CAPITULO IV: ANALISIS DE TRANSITORIOS ELECTROMAGNETICO PARA

RECIERRES MONOPOLARES

4.1 INTRODUCCION

El mayor número de fenómenos que suceden en un sistema de energía son fallas monofásicas, por lo
que la reconexión monofásica es necesaria para garantizar que el sistema tenga estabilidad dentro de
los parámetros de confiabilidad. El recierre monofásico tiene una secuencia de maniobras con el
objetivo de apagar la fase faltante y después de que el tiempo muerto vuelva a encender la fase
faltante.

El objetivo específico será explicar la extinción del arco secundario ya que este tiempo debe incluirse
dentro de los parámetros reglamentarios y también los métodos para que su extinción sea más corta
y así lograr un recierre más rápido.

4.2 EL RECIERRE MONOPOLAR

En este tipo de recierre, el defecto o falla se elimina abriendo solo la fase faltante (apertura unipolar
o monofásica). Para completar la maniobra, una vez transcurrido el tiempo muerto, se reinicia la fase
que se desconectó. Durante todo el período de maniobra, abriendo la fase de falla + tiempo muerto +
recierre, las otras dos fases saludables de la línea de transmisión siguen transmitiendo potencia, siendo
una de las principales ventajas de esta técnica. Sin embargo, para que esta aplicación sea factible, el
esquema de protección debe poder identificar la fase que falta y los interruptores automáticos de la
línea de transmisión deben estar preparados para la apertura y cierre individuales de sus polos.

Cuando ocurre una falla transitoria monofásica, la corriente de cortocircuito se llama corriente de
arco primario. Esta corriente existe desde la formación del arco hasta el momento de la apertura del
interruptor automático de la fase que falta y tiene un valor alto en el orden de kA.

Después de abrir en ambos extremos de la fase faltante, el arco continúa existiendo durante un cierto
período, que se llama arco secundario. Este arco se mantiene a través del acoplamiento capacitivo e
inductivo. de las otras fases saludables, y el valor actual, ahora llamado corriente de arco secundario,
se reduce a cientos o decenas de amperios. La Figura 4.1 muestra un esquema simplificado de los
pasos realizados para completar un recierre exitoso o de no ser el caso un recierre sin éxito.

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Figura:4.1 Esquema de operación de un recierre
Fuente: Elaboración propia

El ajuste del tiempo muerto en los relés para el concretar el recierre automático en la línea de
transmisión en falla, debe ser lo suficientemente largo de tal manera que la deionización del arco
eléctrico se dé por completo.

El éxito de esta maniobra depende principalmente de la extinción del arco secundario. En los
esquemas tradicionales de reconexión monopolar, el tiempo muerto se fija con un valor alto el cual
permita su extinción. Sin embargo, como habrá circulación de corrientes desequilibradas en el
sistema, ya que solo una de las fases estará desactivada, puede haber una operación incorrecta de las
protecciones de sobre corriente neutra, lo que hace que sea imposible aumentar el tiempo muerto a
valores muy superiores al valor estimado.

En algunos casos, este tiempo fijo puede ser bastante largo, lo que resulta en un tiempo excesivo para
volver a cablear la fase abierta, o puede ser demasiado pequeño para la extinción del arco secundario,
lo que hace que la falla se vuelva a cerrar y puede causar fallas posteriores o fallas permanentes,
restableciendo el corto -circuitar y dañar el sistema eléctrico.

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La probabilidad de que el arco salga rápidamente está directamente relacionada con la amplitud de la
corriente del arco, entre otros factores. Cuanto más baja es la corriente de arco secundario, más rápido
debe auto extinguirse, restableciendo más rápidamente las condiciones normales de funcionamiento
de la línea de transmisión y la confiabilidad del sistema eléctrico. Existen algunos métodos para
reducir la amplitud de la corriente de arco secundario, el más común para las líneas largas es el uso
del reactor neutro, sin embargo, en nuestro sistema de 66 Kv tenemos pararrayos en ambos extremos
de la línea.

