ESTUDIO DE COORDINACIÓN Y PROTECCIÓN PARA EL RECORRIDO DE LA

LINEA Y RED PRIMARIA EN MEDIA TENSION 22.9 kV-1Ø(FASE-FASE) DEL

CASERIO EL ARROZAL PARTE BAJA, UBICADO EN EL DISTRITO DE MOTUPE,
PROVINCIA Y DEPARTAMENTO DE LAMBAYEQUE”
 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

CONTENIDO
1. ASPECTOS GENERALES.......................................................................................................2
1.1. OBJETIVOS.................................................................................................................................2
1.2. ALCANCES .................................................................................................................................3
2. PARAMETROS ELECTRICOS .........................................................................................................3
2.1. RESISTENCIA DE LOS CONDUCTORES ...................................................................................3
2.2. REACTANCIA INDUCTIVA ..........................................................................................................4
2.3. PARAMETROS DE SECUENCIA POSITIVA, NEGATIVA Y CERO ..............................................4
2.4. DATOS TECNICOS DE LA SUBESTACION ELECTRICA MOTUPE- BARRA 22.9 KV .................5
3. ANALISIS DEL SISTEMA ELECTRICO ............................................................................................6
3.1. VERIFICACION DEL ESTUDIO DEMERCADO ELECTRICO .......................................................6
3.2. CONFIGURACION DEL SISTEMA ELECTRICO EXISTENTE ......................................................7
3.3. ANALISIS DE FLUJO DE CARGA ................................................................................................9
3.4.1. METODOLOGIA APLICADA PARA LA SIMULACION ..............................................................9
4. CALCULO DE CORTOCIRCUITO .................................................................................................. 10
5. GENERALIDAES SOBRE LOS EQUIPOS DE PROTECCION ........................................................ 12
5.1. FUSIBLE DE ESLABON TIPO ESPULSION ............................................................................... 12
5.2. RELE DE SOBRECORRIENTE (FUNCION 50/51/50N/51N) ...................................................... 13
6. CRITERIOS DE AJUSTE ............................................................................................................... 14
7. AJUSTE DE PROTECCIONES....................................................................................................... 14
8. CONCLUSIONES Y RECOMEDACIONES ..................................................................................... 18
8.1. CONCLUSIONES. ..................................................................................................................... 18
8.2. RECOMENDACIONES .............................................................................................................. 18
ANEXO 01: DIAGRAMA UNIFILIAR........................................................................................................ 19
ANEXO 02: CURVAS DE SOBRECORRIENTE ...................................................................................... 20

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 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

1. ASPECTOS GENERALES

1.1. OBJETIVOS

El presente estudio, comprende el estudio de coordinación y protección del proyecto del sistema
de utilización en 22,9 kV para la obra; “RECORRIDO DE LA LINEA Y RED PRIMARIA EN MEDIA
TENSION 22.9 kV-1Ø(FASE-FASE) DEL CASERIO EL ARROZAL PARTE BAJA, UBICADO EN
EL DISTRITO DE MOTUPE, PROVINCIA Y DEPARTAMENTO DE LAMBAYEQUE”

El estudio tiene por objeto analizar el comportamiento normal y de falla del “RECORRIDO DE LA
LINEA Y RED PRIMARIA EN MEDIA TENSION 22.9 kV-1Ø(FASE-FASE) DEL CASERIO EL
ARROZAL PARTE BAJA, UBICADO EN EL DISTRITO DE MOTUPE, PROVINCIA Y
DEPARTAMENTO DE LAMBAYEQUE”, respecto a la interconexión con el punto de diseño en la
estructura R20-13 del alimentador MOT-103 del sistema eléctrico de potencia SEP MOTUPE
22.9 kV.

El estudio consiste en el análisis de flujos de carga para la condición de máxima demanda, es

decir, simulaciones de operación de la red en estado estacionario mediante un modelo de flujo de
carga que determina los niveles de tensión en barra y los flujos de carga activa y reactiva en el
sistema.

Los resultados de las simulaciones permitirán establecer si el sistema mantendrá los rangos de
tensión y los flujos por las líneas dentro de la tolerancia establecida en la Norma Técnica de
Calidad del Servicio Eléctrico (NTCSE).

El estudio de cortocircuito tiene por objeto calcular las potencias y corrientes de cortocircuito
asimétrico en los diferentes puntos de Media Tensión del proyecto, barras, líneas (puntos de
Seccionamiento) del Sistema Eléctrico para la definición de los valores para los ajustes de los TCs,
relés, fusibles, etc.

