CAPÍTULO 12

ESQUEMAS DE AUTOMATIZACIÓN DE SISTEMAS

ELÉCTRICOS DE POTENCIA

12.1 INTRODUCCIÓN

En los sistemas de transmisión y distribución es de vital importancia la confiabilidad del sistema.

La confiabilidad de un sistema es la probabilidad de que cumpla cabalmente su función y está
compuesta por dos aspectos muy importantes, la fiabilidad que es la propiedad de que actúe
adecuadamente cuando tiene que hacerlo y la seguridad que es la propiedad de no efectuar
funciones que no le competen. En un sistema como el colombiano, donde hay relativamente
pocas líneas de transmisión importantes, el nivel de confiabilidad del sistema se logra en gran
medida aumentando la continuidad del servicio de las líneas ante fallas en el sistema. Las
estadísticas indican que del total de las fallas que se presentan en el sistema de transmisión,
aproximadamente sólo el 15% de ellas son permanentes, por lo tanto, la probabilidad que el
cierre de la línea un tiempo después de ocurrida una falla sea exitoso es muy alta. En ese
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sentido, los esquemas de recierre automático de líneas de transmisión resultan de gran ayuda
para mantener la configuración de la red y la continuidad del servicio, aumentando la
confiabilidad del sistema de transmisión.

El éxito de un recierre automático depende en gran medida de una buena selección y puesta en
operación tanto del esquema de protección como del esquema de recierre, pues ambos están
íntimamente ligados. Por lo tanto, el recierre debe considerarse como parte esencial del
esquema de protección en todo el sistema de transmisión.

En el presente capítulo se presenta el relé de verificación de sincronismo, los criterios más

generales del recierre automático y ciertos aspectos especiales de aplicación de dichos
recierres en el sistema de transmisión colombiano. También se estudian las características del
relé de recierre y de los interruptores utilizados en un esquema de recierre automático, los
factores que influyen el comportamiento del recierre, las principales causas de falla del mismo.
Además se abordan los tipos de recierre automáticos, estudios de sincronización, la conexión
automática de la alimentación de reserva y el deslastre de carga por frecuencia.

12.2 RELÉ DE VERIFICACIÓN DE SINCRONISMO

SIMBOLOGÍA

El relé de chequeo o verificación de sincronismo comprueba que las tensiones en los dos lados
de un interruptor sean aproximadamente las mismas en magnitud y en fase. Estos relés
supervisarán automáticamente el cierre de un interruptor (Figura 12.1).

El ajuste del relé se basa en la diferencia angular entre las dos tensiones y se diseña para
minimizar el choque en el sistema
cuando se cierra el interruptor. Sin embargo, la diferencia angular no es la que determina el
transitorio al que se somete el sistema con el cierre del interruptor. Mas bien el choque en el
sistema se relaciona con la tensión a través de los contactos del interruptor (que es la cantidad
que determina cuando el interruptor está listo para cerrarse).
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La función principal del relé de verificación de sincronismo es asegurar que antes de cerrar el
interruptor, los dos sistemas estén cerca del sincronismo. El ajuste normal es 20º, el cual puede
incrementarse hasta 60º (en caso de que este ángulo no perturbe el sistema, por ejemplo en
líneas largas).

Los relés de verificación de sincronismo deben estar equipados con los relés de baja tensión,
necesarios para permitir el cierre ó recierre de un interruptor cuando la línea ó la subestación
estén desenergizadas, que es lo que normalmente se define como cierre ó recierre con la línea
ó barra muerta. En la actualidad este relé puede venir incorporado en el relé de distancia al
igual que el relé de recierre.

Figura 12.1

Para determinar los ajustes más adecuados de un relé de verificación de sincronismo de un

campo de transformación, se deben realizar estudios eléctricos en diferentes condiciones
operativas (demandas diferentes y generaciones diferentes), teniendo siempre presente que en
campos de transformación el cierre se debe hacer manual. Dicho estudio deberá definir cuál
nivel de tensión presenta las condiciones más favorables para efectuar la energización y cuál
para hacer la sincronización manual.
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Los estudios, en el caso de líneas a 500 kV, deben tener especial énfasis en el análisis de las
sobretensiones transitorias que se presentan por energización de bancos de transformadores
por el lado de 500 kV. Deben considerarse además los mandos sincronizados de interruptores
como mecanismo para la reducción de corrientes magnetizantes, cuando estos son usados en
transformadores.

La verificación del sincronismo para el cierre de una línea, puede ser una condición que
sistémicamente produzca un bloqueo dependiendo de las condiciones de magnitud, ángulo y
desviación de frecuencia.

La verificación de sincronismo es una operación necesaria por la pérdida de sincronismo

ocasionada por disparos trifásicos de los interruptores debidos a fenómenos transitorios
producidos por la dinámica del sistema, determinando cual subestación debe recerrar en forma
inmediata (esquema de recierre: barra viva - línea muerta) y cual debe implementar el esquema:
barra viva - línea viva.

El análisis consiste en determinar de acuerdo con estudios eléctricos realizados por el CND cuál
es el lugar más favorable para realizar sincronización y cuál para energizar, bajo las
condiciones de demanda más críticas. Los criterios para el análisis se fundamentan en las
diferencias de tensión, frecuencia y ángulo, tratando de mantener ciertos límites que se han
establecido de la experiencia operativa: ∆V < 20 kV, ∆f < 100 mHz y ∆φ < 25º. Desde el punto
de vista de la sobretensión, la sincronización se debe realizar donde ésta no exista. La
recomendación final es una valoración global de éstos aspectos.

El proceso para valorar dichos aspectos es un estudio que consta de dos fases, la primera
consiste en realizar una falla trifásica en una barra provisional ubicada a 100m de la barra de la
línea local en estudio, se despeja la falla y seguidamente se recierra en el otro extremo de la
línea para luego visualizar las diferencias de Tensión (∆V), Frecuencia (∆f), Ángulo (∆φ y
verificar la existencia de sobretensión en el extremo abierto. Superada esta fase se procede de
forma similar para la barra ubicada al otro extremo de la línea.

Dado que actualmente se tiene un tiempo de recuperación de la línea de 10 minutos, se

requiere que el CND establezca, a través de estudios de ángulos y tensiones y dependiendo de
la condición de carga y de la topología de la red, los valores extremos a los que pueden
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ajustarse los verificadores de sincronismo, de tal forma que permitan el sincronismo sin poner
en peligro la estabilidad ó la integridad de los equipos.

12.3 GENERALIDADES DEL RECIERRE

Los sistemas de recierre automático se implementan para restaurar la parte fallada del sistema
de transmisión, una vez que la falla se ha extinguido. En algunos sistemas de transmisión, el
recierre se utiliza para mejorar la estabilidad del sistema, dado que es un medio de restaurar
rápidamente trayectorias críticas de transmisión de potencia.

12.3.1 TIPOS DE FALLAS

12.3.1.1 TRANSITORIAS

Su característica es la desaparecer después de un corto periodo de tiempo muerto ó a veces

rápidamente sin que se ejecute operación alguna. Los rayos son la causa más usual de este
tipo de fallas ya que las sobretensiones; causan flameos a través de las cadenas de aisladores
donde raramente el arco se extingue por si solo, lo que significa que la línea debe
desconectarse para que ocurra la desionización de la trayectoria de la falla y pueda
re-energizarse sin que ésta ocurra de nuevo.

Otras posibles causas son el balanceo de los conductores por el viento, aves, contactos con
objetos extraños tales como árboles, etc. Como promedio se estima que aproximadamente el
80 - 85% de las fallas de la línea son transitorias (entre transitorias y semipermanentes) y que
el recierre es exitoso en el primer intento.

12.3.1.2 SEMIPERMANENTES

Éstas requieren de un intervalo más grande de desenergización (tiempo muerto), antes de

desaparecer. Pueden causarse por ejemplo por una rama de un árbol que cae sobre la línea, la
cual es quemada por el arco cuando la línea se re-energiza. Un poco más del 10% de recierres
es exitoso en el segundo intento. Si se hace un tercer intento sólo el 1 ó 2% es exitoso, pero
esto se acostumbra poco para no ocasionar mayores desgastes del interruptor.
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12.3.1.3 PERMANENTES

Son aquellas para la desionización de la trayectoria de falla dependiendo del tiempo de arco, de
la magnitud de la corriente de falla, de las condiciones de viento, humedad y presión del aire, de
la tensión del circuito, del acoplamiento con conductores adyacentes, siendo la tensión del
circuito el factor predominante.

12.3.2 DEFINICIONES

Algunos términos muy utilizados en el análisis de un recierre son los siguientes:

!" Tiempo de Arco: Es el intervalo de tiempo entre el instante de separación de los

contactos principales del interruptor y el instante de extinción del arco de la falla.

!" Tiempo de Desonización: Es el intervalo de tiempo después de que el arco de la falla se

ha extinguido (en líneas aéreas) y el tiempo necesario para asegurar la dispersión del aire
ionizado, de tal manera que el arco no se reencienda nuevamente cuando la línea sea
energizada.

El tiempo requerido para la desionización de la trayectoria de falla depende del tiempo

de arco, de la magnitud de la corriente de falla, de las condiciones de viento,
humedad y presión del aire, de la tensión del circuito, del acoplamiento con
conductores adyacentes, siendo la tensión del circuito el factor predominante.

!" Tiempo de Perturbación del Sistema: Es el tiempo entre el comienzo de una falla y el
cierre de los contactos del interruptor.

