 750/5 Valencia H205 115KV 750/5 Carabobo I H305 115KV 1500/5 Carabobo II H405 115KV 1500/5 San Diego I H505 115KV 750/5 San Diego II H605 115KV 750/5 D-180 D-180 13.8KV 600/5 Ancor D305 13.3S3-3S4 1500/5 A 40 VA clase 5P20 3S2-3S4 2000/5 A 40 VA clase 5P20 3S1-3S4 2500/5 A 40 VA clase 5P20 Fuente: Placa característica de los TP en patio S/E Pedro Camejo.8 kV. se nombran los códigos de cada línea (salidas de línea o circuitos de distribución). su nivel de tensión y la relación de sus transformadores de corriente (TC). Cada uno de los circuitos de distribución se observan en la figura 45. las cuales están seleccionadas puntualmente en un periodo comprendido entre Enero 2014 hasta Marzo 2015.8KV 400/5 Fuente: Gerencia de Operaciones Corpoelec Carabobo. Se extrajo de los tableros de medición de la subestación una tabla con las cargas máximas de las líneas de entradas y salidas. tanto de transmisión como del patio de distribución. En el cuadro 18 se expresan estas cargas máximas de cada salida de línea o circuito de distribución.Alaca D405 13. Aquí va cuadro 18 124 . Figura 45: Circuitos de Distribución. Fuente: Patio S/E Pedro Camejo. Siguiendo con el diagnostico, fueron facilitados los niveles de cortocircuito actuales del sistema, a la Gerencia de Operaciones de Corpoelec, donde se especifican los niveles de cortocircuito trifásico y 125 monofásico respectivamente de las subestaciones involucradas (Pedro Camejo y Carabobo) (Ver anexo B). Siguiendo con la recopilación de información para diagnosticar la situación actual a través de la observación directa, se tienen los equipos de protecciones referidos a las líneas que sirven de enlace entre la subestación Pedro Camejo y la subestación Carabobo, dichos esquemas están compuestos por una protección de hilo piloto como protección principal y una protección de distancia como protección de respaldo. Dicha protección principal de hilo piloto es un esquema diferencial marca ASEA, de un tecnología electrónica discreta, el cual operaba a través de su comunicación entre las subestaciones mediante un conductor de cobre alojado a las afueras de la subestación. Gracias a las visitas a la subestación Pedro Camejo se puedo constatar que dicho esquema ya no se encuentra en funcionamiento debido a que el conductor o elemento de comunicación fue hurtado. Ya que se encontraba a las afueras de la subestación, siendo el esquema de respaldo el único en funcionamiento, es decir, que dichas líneas no cuentan con una protección de respaldo colocando en peligro los equipos y el sistema eléctrico. Al momento de que no actué la protección principal por cualquier inconveniente cuando ocurre una falla, quedan todos expuestos y podrían dañarse, afectando así todo el sistema. En la figura 46 y 47 se puede observar el tablero que conformaba dicha protección de hilo piloto ya fuera de servicio. 126 Figura 46: Esquema de Protección de Hilo Piloto Parte Frontal. Fuente: Sala De Mando S/E Pedro Camejo. Figura 47: Esquema de Protección de Hilo Piloto Parte Trasera. Fuente: Sala De Mando 127 El valor de impedancia de arranque de estos relés es variable e independiente del valor de corriente superior a 3. muy robusta compuesta por dos tableros muy grandes. fallas a tierra monofásicas y polifásicas.25 IN. Dicha esquema de protección puede verse en las figuras 48 y 49. dobles fallas a tierra. A fin de aumentar el rango de la protección a bajas corrientes. los relés LZ.5 IN. El esquema de respaldo (ahora principal). Cuando el voltaje cae a cero estos relés actúan como relés de sobrecorriente y arrancan a 0. de una tecnología electromecánica. En sistemas con neutro sólidamente aterrado. cortocircuitos trifásicos y: a. Estos relés pueden detectar cortocircuitos entre fases. 128 .S/E Pedro Camejo. En sistemas con neutro aislado o aterrado a través de una impedancia. dicha protección no es muy exacta ya que las líneas en estudio son de tan solo 600m. es un esquema de distancia marca BBC LZ-32. y esto hace que se vuelva imprecisa. b. están diseñados de tal forma que la impedancia de arranque a bajas corrientes sea más alta que el valor ajustado. Figura 48: Esquema de Protección de LZ32 Parte Frontal. 129 . Fuente: Sala De Mando S/E Pedro Camejo. Figura 49: Esquema de Protección LZ32 Parte Trasera. Fuente: Sala De Mando S/E Pedro Camejo. con la consiguiente flexibilidad de adaptación. Características  Relé capacitado para proteger líneas aéreas o subterráneas. independientemente del tipo de falla. Las características del esquema LZ32 se muestran en el cuadro 19.  Selector de alargamiento de la primera etapa.  Notable insensibilidad frente a las oscilaciones de la red. regulables independientemente entre sí. incluso las de gran longitud y carga elevada. con característica de círculo de admitancia desplazado.  Características de protección de distancia. 130 .  Permite esquemas de reenganche monofásico.  Permite esquemas de operación de: aceleración de etapa. con cuatro escalonamientos de tiempos.  El tiempo de ajuste de cada etapa puede variarse entre 0.  Detección selectiva de cualquier tipo de falla. Tiempo mínimo de operación: 40 ± 5 mseg. Cuadro 19: Características Principales del Relé de Protección LZ32.  Tres etapas direccionales y una no direccional. sobre alcance permitido.1 y 5 seg independientes entre sí.  Desenganche rápido en la primera etapa.  Relés de arranque por mínima impedancia.  Selector para elegir cuatro programas de reenganche diferentes.  Protección de reserva contra las fallas a tierra.  Elemento común para la medida de la distancia en función del sentido. La impedancia de secuencia positiva de la línea siempre es medida. trifásico o ambos a la vez.Un cambio en la frecuencia del sistema no afecta la medición.  Amplios márgenes de regulación. subalcance permitido. b. Otra característica de este tipo de protección a distancia es su operación de acuerdo a una curva tipo MHO. se encuentra la Zona de Arranque (Ver figura 50). la cual muestra las etapas de alcance y en que cuadrante del plano cartesiano. Para asegurar la desconexión rápida en ambos extremos en líneas con doble alimentación. Transferencia Carrier: (Transmisión de una subestación a otra de una señal de disparo a través de un canal de alta frecuencia). Figura 50: Curva Tipo MHO del relé LZ32. se puede usar los siguientes métodos: a. Etapas de Alcance 131 . c. Fuente: Mario Aguilar (2009). Aceleración de Etapas: (Tan pronto como un relé de distancia arranca. Sobrealcance: (Sin señal de conexión entre las subestaciones de los dos extremos de la línea). Fuente: Corpoelec. Permite compensar la característica de arranque (compundaje). el alcance de la primera etapa del relé de la otra subestación. se encuentra la revisión de la estadística de fallas presentadas en los dos últimos años en dichas líneas que logran hacer el enlace entre las subestaciones. Esta estadísticas nos permite comparar la frecuencia con que el sistema presenta problemas. Estas tablas de estadísticas nos muestran la fecha. Fuente: Dpto. es decir. un cuadro con 132 . de Protecciones Carabobo. En el mismo contexto se obtuvo del departamento de protecciones encargado de operaciones en las subestaciones en estudio. mostrando que quedo fuera de servicio y que fue afectado. Dentro de las cosas más importantes del diagnóstico de las protecciones en estudio. Figura 51: Etapas de Protección del LZ-32.En la figura 51 se muestra el alcance de impedancia del relé y tiempo de y tiempo de operación para cada una de las zonas de protección de la línea de acuerdo a los ajustes de Coordinación. la hora el motivo y la consecuencia de cada interrupción al sistema. En el cuadro 20 se observa los detalles mencionados de estadística de fallas. nos permite demostrar cuando operaron las protecciones. Dicha tabla fue suministrada por el departamento de operaciones de la gerencia de transmisión Carabobo. indicando lo preciso o no de las protecciones. dando como resultado cuál de ellas son o no confiables. las impedancias de las líneas que unen las subestaciones Pedro Camejo y las impedancias de las líneas que unen las subestaciones Pedro Aquí va el cuadro 20 133 . 