El objetivo del estudio es proponer y evaluar el esquema de protección para proteger la Red del
Proyecto y la subestación de Distribución, considerando la topología del Sistema Eléctrico
Existente, los criterios de la coordinación de las protecciones. Selectividad, Confiabilidad y
Seguridad.

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 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

1.2. ALCANCES

El estudio como análisis se consideró al thevenin equivalente en el sistema en barra de 22,9 kV

de la SEP MOTUPE y las redes ejecutadas del “RECORRIDO DE LA LINEA Y RED PRIMARIA
EN MEDIA TENSION 22.9 kV-1Ø(FASE-FASE) DEL CASERIO EL ARROZAL PARTE BAJA,
UBICADO EN EL DISTRITO DE MOTUPE, PROVINCIA Y DEPARTAMENTO DE LAMBAYEQUE”

Los alcances del presente estudio son los siguientes:

 Configuración del sistema eléctrico y parámetros eléctricos.
 Análisis de flujo de carga en condición de Máxima Demanda.
 Calculo de fallas, se efectuó el cortocircuito que sirve como una base en conjunto con el
flujo de carga para el estudio de ajuste y coordinación de las protecciones eléctricas.

2. PARAMETROS ELECTRICOS

2.1. RESISTENCIA DE LOS CONDUCTORES

La resistencia de los conductores a la temperatura de operación “RL”, se ha calculado mediante

la siguiente fórmula:

R 1 = R 0 1 0,0036(t 1  t 0)

R0 = Resistencia del conductor a 20 °C, en /km

T0 = 20°C
t1 = Temperatura máxima de operación, en °C
120 mm² 95 mm² 70 mm² 50 mm² 35 mm²
Sección AAAC AAAC AAAC AAAC AAAC
R 20°C 0.275 0.358 0.507 0.671 0.996
Coef. Dilatación 0.0036 0.0036 0.0036 0.0036 0.0036

T Oper. °C 40 40 40 40 40

R T Oper. 0.2948 0.3838 0.5435 0.7193 1.0677

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 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

2.2. REACTANCIA INDUCTIVA

La reactancia inductiva “XL”, para sistemas trifásicos equilibrados, se ha calculado

mediante la siguiente relación:

Donde:
DMG: Distancia media geométrica, e igual a 1 459,27 mm.
r : radio del conductor, en mm.
Radio Dist, Radio Coef. R
Sección Hilo med Equi L 3F F X 3F R 20°C Dila Operac
(mm²) (m) (m) (m) Trifásico (Hz) Trifásico (°C) (1/°C) (°C)
(Hr/km) (Ohm/km) 40
120mm² AAAC 0.00143 0.0077 0.00715 0.00112 60 0.4225 0.275 0.0036 0.2948
95 mm² AAAC 0.00125 0.0047 0.00625 0.00115 60 0.4327 0.358 0.0036 0.3838
70 mm² AAAC 0.00108 0.0041 0.00525 0.00118 60 0.4458 0.507 0.0036 0.5435
50 mm² AAAC 0.0015 0.0032 0.0045 0.00121 60 0.4574 0.671 0.0036 0.7193
35 mm² AAAC 0.00125 0.0026 0.00375 0.00125 60 0.4712 0.996 0.0036 1.0677
50 mm² N2XSY 0.00105 0.0022 0.00315 0.00128 60 0.4843 0.494 0.0036 1.4686

2.3. PARAMETROS DE SECUENCIA POSITIVA, NEGATIVA Y CERO

Impedancia Secuencia Positiva y Negativa.

Las impedancias de secuencia positiva y negativa tienen el mismo valor y está determinada por la
expresión:
Z  R  jX Ω/km

Donde:
Z: Impedancia de secuencia positiva y negativa en Ohm/km
R: Resistencia de secuencia positiva y negativa en Ohm/km
X: Reactancia de secuencia positiva y negativa en Ohm/km
Impedancia Secuencia Cero
La impedancia de secuencia cero se calcula mediante la siguiente expresión
Z0  R0  jX0 Ω/km

Donde:
Z : Impedancia de secuencia cero en /km.
R0 : Resistencia de secuencia homopolar.
R0 : (R + 0,15) /km.
R : Resistencia de secuencia positiva en /km. R=0,15: Constante
X0 : Reactancia de secuencia cero.
X0 : 3*X /km
X : Reactancia de secuencia positiva en /km