!" Tiempo Muerto: Es el intervalo de tiempo en el cual el arco de la falla ha sido extinguido
y el interruptor es cerrado nuevamente por medio de un esquema de recierre automático.
El recierre automático requiere un tiempo muerto que exceda el tiempo de desionización.
Las líneas de transmisión largas con disparo y recierre automático monofásico requieren
un tiempo muerto ligeramente mayor que para un disparo trifásico, ya que el enlace
capacitivo de las fases resulta en un tiempo de desionización más largo. Normalmente
existen tres niveles de tiempo muerto:
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Recierre automático de alta velocidad con tiempo muerto ≤ 0.8 s; es utilizado para
recierres monofásicos y trifásicos. Se requiere un sistema de protección piloto para
asegurar la apertura simultánea de los interruptores en los extremos de la línea. No se
realiza verificación del ángulo de fase y de la diferencia de tensión, excepto en recierres
trifásicos.

Recierre automático de alta velocidad con tiempo muerto entre 0.8 y 2 s; se utiliza para
recierres monofásicos y trifásicos cuando no existe esquema piloto. Es necesario esperar
el tiempo de operación de la segunda zona, si la línea está alimentada de ambos lados.
Generalmente la tensión con su ángulo no se verifican a menos que sean líneas de
interconexión.

Recierre automático lento con tiempo muerto entre 2 s y 3 min; se utiliza normalmente
para recierre trifásico, principalmente en circuitos de distribución. Con líneas alimentadas
por ambos extremos es necesario verificarla tensión con su ángulo y en ciertos casos la
frecuencia.

!" Tiempo de Recuperación o de Bloqueo (“reclaim time”): Es el tiempo después de una

operación de cierre exitosa, medido desde el instante en que el relé de recierre cierra los
contactos dando la orden de cierre, el cual debe transcurrir antes de que el relé de
recierre pueda iniciar una nueva secuencia de recierre en el evento de una falla posterior.

Este tiempo también es conocido como tiempo de bloqueo ya que es aquel durante el
cual se bloquea un nuevo arranque del equipo de recierre automático. Si todos los
intentos de recierre se han ejecutado, la línea esta energizada y ocurre una nueva falla
antes de que el tiempo de bloqueo se complete, el equipo de recierre se bloquea,
obteniéndose el disparo definitivo del interruptor. Si el interruptor se cierra manualmente,
el equipo de recierre se bloquea hasta que el tiempo de bloqueo termine. El recierre se
bloquea también si el interruptor no esta preparado para recerrar ó si el canal de
comunicación está fuera de servicio.

!" Duración de la Falla: Los relés de protección con tiempos de disparo cortos y los
interruptores de alta velocidad influencian positivamente la probabilidad de un recierre
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exitoso ya que disminuyen la ionización de la trayectoria de falla y se reducen los

esfuerzos en el sistema.

En la Figura 12.2 se ilustran las definiciones de los términos utilizados en el campo de los
recierres.

Figura 12.2

12.3.3 FUNCIONAMIENTO DEL RELÉ DE RECIERRE

SIMBOLOGÍA
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El relé de recierre hace parte fundamental de un esquema de protección de líneas de

transmisión. Su funcionamiento está ligado a las condiciones de las protecciones de la línea y al
estado de los interruptores.

El relé de recierre es básicamente un automatismo, cuya función específica consiste en cerrar

el interruptor después de ocurrida una falla. La escogencia del tiempo que debe demorar en
cerrar el interruptor (tiempo muerto) depende de diversos factores como se verá más adelante.

El relé de recierre funciona con la información suministrada por las protecciones de la línea, las
cuales le indican si el tipo de falla presentada en la línea, permite que ésta pueda ser cerrada o
puesta en servicio nuevamente. Esta información, relacionada con el tipo de falla, (monofásica,
bifásica ó trifásica) y con su evolución en el tiempo, determina si la falla requiere un disparo
definitivo de la línea ó si por el contrario se puede hacer un intento de cierre. Esta información
determina además cuál ó cuáles fases fallaron, con lo cual el recierre puede supeditarse a la
fase afectada únicamente.

El esquema de protecciones es el que debe garantizar que ante una falla al interior de la línea,
los interruptores de los extremos abran con el menor tiempo posible y que lo hagan
selectivamente (fase fallada y línea afectada). En las protecciones de la línea esto puede ser
realizado con la ayuda de canales de teleprotección, a través de los cuales las protecciones de
línea de ambos extremos intercambian información para permitir la rápida apertura de los
interruptores, de tal manera que el tiempo que dura la falla se disminuya y que se permita un
rápido enfriamiento del arco producido por la falla, evitando que el recierre del interruptor de uno
de los extremos ocurra con la línea aún en falla.

En algunos casos las protecciones permiten operar los interruptores simultáneamente sin
necesidad de utilizar los canales de teleprotección, programando las protecciones de la línea
para que éstas protejan un poco más allá de la línea. En resumen, el éxito de un relé de recierre
depende en gran medida del esquema de protecciones implementado en la línea.

Una vez que el interruptor ha cerrado el relé de recierre permanece bloqueado durante un
tiempo (tiempo de reclamo) con el fin de que el interruptor quede en condiciones óptimas para
iniciar un nuevo ciclo de recierre. Así, ante la ocurrencia de cualquier falla durante ese tiempo,
se ocasionará un disparo definitivo de la línea.
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12.3.4 APLICACIÓN DE LOS RECIERRES

La escogencia del tiempo muerto y del tiempo de reclamo es de vital importancia en la

aplicación de cualquier esquema de autorecierre. Otra decisión importante a tomar es el empleo
de esquemas de recierres monofásicos y trifásicos ó esquemas de recierre trifásicos solamente.
Dadas las condiciones del sistema de transmisión de Colombia, en tensiones con niveles de
110 kV y mayores, en la mayoría de los casos se implementan esquemas de recierres
monofásicos ó trifásicos. En las líneas a 500 kV es usual utilizar sólo el recierre monofásico.

Estas decisiones dependen de aspectos tales como el tipo de protección, tipo de interruptor, la
naturaleza del sistema y la posibilidad de problemas de estabilidad, así como los efectos
secundados sobre los consumidores finales.

12.3.5 FACTORES QUE INFLUENCIAN EL COMPORTAMIENTO DEL RECIERRE

En líneas de transmisión (220 y 500 kV), la consideración más importante en la aplicación de

los recierres es el mantenimiento de las condiciones de sincronismo y la estabilidad del Sistema
Eléctrico de Potencia.

El primer requerimiento para la aplicación de recierres de alta velocidad, es el conocimiento del

tiempo de perturbación que puede soportar el sistema sin la pérdida de la estabilidad. La curva
de potencia junto con el valor de potencia transmitida, permite determinar el máximo cambio de
ángulo de carga permisible. Será entonces necesario tener un conocimiento del cambio del
ángulo de carga con el tiempo, con el propósito de estimar el máximo tiempo permisible de
perturbación del sistema y por ende determinar el máximo tiempo muerto del interruptor.

Un conocimiento adecuado de las características y de los tiempos de desionización del arco son
necesarios para asegurar la factibilidad de un recierre en cualquier caso. Los factores
principales que influyen en el comportamiento del recierre son:

!" Características de las Protecciones.

!" Características de los Interruptores.
!" Desionización del Camino de Falla.
!" Escogencia del Tiempo Muerto.
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!" Escogencia del Tiempo de Reclamo.

!" Número de Recierres.

12.3.5.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS PROTECCIONES

Las protecciones de líneas requieren ser de alta velocidad con tiempos de operación del orden
de 20 y 40 ms. En conjunto con las protecciones rápidas, la velocidad de operación de los
interruptores reduce la duración del arco primario y por ende la duración del tiempo total de
perturbación del sistema.

Es muy importante que los interruptores de ambos extremos de la línea, en la cual está
montada el esquema de recierre, abran en el menor tiempo posible en ambos extremos.
Cualquier tiempo de diferencia durante el cual uno de los interruptores sea abierto antes que el
otro, representa una reducción efectiva en el tiempo muerto y puede arriesgar las oportunidades
de un recierre exitoso. Para ello las líneas deben contar con esquemas de protección
adecuados que permitan que la operación de los interruptores de ambos extremos sea rápida.

Tales esquemas son utilizados en el sistema de transmisión colombiano (220 kV y 500 kV), en
donde se acostumbran esquemas de protección con protecciones de distancia ayudados por
esquemas de teleprotección, que garantizan la rápida operación de los interruptores de ambos
extremos, ante una falla al interior de la línea.

12.3.5.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS INTERRUPTORES

El interruptor debe estar en capacidad de hacer un ciclo apertura-cierre-apertura, requerido para

que interrumpa la corriente de falla, cierre el circuito después de un tiempo muerto determinado
y luego interrumpa nuevamente la corriente si la falla en la línea persiste.

Si un interruptor va a ser utilizado en un esquema de recierre automático, es de vital

importancia que posea el mecanismo de operación y la capacidad de interrupción necesarios
para realizar las secuencias requeridas en un recierre. El interruptor debe ser capaz de cerrar
después de un tiempo muerto mínimo de aproximadamente 0.3 s, si se dispone de un esquema
de recierre automático de alta velocidad (tiempos de recierre menores a 1 s).
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En Colombia, a niveles de tensión de 110 kV y superiores, los interruptores normalmente son

especificados de acuerdo con la norma IEC 56-2, en la cual se exige que los interruptores
deben ser capaces de soportar el siguiente ciclo de operación con la corriente de cortocircuito
de interrupción con un tiempo de operación del interruptor CO:
Ciclo de Operación = O + 0.3 s + CO + 3 min + CO
Esto significa que en condiciones normales de operación, es decir, con el interruptor cerrado, se
permite hacer una maniobra de apertura ante una falla, luego cerrar el interruptor después de
0.3 segundos por medio del esquema de recierre rápido y finalmente el interruptor deberá estar
en capacidad de abrir inmediatamente si la falla es persistente. Sólo se podrá cerrar el
interruptor 3 minutos después de la apertura, de tal manera que se garantice que los contactos
principales del interruptor se enfríen y que el mecanismo de operación del interruptor tenga el
tiempo suficiente para reponerse.

