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FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
Carrera de Ingeniería Eléctrica
Período: 2019-A | http://www.epn.edu.ec/
LABORATORIO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
PRÁCTICA N° 1
1. TEMA
MODELADO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS Y SIMULACIÓN DE CORTOCIRCUITOS
2. OBJETIVOS
2.1. Modelar un sistema eléctrico en el programa computacional DIgSILENT
PowerFactory.
2.2. Modelar los transformadores de medida (TC y TP) los cuales son dispositivos que
forman parte de los sistemas de protección.
2.3. Conocer las opciones del programa en lo relacionado al módulo de cortocircuitos y
la aplicación de las normas para cálculo de cortocircuitos.
3. MARCO TEÓRICO
Los relés de protección de corriente alterna son activados por corriente y voltaje, por lo que
necesitan ser alimentados a través de transformadores de corriente y voltaje. Estos
transformadores proveen aislamiento ante el alto voltaje del sistema de potencia y
suministran al relé cantidades reducidas en magnitud para que los relés puedan ser
construidos relativamente pequeños y no muy costosos.
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4. TRABAJO PREPARATORIO
4.1. Modelar el sistema eléctrico indicado en la Fig. 1. conforme la información dada en
las tablas y figuras del Anexo 1.
Nota: La modelación así como el desarrollo de toda la práctica debe realizarse iniciando
el programa PowerFactory con el usuario nombre_apellido de cada estudiante. El no
cumplimiento de esta indicación implicará la consideración de trabajo preparatorio y
prácticas, no realizados. La inclusión de más de un usuario en los archivos *.dz o *.pfd
supondrá copia del trabajo con las implicaciones respectivas.
Fig. 1. Diagrama unifilar
5. EQUIPO Y MATERIALES
• Computadores del Laboratorio de Sistemas Eléctricos de Potencia
• Software DIgSILENT PowerFactory.
6. PROCEDIMIENTO
6.1. Simular los cortocircuitos indicados por el instructor, en los dos estados de
demanda del sistema
6.2. Modelar los transformadores de corriente y voltaje en los puntos del sistema
eléctrico indicados por el instructor.
6.3. Modificar las relaciones de transformación de TCs y TPs a los valores indicados
por el instructor.
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7. INFORME
7.1. Realizar una descripción de los métodos de cálculo de cortocircuitos que presenta
el PowerFactory (IEC 60909, VDE 0102, ANSI y Completo).
7.2. De las simulaciones realizadas en el laboratorio, en los dos estados de demanda,
tabular (en amperios y en por unidad, valores conseguidos en PowerFactory) los
resultados obtenidos en los generadores. Comentar sobre las diferencias de las
corrientes de cortocircuito obtenidas.
7.3. Presentar en tablas los valores de cortocircuito de las barras del sistema. Potencia
de cortocircuito y corrientes.
7.4. Obtener los valores X/R de las barras del sistema eléctrico modelado. Explicar su
diferencia en la zona de distribución y de transmisión.
7.5. Conclusiones y recomendaciones (Se aconseja escribir por lo menos cuatro
conclusiones de la práctica)
7.6. Bibliografía.
8. REFERENCIAS
[1] Manual de usuario de DIgSILENT PowerFactory.
[2] Mason R. The Art and Science of Protective Relaying Sexta Edición 1967.
[3] Tipos de estructuras para Alta, Media y Baja Tensión Link:
http://www.sectorelectricidad.com/5612/tipos-de-estructuras-para-alta-media-y-baja-
tension/
[4] Declaración de límites de transferencia de las instalaciones del SNT - Líneas de transmisión link:
https://www.celec.gob.ec/transelectric/images/stories/baners_home/parametros%20limites
%20operaciones/Declaraci%C3%B3n%20de%20l%C3%ADmites%20de%20transferencia
%20SNT%20-%20L%C3%ADneas%20de%20Transmisi%C3%B3n_2019-01-28.pdf
[5] Repotenciación de una línea de transmisión de 230kv con conductores de última
generación tipo “T” anexo 2 página 70
Link: http://bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/942/1/CD-1851%282009-01-26-08-49-
42%29.pdf
[6] Conductores Desnudos de Aluminio Acero para Líneas Eléctricas Aéreas link:
https://www.hcenergia.com/recursos/doc/Colaboradores/Proveedores/Electricidad/Ingenieria/67
0550175_2711201210315.pdf
[7] ACSR Aluminum Conductor link: http://www.cmewire.com/catalog/sec03-bac/bac-07-
acsr.pdf
[8] Normas para Sistemas de Distribución link:
http://ftp.eeq.com.ec/upload/informacionPublica/2014/NormasparaSistemasdeDistribucion
ParteB.pdf
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Elaborado por: Ing. Mauricio Soria
Revisado por: Dr. Fabián Pérez
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ANEXO 1
GENERADORES
Datos G1 G2 G3
Nombre Modelo Coca_Codo_Sinclair G_H_Paute_AB G_V_Trinitaria
Snominal
(MVA) 116,67 205 156,5
Voltaje Nominal
(kV) 13,8 13,8 13,8
Factor de
potencia 0,9 0,9 0,85
Conexión YN YN YN
xd (p.u.) 1,09 1,012 2,12
xq (p.u.) 0,74 0,647 1,88
x0 (p.u.) 0,11 0,108 0,1
r0 (p.u.) 0 0 0
x2 (p.u.) 0,195 0,207 0,2
r2 (p.u.) 0,00042 0 0
xd saturada
(p.u.) 0,973 0,114
xd´´ saturada
(p.u.) 0,1992 0,195 0,124
Resistencia del
estator (p.u.) 0,00284 0,001751 0,0015
xl de disperción
del estator
0,01 0,12 0,1
xd´ transitoria
(p.u.) 0,35 0,297 0,3
xq´ transitoria
(p.u.) NA NA 0,6
xd´´
subtransitoria
(p.u.)
0,1975 0,244 0,124
xq´´
subtransitoria
(p.u.)
0,2 0,232 0,124
Constante de
tiempo td'
transitoria
2,257339 2,314 3,190694
Constante de
tiempo tq'
transitoria
NA NA 0
Constante de
tiempo td''
subtransitoria
0,026 0,121 0,021
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Constante de
tiempo td''
subtransitoria
0,038 0,109 0,021
Tipo de
máquinas
IEC60909
Polos salientes Polos salientes Polos salientes
Flujo de
saturación Cuadratura Cuadratura Cuadratura
SG10 0,08696 0,164 0,062
SG12 0,3091 0,438 0,2688
Q mínima
[MVar] -42,04325 -89,36 -20
Q máxima
[MVar] 63,06486 89,36 80,0028
Constantes de
inercia H 3,604 3,972 1,29
Coeficiente de
torque de frcción
debido al eje de
la turbina
0 0 0
Coeficiente de
amortiguamiento
de torque
0 0 0
Coeficiente de
amortiguamiento
de torque basado
en la potencia
0 0 0
Barra B1 B2 B3
Tabla 1 Generadores modelo
Demanada
promedio Demanda máxima Demada mínima
ELEMENTO TIPO P[MW] V[pu] P V[pu] P V[pu]
G1 PV 130 1,04 160 1,035 50 1,025
G2 SLAG 0 1,03 0 0,99 0 1
G3 PV 80 1,04 115 1,03 40 1,03
Tabla 2 Despacho de generadores
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TRANSFORMADORES
Generador TG1 TG2 TG3 TD1 TD2
Nombre T Gen Coca
Codo
T Gen Coca
Codo
T Gen CT
Trinitaria
Carolina
20MVA
Granda
Centeno
15MVA
Bobinados 2 2 2 2 2
Snominal
(MVA) 114 250 155 20 15
fnominal
(Hz) 60 60 60 60 60
HV (kV) 230 230 138 46 46
LV (kV) 13,8 13,8 13,8 6,3 6,3
Grupo Ynd1 Ynd11 Ynd1 Dy1 Dy1
Imp. Sec. Positiva
uk (%) 11,8 12,99 7,255938 13,14 9,96
Pérdidas en
cobre (kW) 278,7882 348,0624 351,9296 126,9 83,45
Imp. Sec. Cero
uk0 (%) 11,8 12,99 7,255938 13,14 9,96
ukr0 (%) 0,488 0,56 0 0 0
Tap HV HV HV LV LV
% Tap 2,5 2,5 2,5 1,875 1,875
Máximo 5 5 5 17 17
Mínimo 1 1 1 1 1
Posición
neutra 3 3 3 9 9
Impedancia de magnetización
Corriente
vacío (%) 0,55 1,05 0 0,63 0,5
Pérdidas en
vacío (kW) 23 10 0 10,2 8,69
Tabla 3 Transformadores de 2 devanados
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Demanda
promedio
Demanda
máxima
Demanda
mínima
ELEMENTO tap tap tap
TD1 9 10 9
TD2 9 11 9
TG1 2 3 3
TG2 3 3 3
TG3 2 3 1
Tabla 4 Taps transformadores de 2 devanados según el despacho de demanda.