4.3 VOLTAJE TRANSITORIO DE RECUPERACION

Un voltaje transitorio de recuperación (o TRV) para alta tensión interruptores de circuito es

el voltaje que aparece a través de los terminales después de la interrupción de corriente. Es un
parámetro crítico para fallo interrupción por un interruptor de circuito de alta tensión, sus
características (amplitud, velocidad de aumento) puede llevar bien a una interrupción de la corriente
éxito o a un fallo (llamado reencendido o reencendido).

El TRV depende de las características del sistema conectado en ambos terminales del interruptor de
potencia, y en el tipo de fallo que este interruptor de circuito tiene que interrumpir (fallo simple, doble
o fallos de tres fases, a tierra o sin conexión a tierra.

Características del sistema incluyen:

 tipo de neutro (tierra de manera efectiva, sin conexión a tierra, conexión a tierra sólidamente)

 tipo de carga (capacitiva, inductiva, resistiva)

 tipo de conexión: cable conectado, línea conectada

La más grave TRV se aplica en el primer polo de un interruptor automático que interrumpe la corriente
(llamado el primer polo de curar como en un sistema trifásico). Los parámetros de TRVs se definen
en las normas internacionales tales como IEC y IEEE (o ANSI ).

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Figura 4.1.1: TRV para interruptores de alta tensión, IEEE tutorial R.Alexander y D.Dufournet, IEEE

FUENTE: Comité IEEE Conmutación Tutorial 2008: Tensiones transitoria de recuperación (TRV)
de alto voltaje disyuntores, D. Dufournet , en ewh.ieee.org

4.4 METODOLOGIA DE ESTUDIO PARA EL ESTUDIO DE RECIERRES

MONOPOLARES

4.4.1 ESQUEMAS DE RECIERRE EN LINEAS DE SUB TRANSMISION

Lo más importante a considerar en la aplicación de los recierres ya sean en líneas de transmisión o

sub transmisión es mantener la estabilidad y el sincronismo del sistema eléctrico. Añadiendo a esto
también hay problemas adicionales que son propios del sistema de transmisión.

En el caso de tener un sistema débil, la perdida de una línea de transmisión puede conducir
rápidamente a un Angulo de fase excesivo a través del disyuntor usado para el recierre, provocando
un mal funcionamiento del esquema de recierre dando como consecuencia un recierre sin éxito como
se apreció en la figura 4.1

En cambio, en un sistema eléctrico relativamente fuerte, el rango de cambio del Angulo de fase será
lento, de tal manera que el autorecierre con un corto tiempo puede ser aplicado exitosamente.

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4.4.2 EQUIPOS DE PROTECCIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO

El empleo de equipos de protección de alta velocidad, como el de distancia o esquemas de protección

unitarios, actúan en tiempos de operación menores a 50 ms. En acuerdo con la rápida operación de
disyuntores, la protección de alta velocidad reduce la duración del arco de falla y así el tiempo total
de perturbación del sistema. Es importante que los disyuntores en ambos finales de la línea fallada
sean disparados tan rápidamente como sea posible.

Como se explicó en el capítulo III nuestra línea de estudio la línea denominada L-6019 del tramo que
va desde Combapata hacia Llusco cuentan con interruptores tripolares, relés y pararrayos.

Para nuestro caso de estudio haremos las simulaciones con interruptores monopolares como parte del
estudio para la implementación de recierres monopolares en ambos extremos de la línea. De esta
manera, al final de capítulo VI haremos una breve comparación con resultados que contribuyan a la
continuidad de servicio de la línea L-6019.

4.4.2 ESTABILIDAD TRANSITORIA

La estabilidad transitoria es la habilidad de un sistema eléctrico de potencia para mantener el

sincronismo cuando está sujeto a fallas transitorias graves. La respuesta del sistema involucra largos
recorridos de los ángulos del rotor del generador y está influenciado por la no linealidad de la relación
Potencia – Angulo. La estabilidad depende del estado de operación inicial del sistema y la gravedad
de la falla.