El interruptor debe ser capaz de soportar un recierre ante fallas permanentes sin deteriorar su
capacidad de interrupción y sin ser dañado. De igual manera, el tiempo de operación del
interruptor debe ser lo suficientemente corto para garantizar que el camino de falla se ionice lo
menos posible y por lo tanto incrementar la posibilidad de un recierre exitoso.

En subestaciones con una configuración de dos interruptores por línea como la de interruptor y
medio, se acostumbra efectuar la maniobra de recierre con el interruptor de la barra; si el
recierre es exitoso se recierra el interruptor del centro después de verificar los respectivos
enclavamientos.

Hoy en día se cuenta con diferentes tecnologías de interruptores que ofrecen tiempos de
operación muy cortos. En la mayoría de las subestaciones del sistema de transmisión
colombiano, se cuenta con interruptores con tecnología de aislamiento en SF6, los cuales
garantizan su total capacidad de interrupción en un cierre después de un tiempo muerto de
cerca de 0.3 s.

Otro punto importante con respecto al interruptor, tiene que ver con los requerimientos de
mantenimiento. Los intervalos de mantenimiento dependen de la relación entre la capacidad de
interrupción del interruptor y el nivel de cortocircuito del sistema. La tendencia moderna es hacia
el mínimo número de mantenimientos y hacia los mantenimientos predictivo y basado en
confiabilidad, buscando tener el mínimo tiempo fuera de servicio al interruptor.
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12.3.5.3 DESIONIZACIÓN DEL CAMINO DE FALLA

En los esquemas de recierre rápido, es muy importante conocer el tiempo para el cual la línea
debe estar desenergizada, con el fin de garantizar la completa desionización de la trayectoria de
la falla, de tal manera que se evite el reencendido del arco al energizar nuevamente la línea.

El tiempo de desionización depende de diversos factores tales como la tensión del sistema, el
espaciamiento entre conductores, la corriente de falla, la duración de la falla, la velocidad del
viento y el acople capacitivo con los conductores adyacentes. De todos estos el más importante
es la tensión del sistema, y como una regla general entre mayor sea el tensión mayor será el
tiempo requerido para la desionización.

En líneas de Extra Alta Tensión (EAT) con recierres monofásicos y trifásicos, se requiere de un
tiempo muerto mayor para el recierre monofásico que para el recierre trifásico, ya que el enlace
capacitivo de las fases sanas con la fase fallada, resulta en un tiempo de desionización más
largo.

En efecto, cuando se abre una sola fase en ambos extremos, las otras dos fases sanas, vía el
acople capacitivo, continúan alimentando el arco de la falla. Se ha establecido que si dicho arco,
llamado arco secundario, tiene una corriente superior a 20 A rms, ó si la tensión que queda en
el punto de la falla cada que el arco se extingue (lo hace cada que cruce por cero), denominada
tensión residual o de recuperación, supera los 30 kV rms, la probabilidad de que el arco se
auto-extinga es muy baja.

En líneas compensadas con reactores en derivación se utiliza el truco de instalar un reactor en

el neutro de los reactores de línea con el fin de compensar la capacitancia de acople que es una
combinación de las capacitancias de secuencia positiva y cero de la línea. La combinación de
las inductancias de los reactores de línea y de neutro puede producir una impedancia
equivalente que se sintonice con la capacitancia de acople eliminándola y haciendo que el arco
secundario se extinga.

Puede ocurrir también que al momento de la falla se establezca una componente de corriente
continua de falla, que una vez que se abran los interruptores extremos impide que la corriente
alterna del arco secundario logre tocar el cero y así, aunque se den las condiciones de baja
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corriente alterna de arco secundario y de baja tensión de recuperación, se debe esperar a que
el nivel de directa haya decaído hasta que permita que la corriente alterna toque el cero.

En un país como Colombia, donde la actividad ceráunica es supremamente alta, se produce

otro fenómeno que afecta el tiempo muerto. Es sabido que las descargas atmosféricas, aunque
rápidas, casi siempre están acompañadas por descargas subsecuentes. Se tiene establecido
que en promedio un rayo trae consigo alrededor de 5 descargas subsecuentes. El tiempo que
transcurre entre descargas subsecuentes es una variable aleatoria poco estudiada y
dependiente de condiciones demasiado aleatorias como la ubicación y número de centros de
carga de una nube tormentosa.

Las medidas efectuadas hasta ahora indican, no obstante, que los tiempos entre descargas
subsecuentes pueden tomar varias decenas de milisegundos. En estas circunstancias es
posible que un rayo y sus descargas subsecuentes puedan mantener ionizada la falla durante
varios cientos de milisegundos. Así, el tiempo muerto, en un país como Colombia, debe tener
una tendencia a llevarlo tan lejos como las condiciones de estabilidad y calidad del servicio lo
permitan, teniendo en cuenta de que las descargas atmosféricas son la causa más frecuente de
fallas en nuestro sistema de alta tensión.

12.3.5.4 ESCOGENCIA DEL TIEMPO MUERTO

La escogencia del tiempo muerto, depende más que de las características del interruptor, del
tiempo de desionización de la trayectoria de falla. Además, se debe tener en consideración que
en los sistemas de alta tensión, un recierre no exitoso puede ser más perjudicial para el sistema
que un no recierre.

12.3.5.5 ESCOGENCIA DEL TIEMPO DE RECUPERACIÓN

El tiempo de recuperación o de bloqueo debe ser lo suficientemente amplio, de tal manera que
permita que el mecanismo de operación del interruptor quede listo para una nueva operación de
recierre. Este tiempo de operación depende del tipo de mecanismo de operación que utilice el
interruptor.
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12.3.5.6 NÚMERO DE RECIERRES

El número de recierres rápidos que es utilizado en un sistema de transmisión como el

Colombiano es solamente uno. Un número mayor de intentos de recierre rápido, tendría
probablemente serios efectos en la estabilidad del sistema, motivo por el cual los recierres
deben ser programados solamente para intentar un recierre automático rápido después de
ocurrida una falla en el sistema. Además, la incidencia de fallas semipermanentes que pueden
ser aclaradas por varios recierres, es mucho menor en los sistemas de transmisión que en los
sistemas de distribución.

Existe una tendencia hoy en día de usar un recierre lento a los 5 minutos luego de fallido el
recierre automático. Esta tendencia pretende disminuir las penalizaciones por indisponibilidad
que ha decretado la CREG. Las condiciones de este recierre se deben supeditar a cómo quedó
el sistema luego del primer recierre fallido, es decir, el permiso que pueda dar el CND para
hacer el reintento por condiciones de seguridad del sistema y a las condiciones de sincronismo
que se den en el último interruptor que intente cerrar, porque el sistema puede estar aislado ó el
ángulo de las tensiones puede no permitir el cierre.

12.3.6 RECIERRE MONOFÁSICO VS. RECIERRE TRIFÁSICO

Una red con una capacidad de transmisión limitada puede ser definida como una red débil. En
sistemas de este tipo, como podría relativamente considerarse el caso del sistema de
transmisión colombiano, es muy importante realizar recierres rápidos, de tal manera que no se
vea comprometida la estabilidad del sistema, ni se pierdan cargas importantes. La pérdida de
una línea importante en una red débil puede llevar a un colapso en el sistema. Para asegurar
que un recierre no comprometa la estabilidad, es muy importante tener un tiempo muerto tan
corto como sea posible. Para ello se debe contar con sistemas de protección adecuados,
acompañados de una operación aproximadamente simultánea en ambos extremos de la línea
para asegurar que los tiempos de desionización sean lo más cortos posibles.

En el caso de una línea que sea el único enlace entre dos áreas de la red de potencia que
tienen su propio sistema de generación, es preferible utilizar esquemas de recierre monofásico
rápido ante fallas monofásicas en la línea. De otra manera, existe el riesgo que ambas
secciones queden independientes, afectando por lo tanto, la estabilidad y el sincronismo del
12-16

sistema. Si la falla es bifásica ó trifásica, en muchos casos es conveniente que el disparo en la

línea sea definitivo y que el recierre sea bloqueado. Esto es particularmente importante en
nodos de generación, donde un recierre no exitoso podría además, cuando se trata de recierres
trifásicos, conducir a esfuerzos torsionales importantes en los ejes de los rotores de las
máquinas. En estos casos es preferible hacer el recierre en esos nodos con verificación de
sincronismo en condición línea viva - barra viva a fin de garantizar que cuando se autorice el
recierre la falla haya desaparecido.

El conocimiento de la relación entre el cambio en el ángulo de la carga con el tiempo, cuando

ocurre una perturbación en el sistema, hace más fácil la posibilidad de determinar si se puede
utilizar un recierre trifásico de alta velocidad. El riesgo de la pérdida de estabilidad en el sistema
se aumenta cuando un recierre rápido ocurre ante una falla permanente en la línea. Por lo tanto,
debe ser sopesada la posibilidad de un recierre exitoso ante una falla que ocasione la apertura
trifásica en la línea. Los estudios de estabilidad deben explorar ampliamente estos casos
cuando se sospeche de problemas en ese sentido.

En la Figura 12.3 se presenta esquemáticamente la condición de sincronismo ante los recierres

monopolar y tripolar.

Figura 12.3
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Las ventajas de un recierre monofásico rápido pueden ser resumidas básicamente como su
baja influencia en la capacidad de transferencia de la línea, lo cual significa que el sincronismo y
la estabilidad en el sistema pueden ser mantenidas, es decir que no requieren verificaciones de
sincronismo porque las otras dos fases siguen conectadas al sistema completo.

