estudio de protección integral en redes de distribución
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Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle
Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
2015
Estudio de protección integral en redes de distribución eléctrica Estudio de protección integral en redes de distribución eléctrica
de media tensión enmallados de media tensión enmallados
Iván Darío Ortega García Universidad de La Salle, Bogotá
Fabián David Espitia Silva Universidad de La Salle, Bogotá
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Citación recomendada Citación recomendada Ortega García, I. D., & Espitia Silva, F. D. (2015). Estudio de protección integral en redes de distribución eléctrica de media tensión enmallados. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/128
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ESTUDIO DE PROTECCIÓN INTEGRAL EN REDES DE DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA DE MEDIA TENSIÓN ENMALLADOS
IVAN DARIO ORTEGA GARCIA
FABIAN DAVID ESPITIA SILVA
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C.
2015
ESTUDIO DE PROTECCIÓN INTEGRAL EN REDES DE DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA DE MEDIA TENSIÓN ENMALLADOS
IVAN DARIO ORTEGA GARCIA
FABIAN DAVID ESPITIA SILVA
Trabajo de grado presentado como requisito para optar al título de
Ingeniero Electricista
Director
Andrés Felipe Panesso Hernández, M.Sc.
Profesor Asistente
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C.
2015
3
Nota de Aceptación:
_______________________________
_______________________________
_______________________________
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_______________________________
_______________________________
_______________________________
Firma del presidente del jurado
_______________________________
Firma del jurado
_______________________________
Firma del jurado
Bogotá D.C., Julio de 2015
4
Este proyecto de grado es dedicado primeramente a dios por haberme permitido llegar hasta
este punto de mi vida y por haber dado salud para lograr mis objetivos. A mi madre por
haberme apoyado incondicionalmente con sus consejos constantemente que me han
permitido ser una persona de bien y con principios, a mi padre por los ejemplos de
perseverancia y constancia que lo caracterizan y me llenan de orgullo, a mi hermano,
esposa e hijo quienes me brindaron su amor, cariño y apoyo para lograr una parte de mis
sueños y metas propuestas, por ser la fuerza para seguir adelante y ser la motivación para
desempeñarme como un profesional integro.
A mi compañero de proyecto grado y a mis amigos que nos apoyamos mutuamente en
nuestra formación profesión
IVÁN DARÍO ORTEGA
Quiero dedicar este trabajo a las personas que más amo, Alirio Espitia, Yolanda Silva y
Santiago Espitia, y a todas mis familiares y amigos, que a lo largo de mi vida han guiado
todos mis pasos, me han hecho de mí cada día una mejor persona y me han apoyado para
que pueda alcanzar todas las metas que me he propuesto, además de agradecer Claudia
Marcela Cañas que fue un apoyo incondicional y una motivación del día a día para sacar
adelante mi carrera como profesional.
FABIÁN DAVID ESPITIA SILVA
5
AGRADECIMIENTOS
En primer lugar agradecemos a Dios por darnos salud y bendiciones para el desarrollo de
este proyecto, al director de este trabajo de grado, al ingeniero Andrés Felipe Panesso por su
valioso tiempo, por guiarnos y contribuir para lograr los objetivos propuestos, además de la
Unisalle por brindarnos y formarnos como Ingenieros Electricistas y ante todo como
profesionales.
6
TABLA DE CONTENIDO
Pág.
1 INTRODUCCIÓN........................................................................................................... 14
1.1 Presentación del problema........................................................................................ 14
1.2 Objetivos del proyecto ............................................................................................. 14
1.2.1 Objetivo general ................................................................................................. 14
1.2.2 Objetivos específicos ......................................................................................... 15
1.3 Aportes del proyecto ................................................................................................ 15
1.4 Estructura del documento ......................................................................................... 16
2 PROTECCIÓN ELÉCTRICA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ENMALLADOS
DE MEDIA TENSIÓN ........................................................................................................ 17
2.1 Sistemas de distribución de energía eléctrica ........................................................... 17
2.1.1 Red enmallada en media tensión ....................................................................... 18
2.2 Protecciones de las redes eléctricas .......................................................................... 18
2.2.1 Clasificación de los sistemas de protección ....................................................... 18
2.2.2 Algunas generalidades ....................................................................................... 18
2.3 Dispositivos de protección ....................................................................................... 20
2.3.1 Características de dispositivos de protección .................................................... 20
2.3.2 Protecciones direccionales ................................................................................. 21
2.3.3 Relevadores direccionales de CA ...................................................................... 21
2.3.4 Relevador direccional fase-tierra ....................................................................... 22
2.4 Características de los sistemas de protección ........................................................... 22
2.4.1 Sensibilidad ........................................................................................................ 22
2.4.2 Selectividad ........................................................................................................ 23
2.4.3 Fiabilidad ........................................................................................................... 23
2.5 Características de operación de las protecciones ..................................................... 23
2.6 Métodos de protección en sistemas enmallados ....................................................... 24
2.6.1 Coordinación de protecciones en un sistema enmallado ................................... 25
3 RESPUESTA DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ENMALLADO FRENTE A
DISTINTAS FALLAS Y SU RESPECTIVA PROTECCIÓN ........................................... 30
3.1 Sistema de prueba ..................................................................................................... 30
3.1.1 Modelamiento del sistema de prueba en ATPDraw .......................................... 32
3.2 Condiciones de operación e hipótesis ...................................................................... 32
3.2.1 Condiciones del tipo de fallas a efectuar ........................................................... 33
3.2.2 Condiciones del despeje de las fallas en la simulación ..................................... 33
3.3 Resultados de las simulaciones ................................................................................ 33
7
3.3.1 Caso 1: Falla monofásica a tierra y despeje ....................................................... 35
3.3.2 Caso 2: Falla bifásica línea-línea y despeje ....................................................... 40
3.3.3 Caso 3: Falla trifásica equilibrada y despeje ..................................................... 46
3.4 Enfoque y descripción a la protección integral en el sistema de prueba .................. 55
4 CONCLUSIONES, RECOMENDACIONES Y TRABAJO FUTURO ......................... 57
4.1 Conclusiones generales ............................................................................................ 57
4.2 Recomendaciones y trabajo futuro ........................................................................... 59
5 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................. 61
ANEXOS.............................................................................................................................. 63
ANEXO A………………………………………………………………………………….63
ANEXO B………………………………………………………………………………….66
ANEXO C………………………………………………………………………………….69
ANEXO D………………………………………………………………………………….72
ANEXO E………………………………………………………………………………….75
ANEXO F………………………………………………………………………………….78
8
ÍNDICE DE FIGURAS
Pág.
Figura 1. Aplicación de los relés de sobrecorriente direccionales. ...................................... 22
Figura 2. Tipos de relé. ........................................................................................................ 23
Figura 3. Diagrama de curva de la corriente del relé. .......................................................... 24
Figura 4. Relés direccionales en una línea de transmisión................................................... 25
Figura 5. Cambio en el sentido de las corrientes de carga y falla en un sistema enmallado.25
Figura 6. Secuencia de respaldo de los relés direccionales. ................................................. 26
Figura 7. Sistema enmallado con una fuente. ...................................................................... 27
Figura 8. Circuitos para estudio de fallas de una red enmallada con una fuente. ................ 28
Figura 9. Corriente de falla vista por el relé......................................................................... 28
Figura 10. Sistema enmallado con dos fuentes ubicadas en los extremos. .......................... 29
Figura 11. Corriente de falla vista por un relé en un sistema enmallado con dos fuentes
ubicadas en los extremos. ..................................................................................................... 29
Figura 12. Sistema de Prueba de 7 barras. ........................................................................... 31
Figura 13. Circuito del sistema de prueba de 7 barras modelado en ATPDraw. ................. 32
Figura 14. Ventana de selección tensión para el sistema de prueba. ................................... 35
Figura 15. Falla monofásica y despeje en la barra 2. ........................................................... 35
Figura 16. Falla monofásica y despeje en la barra 3. ........................................................... 37
Figura 17. Falla monofásica y despeje en la barra 4. ........................................................... 39
Figura 18. Falla bifásica y despeje en la barra 3. ................................................................. 41
Figura 19. Falla bifásica y despeje en la barra 6. ................................................................. 43
Figura 20. Falla bifásica y despeje en la barra 7. ................................................................. 45
Figura 21. Falla trifásica y despeje en la barra 2.................................................................. 47
Figura 22. Falla trifásica y despeje en la barra 3.................................................................. 49
Figura 23. Falla trifásica y despeje en la barra 5.................................................................. 51
Figura 24. Falla trifásica y despeje en la barra 6.................................................................. 53
Figura 25. Grafica de la corriente del sistema en estado estable en la fase A. ..................... 63
Figura 26. Grafica de la corriente del sistema en estado estable en la fase B. ..................... 63
Figura 27. Grafica de la corriente del sistema en estado estable en la fase C. ..................... 64
Figura 28. Grafica de la tensión del sistema en estado estable en la fase A. ........................ 64
Figura 29. Grafica de la tensión del sistema en estado estable en la fase B. ........................ 65
Figura 30. Grafica de la tensión del sistema en estado estable en la fase C. ....................... 65
Figura 31. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase A. ............................................................................................................................... 66
9
Figura 32. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase B. ............................................................................................................................... 66
Figura 33. Graficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase C. ............................................................................................................................... 67
Figura 34. Graficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 2 de la
fase A. ................................................................................................................................... 67
Figura 35. Graficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 2 de la
fase B. ................................................................................................................................... 68
Figura 36. Graficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 2 de la
fase C. ................................................................................................................................... 68
Figura 37. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 4 de
la fase A. ............................................................................................................................... 69
Figura 38. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 4 de
la fase B. ............................................................................................................................... 69
Figura 39. Graficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 4 de
la fase C. ............................................................................................................................... 70
Figura 40. Graficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 4 de la
fase A. ................................................................................................................................... 70
Figura 41. Graficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 4 de la
fase B. ................................................................................................................................... 71
Figura 42. Graficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 4 de la
fase C. ................................................................................................................................... 71
Figura 43. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 7
de la fase A. .......................................................................................................................... 72
Figura 44. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 7 de
la fase B. ............................................................................................................................... 72
Figura 45. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 7 de
la fase C. ............................................................................................................................... 73
Figura 46. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 7 de
la fase A. ............................................................................................................................... 73
Figura 47. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 7 de
la fase B. ............................................................................................................................... 74
Figura 48. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 7 de
la fase C. ............................................................................................................................... 74
Figura 49. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase A. ............................................................................................................................... 75
Figura 50. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase B. ............................................................................................................................... 75
10
Figura 51. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase C. ............................................................................................................................... 76
Figura 52. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase A. ............................................................................................................................... 76
Figura 53. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase B. ............................................................................................................................... 77
Figura 54. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase C. ............................................................................................................................... 77
Figura 55. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 3 de
la fase A. ............................................................................................................................... 78
Figura 56. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 3 de
la fase B. ............................................................................................................................... 78
Figura 57. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 3 de
la fase C. ............................................................................................................................... 79
Figura 58. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 3 de
la fase A. ............................................................................................................................... 79
Figura 59. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 3 de
la fase B. ............................................................................................................................... 80
Figura 60. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 3 de
la fase C. ............................................................................................................................... 80
11
ÍNDICE DE TABLAS
Pág.