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Figura:4.2 Respuesta del ángulo del rotor ante una perturbación transitoria
La figura ### nos ilustra el comportamiento de una maquina síncrona para una situación estable e
inestable. Aquí se muestran las respuestas del ángulo del rotor para un caso estable y dos casos
inestables.

Caso 1 (caso estable): el ángulo del rotor incrementa hasta un vector máximo, luego decrece y oscila
hasta alcanzar un estado estable.

Caso 2 (caso inestable): el ángulo del rotor continúa incrementando regularmente hasta perder el
sincronismo. Esta forma de inestabilidad se refiere a la inestabilidad de primera pscilacion y es
causada por un torque de sincronización insuficiente.

Caso 3 (caso inestable): al principio el sistema es estable pero solo hasta la primera oscilación y se
hace inestable como resultado del crecimiento de las oscilaciones. Esta forma de inestabilidad
generalmente sucede cuando la condición de postfalla es inestable “Analisis de pequeña señal” y no
necesariamente como resultado de una perturbación transitoria.

Como pudimos apreciar en el ejemplo anterior, podemos concluir que el propósito de los estudios de
estabilidad transitoria es analizar el comportamiento de un sistema de potencia ante contingencias,
perturbaciones y/o eventos transitorios y con base en estos estudios determinar las acciones que
habrán de tomarse para permitir al sistema afrontar la ocurrencia de dichos eventos, y mantener su

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operación con las menores desviaciones posibles respecto de la condición de operación de pre-
disturbio (en estado estable).

Algunas de las acciones correctivas que pueden ser determinadas a partir de los estudios de estabilidad
transitoria son: el tiempo crítico de liberación de falla para ajuste de protecciones y en nuestro caso
el diseño de esquemas de recierre como una medida de control ante fallas transitorias en nuestra línea
de 66 kV.

4.4.3 TIEMPO DE DESPEJE DE FALLA

Los elementos de remoción de fallas requieren de un sistema de relés de protección para detectar que
una falla ha ocurrido e iniciar la apertura de los disyuntores, con lo que se logra aislar el elemento
fallado del sistema. El tiempo total de despeje de falla es sin embargo el tiempo resultante del tiempo
del relé y el tiempo del disyuntor.

En sistemas de transmisión el rango normal de tiempo de los relés va desde 15 a 30 ms (1 a 2 ciclos)

y el rango del tiempo de operación de los disyuntores va desde 30 a 70 ms (2 a 4 ciclos). Un ejemplo
de una falla despejada normalmente está dado en la Figura 4.3. La barra A tiene disyuntores de SF6
con un tiempo de operación de 2 ciclos y la barra B tiene disyuntores de aire comprimido con un
tiempo de operación de 3 ciclos.

4.4.3.1 TIEMPO DE DESIONIZACION DEL ARCO ELECTRICO

Es importante conocer el tiempo que se debe dar para la desionización completa del arco, para
prevenir que el arco se avive cuando se aplique nuevamente voltaje.

Figura: 4.3 Tiempos de despeje de falla para una situación normal.

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Siendo el voltaje del circuito es el más importante, y como regla general, mientras más alto es el
voltaje del sistema, más largo será el tiempo requerido para la desionización del arco. El tiempo
ligeramente aumentará con la presencia de lluvia. Del mismo modo, el tiempo disminuirá, en parte,
con los aumentos de velocidad de viento.

De los resultados obtenidos en pruebas de laboratorio y experiencias de funcionamiento, los tiempos

de desionización del arco, para diferentes niveles de voltaje se pueden resumir en la Tabla 4.1.
Además, se puede utilizar como una estimación mínima del tiempo de desionización, una ecuación
para el cálculo del tiempo mínimo, basada en el nivel de voltaje.

Siendo la fórmula que se propone para el cálculo de los tiempos de desionización en la siguiente
ecuación (*):

(*)
Donde kV: Es el voltaje de la línea.