134 . 5830 3.0023 B(p.u) 0. Figura 52: Patio S/E Carabobo.0003 R(p. Inicio Final Nombre Pedro Camejo Carabobo Carabobo 1 Pedro Camejo Carabobo Carabobo 2 Tensión 115 KV 115 KV Datos de Secuencia Positiva R(Ohm/Km) X(Ohm/Km) B(Mho/Km) 0. 135 .0009 X(p.4610 1.5003 Datos de Secuencia Cero R(Ohm/Km) X(Ohm/Km) 0.u) B(p. Fuente: S/E Carabobo.2770 Corriente 301 A 301 A Longitud 600m 600m R(p.u) 0.u) 0. tanto en secuencia positiva como secuencia cero.Carabobo.0002 Fuente: Departamento de Protecciones Región Carabobo (2010).u) X(p. Cuadro 21: Impedancias Características de las Líneas. cabe destacar que esta es la llegada de las líneas en estudio.0021 0. En el cuadro 21 se muestran dichas impedancias.2006 0.0072 0. También se extrajo información de los componentes de la subestación Carabobo (Ver figura 52).0160 0. también se muestran las impedancias de las líneas asociadas a las dos subestaciones. Con cuantos equipos de potencia y circuitos cuenta dicha instalación.u) B(Mho/Km) 2. es por esto que una falla en dichos equipos. afecta al sistema de una manera grave. Las mismas se muestran en el cuadro 23. Estas fallas son referidas a cada vez que el generador se disparó por diversas causas eléctricas. Cabe destacar que los generadores una vez quedan fuera de servicio. Dentro de este mismo orden se obtuvo los diagramas unifilares de ambas subestaciones por separado (Ver Anexo C). Subestación Carabobo Interruptores en estudios H605 . 136 . pasan por un proceso o protocolo de encendido que tiene un tiempo prolongado. verificando todos los componentes plasmados en el diagrama unifilar. ya que lo deja sin la potencia que entregan dichos generadores.H505 Transformadores 4 de 36 MVA Salidas de líneas 4 en 115 KV Circuitos de distribución 18 en 13 KV Fuente: S/E Carabobo. estas en un periodo que va desde enero hasta diciembre de 2014. Otras de las informaciones que nos dejó el diagnóstico fue la estadística de falla de los generadores eléctricos que conforman la planta de generación Pedro Camejo. donde se colocó los nombres de dichos equipos. Cuadro 22: Datos de la Subestación Carabobo. los cuales serán tomados en cuenta en la fase dos de esta investigación. a través de visitas realizadas a dichas instalaciones.Para dicha información se elaboró el cuadro 22. 137 . Unidad Fecha Hora 12 11 11 06-02-2014 12-02-2014 07-03-2014 06:23 16:53 07:38 11 08-03-2014 22:49 11 08-03-2014 08:29 11 10-03-2014 22:15 11 13-03-2014 22:10 12 13-03-2014 22:10 12 10-04-2014 15:43 11 10-04-2014 16:07 11 10-05-2014 14:05 12 09-06-2014 04:27 12 09-06-2014 06:21 12 10-06-2014 23:53 12 17-06-2014 10:04 11 21-08-2014 10:20 12 21-08-2014 10:20 12 28-08-2014 12:20 12 21-09-2014 10:18 12 26-09-2014 22:38 11 05-10-2014 23:01 12 05-10-2014 23:01 12 12 07-10-2014 12-10-2014 23:13 06:45 12 14-10-2014 23:42 11 11-11-2014 16:01 12 14-11-2014 06:41 12 15-11-2014 18:57 11 18-12-2014 16:01 12 30-12-2014 07:01 Fuente: Planta de generación Pedro Camejo.Cuadro 23: Estadística de falla de la planta de generación Pedro Camejo. 138 . bifásicas y trifásicas. Fuente: AutoCAD. Cabe mencionar que se toma este diagrama tomando en cuenta los aportes de las SS/EE adyacentes. En esta fase se realizará el cálculo de cortocircuito en la barra 115KV de la S/E Pedro Camejo. En la figura 53 se muestra el esquema o diagrama unifilar que se utilizó para el cálculo mencionado. Tomando en cuenta los aportes de todas las fuentes que se encuentran conectadas a dicha barra. así como también los diagramas unifilares de todo el sistema central. aportadas por la gerencia de operaciones de Carabobo. monofásicas.Fase II: Análisis de los parámetros obtenidos calculando los niveles de cortocircuito para el diseño de la nueva ingeniería de detalle. ambas expuestas en la fase I. En dicho cálculo se utilizó la teoría de sistemas de potencias para el análisis de fallas. Figura 53: Diagrama unifilar utilizado para el cálculo. Cabe destacar que sirvió de ayuda las impedancias de las líneas y de los equipos involucrados. Se inicia el cálculo de los valores de prefalla. logrando así obtener valores de las corrientes que contribuyen a la falla. las cuales son normativa de Corpoelec. esta establece que para cualquier calculo en un sistema por unidad relacionado con sus instalaciones deben utilizarse los valores que se muestran en el cuadro 24. Figura 54: Diagrama de impedancias equivalente. las mismas llevadas a un sistema por unidad con una base común. Fuente: AutoCAD. Del diagnóstico se extrae las impedancias involucradas con el sistema en estudio. Se empieza por conocer el diagrama equivalente de impedancia (Ver figura 54). Cuadro 24: Valores base del sistema en estudio.El cálculo según la teoría de análisis de sistemas de potencia. Dichas bases están compuestas por un voltaje base y una potencia base. Potencia base Sbase 100MVA Voltaje base Vbase 115KV Fuente: Corpoelec. esto para que todos los equipos y líneas involucradas. se divide en encontrar primero los valores de prefalla o antes de que ocurra la anormalidad. Cada uno de estos valores están relacionados a bases diferentes. 139 . obteniendo los valores reales de cada elemento involucrado. y luego al momento de la misma. estén referidos a una sola base. 0744 0.4502 Ω Fuente: Gerencia de operaciones Carabobo.30018 Ω 3.5003Ω/km 0. es preciso primero saber que de cada una de las SS/EE que se encuentran anilladas con la S/E Pedro Camejo.0746 0.4836Ω/km 0. involucradas con el sistema en estudio.U 0. Xsd2 Xc1 .14 Ω 0.2% P.46% 7. 5 Dónde: Xcc= Es la impedancia generada por el sistema externo. Cuadro 25: Impedancias involucradas con el sistema en estudio.102 Símbolo Impedancia por km distribución Línea San diego 1 y 2 Carabobo 1 y 2 Valencia Planta del Este Xsd1 . 140 .675 Ω 1. Para poder dar inicio al cálculo.4834Ω/km Impedancia en ohm 3.1 0. Vcc= Voltaje del sistema externo.En el cuadro 25 se muestran las impedancias extraídas del diagnóstico.4992Ω/km 0. Dichas fuentes e impedancias son calculadas con la siguiente ecuación: 2 Xcc= Vcc SK ¨ Ec. se obtienen unos sistemas externos (SE). Xc2 Xv Xpe 0. Equipo Símbolo Impedancia Impedancia en Generador 11 Generador 12 Transformador 1 Transformador 2 Transformador Xg11 Xg12 Xt1 Xt2 Xd 10% 10% 7.44% 10.1 0. una fuente y una impedancia que caracteriza la barra mostrada en el diagrama equivalente. es decir. SK”= Potencia del sistema externo. 78 Carabobo 30.20 Fuente: Gerencia de Operaciones Corpoelec. Cuadro 27: Aporte monofásico de las SS/EE involucradas.875 29.15 Fuente: Gerencia de Operaciones Corpoelec. S/E San Diego Valencia Planta del Este Carabobo IK” (KA) 34.584 SK” (MVA) 2263.16 -83. 