NOMBRE T_STA_1 T_STA_2 T_ST1 T_ST2
MODELO ATT SANTA
ROSA
ATU SANTA
ROSA
TRN STA
ROSA
TRP STA
ROSA
REFRIGERACIÓN FOA FOA FOA FOA
POTENCIA [MVA]
HV 375 375 75 75
MV 375 375 75 75
LV 100 100 25 25
VOLTAJE [kV]
HV 230 230 138 138
MV 138 138 46 46
LV 13,8 13,8 13,8 13,8
Conexión YN0yn0d1 YN0yn0d1 YN0yn0d1 YN0yn0d1
Secuencia positiva
Copper losses
HV-MV 145,52 163 244,27 244,27
MV-LV 299,5 80,1 27,46 27,46
LV-HV 296,24 78,4 55,95 55,95
Voltaje Porcentual prueba de Corto circuito
HV-MV 7,15 7,39 15,44 15,44
MV-LV 12,86 10,13 3,736667 3,736667
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LV-HV 16,3 12,93 10,03667 10,03667
Secuencia 0
Parte real de prueba de corto circuito
HV-MV 0 0 0 0
MV-LV 0 0 0 0
LV-HV 0 0 0 0
Voltaje Porcentual prueba de Corto circuito
HV-MV 7,15 7,39 15,44 15,44
MV-LV 12,86 10,13 3,736667 3,736667
LV-HV 16,3 12,93 10,03667 10,03667
Impedancia de magnetización
Posición Punto inicial Punto inicial Punto inicial Punto inicial
Corriente
porcentual en vacío 0,154 0,209 0,08 0,08
Perdidas en
vacio[kW] 24 38,2 45,58 45,58
Impedancia de magnetización de sec 0
Posición Punto inicial Punto inicial Punto inicial Punto inicial
Corriente
porcentual en vacío 0 0 0 0
Perdidas en vacio 0 0 0 0
Tap HV HV HV MV HV MV
%Voltaje 2,5 2,5 5 0,625 5 0,625
Máxima posición 5 5 3 33 3 33
Posición neutra 3 3 2 17 2 17
Mínima posición 1 1 1 1 1 1
Saturación Lineal Lineal Lineal Lineal
Terminales
Termina HV BT6 BT5 B_STA_3 B_STA_3
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Termina MV B_STA_1 B_STA_1 B_ST1 B_ST2
Termina LV
B_SA_STA_1
B_SA_STA_2
B_SA_T_ST1
B_SA_T_ST2
Tabla 5 Transformadores tres devanados
Demanda promedio Demanda máxima Demanda mínima
ELEMENTO Tap HV Tap MV Tap HV Tap MV Tap
HV Tap MV
T_ST1 2 17 1 17 2 17
T_ST2 2 17 3 17 2 17
T_STA_1 3 NA 1 NA 3 NA
T_STA_2 3 NA 3 NA 3 NA
Tabla 6 Taps transformadores tridevanados según la demanda.
BARRAS BARRAS
BARRA
VOLTAJE
DE LÍNEA
(kV)
BARRA
VOLTAJE
DE
LÍNEA
(kV)
TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN
BT1 230 B_D1 6,3
BT2 230 B_D1_A 6,3
BT3 230 B_D1_A1 6,3
BT4 230 B_D1_A2 6,3
BT5 230 B_D1_A2_1 6,3
BT6 138 B_D1_A2_2 6,3
BT7 138 B_D1_A2_3 6,3
SUBTRANSMISIÓN B_D1_A2_3_a1 6,3
B_STA_1 138 B_D1_A2_3_a2 6,3
B_STA_2 138 B_D1_A2_3_b1 6,3
B_STA_3 138 B_D1_A2_3_b2 6,3
B_ST1 46 B_D1_A3 6,3
B_ST2 46 B_D1_B 6,3
B_ST3 46 B_D1_B1 6,3
B_ST4 46 B_D1_B2 6,3
B_ST5 46 B_D1_B3 6,3
GENERACIÓN B_D1_C 6,3
B1 13,8 B_D1_C1 6,3
B2 13,8 B_D1_C2 6,3
B3 13,8 B_D1_C3 6,3
SERVICIOS
AUXILIARES B_D2 6,3
B_SA_STA_1 13,8 B_D2_A 6,3
B_SA_STA_2 13,8 B_D2_A1 6,3
B_SA_T_ST1 13,8 B_D2_B 6,3
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B_SA_T_ST2 13,8 B_D2_B_a1 6,3
B_D2_B_a2 6,3
B_D2_B_b1 6,3
B_D2_B_b2 6,3
Tabla 7 Barras
Modelo líneas
Nombre
Línea doble
circuito
230kV
Línea doble
circuito
138kV
Línea doble
circuito 6.3kV
Voltaje [kV] 230 138 6,3
Corriente [kA] 0,858 0,789 0,35
Frecuencia
[Hz] 60 60 60
Conductor Aéreo Aéreo Aéreo
Fases 3 3 3
Resistencia
(20 °C)
[Ohm/km]
0,053151 0,091881 0,2687058
Reactancia X
[Ohm/km] 0,524556 0,499399 0,3449162
R0 [Ohm/km] 0,545173 0,644495 0,6046657
x0 [Ohm/km] 2,192087 1,70551 3,490824
Suceptacia B
[uS/km] 3,259238 3,336381 4,8705989
Suceptacia B0
[uS/km] 1,371629 1,59729 0,830847
Temperatura
de operación
máxima
80 80 80
Material Aluminio-
Acero
Aluminio-
Acero
Aluminio-
Acero
Temperatura
final 80 80 80
Tabla 8 Modelos de líneas
Modelo de Conductores
Nombre
ACSR
Bluejey
230kV
ACSR
Grosbeak
ACSR
Flicker 46
[kV]
ACSR
Peguin
4/0 6.3
Kv
Alomeweld
230kV
Aluminio
Acero
n°7/8 138
kV
Aluminio
Acero
n°7/8 46
kV
Voltaje [kV] 230 138 46 6,3 230 138 46
Corriente
[kA] 0,858 0,789 0,655 0,35 0,199 0,196 0,196
Modelo Sólido Sólido Sólido Sólido Sólido Sólido Sólido
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Resistencia
DC (20°C)
[Ohm/km]
0,0511 0,08972 0,1174 0,2609 1,463 0,7056 0,7056
GMR 12,69 10,2108 8,62584 5,588 0,635508 3,26183 3,26183
Diámetro
externo [mm] 31,96 25,15 21,5 14,31 9,78 9,45 9,45
Resistencia
DC (80°C)
[Ohm/km]
0,065 0,1076115 0,144 0,34 1,901396 0,8063 0,8063
Temperatura
máxima 80 80 80 80 80 80 80
Material Aluminio -
Acero
Aluminio-
Acero
Aluminio-
Acero
Aluminio-
Acero Acero Acero Acero
Tabla 9 Modelo de conductores para torres
Torre
230 kV
Frecuencia Conductores
de tierra Circuitos Transposición
Conductor
circuito
Conductor
de tierra
Parámetros
geométricos 60 2 1 Perfecta
ACSR
Bluejey
230kV
Alomeweld
230kV
Circuito 1 X1 X2 X3 Y1 Y2 Y3
-11 0 11 20 20 20
Conductor
de tierra 1 1
X1 Y1 2
X2 Y2
-9,5 25 9,5 25
Apoyo
46kV
Frecuencia Conductores
de tierra Circuitos Transposición
Conductor
circuito
Conductor
de tierra
Parámetros
geométricos 60 2 1 Perfecta
ACSR
Flicker 46
[kV]
Aluminio
Acero
n°7/8 46
kV
Circuito 1 X1 X2 X3 Y1 Y2 Y3
1,2 -1,5 1,5 12 10 10
Conductor
de tierra 1 1
X1 Y1
0 14,5
Poste
6,3 kV
Frecuencia Conductores