La siguiente tabla muestra los resultados obtenidos para los tiempos de desionización del arco
eléctrico:

Tabla:4.1 tiempo de desionización del arco eléctrico.

4.4.3.2. DETERMINACION DEL TIEMPO MUERTO

El ajuste del tiempo muerto en un relé para el recierre automático usado en línea de transmisión y
sub-transmisión, debe ser suficientemente largo de tal manera que la desionización del arco eléctrico
se dé por completo.

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El tiempo muerto base a ser considerado en la presente tesis será de 250ms el cual ira variando de
acuerdo al tipo de falla aplicado el porcentaje en el que ocurre la falla y es escenario en el que se
encuentra la línea es decir de acuerdo a la demanda.

Figura: 4.4 Tiempos importantes para un autorecierre

4.4.3.3. DETERMINACION DEL TIEMPO DE RESTAURACION

El tiempo de reposición de un recierre automático en una línea de transmisión debe ser lo
suficientemente largo de manera que no vuelva a ocurrir cualquier tipo de perturbaciones. Se puede
ver en estudios de estabilidad que la reposición del sistema se da en un tiempo aproximado de 5 s, de
manera que el sistema recupera la estabilidad. Este tiempo asegura que la falla ha sido eliminada por
completo.

4.5 CASO DE ESTUDIO 1: RECIERRE MONOPOLAR EN AVENIDA MAXIMA

DEMANDA
Después de haber visto el procedimiento para realizar el análisis y la obtención de los resultados de
una manera general, se presentan los siguientes casos de estudios corriendo las fallas francas al 10%,
50% y 90%.

La siguiente figura nos nuestra la línea a estudiar, a partir en adelante aplicaremos todos los escenarios
en base a este sistema simplificado.

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Figura:4.5 Caso de estudio L-6019 de 85.9 km

4.5.1 ANALISIS DE TRANSITORIOS ELECTROMAGNETICOS RECIERRES

MONOPOLARES FALLA AL 10%
Para este caso comenzamos hallando los flujos de potencia en nuestros terminales, seguidamente
corremos una falla monofásica en la fase “a” de nuestra línea. Para el tiempo muerto calculamos en
base a la tabla de Tabla: 4.1 tiempo de desionización del arco eléctrico.

Calculo del tiempo de recierre para el escenario de operación

1: Tiempo de actuación del relé: 0.015

2: Tiempo de actuación de disyuntor a disyuntos: 0.02 s
3: Tiempo muerto: 0.2248
4: Tiempo de cierre de los disyuntores: 0.02 s
5: Tiempo de actuación del relé: 0.015
Tiempo muerto de 224.8 ms

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En Power Factory 15.1.7 definimos los tiempos de apertura y cierre en los disyuntores o también
llamados interruptores. Asimismo, utilizamos el tiempo muerto de 224.8 ms para lograr un recierre
exitoso.
Tabla: 4.2 Tiempos para la implementación de recierres monopolares
Ítem Descripción Tiempo (s) Equipo
1 Evento de corto circuito 0.11 Línea de 66 kV
2 Apertura de Interruptor A 0.2200 Interruptor
3 Apertura de Interruptor B 0.2202 Interruptor
4 Cierre del Interruptor A 0.4450 Interruptor
5 Cierre del Interruptor B 0.4452 Interruptor

La tabla muestra la secuencia de tiempos en los que se realiza la maniobra de recierre ante una falla
en una de sus fases.
Las siguientes figuras muestran los resultados obtenidos aplicando el tiempo de desionización
Vistas desde el lado de Combapata

Figura: 4.6 Comportamiento de la corriente y la tensión en el inicio y al final de una falla monofásica
al 10% en la fase “a” – Línea L-6019 Respuesta vista desde el lado de Combapata.