141 . Dichos valores son los que rigen a los sistemas externos mencionados.976 21.179 2189.49 4926.060 -77.73 -80.85 -83.12 50.424 Ip (KA) 84.884 -81.55 6145.407 1965.54 75. se muestran los aportes trifásicos y monofásicos de las SS/EE adyacentes en el cuadro 26 y 27 respectivamente. Cuadro 26: Aporte trifásico de las SS/EE involucradas.24 80.65 -82.042 -83. Todos estos datos referidos al nivel de tensión en estudio (115KV). Después utilizando la ecuación 5. el ángulo de la misma. la potencia de cortocircuito y la corriente pico de cortocircuito. En dichos cuadros se puede observar la corriente máxima de cortocircuito subtransitoria.22 72.17 81.67 5707.086 32.434 1452.62 Planta del Este 24. El diagrama equivalente cambia a él mostrado en la figura 55.Antes de ver como quedaría el diagrama para el cálculo.67 6605.39 69.95 Valencia 28. se obtienen los valores de impedancias de los mencionados sistemas externos (Ver cuadro 28). S/E IK” (KA) IK” ( deg) SK” (MVA) Ip (KA) San Diego 33.602 IK” ( deg) -83.33 56. Impedancias Xse1 Xse2 Xse3 Xse4 Valor en ohm 2 2. 6 . Cuadro 28: Impedancias de los sistemas externos. S base nueva= potencia que tiene el elemento referida a la nueva base. 142 Ec. Se procede a llevar los valores de cada impedancia a una base común.31 2. V base vieja= Voltaje de la base vieja.Figura 55: Diagrama equivalente.15 2. V base nueva= Voltaje que tiene el elemento referido a la nueva base. Fuente: AutoCAD.68 Fuente: Calculo del investigador. Zpu( base vieja)= Impedancia de base vieja o relacionada a otra base. para esto se requiere de las siguientes ecuaciones: Vbase vieja 2 Sbase nueva ( ) ( ) Zpu base nueva =Zpu base vieja ∗ ∗ Vbase nueva Sbase vieja ( )( ) Donde: Zpu (base nueva)= Impedancia en la base nueva. 05 Transformadores Xt1. Tras el uso de estas ecuaciones se obtienen los valores en por unidad.023 Carabobo Xc1. ZL (base vieja)= impedancia de la línea referida a la base vieja.014 143 . Xc2 0.u Generadores Xg11.03 Trans. Los resultados de dicho cálculo se muestran en el cuadro 29.u 0.S base vieja= potencia que tiene el elemento referida a la base vieja. Cuadro 29: Impedancias referidas a la base nueva. mencionada anteriormente. Xt2 0. Cuadro 30: Impedancias de los sistemas externos en por unidad. Luego se procede a llevar los valores de los sistemas externos a la base común utilizada. referidos a una sola base.0109 Fuente: Cálculo del investigador. ZL ( base nueva )= ZL(base vieja) Zbase Ec. Zbase= impedancia de la base tomada.0277 Planta del este Xpe 0. Xg12 0. En el cuadro 30 se muestran los resultado de dicho cálculo. Impedancias Xse1 Valor en p. Distribucion Xd 0.00269 Valencia Xv 0. 7 Dónde: ZL (base nueva)= impedancia de la línea referida a la base nueva.34 San Diego Xsd1. esto a través de la ecuación 7. Xsd2 0. Equipo o línea Símbolo Impedancia en p. 5 2. Después de dicho cálculo se obtienen los valores de corriente en por unidad.5 12. Cuadro 31: Corrientes en por unidad.Xse2 Xse3 Xse4 0. por el método de corriente de Kirchhoff.81 0.u 12. 144 . se procede a calcular las corrientes que llegan y salen de la barra. Después de obtener los valores referidos a una sola base.56 0. Esto con ayuda del circuito equivalente mostrado en la figura 56. las cuales se muestran en el cuadro 31.0175 0.467 Fuente: Ley de corriente de Kirchhoff.54 0. Figura 56: Circuito equivalente.303 0. Corrientes I11 I12 I2 I3 I4 I5 I6 Valor en p.016 0.02 Fuente: Cálculo del investigador. Fuente: AutoCAD. o su valor en amperios. se requiere de la siguiente ecuación: Ipu= Ireal Ibase Ec.Luego para obtener el valor real de estas corrientes.04 A =167.71 A 135.04 A √ 3∗115 KV Ibase= 502. Tomando en cuenta que la Ibase es la siguiente: Ibase= 100 MVA =502. Terminando así con el cálculo de los valores prefalla. Cuadro 32: Corrientes reales del sistema.3 A 3 Se tiene que las corrientes en el sistema por unidad serán multiplicadas por la corriente base y se obtendrán las corrientes reales del sistema de potencia analizado.75 A 145 . Ireal=Es la corriente real del sistema. Ver cuadro 32. 8 Dónde: Ipu=Es la corriente por unidad.04 A 93. Corrientes I11 I12 I2 I3 I4 I5 Valor real 6275.5 A 6275. Ibase=Es la corriente que depende de las bases tomadas en principio.5 A 425.54 A 50. En la figura 57 se muestra como queda el sistema analizado con la falla mencionada (F). Cu= Contribuciones de las corrientes en por unidad. característica esencial de los cortocircuitos.I6 78. el voltaje en la barra se hace cero. A continuación se realiza la segunda parte del cálculo. simulación de una falla en la barra de 115KV de la S/E Pedro Camejo.14 A Fuente: Análisis del sistema de potencia. La corriente de falla. 146 . Al momento de la falla. y viene dada por la siguiente expresión: n IF=∑ Cu( pu) Ec. Figura 57: Diagrama de simulación de la falla F en la barra 115KV. es la suma de todas las corrientes que contribuyen a la barra cortocircuitada. 9 i=0 Dónde: IF= Corriente de falla. para encontrar la corriente de cortocircuito que caracteriza a dicha barra. Con estos datos mostrado y los circuitos equivalentes al momento de la fallas.47 22. 147 . en la figura 58 se muestran cada uno de ellos. Cuadro 33: Contribuciones de cada parte involucrada al momento de la falla. Fuente: AutoCAD.Dichas contribuciones dependerán de los circuitos equivalentes de cada una de ellas al momento de la falla. En el cuadro 33 se muestran dichas contribuciones.36 Fuente: Cálculo del investigador.21 58.12 32. Figura 58: Circuitos equivalentes al momento de la falla.u 25 39. Contribuciones Icg11 Icg12 Icsd Icc Icv Icpe Valor en p. se obtiene las contribuciones en ese preciso instante de cada una de las partes involucradas o conectadas. Luego con la ayuda de la ecuación 8 se obtienen los valores reales de dichas contribuciones (Ver cuadro 34).96 A Así como también la potencia de la falla con ayuda del voltaje del sistema.56 A 5414.50 A 6561. Donde se suman todos los valores de las contribuciones de los sistemas externos y de las corrientes encontradas en el cálculo de prefalla. SK =115KV*35. se obtiene la corriente de falla utilizando la ecuación 9. Cuadro 34: Corrientes de contribución en valores reales.36 A 3701.12 A Fuente: Análisis del sistema de potencia.47 A IFfalla=35061.49 A Obteniendo la corriente en el punto de falla con la suma de las dos corriente mostradas. Corrientes Icg11 Icg12 Icsd Icc Icv Icpe Valor real 4183. IF=35842.8KA 148 . IFprefalla=781.40 A 9784. Para finalizar el cálculo de cortocircuito trifásico en la barra de 115KV de la S/E Pedro Camejo. En el caso en estudio se consideraron para la estadística de falla todas las que hicieron accionar la protección LZ32 ubicada en la S/E Pedro Camejo. rige todos los parámetros del esquema de protección y del interruptor asociado a las líneas.83MVA Como resultado del cálculo. para así poder funcionar correctamente. los cuales son en este caso SK” y IF. Las mismas relacionadas todas con la S/E Pedro Camejo. ya que los mismos dependen del nivel de cortocircuito de la barra en estudio. Analizar las estadísticas consisten en extraer por qué esta protección accionó. y dicha falla tendría unos niveles máximos o pico. Esta capacidad de cortocircuito trifásico calculada en la barra. se presentaron una gran cantidades de dichas irregularidades. al observar las estadísticas de fallas.SK =4121. en cuanto tiempo lo hizo. se puede mencionar que estos valores sirven para verificar los ajustes del nuevo esquema a instalar. la aísla de una forma rápida o instantánea dependiendo el tipo de falla. las protecciones ubicadas más cercana a ella. Continuando con el análisis de los parámetros obtenidos mediante el diagnostico. ya que su trabajo es actuar o accionar al momento de una falla. Al momento de una falla en cualquier parte del sistema eléctrico nacional. si debía actuar o no y en caso de actuar en qué etapa de operación se ubicó la falla. se tiene que para el periodo que abarca los años 2013 y 2014. la cual se encarga de supervisar el enlace que hiciste entre dicha S/E y la S/E Carabobo. Para ello existen unos ajustes o características de las protecciones que limitan el tiempo de operación de la misma. 