de tierra Circuitos Transposición
Conductor
circuito
Conductor
de tierra
Parámetros
geométricos 60 2 1 Perfecta
ACSR
Flicker 46
[kV]
Aluminio
Acero
n°7/8 46
kV
Circuito 1 X1 X2 X3 Y1 Y2 Y3
-0,55 0 0,55 11 11,3 11
Tabla 10 Modelo de torres
Especificaciones de líneas
Lineas Modelo Terminal i Terminal j Longitud
[km]
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Transmisión
L_T1-T3 Línea doble circuito
230kV BT1 BT4 5
L_T2-T3 Línea doble circuito
230kV BT2 BT4 10
L_T3-T4_1 Línea doble circuito
230kV BT4 BT5 150
L_T3-T4_2 Línea doble circuito
230kV BT4 BT5 150
L_T4-T5 Torre 230 kV BT5 BT6 20
L_T6-T7(1) Línea doble circuito
138kV BT8 BT7 50
L_T6-T7(2) Línea doble circuito
138kV BT8 BT7 50
Subtransmisión Alta
L_T8-STA_3_1 Línea doble circuito
138kV B_STA_3 BT8 50
L_T8-STA_3_2 Línea doble circuito
138kV B_STA_3 BT8 50
L_STA_1-
STA_2_1
Línea doble circuito
138kV B_STA_1 B_STA_2 50
L_STA_1-
STA_2_2
Línea doble circuito
138kV B_STA_1 B_STA_2 50
L_STA_2-
STA_3_1
Línea doble circuito
138kV B_STA_2 B_STA_3 45
L_STA_2-
STA_3_2
Línea doble circuito
138kV B_STA_2 B_STA_3 45
Subtransmisión Baja
L_ST1_ST3 Apoyo 46kV B_ST1 B_ST3 1
L_ST2_ST4 Apoyo 46kV B_ST2 B_ST4 13
L_ST1_ST5 Apoyo 46kV B_ST1 B_ST5 15
L_ST4-ST5 Apoyo 46kV B_ST4 B_ST5 7
Distribución
L_D1-D1_A_1 Línea doble circuito
6.3kV B_D1 B_D1_A 1
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L_D1-D1_A_2 Línea doble circuito
6.3kV B_D1 B_D1_A 1
L_D1_A-D1_A1 Poste 6.3kV B_D1_A B_D1_A1 3
L_D1_A1-
D1_A2 Poste 6.3kV B_D1_A1 B_D1_A2 1
L_D1_A-A1_A2 Línea doble circuito
6.3kV B_D1_A B_D1_A2_1 1
L_D1_A-D1_A2 Línea doble circuito
6.3kV B_D1_A B_D1_A2_1 1
L_D1_A2_1-
D1_A2_2(1)
Línea doble circuito
6.3kV B_D1_A2_1 B_D1_A2_2 1
L_D1_A2_1-
D1_A2_2(2)
Línea doble circuito
6.3kV B_D1_A2_1 B_D1_A2_2 1
L_D1_A2_2-
D1_A2_3(1)
Línea doble circuito
6.3kV B_D1_A2_2 B_D1_A2_3 2
L_D1_A2_2-
D1_A2_3(2)
Línea doble circuito
6.3kV B_D1_A2_2 B_D1_A2_3 2
L_D1_A2_3-
D1_A2_3_a1 Poste 6.3kV B_D1_A2_3
B_D1_A2_3_a1 1
L_D1_A2_3_a1-
D1_A2_3_a2 Poste 6.3kV
B_D1_A2_3_a1
B_D1_A2_3_a2 1
L_D1_A2_3-
D1_A2_3_b1 Poste 6.3kV B_D1_A2_3
B_D1_A2_3_b1 0,5
L_D1_A2_3_b1-
D1_A2_3_b2 Poste 6.3kV
B_D1_A2_3_b1
B_D1_A2_3_b2 1
L_D1_A2-
D1_A3 Poste 6.3kV B_D1_A2 B_D1_A3 1
L_D1-D1_B Poste 6.3kV B_D1 B_D1_B 1
L_D1_B-D1_B1 Poste 6.3kV B_D1_B B_D1_B1 5
L_D1_B1-D1_B2 Poste 6.3kV B_D1_B1 B_D1_B2 1
L_D1_B2-D1_B3 Poste 6.3kV B_D1_B2 B_D1_B3 1
L_D1-D1_C Poste 6.3kV B_D1 B_D1_C 5
L_D1_C-D1_C1 Poste 6.3kV B_D1_C B_D1_C1 4
L_D1_C1-D1_C2 Poste 6.3kV B_D1_C1 B_D1_C2 1
L_D1_C2-D1_C3 Poste 6.3kV B_D1_C2 B_D1_C3 1
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L_D2_B-D2 Línea doble circuito
6.3kV B_D2_B B_D2 4
L_D2-D2_A_1 Línea doble circuito
6.3kV B_D2 B_D2_A 3
L_D2-D2_A_2 Línea doble circuito
6.3kV B_D2 B_D2_A 3
L_D2_A-
D2_A1_1
Línea doble circuito
6.3kV B_D2_A B_D2_A1 2,5
L_D2_A-
D2_A1_2
Línea doble circuito
6.3kV B_D2_A B_D2_A1 2,5
L_D2-D2_B Línea doble circuito
6.3kV B_D2 B_D2_B 4
L_D2_B-D2_B1 Poste 6.3kV B_D2_B B_D2_B_a1 7
L_D2_B_a1-
D2_B_a2 Poste 6.3kV B_D2_B_a1 B_D2_B_a2 1
L_D2_B-D2_B2 Poste 6.3kV B_D2_B B_D2_B_b1 4
L_D2_B_b1-
D2_B_b2 Poste 6.3kV B_D2_B_b1 B_D2_B_b2 1
Tabla 11 Especificaciones de líneas
Demanda promedio Demanda máxima Demanda mínima
ELEMENTO Barra P[MW] fp(inductivo) P[MW] fp(inductivo) P[M
W] fp(inductivo)
CARGA_D1 B_STA_1 5 0,8 7 0,8 3 0,8
CARGA_D1_A1 B_STA_1 0,05 0,8 1 0,95 0,03 0,8
CARGA_D1_A1_3 B_STA_1 0,5 0,75 0,9 0,95 0,2 0,75
CARGA_D1_A2 B_ST2 0,33 0,88 0,4 0,95 0,15 0,88
CARGA_D1_A2_2 B_ST1 0,2 0,9 1 0,95 0,1 0,9
CARGA_D1_A2_3_a2 B_SA_T_ST2 0,3 0,95 1,2 0,95 0,2 0,95
CARGA_D1_A2_3_b1 B_SA_T_ST1 0,1 0,9 0,13 0,9 0,1 0,9
CARGA_D1_A2_3_b2 B_SA_STA_2 0,5 0,85 1,2 0,95 0,2 0,85
CARGA_D1_B B_SA_STA_1 0,17 0,85 0,25 0,85 0,1 0,85
CARGA_D1_B2 B_D2_B_b2 0,13 0,85 0,13 0,85 0,15 0,85
CARGA_D1_B3 B_D2_B_b1 1,3 0,98 1,1 0,95 0,8 0,95
CARGA_D1_C B_D2_B_a2 0,2 0,9 1 0,8 0,2 0,9
CARGA_D1_C2 B_D2_B_a1 0,14 0,9 0,14 0,9 0,2 0,9
CARGA_D1_C3 B_D2_B 1 0,8 1 0,8 0,5 0,8
CARGA_D2 B_D2_A1 1 0,75 2 0,75 0,9 0,75
CARGA_D2_A1_1 B_D2_A1 1 0,8 1 0,8 1,3 0,8
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CARGA_D2_A1_2 B_D2 1,5 0,92 1,5 0,92 1 0,92
CARGA_D2_B B_D1_C3 0,21 0,85 2 0,95 1 0,85
CARGA_D2_B_a1 B_D1_C2 0,15 0,85 0,8 1 0,9 0,85
CARGA_D2_B_a2 B_D1_C 1 0,8 1,3 0,8 0,3 0,8
CARGA_D2_B_b1 B_D1_B3 0,13 0,75 0,15 0,9 0,5 0,75
CARGA_D2_B_b2 B_D1_B2 0,4 0,85 1 0,92 0,7 0,85
CARGA_SA_STA_1 B_D1_B 10 0,9 12 0,9 6 0,9
CARGA_SA_STA_2 B_D1_A3 10 0,9 13 0,9 5 0,9
CARGA_SA_T_ST1
B_D1_A2_3_b2 3 0,85 4 0,85 1 0,85
CARGA_SA_T_ST2
B_D1_A2_3_b1 3 0,8 5 0,8 2 0,8
CARGA_ST1
B_D1_A2_3_a2 30 0,92 28 0,92 15 0,92
CARGA_ST2 B_D1_A2_2 40 0,8 40 0,8 25 0,8
CARGA_STA_1(1) B_D1_A2 50 0,92 68 0,8 31 0,85
CARGA_STA_1(2) B_D1_A1 50 0,92 72 0,82 35 0,8
CARGA_STA_1(3) B_D1 50 0,92 83 0,85 13 0,75
Tabla 12 Cargas generales, barra de conexión y consumo según la demanda.