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 Figura:4.7 Comportamiento de la corriente al inicio de una falla Figura: 4.8 Comportamiento de la corriente al final de un
monofasica. recierre monopolar y cierre del interruptor

Figura: 4.10 Comportamiento de la tension tras el cierre de

Figura: 4.9 Tensión de arco primario y secundario – inicio de falla interruptores

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 Vistas desde el lado de Llusco.

Figura: 4.11 Comportamiento de la corriente y la tensión en el inicio y al final de una falla monofásica
en la fase “a” – Linea L-6019 Respuesta vista desde el lado de Llusco.

Figura:4.12 Comportamiento de la corriente al inicio de una Figura: 4.13 Comportamiento de la corriente al final de
falla monofásica un recierre monopolar y cierre del interruptor

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 Figura: 4.15 Comportamiento de la tension tras el cierre
Figura: 4.14 Tensión de arco primario y secundario – inicio del interruptor
de falla

Para nuestro primer escenario de estudio en épocas de avenida en máxima demanda, podemos
observar que la corriente de falla en el primer ciclo Figura 4.7 es muy alta dando un valor considerable
de 1.968 kA, con 6 ciclos de duración. Siendo así hasta la actuación del relé quien ordena la apertura
de los interruptores. Del mismo modo en, desde la vista de Llusco en Figura 4.12 podemos apreciar
la corriente de falla, asimismo, en ambas figuras la corriente de arco primario y arco secundario.
Luego de esto podemos presenciaremos el tiempo muerto, tiempo de desionización del arco
secundario, para que seguidamente se proceda al cierre de interruptores.

En la figura 4.12 notamos un incremento de corriente en las fases sanas con 0.070 kA de nuestra línea
de estudio, aquí comprobamos nuestra teoría sobre recierres monopolares, la cual nos dice que cuando
la fase dañada o en falla sale de servicio, las fases sanas asumen la carga de la fase en falla, esto
sucede hasta la extinción del arco secundario. Logrando estabilizarse con el cierre de los interruptores
y la mitigación de la falla.

Para el análisis de tensión, en la figura 4.14 del mismo modo, se aprecian las tensiones de arco
primario y arco secundario con 1.25 p.u al inicio de la falla seguidamente de 0.309 p.u de arco
primario y 0.050 p.u de tensioon de arco secundario la figura 4.9 se puede ver el mismo fenómeno.
Al momento del reenganche no se aprecia una sobretensión considerable dado que en ambos extremos
de la línea se encuentran los pararrayos, dando un valor de 1.034 p.u en términos de TRV el valor es
acpetable.

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4.5.2 ANALISIS DE TRANSITORIOS ELECTROMAGNETICOS RECIERRES
MONOPOLARES FALLA AL 50%

Ítem Descripción Tiempo (s) Equipo

1 Evento de corto circuito 0.11 Línea de 66 kV
2 Apertura de Interruptor A 0.2200 Interruptor
3 Apertura de Interruptor B 0.2202 Interruptor
4 Cierre del Interruptor A 0.4450 Interruptor
5 Cierre del Interruptor B 0.4452 Interruptor
Vista del lado de Combapata

Figura: 4.16 Comportamiento de la corriente y la tensión en el inicio y al final de una falla monofásica
al 50% en la fase “a” – Línea L-6019 Respuesta vista desde el lado de Combapata.

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Figura: 4.17 Comportamiento de la corriente al inicio de una Figura: 4.18 Comportamiento de la corriente al final de un
falla monofasica recierre monopolar y cierre del interruptor

Figura: 4.19 Tensión de arco primario y secundario – inicio de Figura: 4.20 Comportamiento de la tension tras el cierre del
falla interruptor

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 Vistas desde el lado de Llusco.

Figura: 4.21 Comportamiento de la corriente y la tensión en el inicio y al final de una falla monofásica
en la fase “a” al 50% – Línea L-6019 Respuesta vista desde el lado de Llusco.