Una de las principales desventajas del recierre monofásico tiene que ver con los largos tiempos
de desionización en líneas de Extra Alta Tensión, debidos al acople capacitivo entre la fase
fallada y las fases sanas, lo cual hace que el arco demore más tiempo en extinguirse. Además
puede causar interferencias en los sistemas de comunicación y fallas en los esquemas para
protección ante fallas a tierra en las líneas en doble circuito.

Los recierres demasiado lentos pueden, en casos donde no se haya verificado una adecuada
coordinación de dichos recierres con las protecciones de respaldo de esa u otras líneas
vecinas, por sobrecorriente direccional a tierra, producir disparos indeseados de tales
protecciones por el excesivo tiempo muerto.

12.3.7 ESTUDIOS DE SINCRONIZACIÓN

Los estudios de sincronización son un trabajo necesario por la pérdida de sincronismo

ocasionada por disparos trifásicos de los interruptores, en ambos extremos de la línea, debidos
a fenómenos transitorios producidos por la dinámica del sistema. Es necesario entonces,
determinar cuál subestación debe cerrar en forma inmediata (esquema de recierre: barra viva -
línea muerta) y cual debe implementar el esquema barra viva - línea viva (sincronización).

El proceso que se lleva a cabo consta de dos fases, la primera consiste en simular una falla
trifásica en una barra provisional ubicada a 100 m de la barra de la línea local en estudio, se
despeja la falla y seguidamente se cierra en el otro extremo de la línea para luego visualizar las
diferencias de tensión, frecuencia, ángulo y verificar la existencia de sobretensión en el extremo
abierto. Superada esta fase se procede de forma similar para la barra ubicada al otro extremo
de la línea.

El análisis consiste en determinar cuál es el lugar más favorable para realizar la sincronización y
cuál para energizar, bajo las condiciones de demanda más criticas. Los criterios para el análisis
se fundamentan en las diferencias de tensión, frecuencia y ángulo, tratando de mantener ciertos
12-18

límites que se han establecido de la experiencia operativa de ISA: ∆V < 20 kV, ∆f < 100 mHz y

∆φ < 25º. Desde el punto de vista de la sobretensión, la sincronización se debe realizar donde
ésta no exista, la recomendación final es una valoración global de estos aspectos unidos con
los mencionados antes.

12.3.8 CAUSAS DE FALLA EN LOS RECIERRES

En condiciones normales de operación, la experiencia ha mostrado que los problemas de

recierre no exitosos, se ven ocasionados principalmente por tres causas:

a) Los ajustes de los relés de protección.

b) La implementación física del esquema de protecciones.

c) Un posible elevado número de descargas subsecuentes por el mismo canal de un rayo.

PROBLEMAS DE PROGRAMACIÓN Y AJUSTE DE RELÉS

Estos problemas se reflejan en la mala operación del relé ante una falla en la línea, debido muy
probablemente a problemas en la simulación que decidió los parámetros de ajuste. Eso se
explica diciendo que muchas veces ante una apertura trifásica el relé de recierre no operó
debido a problemas en la sincronización, en la cual los parámetros medidos por este relé fueron
mayores que los implementados en el ajuste. Muy comúnmente se ha visto que la mala
operación de los relés de recierre es ocasionada básicamente por un estudio insuficiente en la
exploración de las topologías de la red posibles.

Es muy importante conocer cómo funciona el relé de recierre de la aplicación particular, así
como el esquema de protecciones implementado, de tal manera que se garantice una correcta
operación ante una falla en el esquema de protecciones. Es frecuente también encontrar una
serie de problemas de hardware y software que revelan el desconocimiento del personal en la
instalación y ajuste de estos relés.
 12-19

Dentro de los aspectos a tener en cuenta están los siguientes:

#"Problemas de Conexión

La falta de éxito en los recierres es debida en algunos casos a problemas de la conexión de las
señales al relé, también a un mal diseño en el esquema de recierre.

Las señales mínimas de entrada y de salida de un relé de recierre son las siguientes:

Entradas:
$" Arranques por fase del relé de recierre dados por las protecciones de línea.

$" Bloqueo del relé de recierre dado por las protecciones de línea.

$" Bloqueo del relé de recierre por anomalía en el mecanismo de operación del interruptor.

$" Señal de sincronismo (para el recierre trifásico).

$" Indicación de posición del interruptor.

Salidas:
$" Señal de recierre.

$" Esquema de conversión de disparo monofásico en trifásico.

$" Bloqueo de las protecciones de falla a tierra ante un ciclo de recierre monofásico.

$" Forma de operación del relé de recierre ante fallas evolutivas.

#"Problemas de programación

Algunos relés de recierre vienen integrados con el relé de protección de línea, posibilitando una
mejor coordinación con los mismos. En los relés independientes se debe tener mucho cuidado,
sobretodo en esquemas de subestaciones en anillo e interruptor y medio donde una línea es
alimentada por dos interruptores y se requiere establecer cual de los dos interruptores será el
maestro y cuál el esclavo. Con frecuencia se encuentran problemas de lógica de cableado y
programación que afectan el buen desempeño de estos relés.
12-20

#"Problemas de fabricantes

Es una realidad que en el mercado se encuentran relés que no funcionan bien (problemas de
calidad en la fabricación y sus componentes). Se prueban y todo funciona, pero en la hora de
requerirlos, por extrañas y nunca bien explicadas razones, el relé deja de operar bien

12.3.9 CONSIDERACIONES SOBRE EL AJUSTE DEL RELÉ DE RECIERRE

El ajuste del relé de recierre se realiza teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

#" De acuerdo con los estudios de sincronización realizados, el relé debe hacer el recierre
trifásico en condiciones de Barra Viva - Línea Muerta, Barra Viva - Línea Viva ó con
verificación de sincronismo.

#" El relé verificará la presencia de tensión en la barra y la ausencia ó presencia de tensión

en la línea como condición para iniciar el ciclo de recierre trifásico.

#" Es importante verificar también en cual extremo es menos comprometedor para el

sistema, desde el punto de vista de la estabilidad, un recierre no exitoso. Se debe
seleccionar como extremo para el cierre Barra viva - Línea muerta el extremo menos
comprometedor, si el estudio confirma que un recierre no exitoso en algún extremo puede
conducir a problemas de estabilidad.

12.4 RECIERRE AUTOMÁTICO DE LÍNEAS

El recierre automático, como su nombre lo indica, origina la reconexión automática de

elementos del sistema, su uso es recomendable en líneas aéreas, barras y transformadores.
Las normas de operación por lo general estipulan el recierre manual inmediato de los
interruptores de estos elementos después de su disparo por acción de la protección, cuando no
hay recierre automático.

Los tipos principales en que pueden subdividirse los dispositivos de recierre automático son los
siguientes:
 12-21

a) Trifásico (tripolar) y monofásico (monopolar).

b) Simple (de un recierre) y múltiple (varios recierres).

c) De alta velocidad (menos de 0.5 s) y con retardo de tiempo.

d) Con y sin control de tensión en el elemento a reconectar.

e) Con sincronización y asincrónico.

Se conoce como eficiencia del recierre automático la relación entre el número de recierres
exitosos y el número total de recierres.
Número de recierres exitosos
Eficiencia del recierre automático =
Número total de recierres

La efectividad del recierre es la relación entre el costo del daño evitado anualmente y el de su
instalación y mantenimiento.
Costo del daño evitado anualmente
Efectividad del recierre =
Costo de instalación y mantenimiento

El tiempo de operación del dispositivo de recierre automático es el comprendido entre el

momento de arranque del dispositivo y el de la emisión de la señal de recierre. El tiempo de
operación del recierre automático incluye a su vez el tiempo del dispositivo y el tiempo de cierre
del interruptor. Se denomina intervalo sin potencia ó sin corriente al tiempo comprendido entre
el momento de la extinción del arco por el interruptor y el momento en que se restablece la
corriente en el circuito.

En líneas aéreas los valores mínimos admisibles de intervalo sin potencia, que permiten la
desionización de la zona del arco de la falla son de 0.15 a 0.2 s para 110 kV, y de 0.35 a 0.4 s
para 500 kV. Para estos tiempos el recierre es exitoso en más del 50% de los casos, y para
tiempos mayores es aún más alta la eficiencia. En realidad los interruptores más difundidos
tienen tiempos de cierre de 0.5 a 1.2 s, y los tiempos de los dispositivos de recierre automático
son de 0.3 a 0.5 s.

El número de recierres depende de la probabilidad existente de que el cortocircuito transitorio

no se elimine en el primer recierre, así como de las características técnicas del interruptor. El
recierre múltiple solamente se justifica en líneas, ya que en otros equipos puede ser perjudicial.
12-22

El recierre múltiple impone a los interruptores una operación severa y su mantenimiento se

debe hacer con más frecuencia. El interruptor debe tener capacidad para admitir el recierre
múltiple contra un cortocircuito. En el caso de los interruptores de aire, el suministro de aire
comprimido debe ser suficiente para la operación múltiple y el tiempo de recierre debe ser tal
que admita el restablecimiento de la presión del aire. En interruptores en aceite el tiempo de
recierre debe permitir que se restablezca su mecanismo de cierre después del disparo.

Los tiempos de los equipos de recierre múltiple deben estar en los intervalos siguientes:

Intervalo de
Intentos
Tiempo
Primer Recierre 0.3 a 2 s.

Segundo Recierre 10 a 15 s.

Tercer Recierre 1 a 5 min.

A continuación se exponen los principales aspectos de los tipos más comunes de recierre
automático de líneas.