Motores asíncronos
Nombre MOTOR1 MOTOR2
Nombre modelo
MOTOR_IND
6.3KV 200kW
Delta
MOTOR_IND
6.3KV 300kW
Estrella
Voltaje [kV] 6,3 6,3
Potencia mecánica
[kW] 200 300
Frecuencia 60 60
Conexión Delta Estrella
Rotor Jaula simple Jaula simple
Parámetro Eléctrico Eléctrico
Resistencia de estator
[pu] 0,0037 0
Reactancia del estator 0,01 0,01
reactancia de
magnetización [pu] 4 4
Modelo Estándar Estándar
Rotor en operación
Resistencia de rotor
RrA 0,01 0,01
Reactancia XrA 0,1 0,1
Corriente de rotor
bloqueado [pu] 5 5
R/X de rotor
bloqueado 0,1 0,1
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Barra B_D1_A2_3_a2 B_D1_A2_3_b2
Tabla 13 Motores asíncronos
Demanda promedio Demanda máxima Demanda mínima
ELEMENTO TIPO P[MW] Q[MW] P[MW] Q[MW] P[MW] Q[MW]
MOTOR1 AS 0,23 0 0,24 0 0,11 0
MOTOR2 PQ 0,15 0,08 0,16 0,03 0,13 0,08
Tabla 14 Consumo de motores según la demanda.
Demanda
promedio
Demanda
máxima
Demanda
mínima
ELEMENTO Máximo
de pasos
Q por
paso Barra Paso actual
Paso
actual
Paso
actual
C_D1 10 1,5 B_D1 6 4 0
C_D1-C3 10 0,2 B_D1_C3 7 10 3
C_D1_A2_3_b2 10 0,2 B_D1_A2_3_b2 4 10 1
C_D1_B2 10 0,15 B_D1_B2 6 5 1
C_D2 15 1,5 B_D2 2 2 4
C_D2_A1 20 0,25 B_D2_A1 14 9 4
C_D2_B_a2 10 0,2 B_D2_B_a2 6 10 6
C_ST1 8 5 B_ST1 2 3 1
C_ST2 10 5 B_ST2 9 8 4
C_STA_1 10 20 B_STA_1 0 9 2
Tabla 15 Compensación capacitiva modelo y despacho según demanda.
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PRÁCTICA N° 2
1. TEMA
MODELADO Y AJUSTE DE RELÉS DE SOBRECORRIENTE
2. OBJETIVOS
2.1. Modelar relés de sobrecorriente y establecer los ajustes básicos de este tipo de
relés.
2.2. Establecer criterios generales de ajuste coordinado en un sistema eléctrico.
3. MARCO TEÓRICO
El prefijo “sobre” indica que el relé se acciona para cerrar un conjunto de contactos
cuando la cantidad que hace operar al relé, en este caso la corriente, excede la magnitud
en la cual el relé es ajustado para su operación.
En la terminología de la protección por relés, un relé de corriente es aquel en que la
fuente de disparo o actuación es la corriente en un circuito que alimenta al relé de forma
directa o a través de un transformador de corriente.
En el ajuste de los relés se debe tener en cuenta el principio de operación de los relés. Es
necesario ajustar el disparo u operación del relé (pickup) y el tiempo. La mayoría de los
relés de sobrecorriente presentan un rango para ajustar el disparo y hacerlos adaptables
a diferentes casos de aplicación. El tiempo de operación de los relés de tiempo inverso
normalmente es ajustable. En el caso de un relé electromecánico se puede ajustar el
tiempo dentro del recorrido del rotor tipo disco desde la posición inicial de ajuste (reset)
hasta la posición de disparo.
Se puede definir al tap con la mínima corriente para que el relé opere. De forma similar,
se puede definir al dial con el tiempo que tarda en disparar el relé.[1]
Una curva típica para un relé electromecánico se presenta en la Fig. 1. Corresponde a
una curva temporizada para una corriente nominal de 5 A.
En la Fig. 2. se presenta una curva de operación inversa temporizada de un relé de
sobrecorriente para un nivel de 13,8 kV. En la misma se aprecia la curva de daño y la
curva de energización de un transformador.
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Fig. 1. Curva temporizada
Fig. 2. Protección de sobrecorriente temporizada (13,8 kV)
0,001
0,01
0,1
1
10
100
1000
10000
1000 10000 100000
Sobrecorriente Temporizado I (corriente de carga)
Curva de Daño Energización
Icc (corriente de cortocircuito)
[A]
[s]
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4. TRABAJO PREPARATORIO
4.1. Realizar un resumen de los tipos de relés de sobrecorriente (50, 51, 67), sus
características de operación y variables que deben ser ajustadas.
4.2. Presentar (gráfica y matemáticamente) y comentar las diferentes curvas de
operación tiempo‐sobrecorriente de acuerdo a las normas ANSI/IEEE e IEC.
4.3. Consultar las marcas de los modelos de relés de sobrecorriente disponibles en la
librería de protecciones de DIgSILENT PowerFactory.
5. EQUIPO Y MATERIALES
• Computadores del Laboratorio de Sistemas Eléctricos de Potencia
• Software DIgSILENT PowerFactory.
6. PROCEDIMIENTO
6.1. En el sistema eléctrico modelado, incorporar los dispositivos de protección
indicados por el instructor.
6.2. Realizar un ajuste previo de los parámetros en los relés modelados.
6.3. Simular cortocircuitos en las condiciones y componentes indicados por el
instructor y analizar los aportes por cada elemento del sistema. Utilizar el método
IEC 60909.
6.4. Simular los mismos cortocircuitos del punto anterior utilizando el método
“completo” y analizar los aportes por cada elemento del sistema.
6.5. Establecer los criterios generales de ajuste de las funciones de sobrecorriente
modeladas para presentar en el informe.
7. INFORME
7.1. Tabular (en por unidad y en amperios) los resultados de las simulaciones
realizadas en clase y comentar sobre las diferencias existentes entre las
corrientes de cortocircuito obtenidas al utilizar el método IEC 60909 y el método
completo.
7.2. Presentar en tablas los ajustes requeridos para una operación coordinada de los
sistemas de protección de sobrecorriente modelados.
7.3. Presentar en dos gráficas, una para relés de fase y otra para relés de tierra, las
curvas tiempo – sobrecorriente ajustadas.
7.4. Conclusiones y recomendaciones (Se aconseja escribir por lo menos cuatro
conclusiones de la práctica)
7.5. Bibliografía.
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8. REFERENCIAS
[1] Manual de usuario de DIgSILENT PowerFactory.
[2] Mason R. The Art and Science of Protective Relaying Sexta Edición 1967.
[3] LUDIMTD, Relevador Electromecanico Protecciones.AVI. https://www.youtube.com/watch?v=2VPuASzkcug.
