PRÁCTICA N° 1 - INICIO

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.



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.



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



Elaborado por: Ing. Mauricio Soria

Revisado por: Dr. Fabián Pérez



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



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



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



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



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



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



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



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



Conductor

circuito

Conductor

de tierra

Parámetros


ACSR

Flicker 46

[kV]

Aluminio

Acero

n°7/8 46

kV


1,2 -1,5 1,5 12 10 10

Conductor

de tierra 1 1

X1 Y1

0 14,5

Poste

6,3 kV



Conductor

circuito

Conductor

de tierra

Parámetros


ACSR

Flicker 46

[kV]

Aluminio

Acero

n°7/8 46

kV


-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]



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



L_STA_2-

STA_3_1



L_STA_2-

STA_3_2



Subtransmisión Baja

L_ST1_ST3 Apoyo 46kV B_ST1 B_ST3 1



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




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)


6.3kV B_D1_A2_1 B_D1_A2_2 1

L_D1_A2_1-

D1_A2_2(2)


6.3kV B_D1_A2_1 B_D1_A2_2 1

L_D1_A2_2-

D1_A2_3(1)


6.3kV B_D1_A2_2 B_D1_A2_3 2

L_D1_A2_2-

D1_A2_3(2)


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



L_D2_B-D2 Línea doble circuito

6.3kV B_D2_B B_D2 4


6.3kV B_D2 B_D2_A 3


6.3kV B_D2 B_D2_A 3

L_D2_A-

D2_A1_1


6.3kV B_D2_A B_D2_A1 2,5

L_D2_A-

D2_A1_2


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


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



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



Barra B_D1_A2_3_a2 B_D1_A2_3_b2

Tabla 13 Motores asíncronos


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.

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA Carrera de Ingeniería Eléctrica



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.



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]




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.




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.



7.5. Bibliografía.



8. REFERENCIAS



[3] LUDIMTD, Relevador Electromecanico Protecciones.AVI. https://www.youtube.com/watch?v=2VPuASzkcug.







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.




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.




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



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



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.



7.5. Bibliografía.

8. REFERENCIAS









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



Fig. 2. Relé SPAJ 144C del Laboratorio de Protecciones Eléctricas

Fig. 3. Módulo didáctico de una subestación eléctrica. Tablero ABB

Laboratorio de Protecciones Eléctricas


4.1. 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.




• 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.



7.4. Bibliografía.

8. REFERENCIAS

[1] Manuales de relés disponibles en www.abb.com.

[2] Fotos del laboratorio de protecciones eléctricas.






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.



Fig. 1. Característica de operación de un relé de distancia tipo Mho

Fig. 2. Característica de operación de un relé de distancia Poligonal




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.




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?





7.6. Bibliografía.

8. REFERENCIAS








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.




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.




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



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.



7.6. Bibliografía.

8. REFERENCIAS









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.


4.1. 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.



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.




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.


MHO Y 67N

POLIGONAL Y 67N



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).



7.7. Bibliografía.

8. REFERENCIAS


[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.







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.




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





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.


SOBRECORRIENTE DISTANCIA POLIGONAL



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.



7.5. Bibliografía.

8. REFERENCIAS








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.



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.



Fig. 3 Corriente Inrush.

Fig. 4 Curva de protección diferencial




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


4.3. Consultar los ajustes necesarios para coordinar una protección diferencial de

transformador.


• Computadores del Laboratorio de Sistemas Eléctricos de Potencia.


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



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.



7.7. Bibliografía.

8. REFERENCIAS



[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






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



Fig. 2. Relé SPAD 346 C

Fig. 3. Tablero ABB




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.


• 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?



7.5. Bibliografía.

8. REFERENCIAS

[1] Manual de usuario del relé diferencial estabilizado SPAD 346 C.



PRÁCTICA N° 1 - INICIO

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