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PROTECCIONES

PARAMETROS DE SECUENCIA

Sección R(+), R(-) X(+), X(-) R(0) X(0)

(mm²) (Ohm/km) (Ohm/km) (Ohm/km) (Ohm/km)
120 mm² AAAC 0.2948 0.4225 0.4448 1.2676
95 mm² AAAC 0.3838 0.4327 0.5338 1.298
70 mm² AAAC 0.5435 0.4458 0.6935 1.3374
50 mm² AAAC 0.7193 0.4574 0.8693 1.3723
35 mm² AAAC 1.0677 0.4712 1.2177 1.4135
25 mm² AAAC 1.4686 0.4843 1.6186 1.453
16 mm² Cu 1.2163 0.5003 1.3663 1.5008
25 mm² Cu 0.7976 0.4829 0.9476 1.4487
50 mm² Cu 0.4252 0.4583 0.5752 1.3748
70 mm² Cu 0.2873 0.4449 0.4373 1.3346

2.4. DATOS TECNICOS DE LA SUBESTACION ELECTRICA MOTUPE- BARRA 22.9 KV

SUBESTACION ELECTRICA CAYALTI ALIMENTADOR (MOT-103) DE LA BARRA 22.9 KV

FIG.1 FALLA TRIFÁSICA Y MÓNOFASICA EN LA BARRA 22.9 kV SEP MOTUPE

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PROTECCIONES

VALORES DE LA
BARRA 22,9 KV

TENSIÓN 22,9 [kV]

ICC3Ø 1.34[kA]
ICC1Ø 0.612[kA]
X/R 0.1
XO/R1 1

TABLA.1 PARÁMETROS PARA EL THEVENING EQUIVALENTE

3. ANALISIS DEL SISTEMA ELECTRICO

3.1. VERIFICACION DEL ESTUDIO DEMERCADO ELECTRICO

El estudio de mercado eléctrico ha sido actualizado para el “RECORRIDO DE LA LINEA Y RED

PRIMARIA EN MEDIA TENSION 22.9 kV-1Ø(FASE-FASE) DEL CASERIO EL ARROZAL PARTE
BAJA, UBICADO EN EL DISTRITO DE MOTUPE, PROVINCIA Y DEPARTAMENTO DE
LAMBAYEQUE”

CAIDA DE TENSION Y PERDIDAS EN LA RED PRIMARIA

De acuerdo a la DIRECCION GENERAL DE ELECTRICIDAD, en el Código Nacional de

Electricidad se ha considerado desde los terminales de salida del sistema alimentador hasta el
primario de la subestación de Distribución más lejana eléctricamente, no exceda ± 5% para un
alimentador urbano, y 7 % para un alimentador rural, de la tensión nominal.
La fórmula aproximada empleada para el cálculo de caída de tensión de los tramos monofásicos
es la presentada en la Norma DGE rd018-2003-MEM:

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 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

Donde:
 Para sistemas Trifásicos:

…………………………………………………………(I)

Simbología:

V % = Caída porcentual de tensión.

P = Potencia, en kW
L = Longitud del tramo de línea, en km
VL = Tensión entre fases, en kV
r1 = Resistencia del conductor, en  / km
1 = Reactancia inductiva para sistemas trifásicos en /km
 = Angulo de factor de potencia
K = Factor de caída de tensión

3.2. CONFIGURACION DEL SISTEMA ELECTRICO EXISTENTE

El “SISTEMA ELÉCTRICO MOTUPE” tiene como fuente de suministro la SEP MOTUPE,

interconectada al sistema nacional interconectado(SEIN).
 SUBESTACION MOTUPE
El factor de potencia considerado para el ““RECORRIDO DE LA LINEA Y RED PRIMARIA EN MEDIA
TENSION 22.9 kV-1Ø(FASE-FASE) DEL CASERIO EL ARROZAL PARTE BAJA, UBICADO EN
EL DISTRITO DE MOTUPE, PROVINCIA Y DEPARTAMENTO DE LAMBAYEQUE” es 0.95
inductivo.
Se considera con barra infinita al SEP MOTUPE 22,9 kV.