12.4.1 RECIERRE AUTOMÁTICO DE LÍNEAS CON ALIMENTACIÓN POR UN SOLO

EXTREMO

El recierre automático de líneas aéreas y de cables con alimentación por un solo extremo es
prácticamente obligatorio; en cables, los disparos se deben no sólo a fallas en el interior del
cable, sino también en sus conexiones, que generalmente son transitorias. Este recierre es casi
siempre múltiple (2 ó 3 recierres).

El recierre puede ponerse en funcionamiento a partir del cierre del contacto de la protección
que provoca el disparo ó a partir de la información de que el interruptor y su manija de control
están en posiciones distintas.
 12-23

Es conveniente que el recierre automático no opere cuando el interruptor es cerrado

manualmente contra un cortocircuito y disparado a continuación por la protección, pues es muy
probable que esta falla sea permanente. También es recomendable acelerar la operación de la
protección después del recierre, para proteger de alguna forma el interruptor.

12.4.2 RECIERRE TRIFÁSICO DE LÍNEAS DE ENLACES SIMPLES

Las líneas que constituyen el único enlace entre plantas afectan la operación sincrónica del
sistema cuando se desconectan; esto debe tenerse en cuenta al analizar la problemática de su
recierre automático. A continuación se presentan 5 casos posibles de este tipo de recierre.

a) Recierre de Líneas de Interconexión con el Sistema de una Planta Generadora de

Capacidad Pequeña

En la Figura 12.4 se ilustra el caso de una planta generadora de pequeña capacidad

interconectada con el Sistema Eléctrico de Potencia. La carga local de la zona de la planta
generadora se divide en dos partes, conectadas a las barras C1 y C2, de modo que si el

interruptor 5 dispara, la planta se queda alimentando una carga adecuada para su capacidad.

Figura 12.4

Si ocurre un cortocircuito en las líneas AB ó BC1 que implica la necesidad de sacarlas de

servicio, la planta no puede alimentar la carga que le queda conectada y hay que tomar
12-24

medidas para descargarla y evitar su disparo. Para ello, en el interruptor 5 se dispone de una
protección direccional, controlada por un relé de baja frecuencia, que opera cuando la
frecuencia cae y la potencia activa está dirigida de C2 a C1. Los interruptores de AB y BC1

tienen recierre automático (RA); los recierres de 1 y 3 se hace con retardo de tiempo ó con

comprobación de ausencia de tensión, para esperar que ocurra el disparo de 5; en caso de que
no haya comprobación de ausencia de tensión, el disparo de 5 debe ser instantáneo (solamente
protección direccional de sobrecarga) para evitar la conexión asincrónica. En este caso las
líneas AB y BC1 se consideran como radiales, y el recierre se instala solo en 1 y 3. El recierre

de 1 y 3 es del tipo de líneas radiales, y el recierre de 5 se hace manual ó automáticamente, si

hay sincronismo.

b) Recierre Automático de Líneas que tienen Motores Sincrónicos en el Extremo de

Recepción

Cuando se dispara la línea en el extremo de emisión, los motores ó capacitores sincrónicos de

la recepción siguen girando, por lo que el recierre puede ser asincrónico, con el consiguiente
posible daño para el motor. Por lo tanto, el tiempo de recierre debe ser mayor que el necesario
para desconectar la carga sincrónica ó su excitación y extinguir el arco. Es conveniente añadir
dispositivos de autosincronización automática de las máquinas sincrónicas. En la Figura 12.5 se
muestra esta situación.

Figura 12.5

Hay varios métodos para hacer que los equipos automáticos respondan al disparo de la línea de
suministro (no puede utilizarse con ese fin un relé de baja tensión, ya que la tensión cae muy
lentamente).
 12-25

Esos métodos se basan en la utilización de:

$" Un relé de baja frecuencia.

$" Un relé que responde a la derivada de la frecuencia.
$" Un relé direccional que responde a la desaparición de la potencia que llega por la fuente;
el cual suele combinarse con un relé de baja frecuencia.

c) Recierre Automático Asincrónico

Se lleva a cabo con los mismos equipos que en líneas radiales. La protección de la línea debe
tener bloqueo de disparo por oscilaciones de potencia.

La operación conjunta de la protección y el recierre es la siguiente:

Al ocurrir un cortocircuito, la línea es disparada por ambos extremos. El tiempo de operación

del recierre de un extremo es mejor que el del otro, pero mayor que el del disparo de la
protección de ese otro extremo. Cuando recierra el primer interruptor, si la falla persiste, ocurre
de nuevo el disparo, y sino, después de cierto tiempo se cierra el otro interruptor (este recierre
puede tener control de tensión). Ese disparo en caso de falla permanente puede ser acelerado
por la acción del recierre sobre la protección.

Los dispositivos de recierre automático asincrónico deben coordinarse con los de disparo
intencional por pérdida de sincronismo, si se utilizan. Para ello, estos últimos dispositivos
deben tener un retardo de 15 a 20 s, con lo que se evita el disparo subsiguiente al recierre
asincrónico, a menos que el sincronismo no se alcance.

d) Recierre Automático de Alta Velocidad

Su objetivo es provocar el recierre antes de que el ángulo δ alcance el valor crítico δcr más allá
del cual se pierda la estabilidad; puede también darse el caso de recierre asincrónico (δ > δcr),
pero bajo condiciones mucho menos severas que con el recierre automático asincrónico normal.
12-26

Para este recierre se requieren interruptores rápidos. Debido al pequeño valor del intervalo sin
potencia, el recierre es exitoso por lo general para cortocircuitos de corta duración (como los
debidos a descargas atmosféricas). La protección en este caso debe ser instantánea y tener
bloqueo de disparo por oscilaciones de potencia; esto se debe a que los valores del tiempo
crítico pueden ser muy pequeños (por ejemplo, 0.23 s en un caso concreto).

e) Recierre Automático con Verificación de Sincronismo

Se utilizan en líneas de enlaces simples (ó con otros enlaces paralelos de baja capacidad)
cuando no se pueden aplicar los recierres asincrónicos ó de alta velocidad. Este dispositivo
comprueba las diferencias de frecuencias y de ángulo entre las tensiones y permite el recierre
para diferencias de frecuencias de hasta un 4% y de ángulo de hasta 60º, con lo que no hay
grandes perturbaciones en el sistema.

En ocasiones es necesario desconectar bloques de carga ó conectar fuentes de reserva, para

lograr que se satisfagan las condiciones necesarias para el recierre. La operación de este tipo
de recierre es de la siguiente forma:

La línea disparada es recerrada por un extremo (recierre trifásico con comprobación de

ausencia de tensión); posteriormente ocurre el recierre con verificación de sincronismo en el
otro extremo de la línea.

12.4.3 RECIERRE TRIFÁSICO DE LÍNEAS QUE CONSTITUYEN UNO DE VARIOS

ENLACES

En estos casos el recierre puede tener un retardo mayor que en un enlace simple, pues el
disparo de la línea no elimina totalmente el flujo de potencia entre partes del sistema, sin
embargo, ese tiempo no puede ser muy grande, para evitar sobrecargas ó pérdidas de
sincronismo.

Cuando entre dos partes de un sistema complejo hay dos líneas de enlace diferentes, es
posible que una de ellas esté fuera de servicio cuando la segunda falla. Por ello se recomienda
que el cierre a utilizar en este caso sea alguno de los utilizados en las líneas de enlace simple
(asincrónico, de alta velocidad, con verificación de sincronismo, etc).
 12-27

Cuando entre dos partes de un sistema complejo hay tres ó más enlaces fuertes, el recierre de
cualesquiera de estas líneas se hace como si fuera radial, pues el sincronismo se asegura por
los restantes enlaces.

12.4.4 RECIERRE AUTOMÁTICO MONOFÁSICO

Este recierre constituye una alternativa posible para las líneas de enlace simple (sobre todo las
muy cargadas), ya que durante la apertura de una sola fase se mantiene la transferencia de
potencia (reducida aproximadamente al 67%), lo que aumenta considerablemente los limites de
estabilidad. La operación es generalmente como sigue:

Para cortocircuitos de una línea a tierra (que son los más frecuentes) la protección dispara
solamente la fase involucrada, la cual es posteriormente recerrada, y, si la falla persiste el
disparo siguiente es trifásico y sin recierre. A partir de allí queda en manos del personal de
operación decidir si opera ó no el sistema con fase provisionalmente abierta.

Este recierre tiene las siguientes desventajas:

a) Necesita interruptores monopolares que son más complejos y caros que los tripolares.
b) Requiere protecciones más complejas, capaces de detectar las fases involucradas en la
falla.
c) Su esquema es más complejo.

Por estas razones, la utilización del recierre monopolar es restringida a los casos extremos de
líneas de enlace en que las otras variantes de recierre no pueden utilizarse.

12.5 RECIERRE AUTOMÁTICO TRIFÁSICO DE BARRAS

Los recierres automáticos de barras son exitosos en aproximadamente un 65% de los casos y
por ello es muy recomendable su uso; cuando éste falta, es conveniente efectuar un recierre
manual después de la desconexión de la barra por acción de su protección. A continuación se
presentan tres variantes típicas de recierre automático en esquemas de barras.
12-28

12.5.1 PRUEBA AUTOMÁTICA DE AISLAMIENTO EN BARRAS

Cuando opera la protección diferencial de barra se envía junto con la señal de disparo una
señal de bloqueo de los recierres de todos los interruptores, excepto uno, que realiza la función
de probar el aislamiento de barra. Este interruptor efectúa un recierre, sin que exista riesgo de
conexión asincrónica. Si el recierre es exitoso (lo que indica que la falla se eliminó), el personal
de operación puede restablecer las conexiones normales de la subestación.