149 . es de tres fallas por cada mes. sensibilidad. tamaño de la fuente. Este cuadro refleja un resultado de que dicha frecuencia de fallas. Características básicas: confiabilidad. configuración de la línea. respaldo. Es preciso entonces mencionar que para las protecciones de líneas de transmisión se consideran los siguientes factores: 1. o también gracias a que el desgaste de este equipo electromecánico ocasiona que sus partes no funcionen como deberían y por ende no acciona o no opera cuando es debido. Numero de fallas 61 Meses 24 Promedio por mes 2. Importancia y función de la línea: basada en nivel de voltaje. el cual opera por zonas especificadas. se tiene que para la escogencia de los nuevos equipos de protección se pasa por un estudio de las fallas que se presentan en las líneas de transmisión. estabilidad. 150 . selectividad y coordinación. 2. debido a que se encontraban fuera de sus zonas de operación según su curva característica. donde ocurrieron nueve fallas por mes.5≈3 Fuente: Estadísticas de fallas expuestas en el diagnóstico. teniendo un pico en los meses de enero. simplicidad. longitud de la línea. 3. dependiendo el modelo del mismo. velocidad de despeje. se muestran en el cuadro 35. donde su mayoría son protegidas por relé de distancia. longitud de la línea. Factores de sistema: requerimientos de tiempos de despeje. Siguiendo con el análisis. conexión a grandes centros de generación. Cuadro 35: Frecuencia de fallas. febrero y marzo del año 2013. flujos de carga.La frecuencia con que ocurrió una falla durante el periodo 2013-2014. De este promedio se extrae que el esquema de protecciones actual solo llego a aislar el 30 % de ellas. puede estar afectada por varios factores propios del sistema. fibra óptica.4. especialmente durante las fallas 2. 5. y ésta no puede ser lograda con relés de sobrecorriente. en adición a la velocidad de despeje de falla. onda portadora. Efecto del ángulo de transferencia de potencia. Efecto de la impedancia fuente y su variación durante operación. Factores que influyen en la impedancia vista por el relé de distancia La impedancia medida por un relé de distancia. entre otras. 151 ser una característica mho. cobran importancia. y por ende su alcance. 5. microondas. . Acoplamiento mutuo entre fases y entre líneas paralelas. Comunicaciones: interface con equipos de tono. 8. Según la característica de operación del relé. Efecto de impedancia de falla. Uno de los requerimientos de los sistemas de protección que cobra mayor importancia a mayores niveles de tensión es la selectividad. opera cuando la impedancia vista por el relé se encuentra dentro de la característica. Errores de los TC´s y TT´s. Nuevas tecnologías. Imprecisiones en los valores de la impedancia de la línea. confiabilidad y costo. Efecto de fuente intermedia o efecto infeed. 4. Errores propios de los relés. Es por esto que los de distancia y su principio de operación. 6. 3. entre los cuales se mencionan: 1. Compromisos del esquema de protección: por ejemplo entre dependabilidad y seguridad. que en el caso más simple es un círculo con centro en el origen del plano de coordenadas R-X. pudiendo también cuadrilateral. aun cuando se disponga de relés de sobrecorriente de alto ajuste y de gran velocidad. Asimetrías de la impedancia de línea por falta de transposición. 7. 6. El relé opera o produce disparo cuando la fuerza de operación es mayor o igual a la fuerza de restricción. De la condición de disparo se obtiene la impedancia vista por el relé.La característica de operación del relé se puede determinar considerando las ecuaciones de las fuerzas que actúan sobre la estructura. ver figura 59. K 2 Fuerza de operación = (¿ ¿ 0∗I r ) ¿ 2 Fuerza de restricción = ( K r∗V r ) El relé dispara si= K 2 (¿ ¿ 0∗I r ) ≥ ¿ (K r∗V r )2 Ko y Kr son constantes de proporcionalidad. o zona trip (zona de disparo). 152 . Siendo el área en amarillo la zona de operación del relé. el relé puede presentar problemas para detectar la falla. en lo que refiere a fallas en líneas de trasmisión. siendo A la S/E Pedro Camejo y B la S/E Carabobo (Ver figura 60). y se define como la impedancia vista en el lado secundario de los transformadores de corriente y de tensión de la línea fallada. En el caso en estudio se tiene unas líneas paralelas con flujo de A hacia B. La falla puede ser sólida o con resistencia de arco. 153 . pueden ser inductivas o resistivas. La característica de falla de una línea se representa en el plano R-X. Fuente en ambos extremos. las fallas generalmente son altamente resistivas. Fuente en un extremo. Entonces las características de las fallas. 2. 3. con flujo de potencia de A hacia B. Fuente: AutoCAD.Figura 59: Impedancia vista por el relé de distancia. La posición de la falla puede variar desde el punto de ubicación del relé hasta el punto de alcance seleccionado a lo largo de la línea. Fuente en ambos extremos. Las líneas pueden ser: 1. En este último caso. con flujo de potencia de B hacia A. También es posible que si la falla es resistiva pero su nivel de resistencia no es tan alto el relé con característica mho la detecte pero en su zona de operación con más retardo es decir la Z4.Quedando la característica de falla como un cuadrilátero o poligonalmente en el plano (Ver figura 58). no opera ya que la falla se encuentra fuera de la zona de disparo. Fuente: AutoCAD. que es lo más común. Figura 60: Líneas paralelas con flujo de A hacia B. lo que origina que las demás protecciones disparen y se deje fuera de servicio muchos componentes en la 154 . se obtiene que al momento de una falla altamente resistiva. Fuente: Flores (2015). Al compararla con las curvas de la actual protección la cual es de característica mho. Figura 61: Característica de una falla resistiva. como lo son las resistivas. que al momento de compararla. con el relé de curva de operación tipo mho. 155 .S/E. Figura 62: Comparación de la característica de falla resistiva. De manera contraria la curva características del relé de distancia marca siemens es cuadrilateral (Ver figura 63). se obtienen un resultado positivo ya que cubre totalmente la fallas comunes. tomando en cuenta que lo ideal es que actué instantáneamente. Esta comparación puede verse en la figura 62. Fuente: Flores (2015). Figura 64: Comparación de una curva mho con una cuadrilateral. Fuente: Flores (2015). 