Tabla 1. Datos de las líneas del sistema de prueba de 7 barras. ........................................... 30
Tabla 2. Datos de la carga en los nodos del sistema de prueba de 7 barras. ........................ 31
Tabla 3. Valores en condiciones normales del sistema de prueba. ...................................... 34
Tabla 4. Valores de fallas monofásicas en el nodo 2. .......................................................... 36
Tabla 5. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N2 en falla monofásica. ............ 36
Tabla 6. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N2 en falla monofásica. ............ 37
Tabla 7. Valores de fallas monofásicas en el nodo 3. .......................................................... 38
Tabla 8. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N3 en falla monofásica. ............ 38
Tabla 9. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N3 en falla monofásica. ............ 38
Tabla 10. Valores de falla monofásico en el nodo 4. ........................................................... 39
Tabla 11. Valores cuando hay despeje del interruptor en N4 en falla monofásica. ............. 40
Tabla 12. Valores de fallas bifásicas en el nodo 3. .............................................................. 41
Tabla 13. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N3 en falla bifásica. ................ 42
Tabla 14. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N3 en falla bifásica. ................ 42
Tabla 15. Valores de fallas bifásicas en el nodo 6. .............................................................. 43
Tabla 16. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N6 en falla bifásica. ................ 44
Tabla 17. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N6 en falla bifásica. ................ 44
Tabla 18. Valores de fallas bifásicas en el nodo 7. .............................................................. 45
Tabla 19. Valores cuando hay despeje del interruptor en N7 en falla bifásica. ................... 46
Tabla 20. Valores de fallas trifásicas en el nodo 2. .............................................................. 47
Tabla 21. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N2 en falla trifásica. ............... 48
Tabla 22. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N2 en falla trifásica. ............... 48
Tabla 23. Valores de fallas trifásicas en el nodo 3. .............................................................. 49
Tabla 24. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N3 en falla trifásica. ............... 50
Tabla 25. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N3 en falla trifásica. ............... 50
Tabla 26. Valores de fallas trifásicas en el nodo 5. .............................................................. 51
Tabla 27. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N5 en falla trifásica. ............... 52
Tabla 28. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N5 en falla trifásica. ............... 52
Tabla 29. Valores de fallas trifásicas en el nodo 6. .............................................................. 53
Tabla 30. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N6 en falla trifásica. ............... 54
Tabla 31. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N6 en falla trifásica. ............... 54
12
RESUMEN
En el presente documento se muestra el estudio de la coordinación de protecciones en un
sistema eléctrico, modelo para el análisis y evaluación de su componente integral. Se analizan
los valores de tensión y corrientes obtenidos dentro de un sistema de media tensión en
configuración enmallada, determinando unos puntos principales para la simulación de fallas
monofásica, bifásica o trifásica, con un análisis para la determinación de situaciones críticas
o zonas de fallas y su posible actuación de forma integral.
Para cualquier sistema eléctrico su finalidad debe ser actuar de forma conjunta dentro de sus
componentes que lo integran. Los sistemas enmallados muestran gran ventaja para este tipo
de actuación, pero a la vez, pasa de ser un sistema base radial a formar anillos enmallados
que lo convierten en un sistema con mayor complejidad, pero con una mayor sostenibilidad
para el suministro continuo de energía en cualquier punto del sistema. Con la salida
anticipada de una parte del sistema por una falla se podría comprometer aún más el correcto
funcionamiento del sistema eléctrico por lo cual siempre es importante que la parte que
reconoce y evalúa los parámetros sea la de mayor efectividad y no genere agravantes para la
continuidad del suministro de energía eléctrica.
13
ABSTRACT
In this document it shows the study of protection coordination in an electrical system model
for the analysis and evaluation of its integral component. The voltage and current obtained
are analyzed within a medium voltage system in meshed configuration, determining some
major points for the simulation of single-phase faults, two-phase or three-phase, with an
analysis to determine critical situations or fault zones and possible performance holistically.
For any electrical system its purpose must be acting jointly in their components that comprise
it. Entangled systems show great advantage to this type of action but also happens to be a
radial base system to become entangled rings that make a system more complex but with
greater sustainability for continuous power supply at any point of the system. With the early
departure of a part of system by a failure it could further jeopardize the proper functioning
of the electrical system so it is always important that the part that recognizes and evaluates
the parameters is the most effective and do not generate aggravating for the continuity of the
power electric supply.
14
1 INTRODUCCIÓN
1.1 Presentación del problema
Los sistemas de distribución son parte fundamental del sistema de potencia, por lo cual es
importante analizar las características de las protecciones dentro de los sistemas eléctricos,
para poder garantizar la continuidad del suministro aun con la ocurrencia de fallas simples
que llegaran a aumentar y extenderse sin poder controlarlas, por tal razón los sistemas de
protección tienen como función primordial amparar todas aquellas instalaciones eléctricas,
equipos e individuos sin que las consecuencias afecten el correcto funcionamiento de las
redes eléctricas.
Se debe garantizar un estudio minucioso para la coordinación de protecciones lo cual
garantice que no ocurran deslastres de cargas que perturben la calidad del servicio para los
usuarios finales ya sean residenciales, comerciales o industriales. La selección de
protecciones cumple un papel importante dentro de un control integral, el cual definirá el
sistema como el más eficiente posible.
El objetivo final, es el funcionamiento del sistema eléctrico como un solo conjunto de
componentes; es decir, no se trata de que la protección tenga la máxima sensibilidad y la
mayor velocidad para detectar y eliminar las condiciones que afectan a los equipos, ya que
muchas veces esta actuación de la protección puede comprometer aún más la situación del
sistema eléctrico y la salida anticipada de una parte del sistema termine afectando su
capacidad para atender la demanda, por tanto se requiere que las protecciones no sean
diseñadas en función de los equipos en forma individual, sino en función del sistema eléctrico
en su conjunto.
1.2 Objetivos del proyecto
1.2.1 Objetivo general
Estudiar la coordinación de protecciones enmarcadas en la protección integral de las redes
de distribución de energía eléctrica de media tensión en configuración enmallada, de modo
que sea capaz de reconocer la gravedad y la zona de falla, con el fin de que la acción
suplementaria sea de forma integral y no particular como se presenta actualmente.
15
1.2.2 Objetivos específicos
Identificar cada uno de los componentes principales que se encuentran presentes en
las redes de distribución de energía eléctrica en el nivel de media tensión enmallados
y reconocer su respectiva función en el sistema.
Reconocer la coordinación de protecciones actual para redes enmalladas para la
protección del sistema eléctrico.
Realizar simulaciones de distintos tipos de fallas en todas las barras de un sistema de
prueba de media tensión enmallado, para observar el comportamiento del esquema
de protección convencional.
Presentar de acuerdo a los resultados de las simulaciones algunas recomendaciones
que puedan permitir mejorar la protección del sistema de prueba hacia un esquema
de protección integral para sistemas de media tensión enmallados.
1.3 Aportes del proyecto
Por medio del software ATPDraw se quiere realizar un estudio de cómo podría ser la
protección integral en sistemas enmallados en media tensión, con esta investigación se quiere
dar un nuevo aporte a los sistemas de protección, introduciendo el término “integral” para
estos sistemas. Todos los elementos de un sistema eléctrico están expuestos a contingencias
que se pueden presentar en cualquier parte del mismo; por esta razón se requiere de sistemas
de protecciones apropiados, y que tengan nuevas soluciones o diseños metodológicos para
poder despejar inminentes fallas de cualquier tipo lo más rápido posible sin que se produzcan
deslastres de cargas, de tal forma que el menor número de elementos sean sacados del
servicio. Por estos motivos y muchos más que se pueden presentar en los sistemas eléctricos,
se desea mitigar estos problemas implementado un nuevo sistema de protecciones que integre
todos los dispositivos y elementos de protección con el fin de que se tenga una mayor
continuidad del servicio de energía eléctrica a los clientes. Cuando una falla ocurre en un
circuito eléctrico, el sistema de protecciones integral debe ser autónomo para de detectarla
inmediatamente para aislar la parte afectada, comunicando sus dispositivos o relés,
permitiendo que el resto del sistema quede en servicio y limitando las posibilidades de daño
en los equipos, todo ello dispuesto para un sistema enmallado en media tensión.
16
1.4 Estructura del documento
Este documentó está dividido en cuatro capítulos que están enfocados al desarrollo y alcance
de los objetivos planteados para el “Estudio de protección integral en redes de distribución
eléctrica de media tensión enmallados”.
El primer capítulo está orientado a dar una introducción a la presentación del problema que
como resultado permite el planteamiento de los objetivos del proyecto y así mismo mostrar
el aporte logrado con este estudio para un esquema de protección integral, además de la
estructura que desglosa este documento.
En el segundo capítulo encontraremos las generalidades de las protecciones eléctricas en
sistemas de distribución realizando un reconocimiento de los dispositivos y las características
de elementos de protección más utilizados como son los fusibles, relés de sobrecorriente,
reconectadores, entre otros; observando las características de operación a las que están
sujetos. También se realiza una revisión a la coordinación de protecciones en sistemas
enmallados observando los procedimientos utilizados convencionalmente y verificando los
diferentes conceptos que son utilizados en este tipo de sistemas.
En el tercer capítulo se tendrá la respuesta de un sistema de distribución enmallado ante
distintos tipos de fallas y su respectiva protección del despeje de su falla. Para dar solución
a esto se realizó un estudio en un sistema de prueba enmallado de media tensión
desequilibrado, donde se efectuaron simulaciones sobre el sistema base, realizando un
modelamiento en el software ATPDraw. Se presentan las condiciones de operación e
hipótesis necesarias para ejecutar los diferentes casos de fallas (trifásica, bifásica y
monofásica) y poder activar su respectiva protección para el despeje de falla, con ellos se
obtuvieron diferentes resultados del sistema de prueba, los cuales se utilizaron y analizaron
para dar un enfoque hacia un esquema de protección integral.
En el cuarto y último capítulo se describe la parte más importante del documento, en donde
se indican las conclusiones que se tienen del estudio realizado, sacando un análisis de la
información y los resultados obtenidos direccionándolo hacia una protección integral en un
sistema enmallado en media tensión. Luego se procede a dar unas recomendaciones que
servirán para quienes deseen continuar con esta temática, dando un aporte para un trabajo
futuro que podrá abordarse en esta línea de investigación.
17
2 PROTECCIÓN ELÉCTRICA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
ENMALLADOS DE MEDIA TENSIÓN
Con el tiempo se han desarrollado diferentes tipos de protecciones contra sobrecorriente para
las redes eléctricas de distribución, teniendo en cuenta que siempre se debe garantizar que el
sistema sea estable y sus fallas sean de menor incidencia dentro del sistema, de lo contrario
estaríamos siempre expuestos a interrupciones en el suministro de energía y este sería un
servicio ineficiente que no apoyaría el continuo avance.
En este capítulo se realiza una revisión de los conceptos involucrados con la protección de
los sistemas eléctricos enmallados, identificando los componentes principales que hacen
parte fundamental en las redes de distribución de energía en media tensión.
2.1 Sistemas de distribución de energía eléctrica
El sistema de distribución es una parte del sistema eléctrico en la cual su principal función
es suministrar la energía eléctrica desde su origen (subestación) hasta los usuarios finales
independientes, compuesta por elementos como la subestación con su conjunto de equipos
correspondientes, circuito primario y circuito secundario. Antes de la etapa de distribución
la antecede un sistema de generación y transporte de energía configurada por una red de
derivación mediante anillos para llegar a grandes centros de transformación. La red de
distribución primaria está comprendida en niveles de tensión que van desde 1 kV hasta los
57,5 kV a 60 Hz para el sistema eléctrico colombiano (ICONTEC, 2013). Los sistemas
eléctricos pueden clasificarse por su nivel de tensión. Existen diferentes formas o arreglos
topológicos para la distribución de la energía. Se tiene muy presente para los diseños de
distribución el factor de regulación el cual es indispensable para evitar grandes caídas de
tensión y realizar la mejor selectividad del cable conductor y garantizar la estabilidad del
sistema. Las redes enmalladas cubren gran parte del centro de consumo en el país (población,
grandes industrias, comercio) uniendo las estaciones transformadoras de distribución con los
centros de transformación (Ramirez Castaño, 2003).
Para las redes de distribución mallada, se componen a partir de una naturaleza radial, es decir
que se abren en cierta cantidad de ramas a fin de poder alimentar todas las cargas y la red
queda para cubrir cargas hasta con más de una opción de alimentación. En caso de pérdida
del en servicio por una falla, varia el camino por el cual era alimentada la barra y en algunos
casos se evidencia el cambio de flujo de la corriente hacia el nodo. Se pueda decir que la red
mallada funcionara como una red radial dinámica (Variable).
18
“El cálculo y verificación de esta red se debe repetir para distintas configuraciones,
encontrando para cada elemento las condiciones críticas”. (Ramirez Castaño, 2003). Cada
condición de falla dentro de una malla, debe ser separada del sistema gracias a las
protecciones que se implementen, evitando así que la malla llegara a que dar abierta y
ocurriera una salida de cargas considerables para el sistema o usuarios finales.
2.1.1 Red enmallada en media tensión
Una red enmallada en media tensión está conformada por la unión de anillos entre si y líneas
radiales formando varias mallas. Existen diferentes ventajas que permiten la seguridad de
servicio, flexibilidad de alimentaciones y factibilidad de conservación y manutención de la
energía eléctrica, pero como desventaja tiene que aumentar su complejidad, mayor cantidad
de protecciones y el rápido aumento de las potencias de cortocircuito.