Elaborado por: Ing. Mauricio Soria
Revisado por: Dr. Fabián Pérez
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
Carrera de Ingeniería Eléctrica
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PRÁCTICA N° 3
1. TEMA
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE
2. OBJETIVOS
2.1. Modelar relés de sobrecorriente de fase 50/51 y de neutro 50/51N.
2.2. Establecer criterios generales de ajuste para la operación coordinada de sistemas
de protección que utilizan relés de sobrecorriente.
3. MARCO TEÓRICO
Dentro de la protección de líneas o redes eléctricas se incluye la protección de
sobrecorriente, de distancia, diferencial de línea, protección piloto o teleprotección.
La protección de sobrecorriente es sencilla y conveniente desde el punto de vista
económico. Sin embargo, es compleja en su aplicación y la que con mayor brevedad
necesita ser reajustada o reemplazada según los cambios que se presentan en el sistema
eléctrico.
Normalmente la protección de sobrecorriente es utilizada para protección de fase y neutro
en subestaciones y redes de distribución que manejan las empresas eléctricas o en
sistemas industriales. Se pueden aplicar también en líneas de subtransmisión donde el
costo de usar relés de distancia no es justificable.
De igual manera, la protección de sobrecorriente es utilizada como protección de respaldo
de neutro en la mayoría de líneas de transmisión donde los relés de distancia son utilizados
para protección principal. También se usa como protección de respaldo en las líneas que
presentan protección piloto como protección primaria. Finalmente, la protección de
sobrecorriente es utilizada como respaldo para transformadores de potencia ante fallas
externas. En algunas de estas aplicaciones se ha tendido a reemplazar los relés de
sobrecorriente por relés de distancia.
En la Fig. 1. se presenta la coordinación de protecciones de relés de sobrecorriente
temporizados que mediante los ajustes propuestos se establecen márgenes de
coordinación mayores a 50 ms entre relés. Además, se aprecia que para el relé ‘B_AA2_3’
se ajustan las características instantánea y temporizada para dar selectividad al sistema,
mientras que para los relés restantes solo se usa la característica temporizada permitiendo
la coordinación entre los relés del alimentador.
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4. TRABAJO PREPARATORIO
4.1. Realizar un resumen de los ajustes referenciales (ajustes típicos) de cada relé de
sobrecorriente (50/51, 50/51N y 51G) para la operación coordinada.
4.2. Consultar los tiempos de coordinación mínimos para relés de sobrecorriente
temporizados. Consultar las ventajas y desventajas de operar con la característica
instantánea (50).
4.3. Consultar las aplicaciones de los relés de sobrecorriente, como protección primaria
y protección de respaldo para los diferentes equipos del sistema eléctrico de
potencia.
5. EQUIPO Y MATERIALES
• Computadores del Laboratorio de Sistemas Eléctricos de Potencia
• Software DIgSILENT PowerFactory.
1000 10000[pri.A]0,01
0,1
1
[s]
69,00 kV
B_AA2_3\Cub_2\Relay Model B_AA2_2\Cub_1\Relay Model
B_AA2_1\Cub_2\Relay Model B_AA\Cub_3\Relay Fase
Relay Fase IAC Inv erse GES7001B Ipset: 29,80 sec.A Tpset: 0,50 Tripping Time: 0,348 s
Relay Model IAC Short Inv erse GES7003A Ipset: 29,80 sec.A Tpset: 2,00 Tripping Time: 0,177 s
Relay Model IAC Short Inv erse GES7003A Ipset: 29,80 sec.A Tpset: 1,00 Tripping Time: 0,088 s
Relay Model IAC Short Inv erse GES7003A Ipset: 29,80 sec.A Tpset: 0,50 Tripping Time: 0,044 s
I =3204,899 pri.A
0.020 s
0.088 s
0.177 s
0.348 s
Cordinacion de f ase
Date: 3/26/2019
Annex:
DIg
SIL
EN
T
Fig. 1 Coordinación de protecciones de sobrecorriente
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6. PROCEDIMIENTO
6.1. Modelar relés de sobrecorriente (con los TCs correspondientes) en las bahías
indicadas por el instructor.
6.2. De acuerdo a los ajustes referenciales de los relés de sobrecorriente, establecer
los valores requeridos en los relés modelados (50/51 y 50/51N) para asegurar una
operación coordinada.
6.3. Verificar que los ajustes propuestos funcionen de una manera coordinada en los
dos escenarios de demanda. De ser necesario, cambiar los tiempos de operación
y los tipos de curva de los relés.
6.4. Presentar las curvas de tiempo-sobrecorriente de fase y neutro de los relés
coordinados.
7. INFORME
7.1. Presentar en tablas los valores de los ajustes para los relés 50/51 y 50/51N
obtenidos en la práctica, con los que se obtiene una operación coordinada.
7.2. Presentar las curvas de tiempo-sobrecorriente de los relés de fase y neutro
coordinadas. Explicar los márgenes de coordinación (tiempo).
7.3. Realizar la coordinación de la protección de sobrecorriente de la cabecera del
alimentador con el relé de sobrecorriente del transformador de la subestación para
fase y neutro. Presentar las curvas detalladas como se muestra en la Fig. 1.
7.4. Conclusiones y recomendaciones (Se aconseja escribir por lo menos cuatro
conclusiones de la práctica)
7.5. Bibliografía.
8. REFERENCIAS
[1] Manual de usuario de DIgSILENT PowerFactory.
[2] Mason R. The Art and Science of Protective Relaying Sexta Edición 1967.
Elaborado por: Ing. Mauricio Soria
Revisado por: Dr. Fabián Pérez
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
Carrera de Ingeniería Eléctrica
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PRÁCTICA N° 4
1. TEMA
OPERACIÓN DE RELÉS DE SOBRECORRIENTE
TABLERO ABB
2. OBJETIVOS
2.1. Identificar los relés de estado sólido y el relé numérico implementados en el tablero
de protecciones ABB.
2.2. Verificar la operación de los relés de sobrecorriente instalados en los diferentes
componentes de la subestación simulada en el tablero ABB.
2.3. Ajustar una curva de sobrecorriente temporizada en los relés SPAJ 144C y REF
543.
.
3. MARCO TEÓRICO
Fig. 1. Tablero ABB del Laboratorio de Protecciones Eléctricas
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Fig. 2. Relé SPAJ 144C del Laboratorio de Protecciones Eléctricas
Fig. 3. Módulo didáctico de una subestación eléctrica. Tablero ABB
Laboratorio de Protecciones Eléctricas
4. TRABAJO PREPARATORIO
4.1. Revisar los manuales del usuario y de operación de los relés de sobrecorriente de
del tablero ABB: SPAJ 144C y REF 543, y establecer el procedimiento para realizar
el ajuste de una curva temporizada en cada relé.
4.2. Realizar un resumen sobre las características y aplicaciones de los relés indicados.
4.3. Consultar los componentes internos de los relés de estado sólido y relés numéricos.
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5. EQUIPO Y MATERIALES
• Tablero ABB del Laboratorio de Protecciones Eléctricas.
• Manual de usuario de los relés de sobrecorriente de estado sólido del tablero
ABB.
6. PROCEDIMIENTO
6.1. Identificar la subestación simulada en el tablero ABB junto con los relés de
protección de cada bahía.
6.2. Por medio de los indicadores para navegación, identificar las medidas presentes y
los ajustes generales de los relés SAPJ 144C y REF 543.
6.3. Ajustar una curva temporizada en ambos relés según el manual de usuario.
6.4. Con los selectores de incremento de corriente de cada bahía, fijar la corriente
indicada por el instructor y determinar el tiempo de operación de cada relé. Verificar
la adecuada operación según la curva ajustada.
6.5. Cambiar los ajustes indicados por el instructor, fijar la corriente en el mismo valor
del punto anterior y verificar el nuevo tiempo de operación.
7. INFORME
7.1. Presentar los resultados en tablas, de tiempos de operación y corriente, de cada
bahía de la subestación considerada en la práctica. Comente dichos resultados.
7.2. Proponga ajustes para cada relé de sobrecorriente de las bahías de la subestación
simulada en el tablero ABB, de modo que se logre una operación coordinada –
adecuada.
7.3. Conclusiones y recomendaciones (Se aconseja escribir por lo menos cuatro
conclusiones de la práctica)
7.4. Bibliografía.
8. REFERENCIAS
[1] Manuales de relés disponibles en www.abb.com.
[2] Fotos del laboratorio de protecciones eléctricas.