Por lo general el recierre pone en servicio una protección sensible especial, ya que los niveles
de cortocircuito dados por la conexión de prueba son reducidos y la protección diferencial puede
no tener suficiente sensibilidad.

En ocasiones puede escogerse una conexión para la prueba, que garantice que la protección
diferencial tenga suficiente sensibilidad. Incluso la prueba puede hacerse desde dos líneas en
forma secuencial, dejando dos interruptores sin bloquear su recierre, y dando tiempos diferentes
a ambos (así se protege contra sobrecarga a la batería de la subestación).

12.5.2 RESTABLECIMIENTO AUTOMÁTICO DEL SERVICIO A LOS CONSUMIDORES Y

DE LAS CONEXIONES DE LA SUBESTACIÓN

El disparo de la barra por la protección diferencial implica la apertura de los interruptores

correspondientes a las fuentes de generación (las cargas quedan conectadas). El tiempo de
recierre del interruptor utilizado para la prueba de aislamiento debe ser suficiente para permitir
la desconexión automática de las cargas sincrónicas ó de sus excitaciones.

El restablecimiento de las conexiones normales de la subestación se logra con los recierres

sucesivos de los interruptores de las fuentes de generación. Para ello, cuando la protección
diferencial opera por primera vez no se emiten pulsos de bloqueo de recierre; si el recierre es
exitoso, no se emiten pulsos de bloqueo alguno, pero si hay una falla presente, el disparo de la
protección implica además el bloqueo de todos los recierres. El primer recierre automático (el
de prueba de aislamiento) debe tener detección de ausencia de tensión, mientras que los
restantes deben tener alguna variante relacionada con el sincronismo (recierre asincrónico, ó de
verificación de sincronismo, etc.)
 12-29

12.5.3 RESTABLECIMIENTO AUTOMÁTICO DE LAS CONEXIONES DE UNA PLANTA

GENERADORA

Debido a problemas relacionados con la operación sincrónica de los generadores, un sistema

de restablecimiento automático de una planta es muy complejo y requiere por lo general la
utilización de computadores operando en tiempo real.

Una variante simplificada que tiene gran aplicación, consiste en recerrar automáticamente las
líneas de salida y responsabilizar al personal del servicio con la posterior conexión de los
generadores y transformadores.

12.6 RECIERRE AUTOMÁTICO TRIFÁSICO DE TRANSFORMADORES

Como en el caso de las barras, la utilización de recierre automático en transformadores es

altamente recomendable, ya que su eficiencia es aproximadamente de un 60%. Las normas por
lo general recomiendan efectuar el recierre manual cuando no existe el recierre automático en
los transformadores.

La función del recierre automático es en este caso restablecer el suministro después del disparo
de un transformador por cualquier causa, excepto por un cortocircuito interno. El tipo de recierre
se selecciona a partir de las mismas consideraciones que para las líneas (existencia de
alimentación por uno ó ambos extremos, etc.)

Cuando una subestación tiene un sólo transformador con alimentación por un extremo, el
recierre se considera obligatorio. En transformadores de tres devanados el recierre se instala en
cada interruptor, de modo que pueda ser puesto en funcionamiento por la operación de la
protección de respaldo del transformador.

Cuando una subestación cuenta con una sola fuente de alimentación y tiene dos
transformadores en paralelo, el recierre es obligatorio al menos en uno de ellos; si el disparo de
un transformador puede sobrecargar al otro, ambos deben tener recierre. En este caso es
conveniente que los recierres sean secuenciales para proteger la batería de la subestación y
para que exista un segundo intento de restablecimiento del servicio.
12-30

Cuando los transformadores operan separadamente, el recierre puede iniciarse por el respaldo
para fallas externas, mientras que la protección contra fallas internas efectúa la transferencia
automática al otro transformador de la subestación que no tiene falla.

Si el transformador alimenta carga sincrónica, su recierre debe coordinarse con la desconexión

de los motores ó de sus excitaciones.

Los dispositivos de recierre automático de transformadores se diferencian entre sí por los

métodos de arranque y bloqueo, que dan lugar a tres casos que son presentados a
continuación:

12.6.1 INICIO DEL RECIERRE CUANDO DISPARAN LAS PROTECCIONES PRIMARIA Ó

DE RESPALDO DEL TRANSFORMADOR

En este caso existe el inconveniente de que puede haber recierre para cortocircuitos internos en
el transformador, lo que puede provocar un incremento de los daños. Este método es aplicable
cuando las protecciones son rápidas (ó cuando están aceleradas después del recierre).

12.6.2 BLOQUEO DEL RECIERRE POR UNA SEÑAL DE PROTECCIÓN DE DETECCIÓN

DE GAS Ó DE INCREMENTO DE PRESIÓN DEL TRANSFORMADOR

En este caso se asegura el bloqueo para cortocircuitos internos; el tiempo del recierre debe ser
superior al de la protección de gas (de 3 a 5 s)

12.6.3 INICIO DEL RECIERRE CUANDO DISPARA LA PROTECCIÓN DE RESPALDO DEL

TRANSFORMADOR

En este caso también se evita el recierre para cortocircuitos internos, pero no se asegura el
recierre para cortocircuitos en los terminales del transformador.

12.7 CONEXIÓN AUTOMÁTICA DE LA ALIMENTACIÓN DE RESERVA

Para elevar la fiabilidad del suministro eléctrico, la alimentación a los consumidores se hace
desde dos ó más fuentes en el sistema eléctrico; sin embargo, esto complica la protección e
 12-31

incrementa los niveles de cortocircuito (lo que implica mayores daños y menores tensiones
residuales, entre otros problemas).

La operación seccionalizada del sistema elimina los problemas, pero reduce su fiabilidad; esto
puede resolverse con la conexión automática de la alimentación de reserva. En condiciones
normales las fuentes de reserva pueden estar conectadas sin carga ó parcialmente cargadas.

La conexión manual de estas fuentes provoca interrupciones prolongadas de servicio, que

pueden afectar seriamente los procesos productivos. Una interrupción de unos 30 s de duración
en una planta puede provocar su salida de servicio por varias horas: interrupciones del orden de
varios segundos en ciertos procesos químicos pueden implicar hasta un día de parada de la
fabrica ó el riesgo de una explosión. Con la conexión automática de la reserva las
interrupciones pueden restringirse a tiempos de 1 a 2 s.

Es conveniente que al conectarse automáticamente la reserva se acelera la operación de la

protección (como se hace en el recierre automático), por si la falla persiste. Es también
recomendable combinar la conexión automática de la reserva con el recierre automático. De
esta forma, para una falla en la barra de la fuente, los consumidores se transfieren
automáticamente a la fuente de reserva, y se efectúa el recierre automático del alimentador o
barra en falla. Por ejemplo, si opera la protección diferencial ó de detección de gas de un
transformador, entra en funcionamiento la conexión automática de la reserva y si opera el
respaldo para fallas externas al transformador, se pone en acción el recierre automático.

En líneas aéreas esta combinación también da buenos resultados para la falla en la línea, si el
recierre no es exitoso, la línea se desconecta en el extremo de recepción y la carga se
transfiere automáticamente a otra línea de reserva, que alimentaba su propia carga.

La conexión automática se aplica también a mecanismos importantes de un proceso productivo

determinado (con ello se evita que tengan que estar funcionando en vacío), tales como bombas
de alimentación de agua a calderas, por ejemplo. También se utiliza para la conexión de la
iluminación de emergencia y de circuitos de comunicaciones y control.

Las estadísticas indican que las operaciones exitosas de la conexión automática de la reserva
son del orden del 90 al 95% del total. Su eficiencia depende de la rapidez con que se restablece
12-32

el proceso productivo, la que a su vez está relacionada con la duración de la interrupción del
servicio. En esto tiene gran influencia el problema de si los motores pueden ó no arrancar
exitosamente al restablecerse el suministro eléctrico.

En la Figura 12.6 se presenta el diagrama de una subestación compuesta por dos

transformadores alimentados desde una barra común, que puede servir como base para ilustrar
la aplicación combinada de la conexión automática de reserva y el recierre automático.

Existen tres variantes posibles de operación de este esquema:

a) Operación seccionada, con el interruptor 5 abierto y cada transformador con su propia

carga.

b) Alimentación de toda la carga con un transformador y el otro en reserva (2 ó 4 abierto).

c) Ambos transformadores en paralelo (2, 4 y 5 cerrados).

En este esquema se utiliza la conexión automática de la reserva, que se pone en

funcionamiento por la operación de las protecciones diferencial y de detección de gas de los
transformadores, y que actúa sobre los interruptores 1 y 3, que se ponen en servicio por la
protección de respaldo de los transformadores.

La operación del esquema es la siguiente: cuando se disparan los interruptores 2 ó 4 por

cualquier causa (incluyendo falla en barras), en 1.5 a 2 s ocurre el cierre de 5 y el de los
interruptores para proteger la alimentación de reserva o batería.