2.2 Protecciones de las redes eléctricas
2.2.1 Clasificación de los sistemas de protección
Existen dos clases de protecciones los cuales se dividen en:
1. Protecciones no limitadas.
2. Protecciones limitadas o de zona.
En las protecciones no limitadas el radio de acción se amplía a lo largo del sistema protegido
sin límites perfectamente definidos, prolongando su alcance hasta zonas con protección
propia, actuando en ese caso como protección de reserva para el sistema; las protecciones de
zona son aquellas cuyo radio de acción se encuentra perfectamente definido en forma física
por el circuito mismo.
El ajuste de las protecciones de zona es independiente del ajuste de las protecciones de tramos
adyacentes, teniendo en cuenta únicamente necesidades impuestas por el propio equipo a
proteger (Programa de Investigaciones en Energía -PRIEN-, 1999).
2.2.2 Algunas generalidades
Son parte fundamental las protecciones de los sistemas de distribución y tienen como
objetivo evitar el daño de los equipos o dispositivos interconectados que cumplen una función
determinada en caso de una falla, esta podría iniciarse de manera simple y después extenderse
sin control en forma encadenada causando un deslastre de carga. El sistema de protecciones
19
debe aislar la parte donde se ha producido la falla buscando perturbar lo menos posible el
sistema y que su porcentaje de afectación sea el mínimo posible.
Teniendo en cuenta lo anteriormente analizado, y considerando que los elementos de
aislamiento se verán sometidos a esfuerzos combinados, mecánicos, eléctricos y térmicos,
colaborando todos ellos a su destrucción, las cualidades específicas que deben cumplir los
aisladores deben ser:
- Rigidez dieléctrica: suficiente para la tensión de perforación, depende además de la
calidad del vidrio o porcelana y del grueso del aislador empleado.
- Resistencia mecánica: soporta los esfuerzos demandados por el conductor, por lo que
la carga de rotura de un aislador debe ser cuanto menos igual a la del conductor que
tenga que tolerar.
- Resistencia a las variaciones de temperatura: debe conservar sus propiedades
dieléctricas aun cuando se presenten cambios térmicos en el ambiente.
- Ausencia de envejecimiento: debe perdurar lo máximo posible.
En un sistema de protección para las redes de distribución de energía eléctrica pueden
intervenir varios elementos para su correcta selección y aplicación. Es muy importante
conocer y entender acerca de los principios de protección mediante relés, que son la base del
funcionamiento de los equipos de protección para una red de distribución, con el objeto de
establecer la secuencia de actuación y los elementos que intervienen y la función destinada
de los mismos.
Todos los equipos instalados en un sistema eléctrico están sujetos a que ocurran fallas que
afectan el servicio del suministro de la energía y al mismo tiempo comprometen la integridad
de los equipos instalados entre el punto de la falla y el generador (en este caso la subestación),
los cuales no son responsables de la falla.
El conjunto del sistema de protección tiene por objeto la detección, localización y
desconexión en forma automática del equipo afectado a fin de minimizar los efectos que el
funcionamiento prolongado en estado de falla tendría sobre la instalación. Para cumplir con
estas funciones, el sistema de protección debe cumplir las siguientes condiciones
fundamentales: selectividad – estabilidad – confiabilidad. (Mejía Morales & Ollague
Campoverde, 2012). Aunque también conviene considerar otras condiciones como son la
rapidez de actuación y la sensibilidad de los equipos (relés y transformadores de medida).
20
Existen protecciones de respaldo que no deben afectar el correcto funcionamiento, evitando
que actué de forma errónea ante la aparición de una falla leve que debe ser despejada por la
protección principal.
Para las líneas de transmisión las protecciones de respaldo suele ubicarse en una estación
transformadora con el fin de prevenir fallas en el relé o en el circuito de desconexión del
interruptor,
Para el sistema de protección se tiene que permitir máxima flexibilidad y operatividad,
pudiéndose conformar todas las configuraciones operativas posibles sin necesidad de
modificar la regulación de los relés (Mejía Morales & Ollague Campoverde, 2012).
2.3 Dispositivos de protección
2.3.1 Características de dispositivos de protección
La corriente es la variable más utilizada en la detección de anomalías en los elementos del
sistema eléctrico, dado el incremento elevado que se registra en su valor cuando se presentan
fallas. Se define como sobrecorriente a cualquier valor que excede el valor de la corriente
normal de operación de un dispositivo. La función primordial del sistema de protección es
aislar instantáneamente del resto del sistema, a cualquier elemento sujeto a una sobrecorriente
o una condición anormal que pueda causar un fenómeno que altere el estado normal del
sistema.
Para analizar los esquemas de protección integral en redes de distribución, se deben tener en
cuenta algunos principios básicos en la coordinación de protecciones. Las protecciones de
sobrecorriente se diseñan para operar cuando la magnitud de corriente que fluye por el
elemento protegido es mayor que la corriente de ajuste.
Los valores anormales de corriente pueden ser provocados por sobrecargas en el sistema y
por cortacircuitos. Estos niveles excesivos de corriente pueden provocar daño térmico o
mecánico a los elementos del sistema e influenciar negativamente en la calidad del servicio
eléctrico por caídas de tensión y, en ciertas condiciones, pueden afectar la estabilidad del
sistema eléctrico de potencia. En un sistema de protección eficiente y coordinada, las fallas
se eliminan en el menor tiempo posible, aislando la parte del sistema que contiene la
condición de falla. En un sistema de distribución típico todas las cargas del sistema son
alimentadas por un punto de suministro. Para proteger los componentes del sistema y
satisfacer los propósitos de seguridad, los dispositivos de protección deben ser instalados a
lo largo del alimentador principal y ramales del alimentador (Imbarack Charad, 2006).
21
2.3.2 Protecciones direccionales
La capacidad para establecer la dirección del flujo de potencia es una característica para
algunos tipos de protección y por este medio, su capacidad para inhabilitar la apertura de
aquellos interruptores involucrados cuando la corriente de falla va en la dirección opuesta al
ajuste del relevador instalado. Como se verá más adelante, los relevadores que tienen esta
característica son importantes en la protección de circuitos enmallados, o donde existen
varias fuentes de generación, cuando las corrientes de falla pueden circular en ambas
direcciones en torno a la malla. En estos casos, la protección direccional previene la apertura
innecesaria del equipo de interrupción y así mejora la seguridad del suministro de
electricidad. En los diagramas esquemáticos, la protección direccional está usualmente
representada por una flecha debajo del símbolo apropiado, indicando la dirección del flujo
de corriente para la operación del relé. El funcionamiento de todas las protecciones
direccionales, es como su nombre los indica, la detección de unos valores de corriente en un
sentido determinado, por tanto esta llevara intrínsecamente asociada la dirección de la misma.
El concepto de la direccionalidad obliga a introducir un nuevo concepto, y es con respecto a
qué tomamos la dirección de las magnitudes (Ramirez Castaño, 2003).
Así pues para el caso de las protecciones direccionales de fase, se toma como de referencia
una tensión entre fases, como vector de "posición cero" o vector de comparación, y para el
caso de las direccionales de tierra, tomaremos la tensión homopolar resultante del vector
desplazamiento del punto neutro como consecuencia de la falla a tierra, como referencia.
2.3.3 Relevadores direccionales de CA
Los relevadores direccionales de CA son aquellos capaces de identificar el flujo de la
corriente en su dirección actual, reconociendo aquellas diferencias en el ángulo de fase entre
la corriente y la magnitud de polarización que se tiene.
A partir de la magnitud de polarización, se tiene la capacidad para distinguir la dirección del
flujo de corriente. Puede circular en cualquier dirección las corrientes de falla y la protección
de sobrecorriente direccional protegerá el sistema.
Esto puede suceder en sistemas en anillo o enmallados y en sistemas con una variedad de
puntos de alimentación (Ramirez Castaño, 2003), y el uso de relevadores de sobrecorriente
direccionales en estas dos situaciones se muestra en la Figura 1.
22
Figura 1. Aplicación de los relés de sobrecorriente direccionales.
Fuente: Imagen tomada de (Ramirez Castaño, 2003).
2.3.4 Relevador direccional fase-tierra
Se debe conocer que la corriente de neutro circula hacia el sistema desde la tierra, pero si se
depende de la falla la corriente residual puede darse en cualquier sentido.
Los relevadores direccionales fase-tierra pueden polarizarse de varias fuentes de corriente o
de una tensión. Se puede obtener la polarización de corriente usando la corriente de tierra de
un transformador local conectado a tierra, esto funciona en el caso que se tengan
transformadores de potencial apropiados.
2.4 Características de los sistemas de protección
2.4.1 Sensibilidad
Una característica primordial es que la protección debe tener la posibilidad de detectar
cualquier falla que se produzca en la zona de la red que tiene asignada bajo condiciones de
carga mínima. La protección debe distinguir inequívocamente las situaciones de falla de
aquellas que no lo son. Para ofrecer a un sistema de protección de esta característica es
necesario:
23
Establecer para cada tipo de protección con las magnitudes mínimas de intensidad o
tensión.
Establecer para cada una de las magnitudes necesarias las condiciones limite que
separan los eventos.
2.4.2 Selectividad
Es la capacidad que debe tener la protección para actuar únicamente cuando la falla tiene
lugar sobre el elemento cuya protección tiene asignada. Si la falla tiene lugar dentro de la
zona específica de una protección esta debe dar la orden de abrir los interruptores que aíslen
el circuito que funciona en condición anormal.
2.4.3 Fiabilidad
La protección debe responder con seguridad y efectividad ante cualquier situación en que se
produzca de falla en el sistema, en cualquier momento o tiempo. La efectividad es la cualidad
que nos garantiza que la protección va actuar en caso de falla y que no lo va a hacer cuando
no existía esta situación. La seguridad es la cualidad que nos garantiza que la protección no
va actuar entre causas entrañas y de esta manera se evita actuaciones incorrectas (Imbarack
Charad, 2006).
2.5 Características de operación de las protecciones
Las características de tiempo de operación se pueden clasificar en dos grupos que son los
instantáneos y retardados como lo describe la figura 2.
Figura 2. Tipos de relé.
Fuente: Elaboración propia, basada en (Vilarroel Moreno, 2003).
Tiempos de relé
Retardados
Instantáneo
s
Tiempo definido
Tiempo inverso *Inverso
*Muy inverso
*Extremadamente inverso
24
La sobrecorriente es un efecto que se puede presentar en un sistema eléctrico de potencia,
que conduce en un uso final donde la corriente de cortocircuito que es necesaria para obtener
y poder encontrar la frecuencia en que se producen las fallas, con el fin de controlar estas
perturbaciones con relés de protección. Este incremento de corriente cuando se presenta un
cortocircuito en un sistema eléctrico, es la principal variable que se debe tener en cuenta ya
que esta afecta directamente la operación en la red.
Usualmente para un sistema de protección es utilizado un relé con una curva característica
del tipo de tiempo inverso, también éstos pueden incluir entre sus funciones la de tiempo
definido (ver Figura 3). En la actualidad es común encontrar instalados en puntos específicos
de la red, relés de disco de inducción que dentro de sus características no está que actué de
forma integral y coordinada, dando una solución con base a mecanismos dependientes.
Utilizando un relé instantáneo con elementos que puedan formar esquema para que pueda
ser programado de tal manera que se genere un tiempo de retardo temporizando el relé
(Ramirez Castaño, 2003). No obstante, las tecnologías que ofrecen los fabricantes de relés
para protección han migrado hacia los elementos basados en microprocesadores, relés de
estado sólido, los cuales si permiten actuar de forma coordinada e interactiva mediante
protocolos de comunicación.
Figura 3. Diagrama de curva de la corriente del relé.
Fuente: Imagen tomada de (Ramirez Castaño, 2003).
2.6 Métodos de protección en sistemas enmallados
En un sistema enmallado es muy convencional utilizar relés de sobrecorriente direccionales,
para ubicarlos en las líneas de transmisión o distribución en los nodos o puntos extremos de
un sistema eléctrico para observar su comportamiento, teniendo como función principal
activarse cuando el dispositivo detecta una corriente anormal o con un valor superior al que
25
tiene programado en el sentido que tiene como referencia, como lo es el caso de los relés
direccionales como se puede observar en la Figura 4.
Figura 4. Relés direccionales en una línea de transmisión.
Fuente: Imagen tomada de (Zapata C. J., 2010).