156 . la operación de dicho relé sería positiva. es decir.Figura 63: Curva cuadrilateral característica del relé de distancia. al compararla con el relé de característica mho tenemos que la cuadrilateral abarca más espacio hacia la parte resistiva y depende el ajuste. la parte inductiva (Ver figura 64). La zona de operación abarca por completo toda la zona que caracteriza a una falla altamente resistiva. por esta razón y por las recientes comparación se selecciona este modelo de relé de distancia como protección principal del nuevo esquema a implementar (Ver figura 65).Entonces al colocar la curva característica del relé de marca Siemens modelo 7SA522. Siguiendo con el análisis es preciso decir que para el reemplazo de los equipos se cuenta con dos relés numéricos. identificado como 7SA522. se tiene que esta entra totalmente en sus zonas de operación. 157 . definido como elemento de distancia. tiene como característica principal su curva de operación cuadrilateral. Figura 65: Comparación de curva cuadrilateral con la característica de falla resistiva. El relé de protección principal es de marca siemens. Otras características se muestran en el cuadro 36. uno de distancia para la protección principal y otro de sobrecorriente direccional para la protección de respaldo. con una falla altamente resistiva. Características principal del relé de distancia 1. Fuente: Manuela Siprotec. Estas modificaciones dejaron un solo conjunto de planos. esto da pie a la reingeniería de detalle. Cabe destacar que solo se muestran los planos de un tablero. Tiempos de disparo ajustables para determinar la selectividad y sensibilidad de la protección frente a fallas. 158 . regidos por sus planos o diagramas unifilares.Cuadro 36: Características del relé de distancia Siemens. ya que se tiene dos esquemas distinto. 4. identificado como 7SJ64. Almacenan información de fallas y eventos presentes en el sistema. el cual será el implementado para las líneas que se desean proteger. 3. Para formar el esquema se unen los dos rele en un solo tablero de protección. Una ventaja de las protecciones de distancia digitales es que incluye una función de localizador de fallas. de los esquemas de protección (Ver anexo D). 5. 2. su funcionamiento se basa en localizar sobrecorrientes que afecten al sistema y lograr especificar la dirección de la anormalidad. ya que el del segundo tablero seria exactamente igual pero con puntos de conexiones en patio distinto. Distorsión de la señal no causa retardos o mala operación. Como protección de respaldo se tiene un rele de sobrecorriente dirreccional marca siemens. Puertos periféricos para comunicación con centro de control y sistemas de gestión de protecciones. armado. es la principal herramienta para el proceso de reemplazo. pruebas y puesta en servicio. y se quieren unir en uno solo esquema. debido a las características de la empresa. variables y características. se calculó el ahorro en mantenimiento preventivo y correctivo. Factibilidad operativa Se relaciona con la disponibilidad que tiene la empresa. especificaciones técnicas y disponibilidad. ya que se despejaría una falla a tiempo. y la existencia de usuarios finales dispuestos a emplear los servicios generados por el proyecto desarrollado. del personal capacitado que se requiere para llevar a cabo el proyecto de instalación de las protecciones indicadas anteriormente. Por otro lado se deben considerar que la implementación de los equipos de protección. significaría una reducción en las consecuencias de las interrupciones del servicio eléctrico. se tomaron en cuenta los diferentes factores. para esto se consideraron las factibilidades técnicas y operativas. no dejando que en la planta de generación se sienta la falla y poder seguir entregando potencia al sistema. se logra una selectividad en el sistema. como precio. En esta fase se determinó la factibilidad de la instalación de las protecciones numéricas en las líneas Carabobo I y Carabobo II. traduciéndose esto en un ahorro del factor económico de la empresa.Fase III: Evaluación la factibilidad Técnica-Económica de la implementación de las protecciones numéricas en las líneas Carabobo I y Carabobo II. lo cual tiene como beneficio no perder potencia en el mismo. 159 . Para realizar una relación costo-beneficio entre la inversión y los posibles incrementos en facturación o la disminución del tiempo de interrupción. es decir. mostrando las ventajas para la empresa. que se incrementaría la facturación del servicio. así como la reducción de los tiempo de interrupción. Cabe destacar que gracias a la implementación. Factibilidad Técnica o Tecnológica Esta se relaciona con la disponibilidad de los conocimientos y habilidades en el manejo de métodos. También. se debe analizar si se dispone de los equipos y herramientas para ejecutarlo. es decir. transmisión. se evidencia la factibilidad de dicha instalación resultando en un beneficio para los usuarios finales quienes tendrían la ventaja de contar con un tiempo mínimo de interrupciones en el servicio. Por otra parte. debe mencionarse que la empresa como única compañía comercializadora del servicio cuenta con personal altamente calificado para la evaluación del proyecto propuesto. por lo que la instalación puede hacerse con las personas que conforman el departamento 160 . comercial e industrial. lo cual permite decir que desde el punto de vista operativo. procedimientos y funciones requeridas para el desarrollo de la implementación del proyecto del cambio de protecciones. y conducir su ejecución con personal propio de la empresa sin la necesidad de contratación de personal externo adicional. desde la verificación técnica de especificaciones hasta el personal de campo para realizar la instalación. el Estado se ha reservado todas las áreas del servicio eléctrico. en Venezuela. contando con el personal para todos los segmentos de la implementación. Además. En este contexto. los usuarios finales se convierten en potenciales clientes de la implementación que se propone. cuenta con las herramientas y equipos necesarios para emprender un proyecto de la envergadura del que se plantea. solamente el Estado está facultado para la generación. al ser la empresa la única proveedora del servicio. distribución y comercialización del servicio eléctrico residencial. o servicios especializados para los propósitos planteados. lo cual realiza a través de la empresa Corpoelec. la cual cuenta con toda una estructura de recursos humanos para tal fin.Dentro del mismo contexto. se reconoce un beneficio económico social que se manifiesta de la mejora en imagen para la empresa. son superiores a los costos que se incurrirán al desarrollar e implementar la propuesta. 