Si se desea operar los transformadores en paralelo también es posible utilizar la conexión

automática de la reserva bajo la condición de que para un cortocircuito en una de las secciones
de barra abra primero el interruptor 5 que el 2 ó el 4, con el que el esquema queda
seccionalizado. La otra posibilidad es utilizar recierre automático en cada transformador,
controlado por su protección de respaldo.
 12-33

Figura 12.6

12.8 DESLASTRE DE CARGA POR FRECUENCIA

SIMBOLOGÍA

En el régimen normal de operación de un Sistema Eléctrico de Potencia existe un balance entre

potencia generada (PG) y potencia consumida (PC) que, considerando las pérdidas dentro de la
potencia consumida, puede expresarse:
PG = PC
Cuando hay exceso ó déficit de generación aparece un desbalance (∆P):

∆P = PG − PC
Este desbalance afecta la velocidad de las máquinas y la frecuencia; el mantenimiento de la
frecuencia nominal se asegura mediante los regulares de las turbinas. El déficit de potencia
puede eliminarse siempre que haya una reserva móvil de energía disponible, o sea, si las
turbinas no están totalmente cargadas antes de la falla y si sus gobernadores no limitan los
incrementos de potencia; si no existe esa reserva, las máquinas se frenan.
12-34

Con la reducción de frecuencia baja también la carga, lo que reduce ∆P, hasta que se hace

cero, para un valor final de frecuencia (Ff) para el cual se cumple:

PG f = PC f
La reducción de frecuencia resultante está dada por:

∆ F = Fi - Ff
El déficit inicial puede darse por:
∆P (%) = K ∆F (%) (12.1)

Donde:
PG − PC
∆P (%) = (100)
PC
Fi - Ff
∆F (%) = (100)
Ff
Y K es el coeficiente de regulación de frecuencia de la carga, que caracteriza la variación de la
carga con la frecuencia, y depende del tipo de carga, así como de la hora, día y época del año;
su valor oscila entre 1 y 3.5, con un valor medio comprendido entre 2 y 2.5.

La reducción de frecuencia puede provocar los siguientes problemas:

• Para F < 59.5 Hz, vibración en algunas turbinas.

• Para F < 59 Hz, plena apertura de las válvulas de admisión de las turbinas, lo que lleva a los
generadores a plena carga.

Con la disminución de frecuencia también se reduce la excitación de las máquinas, lo que

provoca disminución de la tensión; esto puede originar una avalancha de tensión, que,
combinada con la de la frecuencia, afecta seriamente el sincronismo del sistema.

La función de deslastre de carga por frecuencia (DCF) es evitar que la frecuencia llegue a un
valor crítico cuando hay déficit de potencia, mediante la desconexión de parte de la carga. De
esta forma el suministro a la mayoría de los consumidores se interrumpe y a las cargas
desconectadas puede restablecérsele el suministro en un plazo breve.
 12-35

La desconexión de los consumidores se hace de modo que la frecuencia nunca baje de 55 Hz,
que la operación del sistema a menos de 57 Hz no exceda de 20 s y que la operación a menos
de 58.5 Hz no dure más de 50 segundos. Además, después de la operación del DCF, la
frecuencia se estabiliza en un valor comprendido entre 59 y 59.5 Hz, y los operadores la elevan
manualmente hasta 60 Hz.

En la Figura 12.7 se presenta un gráfico de la variación de la frecuencia con el tiempo durante

una situación de déficit de generación, en el cual se pone en funcionamiento el deslastre de
carga por frecuencia (DCF).

Al ocurrir un déficit de potencia, la frecuencia comienza a bajar según la curva 1, hasta que en

Fa opera un primer grupo de DCF desconectando la carga P1. A partir del punto a, la frecuencia

cae según la curva 2; si al llegar a Fb opera otro grupo de DCF, el déficit se reduce

nuevamente. Si se hace negativo (PG > PC), la frecuencia comienza a aumentar (curva 3) y el
sistema comienza a recuperarse.

Figura 12.7

En la actualidad, el deslastre de carga por frecuencia (DCF) debe satisfacer requerimientos muy
exigentes, dadas las características de los Sistemas Eléctricos de Potencia modernos. Dichos
requerimientos son básicamente los siguientes:
12-36

!" El deslastre de carga por frecuencia debe eliminar las consecuencias de todas las fallas,
independientemente del valor del déficit de potencia, su extensión en el sistema y su
razón de crecimiento.
!" La magnitud de la carga desconectada debe ser siempre cercana a ∆P, es decir, el
deslastre de carga por frecuencia debe autoajustarse a este valor.

En la práctica se utilizan dos categorías fundamentales del deslastre de carga por frecuencia
(DCF):

a) DCF - I: Opera con alta velocidad, y tiene distintos ajustes de frecuencia, comprendidos
entre 58.5 y 56.5 Hz; tiene grupos uniformemente distribuidos en este intervalo, con una
separación mínima entre grupos de 0.1 Hz. Está concebido para detener el proceso de
disminución de la frecuencia.

b) DCF - II: Tiene un ajuste de frecuencia fijo (58.5 Hz) y distintos ajustes de tiempo
comprendidos entre 5 y 40 s (y hasta 90 s en algunos casos), en grupos separados por
intervalos de 3 a 5 s. Su objetivo es elevar la frecuencia después de la operación del
DCF - I; y también evitar reducciones lentas de frecuencia, cuando la generación es
reducida lentamente en condiciones de emergencia.

En sistemas grandes puede utilizarse, además, una categoría auxiliar de deslastre de carga por
frecuencia (DCF) que entra en funcionamiento para valores grandes de ∆P (45% ó más),
provocados por la separación de una planta grande del sistema.

Cuando en número de grupos DCF - I y DCF - II es grande (de 10 a 20 grupos en cada

categoría) y tiene pasos pequeños de frecuencia y de tiempo, la operación de grupos
adyacentes puede no ser selectiva, debido a la imprecisión de los relés de frecuencia. Sin
embargo, la utilización de un número grande de grupos de permite al deslastre de carga por
frecuencia (DCF) autoajustarse adecuadamente al valor del déficit de potencia.

La carga a desconectar debe determinarse a partir del mayor déficit posible del sistema ∆Pmáx.

∆PDCF - I = Ks ∆Pmáx

Ks = 1.05
 12-37

Además, generalmente se plantea:

PDCF - II ≥ (0.4 a 0.5) PDCF - I

Las cargas más importantes deben conectarse a los grupos de DCF - I de menores frecuencias
de operación, y a los DCF - II de mayores tiempos de operación.

Es conveniente adaptar la operación del DCF - I y el DCF - II para desconectar las mismas
cargas, de modo que una carga dada pueda ser disparada instantáneamente y con retardo de
tiempo. En situaciones de emergencia este sistema asegura una mejor secuencia de operación
de los grupos de carga considerando su importancia.

Los equipos de deslastre de carga por frecuencia (DCF) pueden instalarse en los consumidores
si su número es alto, pero siempre es conveniente disponer de un número de ellos en las líneas
que salen de las subestaciones de transmisión, para tener un margen de operación.

El deslastre de carga por frecuencia puede adicionalmente ayudar a restablecer rápidamente

las condiciones de resincronización de partes del sistema que hayan perdido sincronismo y
tengan déficit de generación. Para ello puede ser necesaria la categoría auxiliar de DCF a la
que se hizo referencia anteriormente.

Es altamente recomendable complementar el deslastre de carga por frecuencia (DCF) con un

recierre automático por frecuencia (RAF). Las unidades del recierre automático por frecuencia
deben instalarse en los consumidores más importantes de los últimos grupos del sistema, así
como en los consumidores conectados a los primeros grupos del DCF, que son los más
afectados por las caídas transitorias de frecuencia. El recierre automático por frecuencia (RAF)
también es conveniente aplicarlo en subestaciones no atendidas.

Las unidades del recierre automático por frecuencia tienen también grupos de cargas, cuyos
ajustes de frecuencia van de 59.2 a 60 Hz, y cuyo ajuste inicial de tiempo es de 10 a 20 s; el
ajuste final de tiempo depende de las condiciones del sistema. Los intervalos de tiempo entre
grupos son del orden de 5 s; la carga se distribuye casi uniformemente entre grupos.
12-38

La secuencia de reconexión de la carga es la inversa del deslastre de carga por frecuencia. El

recierre automático por frecuencia es de acción simple, o sea, opera una sola vez, para evitar
que la frecuencia caiga repetidas veces como consecuencia de su operación, si el sistema no
se ha recuperado en la medida necesaria.

La utilización del recierre automático por frecuencia no libera al personal de operación de su

responsabilidad en situaciones de emergencia. Puede darse el caso en que el deslastre de
carga por frecuencia no alivie la situación del sistema y se requiera la intervención de los
operadores.

Como complemento a los equipos de deslastre de carga por frecuencia (DCF) que responden a
la frecuencia se han desarrollado equipos de DCF que responden a la derivada de la
frecuencia, para provocar desconexiones adicionales de carga cuando hay caídas muy bruscas
de frecuencia.

Se han desarrollado equipos de DCF con tiempo de operación dependiente de la frecuencia,

que responden rápidamente a las caídas grandes de frecuencia, y más lentamente a las
disminuciones menores.

En los últimos años se ha venido trabajando en el uso del computador para realizar funciones
de carga por frecuencia.
 12-39

$ EJEMPLO 12.1:

En este ejemplo se presentará la selección de las protecciones adicionales a las de línea para
el caso del ejemplo 7.1

Figura 12.8

Subestación A:
• Relé falla interruptor: ALB 09
• Relé de recierre y verificación de sincronismo: PAT 06
• Relé de disparo y bloqueo: AUG 07
• Protección de sobre/baja tensión: DAV 05

Subestación D:
• Relé falla interruptor: ALB 09
• Relé de recierre: CAR 10
• Relé de verificación de sincronismo: CRI 08

A) CIERRE EN FALLA PARA EL RELÉ CES 01

Esta función se activa después de que todos los polos del interruptor han estado muertos
durante 110 segundos. Se activa durante 512 ms seguidos al cierre del interruptor.
12-40

La operación del nivel de detección esta basada en supervisores de sobrecorriente por 20 ms

después de la operación del correspondiente supervisor de tensión.
Supervisor de tensión: 44.5 V (70% VN), dato del fabricante.

Supervisor de corriente: 0.05 IN, dato del fabricante.