Para un sistema de protección las corrientes de falla dependerán de las cargas que están
operando en ese momento, ya que determinarán el sentido en que circula la corriente de
cortocircuito. Cuando sucede esto para un sistema enmallado la corriente fluye en todas las
direcciones realizando un cambio en su trayectoria (Zapata C. J., 2010), como se muestra en
la Figura 5.
Figura 5. Cambio en el sentido de las corrientes de carga y falla en un sistema enmallado.
Fuente: Imagen tomada de (Zapata C. J., 2010).
2.6.1 Coordinación de protecciones en un sistema enmallado
Para coordinar un sistema de protecciones en un esquema tipo malla, se deben programar los
relés en sentido horario verificando los tiempos de accionamiento ante una inminente falla y
luego se deben programar en el sentido contrario, dando un respaldo en los dos sentidos. El
26
inconveniente que tiene la coordinación de estos relés es determinar el ajuste con el objetivo
de satisfacer los parámetros de la coordinación ante las diferentes configuraciones
operativas, teniendo en cuenta que el tamaño del sistema enmallado puede ser demasiado
grande con muchas disposiciones para la coordinación, además de contar con varias fuentes.
Figura 6. Secuencia de respaldo de los relés direccionales.
Fuente: Imagen tomada de (Zapata C. J., 2010).
Para proteger un sistema eléctrico tipo malla se podrán utilizar los relés temporizados, que
necesitan observar la corriente máxima en su zona, siendo este el mayor valor para
compararla con las zonas aledañas, teniendo el concepto primordial de reducir el tiempo de
operación en su propia zona, logrando que el relé de la siguiente zona aguas abajo cuente con
un tiempo de respaldo, además de tener la ventaja de dar una solución a algún problema que
se pueda presentar en el proceso de coordinación. Para cumplir con estas condiciones se
debe establecer que el sistema conlleve una fuente de potencia o dos, pero que se encuentren
simétricas en el esquema en modelos enmallados. También podemos utilizar el relé de tipo
instantáneo, que tiene el problema de no saber en qué punto se tiene que ejecutar la
coordinación de protecciones del sistema, que solo garantiza el cubrimiento de proteger su
zona.
Los sistemas enmallados que involucren más de una fuente de potencia deberán ser
analizados varias veces efectuando diversas pruebas para encontrar la solución más
adecuada, ya que el método involucra dejar encendida solamente una fuente manteniendo
el resto fuera de servicio, para poder realizar la coordinación de relés en ambos sentidos en
forma de anillo. Para que el desarrollo de este método sea efectivo, es significativo escoger
el nodo más importante del sistema para llegar a una solución eficaz y rápida, para que este
27
procedimiento no sea molesto y no sea necesario realizarlo muchas veces, sin tener que abrir
el modelo en otro punto hasta encontrar otra solución. Existirán casos que se podrán
encontrar diferentes salidas a la coordinación de los dispositivos (Zapata C. J., 2010).
2.6.1.1 Coordinación con una fuente en sistemas enmallados
Este método puede resultar un poco sencillo explicado teóricamente para un modelo
enmallado, ya que como se observa en la Figura 7, se procede a abrir el sistema en los
extremos en donde no se encuentra fuente de alimentación, iniciando con el método de la
coordinación de los dispositivos de sobrecorriente direccionales en la zona en que los
comunican abarcando todo el sistema, luego se procede a realizar el mismo procedimiento
pero iniciando por el otro extremo de la red y se coordinan de nuevo los elementos de
protección.
Figura 7. Sistema enmallado con una fuente.
Fuente: (Zapata C. J., 2010).
El análisis que se realiza a una falla en los circuitos equivalentes que se pueden observar en
la Figura 8, que tienen como característica una impedancia en la barra al punto del
cortocircuito y una impedancia general para todo el circuito excluyendo la impedancia de
alimentación. Con el relé que se encuentra en la posición final del sistema se inicia la
coordinación, el problema que existe es poder dar el ajuste ideal al dispositivo final, debido
a que el sistema se encuentra en condiciones normales o cuando éste se encuentra abierto, es
complejo resolver el modelo teóricamente cuando la red está en funcionamiento, debido a
que la corriente de falla que se observa por este último relé es diferente (Zapata C. , 2011).
28
Figura 8. Circuitos para estudio de fallas de una red enmallada con una fuente.
Fuente: Imagen tomada de (Zapata C. J., 2010).
Como se presenta en la Figura 9, la corriente de falla depende primordialmente de la
impedancia de las líneas que conforman el sistema, teniendo como consecuencia que el relé
observará el menor valor para esta corriente cuando el sistema trabaja con su circuito cerrado,
en cambio cuando la red está abierta aumenta este valor sustancialmente. Cuando el sistema
se mantiene cerrado, el dispositivo final del sistema que visualiza la falla, decrece llegando
a ser casi cero, siempre y cuando la falla esté cerca de la fuente de alimentación (Zapata C.
, 2011).
Figura 9. Corriente de falla vista por el relé.
Fuente: Imagen tomada de (Zapata C. J., 2010).
2.6.1.2 Coordinación con dos fuentes en sistemas enmallados
Para aplicar este segundo método, se debe abrir una de las fuentes que están ubicadas en los
extremos y se procederá a coordinar los dispositivos de sobrecorriente direccionales, que
están enfrentados sobre las líneas del sistema. Después se inicia con la coordinación con el
relé ubicado en la parte final del sistema, realizando el mismo procedimiento pero esta vez
29
encendiendo la fuente que estaba apagada y dejando fuera de servicio la que estaba en
funcionamiento, coordinando los relés de manera similar a lo explicado cuando se tiene una
sola fuente. Como se nota en la Figura 10, los relés instalados en los extremos de todas las
líneas cuentan con unidad direccional.
Figura 10. Sistema enmallado con dos fuentes ubicadas en los extremos.
Fuente: Imagen tomada de (Zapata C. J., 2010).
La corriente de falla del sistema que es observada, siempre tendrá el mismo valor sin importar
como este configurado el circuito como lo puede ser en condiciones normales o abierto,
además del cubrimiento que realiza el dispositivo una vez ajustados será equivalente en los
dos casos, teniendo como conclusión que la corriente de cortocircuito que circula en la red
será siempre semejante una de la otra (Zapata C. J., 2010).
Figura 11. Corriente de falla vista por un relé en un sistema enmallado con dos fuentes
ubicadas en los extremos.
Fuente: Imagen tomada de (Zapata C. J., 2010).
30
3 RESPUESTA DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
ENMALLADO FRENTE A DISTINTAS FALLAS Y SU
RESPECTIVA PROTECCIÓN
El modelo base lo podemos describir como un sistema enmallado en media tensión, que está
conformado por siete barras, que cumple con los requerimientos necesarios para poder llevar
a cabo las diferentes simulaciones de falla y su respectivo despeje en el modelo base.
Mediante la realización de diferentes simulaciones de fallas (trifásica, bifásica y monofásica)
en todas las barras que lo componen, se observa el comportamiento de tensiones y corrientes
en el esquema base. Luego se procede a analizar el comportamiento y la respuesta del sistema
ante una protección convencional la cual permite concluir y dar algunas recomendaciones
que nos puedan permitir mejorar la protección del sistema de prueba modelado, hacia un
esquema de protección integral para modelos en media tensión enmallados, de acuerdo a los
resultados obtenidos.
3.1 Sistema de prueba
El sistema de prueba que se utilizó fue tomado del artículo (Teng, 2010) con una tensión
nominal de 11.400 Vrms o pico por fase de 9308,1 V. El autor propone un análisis eficiente
para cortocircuitos y precisa un método para sistemas desbalanceados de distribución
enmallados.
El sistema de prueba planteado en (Teng, 2010) es de gran utilidad debido a que cumple con
las características necesarias al ser un esquema enmallado en media tensión y se puede
emplear con las diferentes fallas a simular. Los datos de entrada para el sistema son: el
modelo del sistema (Figura 12), la longitud de las líneas e impedancias entre los nodos (Tabla
1), las cargas conectadas a cada una de las barras (Tabla 2).
Tabla 1. Datos de las líneas del sistema de prueba de 7 barras.
Número de
línea
Nodo de
envío
Nodo de
recibo fases
Longitud
[millas]
L1 1 2 abc 0,8
L2 2 3 abc 2,8
L3 3 4 a 4,3
L4 2 5 abc 3,3
L5 5 6 abc 2,2
L6 5 7 bc 3,8
L7 3 6 abc 4,5
Fuente: Tomado de (Teng, 2010).
31
Figura 12. Sistema de Prueba de 7 barras.
Fuente: Imagen tomada de (Teng, 2010).
Los datos de las impedancias de las líneas para el sistema de prueba se presentan en las
expresiones (3.1), (3.2) y (3.3), para las configuraciones de fases mostradas en la Tabla 1.
[𝑍𝑎𝑏𝑐] = [
0,3477 + 𝑗1,0141 0,1565 + 𝑗0,4777 0,1586 + 𝑗0,43610,1565 + 𝑗0,4777 0,3375 + 𝑗1,0478 0,1535 + 𝑗0,38490,1586 + 𝑗0,4361 0,1535 + 𝑗0,3849 0,3414 + 𝑗1,0348
]Ω
𝑚𝑖𝑙𝑙𝑎 (3.1)
[𝑍𝑏𝑐] = [0,3477 + 𝑗1,0141 0,1565 + 𝑗0,47770,1565 + 𝑗0,4777 0,3375 + 𝑗1,0478
]Ω
𝑚𝑖𝑙𝑙𝑎 (3.2)
[𝑍𝑎] = [0,3477 + 𝑗1,0141]Ω
𝑚𝑖𝑙𝑙𝑎 (3.3)
Tabla 2. Datos de la carga en los nodos del sistema de prueba de 7 barras.
Nodo Fase a Fase b Fase c
[kW] [kVAr] [kW] [kVAr] [kW] [kVAr]
N1 - - - - - -
N2 360 70 432 50 120 30
N3 145 10 643 100 445 76
N4 145 28 - - - -
N5 732 112 345 98 225 63
N6 432 82 377 93 425 103
N7 - - 632 312 645 198
Fuente: Tomado de (Teng, 2010).
32
3.1.1 Modelamiento del sistema de prueba en ATPDraw
El software que se utilizó para poder realizar las diferentes simulaciones del sistema de
prueba de 7 de barras fue el ATPDraw, en el cual se ejecutaron distintas combinaciones de
fallas en cada uno de los nodos. El sistema de prueba modelado en ATPDraw se puede
observar en la Figura 13.
Figura 13. Circuito del sistema de prueba de 7 barras modelado en ATPDraw.
Fuente: Elaboración propia.
3.2 Condiciones de operación e hipótesis
Las condiciones de operación serán basadas en un esquema de protección convencional,
utilizando relés programados, dos por cada barra ubicados en cada costado de la carga, se
procede a simular diferentes tipos de fallas (trifásicas, bifásicas y monofásicas) en todas las
barras, con el fin de observar el comportamiento del sistema base y cómo las fallas son
despejadas secuencialmente con el objetivo de aislarlas en su totalidad.
Luego de obtener los resultados del funcionamiento del sistema ante diferentes tipos de fallas,
se instalan interruptores al inicio y final de cada línea, con lo que se tendrá el resultado de
datos de tensiones y corrientes del sistema con las simulaciones en cada una de las barras. Se
analiza el modelo con base en las gráficas y datos obtenidos en función del tiempo, con el
objetivo de determinar la gravedad de cada una de las fallas y las zonas que están
involucradas.
33
3.2.1 Condiciones del tipo de fallas a efectuar
Se procede a realizar simulaciones en tres casos diferentes en donde se ejecutan los tres tipos
de fallas más comunes presentadas para el análisis, las cuales son fallas monofásicas,
bifásicas y trifásicas, en todas las 7 barras que componen el sistema de prueba. Para cada
caso se utiliza un tiempo de simulación entre 0 y 0,25 segundos, en donde se podrá observar
el comportamiento gráfico de las variables de tensión y corriente con la falla y de todo el
sistema en función del tiempo. A partir de los 0,05 segundos se simula la falla en la barra
correspondiente. El procedimiento se realiza nodo por nodo para identificar claramente su
estado y su comportamiento en el sistema.
3.2.2 Condiciones del despeje de las fallas en la simulación
Después de que ocurre la falla a los 0,05 segundos, se simula la apertura de la primera
protección a los 0.1 segundos. Luego de que se activa el primer despeje procedemos a que
opere el segundo interruptor 10.14 segundos luego del primero o sea que en la línea de tiempo
se debe activar a los 0,14 segundos.