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ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

FIG.02 DIAGRAMA DE LA SEP MOTUPE

FIG.03 CARACTERISTICAS DEL TRANSFORMADOR DE LA SEP MOTUPE

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 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

3.3. ANALISIS DE FLUJO DE CARGA

Los estudios de flujo de carga son realizados para determinar los parámetros de operación del
sistema eléctrico tales como: niveles de tensión en la barra del transformador el cual atenderá al
proyecto, flujos de potencias activa, reactiva, flujo de corriente en cada tramo de red, estos
parámetros nos ayudarán analizar el comportamiento del alimentador del Sistema en 22,9 kV, para
realizar mejoras en el diseño para disminuir la caída de tensión y pérdidas de potencia del
alimentador.
El método del cálculo usado para la simulación del Flujo es Newton Raphson, esto debido a que
se trata de analizar el sistema como un sistema asimétrico, tomando un margen de error de 0,001
realizándose automáticamente un total de 6 iteraciones para poder llegar la convergencia del
sistema y verificar que los valores obtenidos reflejen la realidad.

El análisis de flujo de carga del sistema eléctrico se efectuó mediante el módulo de flujo de potencia
del software denominado Digsilent Power Factory V.15.1, mediante el cual se ha determinado el
perfil de tensiones en media tensión en todas las subestaciones de distribución del sistema
eléctrico, así como el flujo de potencia activa y reactiva para todas las redes.

3.4.1. METODOLOGIA APLICADA PARA LA SIMULACION

Para el análisis se ha considerado fundamentalmente la SEP MOTUPE EN LA BARRA

22,9 kV; Para verificar la operatividad del sistema y las instalaciones del proyecto se han
efectuado simulaciones de Flujo de carga en estado estacionario (permanente) del Sistema,
lo cual permite calcular los niveles de tensión en barra, caídas de tensión y los flujos de
carga activa y reactiva por líneas, barras y Cargas.

Los resultados de las simulaciones permitirán establecer y recomendar si el sistema podrá

alcanzar una operación de calidad satisfactoria y confiable, además permite verificar que
se cumpla con la “Norma de calidad del servicio eléctrico”.

3.4.2. CRITERIOS DE OPERACION

Para evaluar los resultados de las simulaciones de Flujo de Carga, se aplicará los siguientes criterios:

Tolerancia de variación de tensión en barras: TENSIÓN EN BARRAS:

Operación en Zonas Urbanas : hasta +/- 3,5 % de la V nominal

Operación en Zonas Rurales : hasta +/- 6,0 % de la V nominal

Según la DIRECCION GENERAL DE ELECTRICIDAD, en el Código Nacional de Electricidad, en el

Capítulo 2 – Red de distribución Primaria, alcance2.1.3 Caída de Tensión Permisible.

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 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

4. CALCULO DE CORTOCIRCUITO

El presente capitulo corresponde al cálculo de cortocircuitos, el cual se enfoca en determinar,

mediante un estudio estático, los niveles de cortocircuito.

El cálculo de cortocircuito se realizará desde la SEP CAYALTI EN LA BARRA 22,9 KV, con el
propósito de brindar seguridad a los diferentes equipos a ser instalados en el proyecto, se ha
previsto limitar las corrientes de falla que pudieran suscitarse mediante dispositivos de protección
adecuadamente dimensionados y coordinados, con este propósito se ha efectuado el cálculo de
las corrientes de falla.

Para el cálculo de cortocircuito se ha utilizado Digsilent Power Factory V.15.1, este software está
diseñado para realizar análisis de sistemas de potencia mediante el flujo de carga y análisis de
cortocircuito. En este reporte se presentan los valores de la corriente de cortocircuito ante fallas
trifásicas, fallas monofásicas, por lo que los valores de la corriente de cortocircuito mostrados
cubrirán con amplitud todas las contingencias de falla que pueda ocurrir en la línea.

FIG.04 DIAGRAMA GENERAL DE CORTOCIRCUITO

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 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

FALLA BIFASICA ( 100 ohm)

Ik"
Ik" B Ik" C Sk" A Sk" B Sk" C
Name Grid A
kA kA kA MVA MVA MVA
Punto de Diseño El Arrozal 0 0.2412843 0.2412843 0 3.190098 3.190098
Recloser El Arrozal 0 0.241221 0.241221 0 3.189261 3.189261
BARRA A El Arrozal 0 0.2383377 0.2383377 0 3.151139 3.151139
BARRA B El Arrozal 0 0.2308556 0.2308556 0 3.052216 3.052216
BARRA C El Arrozal 0 0.2268441 0.2268441 0 2.999179 2.999179
BARRA D El Arrozal 0 0.2234406 0.2234406 0 2.954179 2.954179
BT El Arrozal 0 0.00461984 0.00461984 0 0.0011736 0.0011736
BT(1) El Arrozal 0 0.00461981 0.00461981 0 0.00117359 0.00117359
B.T El Arrozal 0 0.00461971 0.00461971 0 0.00117356 0.00117356
BT(2) El Arrozal 0 0.00461953 0.00461953 0 0.00117352 0.00117352