161 . los cuales pueden ser cuantificados en términos monetarios establecidos la diferencia de los costos en que se incurren versus los ingresos que pudieran derivarse de la reducción de las interrupciones. pues involucran valores subjetivos.de protecciones con ayuda de algunas cuadrillas de mantenimiento. En vista de lo propuesto se verifica que desde el punto de vista operativo. los cuales son difíciles de medir. así como la comprobación de las ventajas que representan para la empresa la implementación. que proviene de ofrecer un servicio más confiable y continuo. como la percepción de calidad o satisfacción por parte de los usuarios finales. debe calcularse si los beneficio que se espera se deriven de la instalación de los esquemas de protección. programándose dentro de las operaciones regulares de la empresa. la propuesta es completamente factible y no se evidencian impedimentos para su implementación. En este sentido. con menos interrupciones así con la reducción en horas hombres que deben emplearse para el restablecimiento del servicio en los casos de las interrupciones. Factibilidad Económica La factibilidad económica de un proyecto o propuesta se refiere a la disponibilidad del capital en efectivo o de los créditos de financiamiento necesarios para invertir en el desarrollo del proyecto. Para esto. Deben considerarse los beneficios intangibles y cualitativos que se derivan de un servicio con menos tiempo de interrupciones. Los estudios de factibilidad económica incluyen análisis de costos y beneficios asociados con la inversión para ejecutar el proyecto. por lo tanto el aumento de facturación de la empresa. Por lo tanto. en la que se consideran. la forma de facturación de Corpoelec es por los vatios o energía que se consume por hora. los cuales se notarían en la facturación de la empresa. Al multiplicar estos MW por las horas que quedan fuera de servicio tendremos cuanto influye en dicha facturación. es decir. son de sus operaciones diarias o están enmarcados en sus funciones laborales. donde quedaron fuera de servicios las unidades generadoras. todos los aspectos involucrados. ya que las empresas adyacentes se quedarían sin energía. en el caso de la propuesta se estudia la cantidad de megavatios (MW) que se dejan de suministras o distribuir. para lograr establecer una propuesta más comprensiva. No obstante. las cuales nos dicen cuál es el promedio de las interrupciones en los años 2013 y 2014. Al quedar fuera de servicio las unidades mencionadas. ya que los trabajos que la misma generó. se realizan los siguientes cálculos para establecer una relación costo-beneficio desde el punto de vista financiero. sobrepasa las consideraciones económicas o el costo-beneficio. se dejan de suministrar al sistema unos 300 MW de potencia. Se calcula ahora el beneficio para la empresa en función de la disminución de las interrupciones que involucren la perdida de facturación. 162 . pudiera decirse que tan solo estas consideraciones pudieran elevar la factibilidad económica del proyecto pues el beneficio social para una empresa del Estado. En el cuadro 37 se pueden observar el precio de los equipos propuesto para instalarse. Primero se hace el cálculo del precio que implicaría instalar las protecciones. de la planta de generación de energía Pedro Camejo. Cabe destacar que la mano de obra no pasa por costo de la implementación. para esto se utilizaron las estadísticas de fallas expuestas en el diagnóstico. tomando en cuenta el costo de los equipos de protección y los materiales utilizados. única proveedora del servicio. se obtuvo de las fallas mencionadas en el diagnóstico.7 Materiales utilizados Total 234536. Equipo Cantidad Precio en dólares ($) Relé de Distancia.9 En el cuadro 38 se muestra la tarifa de cobro de la empresa a nivel industrial.2517 Bs Fuente: Corpoelec.3 Bs 11273 6. Cuadro 38: Tasa de cobro de Corpoelec a nivel industrial. marca Siemens 2 Resto de los componentes del tablero Precio en bolívares (Bs) 18614 Tasa cambiaria para empresas del Estado 6.3 Bs 142039.3 Bs 21980.4 7435 405991. Unidad Valor KW/h 0.Cuadro 37: Costo de los equipos. 163 . marca Siemens 2 Relé de sobrecorriente. sumando el tiempo de las fallas y dividiéndolos por los meses del año.8 3489 6. En el cuadro 39 puede observar el promedio del tiempo de las fallas en 2013 y 2014. sería el beneficio que dejaría la instalación de los equipos de protección. Esto puede verse en el cuadro 41.2 Bs.1 Bs 405991. Cuadro 42: Beneficio de la empresa. Beneficio 1208915.9 = 802923. Cuadro 40: Cálculo de lo dejado de facturar por el tiempo sin suministrar energía.05 300MW 0.1 – 405991.2517 Bs de facturar 1208915.Cuadro 39: Promedio de horas de las fallas. es decir. Cuadro 41: Comparación de inversión y facturación. Años 2013 y 2014 Fuente: Estadísticas de fallas Pedro Camejo. Horas 8.9 Bs Al implementar los equipos de protección este monto dejado de facturar seria parte de la ganancia de la empresa. Horas Energía Factor por KW/h Precio dejado 8. se tiene como resultado que el monto dejado de facturar es mayor al costo de la implementación. Monto dejado de facturar Costo de la implementación 1208915. Al realizar plantear la relación costo beneficio tendremos lo que se muestra en el cuadro 42.1 Bs A pesar de los subsidios del Estado con la empresa. 164 .05 Esto se traduce entonces con el costo de los KW/h en lo mostrado en el cuadro 40. Después de tener la configuración de los esquemas nuevos de protecciones se procede a implementar los mismos. Otra forma de decir que es factible. ya que el beneficio es mayor al costo de instalación. Ajustar los esquemas de protecciones a los parámetros conseguidos en el diagnóstico y analizados posteriormente. para saber dónde conectar las señales de los equipos a proteger. 2. no dejaría que una situación a normal (falla). Esto trae consigo disminuir el tiempo de interrupción y por su puesto al ser una protección más selectiva que la actual. consisten en inyectar corrientes y tensiones al esquema para simular su funcionamiento una vez instalado. mediante el Cambio de Ingeniería y Equipos para adecuar los Esquemas a las Nuevas Tecnologías en las líneas Carabobo I y II de las Subestaciones Carabobo Y Pedro Camejo. es la recuperación de la inversión en un tiempo inmediato debido a la disminución de las consecuencias de las fallas.Por este resultado la propuesta se considera viable en lo que respecta a la factibilidad económica. Fase IV: Implementación de Protecciones Numéricos. 3. se colara hacia los generadores. 165 . Por último se hacen las pruebas de aceptación las cuales con la ayuda de una caja de prueba. para lograr esto se requiere tres pasos a seguir como lo son: 1. Levantamiento del cableado de lo que se tiene antes del cambio de protecciones. Dichos ajustes se le transmiten a los relés de protección que conforman el esquema a través de su software llamado DIGSI. controlando y supervisando los parámetros.Después de hacer el procedimiento mencionado. borneras B50. midiendo. Se inicia el procedimiento nombrado con el levantamiento del cableado el mismo fue tomado del sitio en estudio. En la figura 67 y 68 se muestran las borneras donde llegan los voltajes provenientes del patio y algunas señales de disparos que se mandan hacia los interruptores. 166 . En la figura 66 se comienza mostrando el levantamiento con las conexiones de las corrientes que alimentan el tablero. y con la ayuda del programa Excel se muestran como están conectadas las señales del sistema a proteger. Figura 66: levantamiento del cableado. en este caso las líneas Carabobo 1 y Carabobo 2. se conecta el esquema al sistema dejándolo en funcionamiento. y mostrando donde quedaran en el tablero nuevo. asi como tambien la señal de apertura de los interruptores principales y de transferencia. alimentación de voltaje. 167 . En las figuras 69 y 70 se muestra el levantamiento de las alarmas mayor y menor.Figura 67: Levantamiento del cableado. Figura 68: levantamiento del cableado. disparos. es decir. 