Figura: 4.23 Comportamiento de la corriente al final de un

Figura:4.22 Comportamiento de la corriente al inicio de una recierre monopolar y cierre del interruptor
falla monofasica

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 Figura: 4.25 Comportamiento de la tension tras el cierre del
Figura: 4.24 Tensión de arco primario y secundario – inicio de
interruptor
falla

Para nuestro segundo escenario de estudio en épocas de avenida en máxima demanda, podemos
observar que la corriente de falla en el primer ciclo Figura 4.17 es mucho menor que la corriente de
falla de la figura 4.7 dando un valor de 1.039 kA. Desde la vista de Llusco en Figura 4.22 podemos
ver que la corriente de falla da un valor pico en su primer ciclo de 0.220 kA, asimismo, en ambas
figuras vemos el fenómeno completo hasta la apertura del interruptor. Luego de esto podemos
presenciaremos el tiempo muerto, tiempo de desionización del arco secundario, para que
seguidamente se proceda al cierre de interruptores. Al momento del cierre la fase C nos da el primer
pico alto con 0.107 kA. Y un pico bajo con 0.064 kA. Finalmente, el recierre está completo.

En la figura 4.22 notamos también un incremento de corriente en las fases sanas de nuestra línea de
estudio, aquí comprobamos nuevamente la teoría sobre recierres monopolares, sin embargo, en este
caso la corriente en las fases sanas en Figura 4.22 incrementa aún más con respecto a las corrientes
de las fases sanas en la figura 4.12.

Para el análisis de tensión, en la figura 4.19 y la figura 4.24, se puede apreciar la tensión de arco
primario con 0.133 p.u y 0.374 p.u y tensión de arco secundarios con 0.050 y 0.191 p.u
respectivamente. Finalmente, al momento del cierre de los interruptores, no se aprecian
sobretensiones considerables, de esta manera, se puede concretar que al 50% de falla el recierre
monopolar fue exitoso.

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4.5.3 ANALISIS DE TRANSITORIOS ELECTROMAGNETICOS RECIERRES
MONOPOLARES FALLA AL 90%

Ítem Descripción Tiempo (s) Equipo

1 Evento de corto circuito 0.11 Línea de 66 kV
2 Apertura de Interruptor A 0.2200 Interruptor
3 Apertura de Interruptor B 0.2202 Interruptor
4 Cierre del Interruptor A 0.4450 Interruptor
5 Cierre del Interruptor B 0.4452 Interruptor

Vista del lado de Combapata

Figura: 4.26 Comportamiento de la corriente y la tensión en el inicio y al final de una falla monofásica
al 90% en la fase “a” – Línea L-6019 Respuesta vista desde el lado de Combapata.

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Figura:4.27 Corriente de pre-falla y corriente de falla primaria.
Figura: 4.28 Corriente de arco secundaria y cierre de
interruptores

Figura: 4.30 Tension de arco secundario-cierre de interruptores

Figura: 4.29 Tension de arco primario y secundario

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 Vistas desde el lado de Llusco.

Figura: 4.31 Comportamiento de la corriente y la tensión en el inicio y al final de una falla monofásica
en la fase “a” al 90% – Línea L-6019 Respuesta vista desde el lado de Llusco.

Figura: 4.32 Comportamiento de la corriente al inicio de una Figura: 4.33 Comportamiento de la corriente al final de un
falla monofásica recierre monopolar y cierre del interruptor

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Figura:4.34 Tensión de arco primario y secundario – inicio de
falla Figura: 4.35 Comportamiento de la tensión tras el cierre del
interruptor

Para nuestro tercer escenario de estudio en épocas de avenida en máxima demanda, podemos observar
que la corriente de falla en el primer ciclo Figura 4.27 es mucho menor que la corriente de falla de la
figura 4.17 dando un valor de 0.761 kV. En las Figuras 4.28 y 4.33 podemos apreciar la extinción de
la corriente de arco secundario y con un reeganche que oscila en valores de 0.105 kA como pico
máximo en la fase “C” y 0.092 kA como valor pico de la fase en falla “A”. Por lo que podemos decir
que el reenganche nos tuvo mayores dificultades en este recierre monopolar al 90%

En la figura 4.32 notamos también un incremento de corriente en las fases sanas de nuestra línea de
estudio, aquí comprobamos nuevamente la teoría sobre recierres monopolares, es decir que las fases
sanas de la línea asumen parte de la carga de la fase en falla, llegando a valores de 0.15 kA.