Se configuraron lapsos de tiempos de aproximadamente 0,05 segundos entre la falla y la
apertura de cada protección, para poder observar el funcionamiento de los elementos
involucrados en el sistema, visualizando gráficamente el comportamiento en cada uno de
estos eventos en cada barra y por cada fase. La ubicación de los interruptores y secuencia en
que actúan, operan con la misma configuración de despeje para los diferentes tipos de falla
que se simulan.
3.3 Resultados de las simulaciones
De acuerdo con las simulaciones que se realizaron en el sistema de prueba de 7 barras en
media tensión enmallada de 11.400 Vrms, se analiza el comportamiento y la respuesta del
sistema, para obtener los datos más relevantes y que son de gran utilidad para dar un
diagnóstico al modelo, para crear un enfoque que se aplica a la protección integral en este
sistema de prueba, además de contribuir con una solución tentativa que sea aplicada a
cualquier sistema enmallado en media tensión, conservando sus características.
34
Se recolectaron los datos de tensiones y corrientes en cada fase (a, b y c) de cada barra que
está involucrada en el sistema de prueba, con lo cual se obtuvieron 6 gráficas en total por
barra fallada, algunas de ellas se pueden detallar mejor en la sección de los anexos.
El software se limitaba a tener un número máximo de datos en una sola gráfica, por este
motivo se procedió a tomar muestras en cada fase de las 7 barras de los niveles de tensión y
corriente, con lo cual se pueden visualizar con detalle y analizar de la mejor forma los datos
obtenidos. Con el objetivo de tener datos bases en condiciones normales en las cuales trabaja
un sistema estando estable y antes de que se le efectuara algún tipo de falla o algún tipo de
protección, se tomaron los datos descritos en la Tabla 3.
Tabla 3. Valores en condiciones normales del sistema de prueba.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9308 9307 9305 198,89 284,54 238,67
N2 9229 9232 9231 46,72 58,15 218,42
N3 9250,2 9094,2 9122 28,86 58,02 53,44
N4 9219 - - 17,857 - -
N5 9250 8992 9103 83,921 123,11 111,48
N6 9262 8978 9044 23,2 74,7 78,03
N7 - 8612,08 8996,1 - 84,44 80,93
Fuente: Elaboración propia.
Estos son los resultados que arroja el sistema luego de realizar la simulación en donde se
puede encontrar valores de tensiones pico de 9308 V aproximadamente en todas las 7 barras
en sus tres fases, excepto las fases b y c de la barra 4, ni en la fase a de la barra 7, debido a
que en estas fases están fuera de servicio (ver Tabla 2).
Aunque la tensión que se le aplicó al sistema fue de 11.400 Vrms como se muestra en la
Figura 14, según lo que dice el autor del artículo y con ello garantizar que se simule tal cual
como dice el informe, inicialmente se eligió la opción en la amplitud de RMS L-L y por esta
razón nos arroja el valor de 9308V en las barras, si se hubiese optado por la opción en la
amplitud PICO L-G tendría el valor de los 11.400 V.
35
Figura 14. Ventana de selección tensión para el sistema de prueba.
Fuente: Elaboración propia.
3.3.1 Caso 1: Falla monofásica a tierra y despeje
En este caso 1 (Ver Figura 15, 16 y 17) se efectuó fallas monofásicas independientes en las
barras 2, 3 y 4. Como se tienen demasiadas gráficas y datos obtenidos luego de las
simulaciones en este caso 1, no sería necesario incluirlos todos, debido a que solo con estos
tres nodos será suficiente para realizar un análisis completo y observar el comportamiento
del sistema. Este tipo de falla monofásica es la más común en un sistema eléctrico, ya que
tienen una probabilidad de ocurrencia entre un 70% y un 80% (Cormane Angarita, 2006).
3.3.1.1 Falla y despeje en la barra 2
Figura 15. Falla monofásica y despeje en la barra 2.
Fuente: Elaboración propia.
36
Para una falla monofásica en la barra 2, la fase que se ve afectada es C, según los resultados
se observa que los valores de tensión y corriente para esta fase en todo el sistema disminuyen
en un 95%, los únicos valores que se mantienen son los que se encuentran en las fases A y
B, aunque el valor de tensión para la fase A y B se incrementa alrededor de un 22%. Se puede
observar en la tabla 4 que la corriente en el nodo 1 fase C, tiene un nivel demasiado elevado
debido a que es la corriente de cortocircuito que se presenta para el sistema en esta situación.
Tabla 4. Valores de fallas monofásicas en el nodo 2.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 8024,9 9206 9277 195,24 291,5 10570
N2 11342 11262 50,4 46,9 64,88 13,08
N3 11342 11262 50,4 26,25 64,88 13,08
N4 11322 - - 20,69 - -
N5 11328 11165 82,3 80,14 129,73 39,5
N6 11273 11065 117,3 21,4 80,9 18,37
N7 - 10797 265,5 - 100,36 2,43
Fuente: Elaboración propia.
Cuando se efectúa el primer despeje de la protección 1, para esta falla se observa que el
sistema intenta recuperar sus valores nominales, ya que la falla se alimenta por el lado
contrario al inicial (ver simulación Anexo B) y la corriente realiza un cambio de sentido como
se puede ver en la tabla 5. Luego del segundo despeje de la protección 2 (ver Tabla 6), los
valores en la barra 2 son 0V y 0A porque esta barra quedaría desconectada con la apertura de
sus protecciones y la falla monofásica quedo aislada del sistema. Para los nodos 5 y 6, la
corriente en todas sus fases se ve claramente afectada aumentado el doble de su valor
nominal, quedando con una sobrecorriente considerable.
Tabla 5. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N2 en falla monofásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9157,1 9291 9306,5 195 280,1 715,35
N2 10602 10160 1821 -21,7 -48,4 -630
N3 10602 10160 1821 -41,9 -48,2 -630
N4 10557 - - 20,24 - -
N5 9673 9389,3 6571 151,5 229 701,1
N6 10010 9533 4918 91,8 181,8 687,3
N7 - 9369 4955,6 - 87,11 44,3
Fuente: Elaboración propia.
37
Tabla 6. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N2 en falla monofásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9233,2 9199 9303 196,7 280,3 230,9
N2 0 0 0 0 0 0
N3 9102 8692 8631,1 -40,6 -53,03 -51,5
N4 9076 - - 17,7 - -
N5 9156 8815,4 8927,1 152 229,6 210,5
N6 9145 8663 8781 91,5 179,7 178,5
N7 - 8383 8712 - 78,1 78,68
Fuente: Elaboración propia.
3.3.1.2 Falla y despeje en la barra 3
Figura 16. Falla monofásica y despeje en la barra 3.
Fuente: Elaboración propia.
En la tabla 7 se identifican los datos de la falla monofásica en la fase C situada en la barra
3, los resultados indican que el sistema tiene una caída de tensión considerable en la fase C
que es la que afecta los valores de tensión. En la fase C se presentan corrientes de
cortocircuito, teniendo un valor negativo en el nodo 3. Los datos en las fases A y B se
mantienen cercanos a sus valores nominales, aunque si tienen un incremento significativo en
el valor de la tensión.
38
Tabla 7. Valores de fallas monofásicas en el nodo 3.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9172,4 9167,3 9114 197,4 288,2 2881,2
N2 1144,6 11353 0 47,5 62,84 2192
N3 10624 10332 3032 26,4 62,84 -599,3
N4 11394 - - 21,5 - -
N5 10271 10047 4481 81,5 127,5 646,5
N6 10624 10332 3021 22,6 77,8 626,5
N7 - 10036 3155 - 94,6 18,5
Fuente: Elaboración propia.
La respuesta que se obtiene cuando se realiza el primer despeje de la protección 1, se observa
que el sistema no se acerca a los valores nominales totalmente, y la corriente en la fase C
sigue con un incrementado del 250% en los nodos N1, N3, N5 y N6, observando el cambio
de sentido del flujo de la corriente en N3. La falla sigue alimentada por el lado contrario al
inicial y la corriente realiza un cambio de flujo como se puede ver en la tabla 8.
Tabla 8. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N3 en falla monofásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9254 9058 9228 195,8 289,9 895,4
N2 9316 9133 8465 46,7 50,4 20,8
N3 10275 9845,4 3846 0 0 -775,3
N4 9290 - - 18,1 - -
N5 9919,1 9531,2 5707 109,7 186,5 837,08
N6 10273 9845 3846 49,8 137,3 823,5
N7 - 9540 3938 - 90,5 25,4
Fuente: Elaboración propia.
Al realizar el despeje de la segunda protección se observa que los valores del sistema se
aproximan a sus valores nominales, teniendo un desfase únicamente del 10% , teniendo fuera
del sistema la fase C del nodo N3. (Ver Tabla 9.)
Tabla 9. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N3 en falla monofásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9227,5 9278,9 9255,4 194,81 281,5 237,4
N2 9183 9209,4 9101,5 45,6 50,9 20,8
N3 0 0 0 0 0 0
N4 9160 - - 17,5 - -
N5 9201,4 8852 9033,6 112 177,5 162
39
N6 9213,5 8679,4 8972,2 51,9 127,3 129,3
N7 - 8396 8923,6 - 78,9 80,5
Fuente: Elaboración propia.
3.3.1.3 Falla y despeje en la barra 4
Figura 17. Falla monofásica y despeje en la barra 4.
Fuente: Elaboración propia.
En la barra 4 es utilizada la fase A según lo indica el sistema base, la cual alimenta una carga.
Al efectuar la falla monofásica para este nodo (ver Figura 17), la fase que se ve afectada en
todo el sistema ahora es la A como se puede observar en la tabla 10, a diferencia de los casos
anteriores que era la fase C. La respuesta que arroja el sistema ante este tipo de falla, indica
que los valores de tensión en los nodos no se ven influenciados ante esta afectación, en
cambio existe una corriente de cortocircuito sobre la fase A.
Tabla 10. Valores de falla monofásico en el nodo 4.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9272,2 9192,5 9262,5 1258,9 283,29 241,52
N2 5561,4 10113 10030 933,33 58,13 54,64
N3 5561,4 10113 10030 -234,64 58,13 54,54
N4 0 - - 1184 - -
N5 7314,3 9463,2 9528 301,31 123,18 112,79
N6 6733,3 9540,9 9614,5 268,06 74,22 80,35
N7 - 9199,3 9524,7 - 84,41 85,86
Fuente: Elaboración propia.
40
Esta barra presenta solamente un despeje de protección, debido que en ella se desprende un
ramal pero monofásico como se puede apreciar en la figura 18. Cuando se efectúa el despeje,
la protección aísla totalmente la falla del sistema sin que afecte el resto de las líneas y cargas
que intervienen en el esquema. En la tabla 11 se observa que los valores de tensiones y
corrientes en las barras son nominales como si no existiera ningún tipo de falla en el sistema,
ya que la protección se encargó de normalizarlo y de realizar el despeje. En esta situación
observamos claramente que la protección cumplió con su objetivo, que es mantener el
sistema y las cargas funcionando de manera correcta.
Tabla 11. Valores cuando hay despeje del interruptor en N4 en falla monofásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9227,6 9308 9301,6 181,15 282,68 238,64
N2 9225,6 9062,4 9117,7 32,79 57,65 52,78
N3 9229,6 9062,4 9117,7 32,79 57,65 52,78
N4 0 - - 0 - -
N5 9222 8977,6 9114 79,89 122,92 110,9
N6 9229 8885,5 9049 18,95 71,86 78,11
N7 - 8587 8989,6 - 80,67 81,06
Fuente: Elaboración propia.
3.3.2 Caso 2: Falla bifásica línea-línea y despeje
Para este segundo caso se efectuaron fallas bifásicas independientes en las barras 3, 6 y 7
(ver figura18, 19 y 20), se tienen demasiadas gráficas y datos obtenidos luego de las
simulaciones en este caso 2, no es necesario incluirlos todos, debido a que solo con estos tres
nodos será suficiente para realizar un buen análisis y observar el comportamiento del sistema
ante ellos. Este tipo de falla bifásica es una de las menos frecuentes que se puede llegar a dar
en un sistema eléctrico, ya que tienen una probabilidad de ocurrencia entre un 8% y un 10%
(Cormane Angarita, 2006).