168 . Figura 70: Levantamiento del cableado. alarmas y señal de apertura. que son requeridos los cables que se muestran en el cuadro 43 para poder conectar los nuevos esquemas. alarmas.Figura 69: Levantamiento del cableado. Del levantamiento se determinó la falta de algunos cables que van desde el tablero de protección hasta el mando de la S/E. Cuadro 43: Cables requeridos entre tablero de protección y mando. no se encuentran comunicados o conectados entre sí. 169 . Los tableros de protección asociados a todas las líneas de la S/E Pedro Camejo. lo cual debería ser una de las características de ellos ya que necesitan estar interconectados para recibir señales de disparos comunes al mismo tiempo. En las figuras 71 y 72 se muestran las conexiones comunes hechas para poder tener comunicación de todos los tableros actuales. los generadores y las protecciones de cada salida de línea. Numero 1 Descripción Orden de cierre manual interruptor de transferencia 2 3 Circuito de cierre interruptor de transferencia Posición abierto interruptor de transferencia para pp (luego 4 hacer cocido entre tableros) Posición cerrado interruptor de transferencia para pp (luego 5 hacer cocido entre tableros) Posición abierto interruptor de transferencia para ps (luego 6 hacer cocido entre tableros) Posición cerrado interruptor de transferencia para ps (luego hacer cocido entre tableros) Fuente: Levantamiento S/E Pedro Camejo. Uniendo así las señales de las diferenciales de barra. las protecciones de los transformadores. con las señales de disparo del nuevo equipo de protección. 170 . Figura 72: Conductores comunes entre tableros de protección.Figura 71: Conductores comunes entre tableros de protección. a un solo esquema de protección. cierre del interruptor. voltajes y corrientes. 171 . para que las señales sean las correctas según el plano del esquema nuevo. 74 y 75. se lograron modificar algunos cables. Figura 74: Modificaciones.Cabe destacar que gracias a las modificaciones hechas en la fase dos. algunas de estas modificaciones pueden verse en las figuras 73. Figura 73: Modificaciones. donde se adaptaron las dos configuraciones de los relés en cuestión. Ajustes Cuadro 44: Protección principal.07 Fuente: Relé Siemens 172 .70. Continuando con los pasos requeridos para la implementación de los nuevos esquemas de protección. Protección Principal Marca Siemens Modelo 7SA522 Versión 4. alarma. se muestran los ajustes que fueron colocados a los relés que conforman el esquema de protección nuevo.Figura 75: Modificaciones. Protección Secundaria Marca Siemens Modelo 7SJ64 Versión 4.07 Fuente: Relé Siemens Después de conocer estos detalles se muestran en la figura 76. dichos ajustes calculados con la ayuda del programa Excel.Cuadro 45: Protección secundaria. 173 . Figura 76: Ajustes del esquema de protección.70. Para estas pruebas se utilizó la caja de pruebas marca Omicron (Ver figura 78). desconectado el sistema. es decir. la cual se conecta con el equipo de prueba en los puntos de borneras indicados en el cuadro 46. pruebas largas y la prueba de búsqueda.Asi como tambien puede verse en la figura 77 los calculos de los ajustes por zona de operación del rele de distancia. Para concluir con los pasos para realizar la implementación se procede a hacer las pruebas de aceptación del esquema de protección. un punto de falla en cada zona de operación. Esta equipo de prueba simula con sus pruebas cortas. dichas pruebas se hacen en vacío. determinando si el relé dispara o no. y mostrando en grafica donde 174 . Figura 77: Cálculos de ajuste por zonas. esto con la curva característica del relé. Cuadro 46: Conexión del equipo de prueba con el esquema de protección. 175 . Figura 78: Equipo de prueba Omicron.exactamente es la ubicación de los puntos. Parámetro Bornera Corriente fase R Corriente fase S X011:1 X011:3 Corriente fase T X011:5 Corriente Neutro X011:7 Voltaje fase R X033:1 Voltaje fase S X033:3 Voltaje fase T X033:5 Voltaje Neutro X033:7 Disparo + X042:2 Disparo - X042:13 Fuente: Pruebas funcionales. 176 .El resultados de las pruebas se muestra en un informe generado por el equipo de prueba. se logró instalar los esquemas de protección. Varias imágenes donde se muestra la instalación y el esquema en servicio se muestran en el anexo F. controlando y supervisando las líneas en estudio. midiendo. este informe puede verse en el anexo E. conectados al sistema. quedando en servicio. Cabe destacar que al finalizar los pasos a seguir mencionados anteriormente. estudiando las estadísticas de fallas.CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Conclusiones El desarrollo de esta investigación y ejecución. no estaba cumpliendo con las características para las que fue instalada. Luego de realizar dicha investigación y de ejecutar los cambios de equipos. y un esquema de protección a distancia como protección de respaldo. estaba fuera de servicio por falta del sistema de comunicación. enlace que une a las subestaciones Carabobo y Pedro Camejo. se encontraban en no muy buenas condiciones. enlace que une dicha subestación con su homónima ubicada a unos cuantos metros llamada subestación Carabobo. lograr que las protecciones sean más selectivas. al momento de una anormalidad aislarla de manera de no afectar la generación que forma parte de la subestación Pedro Camejo. específicamente en las líneas Carabobo I y Carabobo II. disminuir el número de interrupciones en esa parte del sistema. se observó que el porcentaje de actuación cuando se ocurre una de estas anormalidades es 177 . se basó en el cambio de equipo de protecciones eléctricas en la subestación Pedro Camejo de Corpoelec. se puede concluir lo siguiente: Del primer objetivo específico que abarca. el diferencial hilo piloto. se puede decir que dichas protecciones compuestas por un esquema diferencial de hilo piloto como protección principal. y la protección de respaldo. una protección de tipo electromecánica. ya que las anormalidades o fallas que se presentaban antes de la implementación del esquema no lograban captarlas y era perjudicial para el sistema. de curva tipo mho. y así no afectar el sistema. Dicha investigación tiene como fin. y adaptar a las nuevas tecnologías los esquemas de protecciones. el diagnóstico de la situación actual que presentan los esquemas de protección en las líneas Carabobo I y Carabobo II. No era una protección segura ni selectiva. y tomas las conexiones radiales que forman parte de la subestación. concluyendo que los aportes llegan a través de las salidas o entradas de líneas más cercanas. no hacen aportes. Con el cálculo se obtuvo el nivel de cortocircuito actual en la subestación Pedro Camejo. y también manifestando esto que las fallas no se encuentran en la operación 178 . el mismo sirvió para poder diseñar los esquemas y poder saber el nivel de los ajustes a colocar en las protecciones nuevas a implementar. Unas de las cosas más influyentes para el cambio de equipos que se encontró en el diagnóstico. lo cual indica que no estaba protegiendo de manera segura y selectiva las líneas. Las cargas que la subestación en estudio posee. resultando un muy bajo porcentaje de operación. la protección de distancia (LZ32). fue la estadística de fallas de los generadores termoeléctricos