Elaborado por: Ing. Mauricio Soria
Revisado por: Dr. Fabián Pérez
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PRÁCTICA N° 5
1. TEMA
MODELADO Y AJUSTE DE RELÉS DE DISTANCIA
2. OBJETIVOS
2.1. Modelar relés de distancia e identificar los ajustes básicos de este tipo de
dispositivos.
2.2. Establecer criterios generales de ajuste de las zonas de protección.
3. MARCO TEÓRICO
La familia de los relés de distancia es quizás la más versátil e interesante. En los relés de
distancia hay un balance entre voltaje (V) y corriente (I), cuya relación puede ser
expresada en términos de impedancia (Z). Se conoce como relés de distancia puesto que
se considera a la impedancia como una medida eléctrica de distancia a lo largo de la línea
de transmisión.
En un relé de distancia el torque producido por un elemento de corriente es balanceando
contra el torque producido por un elemento de voltaje. El elemento de corriente produce
un torque positivo (disparo), mientras que el elemento de voltaje produce un torque
negativo (reseteo).
De esta forma, un relé de distancia aproxima su operación a un valor constante obtenido
de la relación entre V e I, la cual puede ser expresada como una impedancia. Las
características de operación de los relés tipo mho y poligonales se presentan en las Fig. 1
y Fig. 2.
El relé operará para cualquier combinación de V e I que represente un punto sobre la
característica de operación en la región de torque positivo. Es decir, para cualquier valor
de Z menor que el valor constante representado por la característica de operación.
Los relés de distancia son ajustados basándose en la impedancia de secuencia positiva
presente entre la ubicación del relé y la localización de la falla, más allá de la cual el relé
no debe operar.
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Fig. 1. Característica de operación de un relé de distancia tipo Mho
Fig. 2. Característica de operación de un relé de distancia Poligonal
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4. TRABAJO PREPARATORIO
4.1. Realizar un resumen de las características de operación de los relés de distancia
tipo mho y poligonales.
4.2. Definir los parámetros que deben ser ajustados en los relés de distancia tipo mho
y poligonales.
4.3. Realizar un resumen de los criterios generales de ajuste de las denominadas
zonas naturales de operación.
4.4. Consultar las marcas de los relés de distancia disponibles en la librería de
protecciones de DIgSILENT PowerFactory y realizar un resumen de las
características principales del relé de distancia SEL 321.
5. EQUIPO Y MATERIALES
• Computadores del Laboratorio de Sistemas Eléctricos de Potencia
• Software DIgSILENT PowerFactory.
6. PROCEDIMIENTO
6.1. Conocer el funcionamiento de los relés de distancia y sus características
principales.
6.2. Ingresar los dispositivos de protección indicados por el instructor junto con los
TCs y TPs requeridos.
6.3. Realizar un ajuste previo de las características de protección de los relés de
distancia.
6.4. Simular los cortocircuitos especificados por el instructor, bajo diferentes
condiciones y analizar las impedancias calculadas por los relés de protección.
6.5. Graficar los diagramas R-X de los relés de distancia y verificar su operación.
7. INFORME
7.1. Realizar un resumen de las características de la protección de distancia y de las
diferencias con los relés de sobrecorriente.
7.2. Presentar en tablas los ajustes adecuados para las protecciones de distancia
modeladas en la práctica: ajuste en ohmios primarios y secundarios,
temporización.
7.3. Muestre mediante gráficas los ajustes de las protecciones de distancia modeladas
de los relés poligonales y mho. Comparar y explicar las similitudes y diferencias
de ambas características de protección.
7.4. Consultar en que aplicaciones son utilizados los relés tipo mho y cuál es su
ventaja respecto a los poligonales y viceversa. ¿Cuáles son los más utilizados?
7.5. Conclusiones y recomendaciones (Se aconseja escribir por lo menos cuatro
conclusiones de la práctica)
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7.6. Bibliografía.
8. REFERENCIAS
[1] Manual de usuario de DIgSILENT PowerFactory.
[2] Mason R. The Art and Science of Protective Relaying Sexta Edición 1967.
Elaborado por: Ing. Mauricio Soria
Revisado por: Dr. Fabián Pérez
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PRÁCTICA N° 6
1. TEMA
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE DISTANCIA
2. OBJETIVOS
2.1. Modelar relés de distancia con diferentes características de operación.
2.2. Establecer criterios generales de ajuste coordinado de las zonas naturales de
protección.
3. MARCO TEÓRICO
La protección con relés de distancia se debe considerar cuando la protección de
sobrecorriente es demasiado lenta o no es selectiva. Por lo general, los relés de distancia
son utilizados como protección primaria de fase y tierra en líneas de transmisión, y como
protección de respaldo en líneas de subtransmisión.
Los relés de distancia son preferidos a los relés de sobrecorriente debido a que son
levemente afectados ante cambios en las magnitudes de cortocircuitos, lo que no ocurre
con los relés de sobrecorriente. De esta forma los relés de distancia se ven menos
afectados ante cambios en la capacidad de parque generador o cambios en la
configuración del sistema. Esto ocurre porque los relés de distancia llegan a tener una
buena selectividad basándose en la impedancia en lugar de la corriente.
En el ajuste de relés de distancia la impedancia o la correspondiente distancia es llamada
el alcance del relé o de la unidad de protección.
Para la coordinación de las protecciones de distancia en la práctica se ajusta la primera
zona para alcanzar un 80% o 90%.de la longitud de la línea. Para este caso no hay
retraso en tiempo. El propósito principal de la segunda zona del relé de distancia es
proteger el resto de la línea más allá del alcance de la primera zona. Normalmente la
segunda zona alcanza por lo menos el 20% de la línea contigua, con un tiempo entre 0.2
y 0.5 segundos. La tercera zona provee protección de respaldo ante fallas en líneas
contiguas. El retardo en esta zona normalmente se encuentra entre 0.4 y 1 segundo.
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4. TRABAJO PREPARATORIO
4.1. Describir la operación de la protección primaria de distancia en líneas de
transmisión, utilizando relés tipo Mho y Poligonales.
4.2. Describir la operación de la protección secundaria de distancia en líneas de
transmisión, utilizando relés tipo Mho y Poligonales.
4.3. Realizar un resumen de los criterios generales de coordinación de las
denominadas zonas naturales de operación de los relés de distancia.
5. EQUIPO Y MATERIALES
• Computadores del Laboratorio de Sistemas Eléctricos de Potencia
• Software DIgSILENT PowerFactory.
6. PROCEDIMIENTO
6.1. En el sistema eléctrico modelado en prácticas anteriores, ingresar los dispositivos
de protección de fase indicados en la Fig. 1. junto con los TCs y TPs requeridos.
6.2. Simular los cortocircuitos especificados por el instructor, bajo diferentes
condiciones, y analizar las impedancias calculadas por los relés de protección.
6.3. Establecer los ajustes requeridos en las protecciones modeladas que aseguren
una operación coordinada entre ellas.
Fig. 1. Sistema de potencia con ubicación de relés de distancia
MHO
POLIGONAL
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7. INFORME
7.1. Realizar un resumen de lo que significa una operación coordinada de las
protecciones de distancia.
7.2. Presentar en tablas los ajustes adecuados para una operación coordinada de las
protecciones de distancia modeladas en la práctica: ajuste en ohmios primarios y
secundarios, temporización, ángulos y alcance.
7.3. Muestre mediante graficas los ajustes de las protecciones de distancia
modeladas.
7.4. Realizar la coordinación de distancia de las líneas de transmisión paralelas a las
realizadas en la práctica. Presentar las gráficas de las características de
protección coordinadas.
7.5. Conclusiones y recomendaciones (Se aconseja escribir por lo menos cuatro
conclusiones de la práctica)
7.6. Bibliografía.
8. REFERENCIAS
[1] Manual de usuario de DIgSILENT PowerFactory.
[2] Mason R. The Art and Science of Protective Relaying Sexta Edición 1967.
Elaborado por: Ing. Mauricio Soria
Revisado por: Dr. Fabián Pérez
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
Carrera de Ingeniería Eléctrica
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PRÁCTICA N° 7
1. TEMA
COORDINACIÓN ENTRE PROTECCIONES DE DISTANCIA Y SOBRECORRIENTE
DIRECCIONAL
2. OBJETIVOS
2.1. Modelar relés de distancia y de sobrecorriente direccional para proteger líneas de
transmisión.