41
3.3.2.1 Falla y despeje en la barra 3
Figura 18. Falla bifásica y despeje en la barra 3.
Fuente: Elaboración propia.
Para una falla bifásica en la barra 3, las fases que se ven afectadas son B y C, según los
resultados se observa que los valores de tensiones para esta fase en todo el sistema
disminuyen en un 75%, excepto el nodo 1. Podemos observar en la tabla 12, los niveles de
corrientes en las fases B y C se incrementan resaltando el valor de la fase C en el nodo N6
debido a que es la corriente de cortocircuito que se presenta para el sistema en esta situación
en el nodo 3.
Tabla 12. Valores de fallas bifásicas en el nodo 3.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9300 9270 9228,4 191,1 4502,4 3900
N2 12048 0 0 48,6 3437,5 3053
N3 11102 2993,3 3028 25,3 -926,4 -853,5
N4 12011 - - 23,7 - -
N5 10651 4441,3 4517,5 78,9 1013,5 850,8
N6 11102 2933 3028,2 22,4 975,4 8653
N7 - 2849 3018,4 - 22,4 26,7
Fuente: Elaboración propia.
42
Los datos de la tabla 13, son recopilados después de que opera la primera protección en una
falla bifásica del nodo N3, fases B y C. Los valores de tensión no se aproximan a los valores
nominales, disminuyen su valor de tensión en un 50% y 60% para las barras 2, 5,6 y 7. La
corriente para los nodos 1, 3, 5 y 6 aumenta en un 200% con respecto a los valores de
corriente nominales, el sentido de la corriente en la barra 3 sufren un cambio de flujo con
respecto al sistema original.
Luego de que se activa la segunda protección, observamos que la tensión se aproxima a los
valores nominales teniendo un 10% de diferencia (ver tabla 14), al igual que la corriente
retoma valores nominales.
Tabla 13. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N3 en falla bifásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9275,4 9277 9292 192,6 1237,4 1140,6
N2 9426 8586,4 8412,3 18,6 0 0
N3 10760 3745,5 3800 22,34 -1100,3 -1081,3
N4 9397 - - 18,3 - -
N5 10210 5630 5703,4 105,7 1200 1098,3
N6 10760 3716 3800 47,5 1158 1098,6
N7 - 3589 3780,5 - 34,4 34,5
Fuente: Elaboración propia.
Tabla 14. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N3 en falla bifásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9231,6 9218 9255,3 197,4 227,2 237,5
N2 9189,2 9162 9191,1 17,5 0 0
N3 1625,4 2721 8827,4 0 0 0
N4 9165,4 - - 1,86 - -
N5 9185 8852 9069,2 110,4 177,61 162,5
N6 9224,5 8625 8946 50,6 126,4 129,7
N7 - 8345 8899,4 - 78,8 80,1
Fuente: Elaboración propia.
43
3.3.2.2 Falla y despeje en la barra 6
Figura 19. Falla bifásica y despeje en la barra 6.
Fuente: Elaboración propia.
Efectuado la simulación de falla en la barra 6, las fases que se ven afectadas son B y C, y
según los resultados se observa que los valores de tensión bajan un 50%; hay valores de
sobrecorriente que alcanza el valor de 1808.1 A, el único valor que se mantiene es el que se
encuentra en la fase A. Podemos observar en la tabla 15, la corriente para el nodo 7 y este
queda fuera de servicio por la falla simulada.
Tabla 15. Valores de fallas bifásicas en el nodo 6.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9305 9292 9282 185,47 3217,2 2928,4
N2 10645 4561 4518 45,16 -42,35 1246,7
N3 10645 4561 4518 24,81 1342,7 1246,7
N4 10610 - - 20,34 - -
N5 11116 2931,6 2952 76,46 1808,1 1659,7
N6 12001 0 0 21,09 1772,4 1665,9
N7 - 3567 3972 - 503,2 549,6
Fuente: Elaboración propia.
44
Cuando opera la protección del Nodo 6, queda la barra N7 fuera de servicio, por causa de la
falla debido al cortocircuito que provoca una disminución de corriente en la barra 1 por la
salida de dos nodos influyentes del sistema N6, N7 (ver tabla 16,17) .
Cuando ocurre la apertura de la segunda protección, la alimentación de la barra N7 queda
por el camino de N3 con un valor de tensión y corriente cercanas a la nominal, debido a que
se despejo la falla existente.
Tabla 16. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N6 en falla bifásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9249 9270 9273,6 192,47 1629,6 1487,9
N2 10381 5149 5100 65,13 -65,2 1466,9
N3 10381 5149 5100 45 1528,6 1466,9
N4 10354 - - 20,12 - -
N5 9430 8296 8297 60,12 43,09 33,5
N6 11873 0 0 0 0 0
N7 - 0 0 - 0 0
Fuente: Elaboración propia.
Tabla 17. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N6 en falla bifásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9227 9218 9159 198,3 281,25 235,13
N2 9206 8942 8938 68,17 -68,65 127,6
N3 9206 8942 8938 50,21 126,35 127,6
N4 9183 - - 17,97 - -
N5 9172 9079 9080 61,09 50,72 33,4
N6 9243 15383 14262 0 0 0
N7 - 14855 13567 - 77,38 78,86
Fuente: Elaboración propia.
45
3.3.2.3 Falla y despeje en la barra 7
Figura 20. Falla bifásica y despeje en la barra 7.
Fuente: Elaboración propia.
Para la falla bifásica (fases B y C) en la barra N7 (ver tabla 18), los valores de las corrientes
llegan hasta una corriente de corto en las 2 fases de todas las barras, lo cual es uno de los
casos más críticos para el sistema modelo, de las cuales la barra 1 tiene la corriente de
cortocircuito más elevada.
Podemos observar que no existe tensión en las barras 7, en el nodo 1 la tensión sigue estable
y las barras 2, 3, 4 y 5 tienen apenas la mitad del valor nominal de la tensión, siendo el primer
grupo (2, 3, 4 y 5) el más afectado cuando se produce la falla.
Tabla 18. Valores de fallas bifásicas en el nodo 7.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9299,2 9306,6 9308 199,4 1830,3 1669,7
N2 9883,9 6753,9 6709 46,78 747,59 702,92
N3 9883,9 6753,9 6709 29,02 747,59 702,92
N4 9844,8 - - 17,75 - -
N5 10102 5858,8 5887,1 84 1019,5 941,31
N6 12521 4292,6 4305,6 21,23 968,91 944,99
N7 - 0 0 - 1698,3 1652,2
Fuente: Elaboración propia.
46
Se obtuvieron los datos de la tabla 19, con el despeje de la protección 1 nodo 7, los valores
donde la tensión en el nodo 7 sigue siendo 0; en la barra 1 y 5 se estabilizo a su valor nominal
tanto en tensión como en la corriente, debido a la salida de la barra que contenía la falla.
Con la salida de la carga conectada al nodo 7 se observa que el sistema toma una referencia
balanceada en sus fases y magnitudes, de tal manera se detecta que se tenía una carga que
generaba un desbalance en el sistema modelo. Ver tabla 19
Tabla 19. Valores cuando hay despeje del interruptor en N7 en falla bifásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9305,3 9307 9305,7 199,4 199,4 205,91
N2 9187,7 9222,4 9133,1 46,78 46,78 21,89
N3 9187,7 9222,4 9133,2 29,02 29,02 21,89
N4 911,8 - - 17,75 - -
N5 9166,6 9027,5 9034,2 84 84 77,48
N6 9144,4 9363,9 9270,6 21,23 21,23 28,11
N7 - 0 0 - 0 0
Fuente: Elaboración propia.
3.3.3 Caso 3: Falla trifásica equilibrada y despeje
En este caso 3 se efectuaron fallas trifásicas independientes en las barras 2, 3, 5 y 6 ya que
son los únicos nodos que tienen cargas trifásicas y por ello son los más influyentes para este
tipo de falla en el sistema de prueba. Con estos 4 nodos es suficiente para realizar un buen
análisis y observar el comportamiento del sistema ante ellos. Este tipo de falla trifásica es
una de la menos frecuente que se puede llegar a dar en un sistema eléctrico, ya que tienen
una probabilidad de ocurrencia de alrededor entre un 2% y 3% (Cormane Angarita, 2006)
47
3.3.3.1 Falla y despeje en la barra 2
Figura 21. Falla trifásica y despeje en la barra 2.
Fuente: Elaboración propia.
En la tabla 20 se puede observar, que solo se presentan datos de tensiones y corrientes a en
la barra 2, esto es debido a que este nodo es el principal del sistema, en donde se desprenden
los ramales principales del sistema. Al tener la barra2 con una falla trifásica, el resto del
sistema que prácticamente anulado y la energía no tiene ningún camino que seguir quedando
bloqueado. Esta sería una de las fallas más importantes y graves que podría llegar a afectar
el sistema.
Tabla 20. Valores de fallas trifásicas en el nodo 2.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9269,5 9280,3 9234 19489 19976 16787
N2 0 0 0 0 0 0
N3 0 0 0 0 0 0
N4 0 - - 0 - -
N5 0 0 0 0 0 0
N6 0 0 0 0 0 0
N7 - 0 0 - 0 0
Fuente: Elaboración propia.
48
Se puede proporcionar una solución eficaz, activando el primer despeje, en donde se
obtienen los resultados observados en la tabla 21. Los valores de tensión en las tres fases no
se logran llegar a su valor nominal, solo aumentan su valor en 20% para las barras 2, 3 y 4,
para los nodos 5, 6 y 7, su tensión se incremente en un 50%. Con respecto a los valores de
corriente en todas las barras excluyendo la barra 7, todas ellas tienen valores demasiado altos,
incrementado su valor 10 veces los nominales, que serán las corrientes de cortocircuito,
además de que el sentido de la corriente en las barras 2 y 3 sufren un cambio con respecto al
original, debido a que la corriente que alimenta estas barras fluye por el lado opuesto al
inicia.
Tabla 21. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N2 en falla trifásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9304,2 9280,4 9300,2 1202,6 1151,5 1051,5
N2 1949,1 1812,5 1797,5 -1159,8 -1023,6 -991,3
N3 1949,1 1812,5 1797,5 -1161 -1023,6 -991,3
N4 1938,3 - - 0 - -
N5 5639,5 6623,5 7417,6 1195,6 1111,5 1039,9
N6 4718,2 4812,2 5124,4 1177 1079,1 1031,5
N7 - 4668,6 5069,5 - 37,45 26,89
Fuente: Elaboración propia.
Luego de que se activa la segunda protección, se observa que la tensión se estabiliza en todo
el sistema llegando a sus valores nominales, las barras 2 y 3 se mantienen con el cambio en
el sentido de la corriente. En los nodos 5 y 6 se presenta valores de sobrecorriente en sus tres
fases, el resto del sistema se estabilizo normalmente.
Tabla 22. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N2 en falla trifásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9269,4 9292,7 9123 197 281 231,2
N2 9122,4 8699,4 8655,6 0 0 0
N3 9174,5 8683,4 8655,6 -40,78 -52,1 -52,4
N4 9094,3 - - 18,12 - -
N5 8879,6 8874,4 9123,4 144,7 229,3 210,2
N6 9274,6 8683 8705,6 87,9 180,4 176,3
N7 - 8396,4 8660 - 77,4 79,4
Fuente: Elaboración propia.
49
3.3.3.2 Falla y despeje en la barra 3
Figura 22. Falla trifásica y despeje en la barra 3.
Fuente: Elaboración propia.
En la barra 3 se efectúa una falla trifásica, en donde se observa que en la tabla 23, cuando
se produce la falla los valores de corrientes llegan hasta una corriente de corto en las 3 fases
de todas las barras. Se puede visualizar que no existe tensión en las barras 2, 3 y 4 debido a
la falla que se presenta, en el nodo 1 la tensión se mantiene con valores nominales y las barras
5, 6 y 7 tienen la mitad del valor nominal de la tensión, siendo el primer grupo (2, 3 y 4) el
más afectado cuando se produce la falla.
Tabla 23. Valores de fallas trifásicas en el nodo 3.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9308 9303,2 9298,2 5361,6 4461,9 4511,7
N2 0 0 0 4171,9 3282,1 3505,3
N3 0 0 0 -1157,6 -1169,7 -1165,2
N4 0 - - 0 - -
N5 4548,9 4486,9 4527,7 1182,5 1221,8 1213,3
N6 3059,5 2971,7 3021 1168 1193,1 1192,6
N7 - 2873,7 3005 - 15,46 26,87
Fuente: Elaboración propia.