de la subestación en estudio. que requerimientos eran necesarios para poder hacer el cambio de equipos de protecciones. forman un conjunto industrial muy importante en el desarrollo productivo de la zona industrial de Carabobo. los mismos habían fallado muchas veces por falta de selectividad u operación de los esquemas de protección que se encontraba en el enlace en estudio. vale la pena mencionar que este objetivo permitió analizar. Se analizó cuantas veces acciono en el periodo 2013-2014. tomando en cuenta los aportes del sistema al momento de la falla. que debido a la generación que forma parte de la misma. También se pudo extraer como está compuesta la subestación Pedro Camejo. Para este cálculo se simulo una falla en la barra de 115 KV. es esencial para el sistema eléctrico nacional.muy bajo. con ayuda de los cálculos de cortocircuito. En función al segundo objetivo de analizar los parámetros obtenidos calculando los niveles de cortocircuito para el diseño de la nueva ingeniería de detalle en el enlace en estudio. se obtuvo como resultado que una curva tipo mho no localiza dentro de su zona de disparo u operación. se determina que en un tiempo instantáneo localiza las mencionadas fallas típicas. desde características básicas hasta las nuevas tecnologías. se hacen numerosas inversiones para 179 . distribuye y comercializa la energía eléctrica. y el siemens opera en un tiempo instantáneo en su zona 1. desde el punto de vista económico. Por otra parte. unión del relé de distancia y sobrecorriente direccional marca siemens. se obtiene que para una falla altamente resistiva la cuales son las más comunes. es decir. trasmite. para así obtener una protección principal y una de respaldo en el mismo esquema conectadas entre sí. con sus propios empleados. Para poder escoger una protección útil. También dentro de este objetivo se diseñó el esquema de protección. Así como también cuenta con los equipos y herramientas necesarios para poner el proyecto en marcha. Esto pasa porque las protecciones de distancia operan por zonas. la cual es cuadrilateral. Seguido de esto. fue necesario estudiar los factores que influyen para la puesta en servicio o cambio de protecciones. cuenta con el personal calificado para la implementación mencionada. las fallas típicas que se presentan en el enlace en estudio. Con respecto al tercer objetivo de estudiar y evaluar la factibilidad técnica y económica de la implementación de esquemas de protecciones numéricas en las líneas en estudio. se puede mencionar que desde el punto de vista técnico se puede evidenciar que la implementación es factible ya que la empresa como única compañía comercializadora del servicio eléctrico. considerando que la empresa Corpoelec. observando la curva característica de alas fallas que se presentan. es la única que genera. y al comparar las dos protecciones.del relé. y luego al observar la curva de un relé de distancia marca siemens. dentro de las operaciones del departamento involucrado. el relé LZ32 operar en un tiempo de 2 seg en su zona 4. Dichos ajustes vienen dados por la distancia de la línea y los parámetros de voltajes y corriente suministrados por los transformadores de medida. estas pruebas fueran hechas con la caja de prueba OMICRON. se le hizo llegar a los relés de protección.mantener en pie el sistema eléctrico. La implementación hace que se disminuyan las perdidas en cobro del servicio. Para finalizar se hicieron las pruebas funcionales de la protección. Por último. Esto a través del software DISIP. obteniendo como resultado el buen funcionamiento de las mismas y así estar listas para la puesta en servicio. con relación al cuarto objetivo de ejecutar el cambio de equipos realizando las pruebas de aceptación para la puesta en servicio de los nuevos esquemas numéricos de protección en las líneas Carabobo I y Carabobo II. y tener en si todo correctamente cableado al momento de la puesta en servicio. es de gran importancia para el sistema nacional. la cual es muy fácil de utilizar y muy dinámica al momento de mostrar resultados. Se ajustaron todas las zonas y los tiempos de actuación del esquema según su impedancia y demás valores. gracias a esto se determinó que hacían faltan unas modificaciones y agregar algunos cables para poder conectar el relé con los equipos del sistema. se puede decir que se realizó el levantamiento del cableado para poder saber dónde iban conectados todas las señales y parámetros de los nuevos esquemas. Es por esto que lo que se puede invirtió en la implementación del proyecto en estudio. Por todo lo mencionado se concluye que la implementación de los nuevos esquemas de protecciones numéricos en las líneas en estudio. Por otra parte se calcularon los ajustes dependiendo los parámetros obtenidos anteriormente. se recupera rápidamente al disminuir el número de interrupciones. tomando en cuenta que este es 180 . y así facturar una cantidad más elevada. logrando que las protecciones sean selectivas. Motivar a los trabajadores. con diversas actividades económicas y recreativas. para así mejorar el funcionamiento de las mismas. 181 . para lograr cubrir de manera más efectiva todo el territorio que deben supervisar y realizar operaciones. Disminuir los tiempos de accionamiento de las protecciones para que hayan menos consecuencias.interconectado. Solicitar más personal. Aumentar la gestión de materiales y transporte para que así las actividades sean cumplidas a tiempo y no afectar el sistema. al final ellos son el motor de la empresa. ya que estos son prioritarios. se pueden dar las siguientes recomendaciones: Aumentar los mantenimientos en el sistema eléctrico nacional. por las protecciones numéricas. y al momento de una anormalidad no se vea afectada la generación presente en la subestación Pedro Camejo. Mantener el alto grado de calidad de trabajo en lo que a protecciones se refiere específicamente. Mantener la política de optimización de equipos y modernización de los mismos. Esto logra que el sistema eléctrico sea más seguro y confiable. Mejorar la rapidez en los permisos de trabajos de mantenimiento. para así tener un menor número de interrupciones. y por ende mantenga una continuidad o lo que es lo mismo. Cambiar todos los equipos de protecciones que tenga más de 20 años de uso. Recomendaciones En función de los hallazgos derivados del estudio. disminuye el número de interrupciones. y así lograr que todos tenga más pensamientos en común que en contra. Permitir que los nuevos alumnos al momento de realizar tesis. 182 . Invertir más en el departamento de protecciones y mediciones. así como también de automatización y así lograr tener el conocimiento para lograr que el sistema sea más moderno. más organización con los tutores y jurados. A la universidad. ya que para mí es el más importante del sistema nacional. para ahorrar tiempo y que los tenistas cumplan con un trabajo aceptable. Realizar cursos y charlas de cómo utilizar los relés.Buscar más medios de medición y control de los parámetros que forman partes del sistema. Que haya más comunicación entre los profesores adscritos a la escuela de eléctrica. con su debido control. pueda obtener las tesis en digital. ya que es necesario supervisar los mismos para que sea más seguro y más confiable. 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