FALLA MONOFASICA ( 100 ohm)

Ik" Ik" Sk" Sk"
Ik" A Sk" A
Name Grid B C B C
kA kA kA MVA MVA MVA
Punto de Diseño El Arrozal 0.1430752 0 0 1.891643 0 0
Recloser El Arrozal 0.143055 0 0 1.891376 0 0
BARRA A El Arrozal 0.1421304 0 0 1.879152 0 0
BARRA B El Arrozal 0.1396763 0 0 1.846705 0 0
BARRA C El Arrozal 0.1383268 0 0 1.828864 0 0
BARRA D El Arrozal 0.137163 0 0 1.813476 0 0
BT El Arrozal 0.00266733 0 0 0.00067759 0 0
BT(1) El Arrozal 0.00266732 0 0 0.00067759 0 0
B.T El Arrozal 0.00266732 0 0 0.00067759 0 0
BT(2) El Arrozal 0.00266728 0 0 0.00067758 0 0

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 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

5. GENERALIDAES SOBRE LOS EQUIPOS DE PROTECCION

En este capítulo se muestran los equipos que son utilizados para las protecciones de la red de
conexión del el “RECORRIDO DE LA LINEA Y RED PRIMARIA EN MEDIA TENSION 22.9 kV-
1Ø(FASE-FASE) DEL CASERIO EL ARROZAL PARTE BAJA, UBICADO EN EL DISTRITO DE
MOTUPE, PROVINCIA Y DEPARTAMENTO DE LAMBAYEQUE”

5.1. FUSIBLE DE ESLABON TIPO ESPULSION

El fusible es normalmente usado en la protección de transformadores de distribución, o en la

protección de derivaciones de red primaria.
Para lograr una coordinación entre fusibles se utiliza las curvas de corriente tiempo mínimo de
Fusión y las curvas Corrientes tiempo de interrupción total de cada fusible empleado (F1 y F2), de
tal forma que para una falla en el lado de la carga debe de operar el fusible protector (F2) antes
que presente algún daño el fusible protegido (F1), en cual opera únicamente como respaldo para
la misma falla o para alguna otra que se presente entre los dos fusibles en serie.

 Se ha considerado fusibles tipo k.

 Se consideran elementos fusibles, sin ningun precarga previa.
 Los fusibles actúan dentro de una banda de operación definida por el tiempo mínimo de
fusión y tiempo total de despeje, su relación no debe ser mayor al 75 %.
 Se considera la máxima corriente de carga, la capacidad recomendada se calcula como
la corriente de carga multiplicada por un factor 1,50.
 Después de dimensionar los fusibles por la corriente de carga se ajusta con las curvas
de tiempo-corriente de los fusibles predeterminados ante fallas de cortocircuito.

12
 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

5.2. RELE DE SOBRECORRIENTE (FUNCION 50/51/50N/51N)

Son equipos que funcionan asociados a los interruptores de potencia que normalmente se ubican
en la entrada y salida de las subestaciones. El relé recibe la señal de corriente desde un elemento
auxiliar denominado transformador de corriente (TCs), el mismo que en su lado secundario tiene
un valor nominal de 1A. cuando la señal de corriente es mayor o igual a cierto valor prefijado en
el relé, este comienza a operar, para que luego de un determinado tiempo, se cierren sus contactos
normalmente abiertos, ordendando el disparo del disyuntor o interruptor principal al cual está
asociado.
Un esquema de la conexión para este tipo de equipos de protección completo, puede observarse
en el siguiente diagrama.

FIG 7 – DIAGRAMA DE CONEXIÓN DE RELES

La selectividad a proteger un sistema con relés, se obtiene mediante la utilización de las curvas
características que poseen los mismos. Según las curvas características, tenemos dos tipos básicos de
relés de sobrecorriente: el tipo instantáneo y el tipo temporizado o retardo de tiempo.

13
 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

6. CRITERIOS DE AJUSTE

En este capítulo se describen los criterios generales que se utilizaran en las especificaciones de
los ajustes de las protecciones del sistema en estudio.