2.2. Establecer criterios generales de ajuste coordinado entre las protecciones 21 y 67
en un sistema eléctrico.
3. MARCO TEÓRICO
Uno de los objetivos del sistema de protección es detectar y aislar la falla lo más rápido
posible. Para el efecto se pueden utilizar relés de varios tipos o cuyo principio de operación
sea diferente.
El ajuste y la coordinación entre estos relés propenden que el relé más cercano a la falla
opere con mayor rapidez que los demás. Cuando la falla no es despejada por la protección
primaria, será la protección de respaldo la que actúe después del intervalo de tiempo
coordinado.[1]
Cuando se presentan fallas de alta impedancia que no se detectan por lo relés de distancia,
estas deben ser detectadas por los relés de sobrecorriente direccional.
Este caso se presenta por la naturaleza mallada de los sistemas de transmisión. Al existir
una falla pueden existir más caminos que alimentan a la corriente de cortocircuito. Para el
relé de distancia la falla puede aparecer en su magnitud de impedancia como más lejana
debido a las corrientes intermedias que alimentan la falla. A este efecto se le conoce en
protecciones de distancia como el de impedancia mutua. Por esta razón se utilizará la
protección de sobrecorriente direccional.
4. TRABAJO PREPARATORIO
4.1. Realizar una descripción del funcionamiento y de las características de operación
de los relés de sobrecorriente direccional 67/67N para protección de líneas de
transmisión.
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4.2. Detallar los criterios generales de ajuste, para una operación coordinada, de la
protección de distancia (operación por zonas naturales) con la de sobrecorriente
direccional.
4.3. Consultar las aplicaciones de una protección de sobrecorriente direccional ante
fallas de alta impedancia.
5. EQUIPO Y MATERIALES
• Computadores del Laboratorio de Sistemas Eléctricos de Potencia
• Software DIgSILENT PowerFactory.
6. PROCEDIMIENTO
6.1. Dentro del sistema eléctrico modelado en prácticas anteriores, ingresar en los
puntos indicados en la Figura 1, los dispositivos de protección 21 y 67 junto con los
TCs y TPs requeridos.
6.2. Realizar la simulación de diferentes tipos de cortocircuitos, en diferentes puntos y
condiciones del sistema, que permitirán establecer un ajuste coordinado de las
protecciones modeladas. Para esto, en cada cortocircuito simulado se deberá
analizar las impedancias calculadas por los relés de distancia y la operación de la
protección de sobrecorriente direccional.
6.3. Verificar en condiciones de demanda máxima y mínima, una operación coordinada
entre los relés modelados 21 y 67.
Fig. 1. Diagrama unifilar
MHO Y 67N
POLIGONAL Y 67N
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7. INFORME
7.1. Realizar una descripción de la operación coordinada de las protecciones 21 y 67
para proteger una línea de transmisión.
7.2. Presentar en tablas los ajustes obtenidos para las protecciones de distancia
modeladas en la práctica: alcance en porcentaje, ajuste en ohmios primarios y
secundarios, temporización, ángulo de la característica, ángulos de direccionalidad.
7.3. Presentar en tablas los ajustes obtenidos para las protecciones 67 modeladas en
la práctica: tipo de curva, tap (en amperios primarios y secundarios), dial.
7.4. Muestre mediante graficas los ajustes de las protecciones de distancia y
sobrecorriente modeladas.
7.5. Modelar en DIgSILENT PowerFactory un relé direccional de fase (Proyecto IIB).
7.6. Conclusiones y recomendaciones (Se aconseja escribir por lo menos cuatro
conclusiones de la práctica)
7.7. Bibliografía.
8. REFERENCIAS
[1] Manual de usuario de DIgSILENT PowerFactory.
[2] M. Farzinfar, M. Jazaeri, y F. Razavi, «A new approach for optimal coordination of distance and directional over-current relays using multiple embedded crossover PSO», Int. J. Electr. Power Energy Syst., vol. 61, pp. 620-628, oct. 2014.
[3] Mason R. The Art and Science of Protective Relaying Sexta Edición 1967.
Elaborado por: Ing. Mauricio Soria
Revisado por: Dr. Fabián Pérez
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA Carrera de Ingeniería Eléctrica
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PRÁCTICA N° 8
1. TEMA
OPERACIÓN COORDINADA ENTRE LAS PROTECCIONES DE LÍNEAS DE
TRANSMISIÓN Y DE TRANSFORMADORES
2. OBJETIVOS
2.1. Modelar protecciones de distancia para líneas de transmisión y de sobrecorriente
para transformadores de potencia.
2.2. Establecer criterios generales de ajuste coordinado entre las protecciones de
distancia de las líneas de transmisión y las de sobrecorriente de los
transformadores de potencia.
3. MARCO TEÓRICO
La protección con relés de sobrecorriente es utilizada como protección ante falla en
transformadores considerando la existencia de disyuntores o interruptores únicamente
cuando el costo de la protección diferencial no puede ser justificado. La protección de
sobrecorriente no puede alcanzar la sensitividad que la protección diferencial brinda al
transformador como protección primaria.
Sin embargo, la protección de sobrecorriente se la utiliza como protección de respaldo
ante fallas externas al transformador. Un transformador protegido diferencialmente, debe
además tener protección por relés de sobrecorriente con característica inversa como
protección de respaldo, preferiblemente energizados a través de transformadores de
corriente distintos a los utilizados para la protección diferencial, con la finalidad de
disparar los interruptores de la subestación cuando fallas externas persisten por un tiempo
prolongado.
En el caso en que se use protección de sobrecorriente como protección primaria en un
transformador, los mismos relés de sobrecorriente son utilizados para protección de
respaldo. Esto, no es lo más conveniente puesto que pueden existir desventajas en la
protección de una u otra función. Es el riesgo al que se acoge al minimizar la inversión
económica.
En la coordinación se debe tener en cuenta que las fallas que son detectadas por la
protección de sobrecorriente de transformadores y la protección de distancia de líneas de
transmisión deben ser despejadas de manera coordinada como lo establece la filosofía de
protecciones.
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4. TRABAJO PREPARATORIO
4.1. Realizar un resumen de la forma de operación (protección primaria y de respaldo)
de las protecciones de sobrecorriente aplicadas a los diferentes elementos de un
sistema eléctrico.
4.2. Realizar una descripción detallada de la operación de las protecciones de
sobrecorriente aplicadas a transformadores de potencia.
4.3. Comentar sobre el criterio de operación coordinada entre las protecciones de
distancia de las líneas de transmisión y las de sobrecorriente de los
transformadores de potencia.
5. EQUIPO Y MATERIALES
• Computadores del Laboratorio de Sistemas Eléctricos de Potencia
• Software DIgSILENT PowerFactory.
6. PROCEDIMIENTO
6.1. En el sistema eléctrico simulado en prácticas anteriores, modelar relés de
distancia y de sobrecorriente junto con los TCs y TPs requeridos, en los puntos
indicados en la Fig. 1.
6.2. Simular los cortocircuitos necesarios y ajustar las protecciones a fin de asegurar
una operación adecuada.
6.3. Verificar una operación coordinada entre las protecciones de distancia y de
sobrecorriente modeladas.
Fig. 1. Diagrama unifilar
SOBRECORRIENTE DISTANCIA POLIGONAL
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7. INFORME
7.1. Realizar una descripción de la operación coordinada de las protecciones de
distancia y de sobrecorriente modeladas en el sistema eléctrico.
7.2. Presentar en tablas los ajustes seleccionados para las protecciones de distancia y
sobrecorriente modeladas en la práctica: alcance reactivo en ohmios primarios,
alcance resistivo en ohmios primarios, ángulos de direccionalidad, ángulo de la
característica, temporización (para distancia) y ajuste de tap, dial y tipo de curva
(para sobrecorriente).
7.3. Muestre mediante graficas la operación coordinada de las protecciones de
distancia y sobrecorriente modeladas. Para esto, el instructor indicará las fallas a
simular y que serán representadas en los diagramas R‐X y
Tiempo‐Sobrecorriente.