50
Luego de que se produce la falla trifásica en la barra 3, se activa el primer despeje, que tiene
como respuesta los valores que se encuentran en la tabla 24, donde la tensión en el nodo 3
sigue siendo 0, la barra 2 y 4 obtiene su valor nominal en tensión, y en los nodos 5, 6 y 7 su
datos se mantienen entre 30% y 50% de su valor nominal. Por el lado de la corriente esta se
mantiene en cortocircuito en las 3 fases.
Tabla 24. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N3 en falla trifásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9307,54 9310 9284,6 1502 1468,9 1467,3
N2 8571,6 8514 8956,9 16,53 0 0
N3 0 0 0 -1462,7 -1378,3 -1379,4
N4 8538,5 - - 16,54 - -
N5 5745 5669,7 5620 1492,9 1432,9 1432,8
N6 3873,9 3737,3 3817 1473,6 1410,5 1410,7
N7 - 3614,5 3788 - 34,09 34,94
Fuente: Elaboración propia.
Cuando se produce el segundo despeje de la protección, la tensión y corriente en la barra 3
es igual a 0, debido a que se aísla la falla totalmente y lo que depende en esta barra ya no
influirá en el sistema. El resto de sistema es estabilizado en tensión y corriente, aunque en
las barras 5 y 6 se sigue presentando una sobrecorriente que debe ser considerada.
Tabla 25. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N3 en falla trifásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9305,1 9282,2 9245 197,5 281,1 281,62
N2 9246 9211,4 9079 16,7 0 0
N3 0 0 0 0 0 0
N4 9214 - - 16,54 - -
N5 9231,2 8854,6 9331,3 111,97 177,65 177,01
N6 9287 8679,9 8727 51,41 127,24 127,03
N7 - 8396,3 8697 - 78,48 78,025
Fuente: Elaboración propia.
51
3.3.3.3 Falla y despeje en la barra 5
Figura 23. Falla trifásica y despeje en la barra 5.
Fuente: Elaboración propia.
En la barra 5 se produce una falla trifásica que se observa que en la tabla 26, cuando se
produce la falla, los valores de corrientes llegan hasta una corriente de corto en las 3 fases
de todas las barras, de las cuales la barra 1 y 5 son las que tienen la corriente de cortocircuito
más elevadas. Podemos observar que no existe tensión en las barra 5, en el nodo 1 la tensión
sigue estable y las barras 2, 3 y 4 tienen apenas la mitad del valor nominal de la tensión, los
nodos 6 y 7 alcanzan apenas el 20 % de su valor nominal siendo este grupo el (6 y 7) el más
afectado cuando se produce la falla.
Tabla 26. Valores de fallas trifásicas en el nodo 5.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9308,1 9307,1 9306,1 4922,6 4118,8 4157,8
N2 4930,1 4936 4897,4 1268,7 1237,5 1060,8
N3 4930,1 4936 4897,4 1263,2 1235,7 1060,8
N4 4912,3 - - 12,44 - -
N5 0 0 0 3640,4 2835,4 3063,8
N6 1621,1 1598 1596,8 -1257,8 -1220,1 -1046,6
N7 - 1544,9 1585,1 - 14,5 14,6
Fuente: Elaboración propia.
52
Luego de que se obtienen los datos ante una falla trifásica en la barra 5, se da apertura al
primer despeje, que da como respuesta los valores que se encuentran en la tabla 27, donde la
tensión en el nodo 5 sigue siendo 0, en los nodos 2, 3 y 4 sus datos se mantienen en un 50%
de su valor nominal y las barras 6 y 7 tienen un 20% de su tensión original. Por el lado de la
corriente esta se mantiene en cortocircuito en las 3 fases, teniendo un cambio en su sentido
inicial en el nodo 6.
Tabla 27. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N5 en falla trifásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9242,6 9305,4 9308 1566,3 1509,7 1370,7
N2 5920,7 5982,4 5985,5 1548,4 1471,6 1331,5
N3 5920,7 5982,4 5985,5 1542,5 1471,6 1331,5
N4 5900 - - 11,5 - -
N5 0 0 0 0 0 0
N6 1970,4 1956 1955,7 -1538,1 -1453,7 -1314,9
N7 - 1890,1 1942,2 - 16,87 17,48
Fuente: Elaboración propia.
Cuando se activa la segunda protección, la tensión y corriente en la barra 5 es igual a 0,
debido a que se aísla la falla totalmente y lo que depende en esta barra ya no influirá en el
sistema. El resto de sistema es estabilizado en tensión y corriente, a diferencia de los casos
anteriores la barra 6 que anteriormente tenía un valor de sobrecorriente, para esa situación su
valor ahora es estable.
Tabla 28. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N5 en falla trifásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9299,5 9251,3 9281,6 195,03 274,41 231,4
N2 9217,3 8906,3 8977,4 126,76 173,61 158,57
N3 9217,3 8906,3 8977,4 108,96 173,61 158,57
N4 9186,3 - - 17,76 - -
N5 0 0 0 0 0 0
N6 9181,7 8464,6 8749,6 -58,91 -49,24 -32,47
N7 - 8188,6 8683,8 - 76,81 78,35
Fuente: Elaboración propia.
53
3.3.3.4 Falla y despeje en la barra 6
Figura 24. Falla trifásica y despeje en la barra 6.
Fuente: Elaboración propia.
La última falla trifásica se realizó en la barra 6, que se puede identificar en la tabla 29, cuando
se produce la falla los valores de corrientes llegan hasta una corriente de corto en las 3 fases
de todas las barras, de las cuales la barra 1 tienen la corriente de cortocircuito más elevada .
Podemos observar que no existe tensión en las barras 6 y 7, en el nodo 1 la tensión sigue
estable y las barras 2, 3, 4 y 5 tienen apenas la mitad del valor nominal de la tensión, en donde
se puede evidenciar que es una de las zonas (2, 3, 4 y 5) con mayor nivel de afectación en el
sistema cuando se produce la falla.
Tabla 29. Valores de fallas trifásicas en el nodo 6.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9307,4 9308 9299 4066,5 4083,4 3432,5
N2 4555 4568,5 4532,4 1741,2 1740,4 1456,3
N3 4555 4568,5 4532,4 1741,2 1740,4 1456,3
N4 4538,4 - - 8,7 - -
N5 2956,7 2953,6 2954,8 2313,6 2315,6 1945,1
N6 0 0 0 2304,4 2315,6 1940,9
N7 - 0 0 - 0 0
Fuente: Elaboración propia.
54
En el despeje 1 de la protección se obtienen los datos de la tabla 30, dando como respuesta
los valores donde la tensión en el nodo 6 y 7 sigue siendo 0, en la barra 1 y 5 se estabilizo a
su valor nominal tanto en tensión como en la corriente, y en los nodos 2, 3 y 4 sus datos se
mantienen en un 50% de su valor nominal. La corriente se mantiene en cortocircuito en las
3 fases exceptuando los valores de los nodos 3 y 4 que son datos estables.
Tabla 30. Valores cuando hay despeje del interruptor 1 en N6 en falla trifásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9307,6 9307,3 9302 2008,8 1934,8 1739,5
N2 5150,1 5170,6 5116,1 1963,1 1865,7 1688
N3 5150,1 5170,6 5116,1 1963,1 1865,7 1688
N4 5131,4 - - 9,93 - -
N5 8334,3 8348,7 8316,5 55,29 46,48 33,4
N6 0 0 0 0 0 0
N7 - 0 0 - 0 0
Fuente: Elaboración propia.
Cuando se produce el segundo despeje de la protección, la corriente en la barra 6 es igual 0,
aunque el valor de la tensión en este nodo es estable. El resto de sistema es estabilizado en
tensión y corriente, podemos observar que en la barra 7 se tiene una sobretensión en las fases
B y C al igual que los presenta el nodo 6 en estas mismas fases.
Tabla 31. Valores cuando hay despeje del interruptor 2 en N6 en falla trifásica.
NODO TENSIÓN [V] CORRIENTE [A]
Va Vb Vc Ia Ib Ic
N1 9206 9235,4 9199,5 198,32 281,34 235,03
N2 9279 8962 8965,5 68,93 126,21 127,54
N3 9279 8962 8965,5 51,18 126,21 127,54
N4 9236 - - 17,88 - -
N5 9233 9105 9114,2 61,18 50,58 33,2
N6 9308 12984 14688 0 0 0
N7 - 12112 13882 - 77,19 78,95
Fuente: Elaboración propia.
55
3.4 Enfoque y descripción a la protección integral en el sistema de prueba
Luego de simular diferentes tipos de fallas en el sistema de prueba y de obtener los resultados
de tensiones y corrientes en distintos nodos, se debe analizar el sistema para poder enfocarlo
hacia un nuevo esquema de protección integral. Esto se describe como un nuevo tipo de
protección el cual nos permite mejorar los sistemas ante diversas fallas que se puedan
presentar. Este nuevo tipo de metodología que se basa en los relés direccionales que pueden
identificar las fallas en sistemas enmallados, programando los interruptores en todas
direcciones con el fin de despejar la carga o la línea que está en falla, ya que se requiere de
la inserción de todos los elementos del sistema, haciéndolo un sistema más robusto y eficaz
ante las fallas. La protección integral en los sistemas eléctricos es un método es muy poco
conocido y poco utilizado en la práctica actualmente, ya que es un nuevo procedimiento que
requiere de mejoras debido a que aún se encuentra en desarrollo, en donde se requiere de
tecnología de punta en los dispositivos de protección y de protocolos de comunicación
específicos bien definidos, además de lograr mejorar los tiempos de despeje y de restauración
en las cargas.
El cerebro del sistema de las protecciones integrales está constituido principalmente por los
relés de protección de sobrecorriente direccional, que son elementos compactos
electromecánicos (o también lo basados en microprocesadores), que están conectados a lo
largo del sistema de distribución enmallado para detectar condiciones intolerables o
indeseables dentro de un área deseada. Estos están diseñados para mantener un alto grado de
continuidad en el servicio y limitar los posibles daños en los equipos, verificando las
condiciones en el sistema, teniendo un sistema de protección integral eficaz para detectar y
ejecutar el despeje de la falla, operando los relés necesarios para la realizar el despeje de la
falla de la zona en conflicto, además de incluir relés de monitoreo de canales de comunicación
entre ellos, teniendo un buen grado de confiabilidad, que es la correcta operación de respuesta
a una perturbación en el sistema y contemplando el nivel seguridad del sistema para evitar la
operación defectuosa que se puedan tener en éste.
En el sistema de prueba se puede emplear un esquema de protección integral, estableciendo
condiciones de operación para poder efectuar un nuevo modelo, teniendo presente las
características mencionadas anteriormente, con el objetivo de reconocer la gravedad y la
ubicación en donde se originó la falla, dando un solución eficiente de manera integral a este
problema, al ser aplicado a un sistema de distribución enmallado. Lo que se logra resaltar
luego de obtener los resultados de las simulaciones y observando el comportamiento de los
valores tensión y corriente en el sistema de prueba ante distintos tipos de fallas, podemos
analizar que al efectuar los despejes controlados por los interruptores que están programados
secuencialmente para aislar en su totalidad la falla sin que las demás protecciones se disparen,
56
encontramos que los niveles de tensión en las barras se logran normalizar a sus valores
nominales, las cargas se alimenten de nuevo después de que la falla se ha producido,
inyectando la tensión necesaria para que el sistema vuelva a operar de la forma correcta. Se
deben realizar ajustes en la protección integral para lo que es necesario determinar el
comportamiento de los elementos y la selección adecuada de los relés en el sistema de
distribución enmallado, teniendo la capacidad de actuar de forma automática ante una falla
inminente dentro del sistema.
Debido a que no se puede tener la certeza de dónde y en qué lugar podrá ocurrir una falla ni
de qué tipo será, es una desventaja para un sistema eléctrico. Luego de realizar varias
simulaciones para diferentes tipos de fallas y adquirir resultados de cómo se puede comportar
este sistema ante una inminente falla, se puede dar pronóstico con base a unos datos y
estadísticas según los resultados obtenidos, programando los relés con los datos de referencia,
teniendo las posibles combinaciones de fallas que pueden ocurrir y de esta manera se
conseguirá realizar un una coordinación de protecciones y un despeje óptimo,
proporcionando una solución efectiva y rápida, ya que se tienen valores importantes como
son las corrientes de cortocircuito en todas las barras, manteniendo el sistema normalizado
sin que se produzcan deslastres de cargas. Por otro lado, en la actualidad se cuenta con
diferentes algoritmos de localización de fallas en redes eléctricas que permiten según el
historial de eventos registrados en los relés digitales determinar tanto la zona como la
magnitud de la falla, como en (Panesso & Mora, 2012) o (Al-shaher, Sabry, & Saleh, 2003).