FUNCION DE SOBRECORRIENTE LADO 22.9 [KV] (50/51/50N/51N)

Para las funciones 50, se ajustará para operar ante fallas de hasta 10 veces la corriente nominal
del transformador.
Para las funciones 51, se considera un valor pickup de 150% de la corriente nominal de los
transformadores instalados en el Proyecto. La curva de operación será IEC Inversa, con un
multiplicador de tiempo apropiado para coordinar con la operación de las protecciones que se
encuentran aguas abajo del transformador.
Para la función 51N, se considera un pickup superior al error de los TCs. Finalmente, para la
función 50N, se ajustará para operar ante fallas de hasta 5 veces la corriente nominal del pickup
de la funcion 51N.

7. AJUSTE DE PROTECCIONES

En este capítulo se proponen los ajustes que se deben realizar:

TC lado 22,9 [kV]: 300/1
La suma de potencia de los transformadores instalados: 75 [KVA]
De acuerdo a lo indicado en los criterios de ajuste se tiene:
75 [𝐾𝑉𝐴]
𝐼 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜𝑠 = = 1,89[𝐴]
22,9[𝑘𝑉] ∗ 1.7321
𝐼51 𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝 = 1,5 ∗ 1.89[𝐴] = 2.83[𝐴 − 𝑝𝑟𝑖𝑚] = 0.01[𝐴 − 𝑠𝑒𝑐]

 AJUSTE DE LA UNIDAD TEMPORIZADA DE FASE (51P)

Ajustes Función 51 Ajuste

Habilitado SI
Arranque [A] 0,01
Tipo de curva IEC 255-3(Inversa)
Dial 0,16

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 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

AJUSTE DE LA UNIDAD 51P

 AJUSTE UNIDAD INSTANTANEA DE FASE (50P)

Ajustes Función 50 Ajuste

Habilitado SI
Arranque [A] 0,3
Tiempo Fijo [s] 0,05

AJUSTE DE LA UNIDAD 50P

15
 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

 AJUSTE UNIDAD TEMPORIZADO DE TIERRA (51N)

Ajustes Función 51N Ajuste

Habilitado SI
Arranque [A] 0,03
Tipo de curva IEC 255-3 (Inversa)
Dial 0,20

AJUSTE DE LA UNIDAD 51G

 AJUSTE UNIDAD INSTANTANEA DE TIERRA 50N

Ajustes Función 50N Ajuste

Habilitado SI
Arranque [A] 0,15
Tiempo Fijo [s] 0,0

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ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

AJUSTE DE LA UNIDAD 50G

17
 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

8. CONCLUSIONES Y RECOMEDACIONES

8.1. CONCLUSIONES.

Para definir los parámetros de ajuste del relé de sobrecorriente, se tomó en consideración la suma
de la corriente nominal de cada transformador instalado de la obra. “RECORRIDO DE LA LINEA
Y RED PRIMARIA EN MEDIA TENSION 22.9 kV-1Ø(FASE-FASE) DEL CASERIO EL ARROZAL
PARTE BAJA, UBICADO EN EL DISTRITO DE MOTUPE, PROVINCIA Y DEPARTAMENTO DE
LAMBAYEQUE”.
Para la evaluación de cortocircuito monofásico se consideró la evaluación para corrientes de alta
impedancia con una resistencia de falla a tierra de 100 ohm.

8.2. RECOMENDACIONES

Se recomienda realizar los ajustes del relé de acuerdo a los parámetros propuestos en este
estudio.

Ajustes Función 51 Ajuste

Habilitado SI
Arranque [A] 0,01

Tipo de curva IEC 255-3(Inversa)

Dial 0,16
Ajustes Función 50 Ajuste
Habilitado SI
Arranque [A] 0,3
Tiempo Fijo [s] 0,05
Ajustes Función 51N Ajuste
Habilitado SI
Arranque [A] 0,03
Tipo de curva IEC 255-3 (Inversa)
Dial 0,20
Ajustes Función 50N Ajuste

Habilitado SI
Arranque [A] 0,15
Tiempo Fijo [s] 0,0

18
 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

ANEXO 01: DIAGRAMA UNIFILIAR

19
 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

ANEXO 02: CURVAS DE SOBRECORRIENTE

CORRIENTE NOMINAL RELACIONADO A LA MAXIMA DEMANDA CONTRATADA

FALLA BIFASICA

20
 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

FALLA MONOFASICA

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ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

22
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES

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