7.4. Conclusiones y recomendaciones (Se aconseja escribir por lo menos cuatro
conclusiones de la práctica)
7.5. Bibliografía.
8. REFERENCIAS
[1] Manual de usuario de DIgSILENT PowerFactory.
[2] Mason R. The Art and Science of Protective Relaying Sexta Edición 1967.
Elaborado por: Ing. Mauricio Soria
Revisado por: Dr. Fabián Pérez
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA Carrera de Ingeniería Eléctrica
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PRÁCTICA N° 9
1. TEMA
ENERGIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
2. OBJETIVOS
2.1. Simular la energización de un transformador de potencia y establecer el ajuste de
bloqueo por corriente de energización en la protección diferencial.
2.2. Ajustar la protección diferencial de un transformador de potencia teniendo en
cuenta la corriente diferencial.
3. MARCO TEÓRICO
En general un relé de protección diferencial opera cuando la diferencia de dos o más
cantidades eléctricas similares exceden una cantidad predeterminada. La mayor
aplicación que se ha dado a estos relés es en cuanto a la diferencia de corriente.
La corriente en el relé diferencial es proporcional a la diferencia vectorial entre las
corrientes que ingresan y que salen del circuito protegido, y si la corriente diferencial
excede el valor de disparo del relé, se produce el disparo.
Normalmente en la práctica, para la protección de transformadores de potencia se utiliza
la protección diferencial porcentual. La ventaja de este relé radica en su menor
probabilidad de operar incorrectamente cuando ocurre un cortocircuito externo a la zona
de protección.
Cuando se protege a un transformador de potencia las relaciones y conexiones de los TC
en cada lado del transformador deben ser apropiadas para compensar el cambio de
corriente entre el primario y el secundario del transformador. Se debe satisfacer que la
protección no opere con carga o ante fallas externas.
En la energización de un transformador de potencia existen algunos métodos para
prevenir la indebida operación ante la corriente de energización o Inrush. El método de
restricción de corriente armónica permite que un relé diferencial no opere durante el
periodo de energización, pero que a su vez opere adecuadamente ante un cortocircuito
incluso que se podría presentan durante la energización del transformador. El relé puede
distinguir la diferencia entre la corriente Inrush y la corriente de cortocircuito a través de la
diferencia en la forma de onda. Un análisis armónico de la corriente de energización típica
muestra que la componente de mayor amplitud en porcentaje de la fundamental es la
componente de segunda armónica.
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Fig. 1 Transformador con protección diferencial.
Fig. 2 Corriente de magnetización
En la Fig. 2 se muestra una corriente de magnetización que aparece en el transformador
cuando este se encuentra funcionando en vacío. Cuando un transformador es energizado,
aparece también una corriente de arranque conocida como corriente Inrush (Fig. 3), la
cual llega a un pico de corriente y luego se amortigua hasta funcionar en estado nominal.
La corriente de Inrush presenta un contenido armónico que sirve para bloquear la
operación del relé de protección diferencial durante su energización.
En la Fig. 4 se presenta una curva de operación típica de un relé diferencial.
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Fig. 3 Corriente Inrush.
Fig. 4 Curva de protección diferencial
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4. TRABAJO PREPARATORIO
4.1. Realizar un resumen de las características y parámetros fundamentales que
deben modelarse en los transformadores de potencia a fin de simular su
energización.
4.2. Describir las características de la corriente de energización de los
transformadores de potencia.
4.3. Consultar los ajustes necesarios para coordinar una protección diferencial de
transformador.
5. EQUIPO Y MATERIALES
• Computadores del Laboratorio de Sistemas Eléctricos de Potencia.
• Software DIgSILENT PowerFactory.
6. PROCEDIMIENTO
6.1. En el sistema de potencia utilizado durante el semestre realizar los cambios
indicados por el instructor. El relé diferencial se encuentra en las librerías de
PowerFactory DIgSILENT 2018 o posteriores. En el modelo del transformador
TD1 cambiar la saturación en el modelo EMT.
Tipo Polinomial
Rodilla de flujo 2,8 pu
Reactancia Saturada 0,001 pu
Exponente 10 Tabla 1. Simulación EMT: Saturación.
6.2. Realizar la simulación EMT de la energización del transformador de potencia
considerando diferentes tiempos de cierre del interruptor.
6.3. Realizar el análisis de Fourier de la corriente de energización del transformador
para determinar el componente armónico presente y establecer el ajuste
adecuado del relé diferencial en cuanto a bloqueo por corriente Inrush.
6.4. Realizar el ajuste de un relé diferencial en el transformador.
7. INFORME
7.1. Realizar una guía que incluya impresiones de pantalla y que ilustre todo el
procedimiento realizado para simular la energización de transformadores de
potencia.
7.2. Simular la energización del transformador de potencia para los grupos de
conexión Dyn1 y YNd5.
7.3. Para el grupo de conexión considerado en la práctica y aquellos grupos indicados
en el punto anterior, mostrar en una tabla resumen los resultados de las
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simulaciones considerando diferentes tiempos de cierre a lo largo de un ciclo de
la señal de voltaje. Estos resultados incluyen: tiempo de cierre (ángulo) del
interruptor, valor máximo de corriente de energización y porcentaje de segundo
armónico con respecto a la fundamental.
7.4. Para cada grupo de conexión, sobre los resultados del punto anterior, establecer
los ajustes adecuados para bloqueo por Inrush
7.5. Presentar los ajustes de los relés en el transformador para grupos de conexión
Dyn1 y YNd5 con sus respectivas gráficas.
7.6. Conclusiones y recomendaciones (Se aconseja escribir por lo menos cuatro
conclusiones de la práctica)
7.7. Bibliografía.
8. REFERENCIAS
[1] Manual de usuario de DIgSILENT PowerFactory.
[2] Mason R. The Art and Science of Protective Relaying Sexta Edición 1967.
[3] THE IEC61850 STANDARD-BASED PROTECTION SCHEME FOR POWER
TRANSFORMERS http://etd.cput.ac.za/bitstream/handle/20.500.11838/2713/211055867-
Elenga%20Baningobera-Bwandakassy-MEng-Electrical-Engineering-Eng-
2018.pdf?sequence=1&isAllowed=y Pag 120
Elaborado por: Ing. Mauricio Soria
Revisado por: Dr. Fabián Pérez
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA Carrera de Ingeniería Eléctrica
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PRÁCTICA N° 10
1. TEMA
RELÉ DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL
TABLERO ABB
2. OBJETIVOS
2.1. Conocer el funcionamiento del relé diferencial de estado sólido SPAD 346C
instalado en el tablero ABB.
2.2. Reconocer los módulos que forman parte y que habilitan las diversas
funcionalidades del relé.
2.3. Determinar la manera de realizar cambios de ajustes en el relé diferencial.
3. MARCO TEÓRICO
Fig. 1. Relé diferencial porcentual
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Fig. 2. Relé SPAD 346 C
Fig. 3. Tablero ABB
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4. TRABAJO PREPARATORIO
4.1. Realizar un resumen de las características, aplicación y funcionamiento del relé
diferencial SPAD 346C.
4.2. Describir la función de bloqueo basada en segundo y quinto armónico con la que
cuenta el relé.
5. EQUIPO Y MATERIALES
• Tablero ABB del Laboratorio de Protecciones Eléctricas.
• Manual de usuario del relé SPAD 346C.
6. PROCEDIMIENTO
6.1. Identificar el relé en el tablero ABB y registrar las llaves SGR ajustadas en cada
módulo del relé.
6.2. Variar la corriente I1 y/o I2 hasta que el relé opere.
6.3. Resetear el relé, energizar la subestación y variar la corriente I0 hasta que el relé
opere.
7. INFORME
7.1. Describa el principio de funcionamiento de la protección diferencial de corriente.
7.2. En base al manual del usuario, establezca los valores de las llaves SGR
requeridos para que las pendientes de las etapas 1 y 2 sean las mínimas
posibles.
7.3. ¿Cómo influyen las corrientes de secuencia cero en la operación del relé?
7.4. Conclusiones y recomendaciones (Se aconseja escribir por lo menos cuatro
conclusiones de la práctica)
7.5. Bibliografía.
8. REFERENCIAS
[1] Manual de usuario del relé diferencial estabilizado SPAD 346 C.
Elaborado por: Ing. Mauricio Soria
Revisado por: Dr. Fabián Pérez