Esto lastimosamente no es posible empleando los esquemas actuales de protección basados
en fusibles, pues éstos no permiten la interacción entre elementos o el almacenamiento de
eventos en la red.
Finalmente, la tecnología actual de las protecciones digitales permite estimar basados en
diferentes técnicas (según la referencia y el fabricante) la localización de una falla en la red
y además determinar de acuerdo a modelos matemáticos incluidos en dichos dispositivos, el
valor de la impedancia de falla según la naturaleza o tipo de la misma (SEL, 2003) (SEL,
2010).
57
4 CONCLUSIONES, RECOMENDACIONES Y TRABAJO FUTURO
4.1 Conclusiones generales
Luego de obtener los resultados de varias simulaciones con base en el sistema de prueba, se
pudo analizar el comportamiento del sistema ante diferentes fallas, teniendo como principio
unas condiciones de operación de los sistemas, trazando una hipótesis del comportamiento
de las fallas en todas las barras, teniendo los mismos tiempos en los dos despejes de las falla,
esto se puede observar mejor en los anexos, que son las gráficas en donde se describen los
niveles de tensión y corriente en cada fase, una por cada tipo de falla. Con todas estas
simulaciones y datos obtenidos, se puede crear una base de datos con el fin de poder
pronosticar y analizar los posibles tipos de fallas que se dan en el sistema eléctrico, con el
objetivo de dar un rápido restablecimiento del sistema ante una inminente falla, además de
realizar una coordinación de protecciones pero integrando los dispositivos y demás
elementos dispuestos en el sistema de protección, programando los relés de sobrecorriente
para despejar y proteger un sistema enmallado ante cualquier tipo de falla sin que se produzca
un deslastre de cargas ni afecte las líneas de distribución.
No obstante este método de integración de elementos y dispositivos dentro de un sistema
depende básicamente del nivel de tecnológico en los relés de sobrecorriente, se está tomando
este sistema de prueba como un caso hipotético para analizar qué ventajas y desventajas se
podrían tener al aplicarlo en un sistema de distribución enmallado real, con el objetivo de
optimizar los sistemas de protecciones. El concepto que el relé se pueda anticipar a la falla
es algo utópico, aunque si se puede realizar un pronóstico en base de unos datos y estadísticas
de falla simulados y con ello realizar una programación a los relés para que de esta forma
estén preparados ante cualquier eventualidad. Pero la discusión relacionada con que si ante
una falla o perturbación se requiere un disparo, indudablemente sigue creciendo. El
desarrollo de relés más rápidos debe ser medido siempre contra la probabilidad incrementada
de más operaciones indeseadas o inexplicadas. Cuando se active la protección integral en el
sistema, este mismo deberá tener en cuenta que no se tendrán que disparar el resto de las
protecciones solamente si es necesario, es decir que actuarían como respaldo.
El tópico de protección integral está aún en discusión y no se tiene un concepto
completamente definido al respecto. Por ejemplo, en (Wright, 2013) se presentan varias
formas de protección integral, como son: protección adaptiva, control y rechazo de la
generación, deslastre de carga, compensación de reactivos, relaciones dinámicas en las líneas,
entre otros. Por lo anterior, es difícil discriminar los esquemas de protección integral como
58
un todo o como un concepto único dentro de las estrategias de conservación de la continuidad
del suministro eléctrico.
Un sistema de protección integral no está definido claramente, por esta razón se necesita ser
más concreto en una metodología que exponga claramente los pasos para enfocar los
sistemas de protección actuales hacia un sistema integral. El tema expuesto será más sencillo
de analizar en un tiempo futuro no muy lejano, ya que existirán más herramientas y bases
para poder desarrollar este tema, aplicándolo a sistemas de distribución reales.
Algunos no muy positivos que se pueden concluir al intentar aplicar un sistema protección
integral aun sistema de transmisión y distribución real, serán los grandes costos y tiempo
que se deberán asumir para poder mejorar la infraestructura eléctrica para adaptar este
sistema, teniendo un impacto negativo en la parte económica y ambiental. Otra cosa que se
deberá tener en cuenta, son los recursos para mejorar los equipos en el sistema volviéndolo
más inteligente, mediante el control y monitoreo del sistema eléctrico, teniendo
comunicaciones más rápidas en las redes y desarrollando estrategias de la toma de decisiones
en los dispositivos como en los relés.
Luego de analizar los resultados del sistema ante diferentes fallas, podemos observar que la
falla que más afecta al sistema es la trifásica, debido a que el resto del sistema colapsa cuando
esta se presenta en las barras 2, 3, 5 y 6. Para el caso 3 en la barra 2 cuando se simula una
falla trifásica, podemos observar que el nodo 1 es el único que cuenta con valores nominales
de tensión y teniendo valores de corriente en sus fases de 19,4 kA aproximadamente, el resto
del sistema está fuera de servicio y con los valores de tensión y corriente totalmente caídos,
siendo esta la falla que más afecta al sistema.
Con una falla trifásica en la barra 3, obtenemos un sistema con caídas de tensión en todos los
nodos teniendo los valores más críticos en las barras 2, 3, 4. EL valor de la corriente en todas
las barras es de más de 10 veces la nominal, teniendo un cambio en el flujo de la corriente
para el nodo3. Este es otro tipo de falla que es demasiado relevante para el sistema, debido a
que afecta a toda la red cuando este problema se presenta. Para estos mismos casos trifásicos
pero presentes en las barras 5 y 6, el deslastre de carga aunque es menor también es
importante tenerlos en cuenta, debido a que de igual forma afecta al sistema como se puede
evidenciar en los nodos 2, 3, 4 y 7 en los valores de tensión y corriente.
59
4.2 Recomendaciones y trabajo futuro
Para mejorar el sistema de prueba teniendo los resultados del estudio podemos recomendar
que ante una inminente falla, se pueda resolver tomando una acción suplementaria que sea
de forma integral, teniendo en cuenta que la característica de este sistema a implementar es
la eficiencia y la rapidez en los protocolos de comunicación en los dispositivos de protección.
Se podrá aplicar una programación en los relés de forma que se puedan coordinar los
dispositivos de todo el sistema según los resultados obtenidos teniendo en cuenta las
corrientes de corto circuito en todas las barras según el tipo de falla.
Para poder operar el sistema existente volviéndolo más inteligente, se dará un enfoque
alternativo, mediante el control de las variables en los elementos de protección y las
cantidades del sistema de media tensión enmallado, programando el modelo con base con los
datos obtenidos en el sistema de prueba (corriente de cortocircuito y tensión), en donde se
tomaran decisiones de control automáticos y acción basados en el estado del sistema de
prueba.
Sería conveniente aplicar este nuevo concepto de sistema integral a una red de distribución
real, para poder observar y comparar su comportamiento y ver como se desempeña
incluyendo este nuevo concepto, además de tener en cuenta todos las posibles fallas que se
pueden dar para un sistema enmallado, encontrando posibles inconvenientes para adaptar un
sistemas integral a los dispositivos de protección.
Realizar simulaciones de fallas serie, ya que para los casos anteriores no se tuvieron en cuenta
este tipo de fallas y podría ser muy útil para un trabajo futuro, ya que entre más simulaciones
se realicen y más datos se obtengan se podrá mejorar la coordinación de los relés de modo
que se proteja más eficazmente el sistema, con el fin de cubrir cualquier anomalía que se
presente en el sistema aplicando la protección integral.
También podemos emplear las recomendaciones enfocándolo a los tiempos que se manejan
entre los diferentes relés que intervienen en un sistema enmallado, analizando el
comportamiento de cuando se produzca una falla en cualquier parte del sistema los relés o
interruptores puedan despejar la falla en el menos tiempo posible y además de que no afecte
ni se produzca un deslastre de cargas que perturbe el sistema restaurando la zona involucrada.
Se debe tener presente en una protección integral las características que no fueron tomadas
en cuenta para el sistema de prueba utilizado como lo es la selectividad de operación,
velocidad, sensibilidad, fiabilidad y seguridad.
60
Como trabajo futuro se podrá diseñar un algoritmo según las recomendaciones presentadas
anteriormente para poder evaluar de una mejor manera de acuerdo a nuevos resultados más
específicos la eficiencia que puede presentar el sistema enmallado a esta nueva metodología,
implementando la protección integral de los elementos de un sistema, comparando esta nuevo
concepto con las estrategias utilizadas actualmente.
También se deberá tener en cuenta para poder seguir en esta misma línea de investigación,
realizar un estudio profundo acerca de las nuevas tecnologías empleadas para los relés,
evidenciando su comportamiento y qué falencias se pueden encontrar al implementar este
nuevo sistema de protección; empresas como Schneider Electric, Siemens, ABB, SEL,
Alstom, entre otras, están involucrando este concepto en el diseño de sus dispositivos.
61
5 BIBLIOGRAFÍA
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62
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63
ANEXOS
Anexo A (Gráficas de corrientes y tensiones en condiciones normales del sistema de prueba
en cada fase en cada barra).
Figura 25. Grafica de la corriente del sistema en estado estable en la fase A.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 26. Grafica de la corriente del sistema en estado estable en la fase B.
Fuente: Elaboración propia.
64
Figura 27. Grafica de la corriente del sistema en estado estable en la fase C.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 28. Grafica de la tensión del sistema en estado estable en la fase A.
Fuente: Elaboración propia.
65
Figura 29. Grafica de la tensión del sistema en estado estable en la fase B.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 30. Grafica de la tensión del sistema en estado estable en la fase C.
Fuente: Elaboración propia.
66
Anexo B (Gráficas de corrientes y tensiones de falla y despeje monofásico en el nodo 2 en
cada fase)
Figura 31. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase A.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 32. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase B.
Fuente: Elaboración propia.
67
Figura 33. Graficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase C.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 34. Graficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 2 de la
fase A.
Fuente: Elaboración propia.
68
Figura 35. Graficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 2 de la
fase B.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 36. Graficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 2 de la
fase C.
Fuente: Elaboración propia.
69
Anexo C (Gráficas de corrientes y tensiones de falla y despeje monofásico en el nodo 4 en
cada fase)
Figura 37. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 4 de
la fase A.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 38. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 4 de
la fase B.
Fuente: Elaboración propia.
70
Figura 39. Graficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 4 de
la fase C.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 40. Graficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 4 de la
fase A.
Fuente: Elaboración propia.
71
Figura 41. Graficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 4 de la
fase B.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 42. Graficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 4 de la
fase C.
Fuente: Elaboración propia.
72
Anexo D (Graficas de corrientes y tensiones de falla y despeje bifásico en el nodo 7 en
cada fase).
Figura 43. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 7
de la fase A.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 44. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 7 de
la fase B.
Fuente: Elaboración propia.
73
Figura 45. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 7 de
la fase C.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 46. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 7 de
la fase A.
Fuente: Elaboración propia.
74
Figura 47. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 7 de
la fase B.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 48. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 7 de
la fase C.
Fuente: Elaboración propia.
75
Anexo E (Graficas de corrientes y tensiones de falla y despeje trifásico en el nodo 2 en
cada fase).
Figura 49. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 2
de la fase A.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 50. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase B.
Fuente: Elaboración propia.
76
Figura 51. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase C.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 52. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase A.
Fuente: Elaboración propia.
77
Figura 53. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase B.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 54. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 2 de
la fase C.
Fuente: Elaboración propia.
78
Anexo F (Graficas de corrientes y tensiones de falla y despeje trifásico en el nodo 3 en
cada fase).
Figura 55. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 3 de
la fase A.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 56. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 3 de
la fase B.
Fuente: Elaboración propia.
79
Figura 57. Gráficas de todo el sistema de la corriente de falla y los despejes en la barra 3 de
la fase C.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 58. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 3 de
la fase A.
Fuente: Elaboración propia.
80
Figura 59. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 3 de
la fase B.
Fuente: Elaboración propia.
Figura 60. Gráficas de todo el sistema de la tensión de falla y los despejes en la barra 3 de
la fase C.
Fuente: Elaboración propia.