Para el análisis de tensión, en la figura 4.29 podemos apreciar la tensión “A” en falla con un valor
pico de 0.671 p.u en su primer ciclo, asimismo, la tensión de arco primario y arco secundario con
valores de 0.692 p.u y 0.113 p.u respectivamente. Del mismo modo, en lado de Llusco, figura 4.34
(vista de Llusco) muestra valores picos en las fases sanas al momento de iniciarse la falla con 1.099
p.u y 1.058 p.u. Al momento del reenganche seguimos apreciando a la tensión de arco secundario en
las figuras 4.30 y 4.33 con un valor de 0.154 p.u al momento de reenganche. Del mismo modo las
fase sanas dan picos de sobretensión con valores de 1.064 p.u y 1.016 p.u que de acuerdo a TRV son
valores aceptables para el restablecimiento de tensión. Por todo lo visto, podemos dar por concluido
que el recierre monopolar fue exitoso en la línea con una falla al 90%

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4.6 ANALISIS PARA UN CASO DE CONTINGENCIA

Para un caso de contingencia la falla sigue después de aplicar los recierres monopolares. Al darse este
caso el relé mandara una nueva orden de apertura total des energizando la línea L-6019 sacándola
fuera del servicio. Para este escenario se saca la línea por el lado de Combapata ya que línea (L-6001)
es la más próxima a los generadores síncronos. Esto debido a que los generadores aportan a la falla
por lo que es crucial cortar este lazo para despejar completamente la falla y desenergizar
completamente la línea L-6019.

Para la aplicación de esta situación de contingencia, se añade al relé un cierto periodo de tiempo para
la verificación de los ciclos de corriente y dar por concluida el recierre o aplicar una apertura de las
fases de los interruptores si es que la falla continua en la línea.

Tabla 4.3 Tiempos para la apertura de los interruptores – caso de contingencia

Ítem Descripción Tiempo (s) Equipo
1 Evento de corto circuito 0.11 Línea de 66 kV
2 Apertura de Interruptor A 0.2200 Interruptor
3 Apertura de Interruptor B 0.2202 Interruptor
4 Cierre del Interruptor A 0.4450 Interruptor
5 Cierre del Interruptor B 0.4452 Interruptor
6 Apertura de los Interruptores 0.5000 Interruptor

Esto aplica para todos los escenarios ya sea en máxima o mínima demanda. A fines de garantizar que
los equipos de las subestaciones no se dañen o causar inestabilidad en el sistema este caso de
contingencia es crucial para la implementación de recierres monopolares y tripolares.

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Comportamiento de la tensión y Corriente – Combapata

Figura 4.36: Comportamiento de la corriente en un caso de contingencia para un recierre monopolar

Como se puede ver en la figura 4.36 luego de aplicar el recierre monopolar la falla continua estando
activa, por lo que se ordenó aperturas la línea L-6019.

Figura 4.37: Comportamiento de la tensión en un caso de contingencia para un recierre monopolar

En la figura 4.37 verificamos que la tensión de arco secundario de la fase dañada sigue activa tras
el recierre monopolar, consecuentemente, se apertura las fases de la línea.

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Comportamiento de la tensión y Corriente – Llusco

Figura 4.38: Comportamiento de la corriente en un caso de contingencia para un recierre monopolar

Figura 4.39: Comportamiento de la tensión en un caso de contingencia para un recierre monopolar

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La siguiente figura nos muestra cómo queda nuestro sistema tras un caso de contingencia. Des
energizando la línea L-6019.

Figura 4.40: Esquema de estudio en un caso de contingencia.

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