En el caso del recierre la lógica TOR se habilita después que algún polo del interruptor ha
estado muerto por 200 ms, esta lógica emplea los detectores de la función de cierre en falla
(SOTF); la cual provee protección instantánea fase - fase y fase - tierra. Su ajuste se realiza
con la impedancia de secuencia positiva de la línea en valores secundarios, debe asegurarse
que cubra completamente la línea y por lo tanto su valor de ajuste oscila entre 120 y 150% de la
impedancia de la línea, siendo este último el valor más aceptable.

En la lógica que se aplica en una subestación de configuración interruptor y medio ó en la de

anillo, el relé de recierre (79 ó como función de un multifuncional) debe manejar dos
interruptores en su recierre, entonces aquí siempre se elige un maestro y luego el servidor
(master - slave). Para esto existen dos formas: una, el maestro abre monopolar y el seguidor
tripolar para una falla monopolar y luego si el recierre es exitoso el seguidor hará un recierre a
los 5 s (tiempo ajustable) y si es no exitoso entonces el maestro abre sus dos polos. La otra que
se tiene en operación en la subestación Comuneros consiste en que tanto el maestro como el
seguidor abren monopolarmente. Hay un relé de recierre por cada interruptor con la lógica
externa master - slave a diferencia de la anterior donde es un sólo relé gobernando los dos
interruptores, por lo tanto su lógica es interna.

B) PROTECCIÓN DE FALLA INTERRUPTOR (51BF)

Corresponde a un relé de sobrecorriente.

Para seleccionar su ajuste se considera el interruptor asociado al relé así:

• Interruptor campo de línea.

Su ajuste se realiza con el valor de la mínima corriente de falla en el otro extremo de la línea,
esto con el fin de garantizar que el relé de falla interruptor esté arrancado para el caso de que el
interruptor de la línea no opere ante orden de apertura.
 12-41

Para efectos de simulaciones se deben considerar casos específicos de configuración de

subestaciones de acuerdo con el siguiente procedimiento:

Se efectúan fallas en el extremo remoto para determinar la mínima corriente de falla que “verá”
el relé con una resistencia de falla de 10 Ω.

1) Se toma el 60% del menor valor obtenido (Corriente total de aporte a la falla, es decir,
I1 + I 2 en subestaciones de configuración de interruptor y medio. Ver Figura 12.9.

2) En subestaciones con configuración en anillo o interruptor y medio por ejemplo se debe

considerar para seleccionar el valor de corriente de arranque, la ubicación del relé (ver
Figura 12.9). En este caso se toma el 50% del resultado obtenido en (1).

AJUSTE RELÉ DE FALLA INTERRUPTOR CONFIGURACIÓN

INTERRUPTOR Y MEDIO
3 I>> FI 3 I>> FI 3 I>> FI
BARRA 1 BARRA 2

L1_0 M0_0 L2_0

I1 I2

I1+I2

CIRCUITO 1 CIRCUITO 2

Figura 12.9

• Interruptor campo de transformación.

En el caso particular, para transformadores, la corriente se selecciona de acuerdo con la

máxima sensibilidad de los elementos de sobrecorriente, con el fin de lograr una cobertura
máxima de protección ante la operación de las protecciones mecánicas de los transformadores,
especialmente para condiciones de bajas transferencias.
12-42

• Etapas y sus temporizaciones:

!"Etapa 0: Temporización 50ms. Su finalidad es proveer protección para zona muerta y

depende de la posición abierta del interruptor.
!"Etapa 1: Temporización 150ms. Su finalidad es proveer redisparo trifásico definitivo al
propio interruptor.
!"Etapa 2: Temporización 250ms. Su finalidad es proveer disparo trifásico definitivo a toda la
barra.

AJUSTE DEL RELÉ DE FALLA INTERRUPTOR ALB 09

El relé de falla interruptor corresponde al tipo ALB 09 trifásico en las subestaciones A y D.

Relé ALB 09:
Rangos de ajuste en corriente: 10, 20, 40 80% IN.
Rango multiplicador: 1 - 2.

Se efectúan fallas en el extremo remoto para determinar la mínima corriente de falla que “verá”
el relé con una resistencia de falla de 10 Ω.

La temporización será:
Etapa 1 : 150 ms (Opera sobre el propio interruptor).
Etapa 2 : 250 ms (Opera sobre todos los interruptores asociados a la barra respectiva).

Variable Barra Valor

I de falla trifásica por la línea a proteger para una falla en D 1402 [A]

I de falla fase-fase por la línea a proteger para una falla en D 1449 [A]
I de falla monofásica por la línea a proteger para una falla en D 1189 [A]
I de falla trifásica por la línea a proteger para una falla en A 889 [A]
I de falla fase-fase por la línea a proteger para una falla en A 977 [A]
I de falla monofásica por la línea a proteger para una falla en A 834 [A]

Se toma el 60% de este valor obtenido.

 12-43

• Subestación D, campo de línea a subestación A

Corriente de arranque: 500 A primarios (0.63 A secundarios)
IS: 0.4 A (40% IN)
Factor multiplicador: 1.6

• Subestación A, campo de línea a subestación D

Corriente de arranque: 713 A primarios (3.57 A secundarios)
IS: 2.0 A (40% IN)
Factor multiplicador: 1.8

#" Ajuste final del relé de falla interruptor

AJUSTE FINAL RELÉS DE FALLA INTERRUPTOR

Relación Factor Temporización Temporización

Subestación
CT
Tipo Relé IS (A) multiplicador Etapa 1 (s) Etapa 2 (s)
200
A (1000/5)
ALB 09 2.0 1.8 0.150 0.250
800
D (800/1)
ALB 09 0.4 1.6 0.150 0.250

C) SOBRETENSIÓN

Para esta función se emplean características de tiempo definido ó de tiempo inverso.

Los tiempos de ajuste dependen de la característica que se escoja; es decir, si se está en el

modo de operación con característica de tiempo inverso, el tiempo dependerá del valor de la
tensión medida por encima de V ( tensión de arranque) y estará dado por una curva. Si se está
en el modo de operación de tiempo definido, el tiempo es un valor de ajuste dado (1 minuto).

En el caso de funciones de tiempo definido el criterio se fundamenta en la soportabilidad de los

equipos, es decir, con un valor de 1.1 p.u. el tiempo de operación se selecciona en un minuto.
Si se utilizan característica de tiempo inverso el criterio consiste en operar en un tiempo inferior
12-44

a un segundo para una sobretensión igual a 1.2 p.u. con un valor de arranque correspondiente
a 1.1 p.u. (donde la tensión base es 230 kV).

AJUSTE DEL RELÉ DE SOBRETENSIÓN DAV 05

Para la subestación A se empleará la función de sobretensión del relé SAN 02 y el relé

DAV 05. En la subestación D se empleará la función de sobretensión del relé ORL 03.

AJUSTE FINAL ESQUEMA DE SOBRETENSIÓN

Relación Tensión (kV L-L Tensión (V fase - Temporización
Subestación Tipo Relé
PT primarios) neutro secundarios) (s)
A SAN 02 2000 250.0 72.2 60.0
A DAV 05 2000 256.3 74.0 30.0
D ORL 03 2000 253.0 73.0 20.0

D) AJUSTE RELÉS DE RECIERRE Y VERIFICACIÓN DE SINCRONISMO

Para la verificación de sincronismo se emplea el relé CRIS 05 y el relé tipo CAR 10 realiza la
función de recierre en la subestación D y en la subestación A el relé PAT 06 realiza ambas
funciones de verificación de sincronismo y recierre.

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 12-45

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] “Introducción a los Relés de Protección”. Carlos Felipe Ramírez G.,Mejía Villegas S.A.,
Universidad Pontificia Bolivariana, Medellín, 1987.
[2] “Applied Protective Relaying”. J. L. Blackburn, Westinghouse Electric Corporation, 1979.
[3] “Protective Relays. Application Guide”. Gec Alsthom, Tercera Edición, 1990.
[4] “Guías para el Buen Ajuste y la Coordinación de Protecciones del STN”. Consultoría
para Elaborar Manual de Procedimientos para la Coordinación de Protecciones en el
CND realizada por Ingeniería Especializada S.A. para Interconexión Eléctrica S.A.
Itagüi- Antioquia, Julio de 2000.
[5] Notas de clase de Protecciones y Estabilidad dictada por el Ing. Orlando Ortiz Navas en
la Universidad Industrial de Santander. Año 2000.
[6] “Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia”, Dr Héctor Jorge Altuve Ferrer,
Universidad Autónoma de Nuevo León. Facultad de Ingeniería Mecánica y Eléctrica.
Monterrey, N.L, México.
[7] “Subestaciones de Alta y Extra Alta Tensión. Carlos Felipe Ramírez, Editorial Cadena
S.A. Primera edición. 1991.
[8] “Manual de Ingeniería Eléctrica”. Volumen III, Donald G. Fink. H. Wayne Beaty, Editorial
McGraw-Hill, Decimotercera Edición, Mexico, 1996.
[9] “Estrategias para la Protección de la Red”. Programa de Formación en Sistemas de
Energía Eléctrica”. Modulo III. Interconexión Eléctrica S.A., ISA. Facultad de Minas,
Departamento de Electricidad y Electrónica. Universidad Nacional de Colombia, sede
Medellín. Julio – Diciembre del año 2000.
[10] “Metodología para Realizar Estudios de Protecciones”, Gerencia de Producción, Equipo
Estudios de Operación, Interconexión Eléctrica S.A., ISA, Medellín, 1999.
[11] “Estudio de Protecciones de la Línea de Transmisión Playas - Primavera a 230 kV”.
Gerencia de Transporte de Energía, Dirección Operación y Supervisión Gestión de la
Red, Gerencia De Producción, Interconexión Eléctrica S.A., ISA, Medellín, 1999.
[12] Catálogos Fabricante, ABB.