instituto politÉcnico nacional · a mí espíritu; por haber tenido las agallas y el coraje para...
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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA
MECÁNICA Y ELÉCTRICA
“PROTECCIÓN CON RELEVADORES MICROPROCESADOS
DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN REM-73B10-MOS DE 85 kV”
TESIS
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:
INGENIERO ELECTRICISTA
PRESENTAN:
LUIS ÁNGEL PEREYRA MARTÍNEZ
JOSÉ ROBERTO ZEPEDA PAREDÓN
ASESORES:
ING. FRANCISCO JAVIER PALACIOS DE LA O
ING. ERNESTO ADOLFO NIÑO SOLÍS
MÉXICO D.F. MAYO 2015
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Agradecimientos
J. Roberto Zepeda Paredón
A mi madre, por estar en todo momento con migo, fuese de día o de noche, en los
buenos y malos momentos, por preocuparse y al mismo tiempo apoyarme para
seguir adelante en cada paso, por no dejarme caer cuando las cosas se ponían más
difíciles en cado paso, gracias por tanto cariño que siempre me has dado, que ha
sido lo más importante para mí y que gracias a eso siempre he logrado superarme,
muchas gracias, esto te lo dedico a ti; TE AMO.
A mi padre, por ser siempre el ejemplo de esfuerzo y dedicación a seguir, por
enseñarme a no conformarme nunca con lo ya obtenido y siempre ir por más para
ser mejor cada día, gracias por guiarme por el buen camino, por darme la
oportunidad de tener una carrera profesional y darme una educación con valores ya
que gracias a eso en este momento logro terminar mi carrera de buena forma, este
triunfo en mi vida te lo dedico a ti.
A mis hermanas, por ser una de las partes más importantes en mi vida, por ser
ejemplos para mí, por su apoyo incondicional en cualquier momento, por sus
consejos de superación, por su apoyo en momentos difíciles para mí, gracias por
estar con migo significan mucho para mí.
A mis asesores, gracias por el apoyo brindado para la elaboración de este trabajo,
por sus consejos, paciencia, su tiempo y por todas las enseñanzas que son de gran
ayuda para mi desarrollo profesional.
A los ingenieros en la CFE, Ing. Carlos Vaca, Ing. Juventino, Ing. Gonzalo, Ing.
Urresti, gracias por el apoyo brindado en el desarrollo de mi servicio social, así como
los consejos dados.
Al Instituto Politécnico Nacional, por aceptarme en esta casa de estudios, que es
la más grande e importante de todo México en el área de Ingeniería.
A la ESIME Zacatenco, por darme la formación profesional en este tiempo, contando
con profesores de gran importancia y de gran capacidad de enseñanza.
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Agradecimientos
Luis A. Pereyra Martínez
A Dios; Gracias por permitirme la vida, y concederme estos años para poder
formarme como un hombre de éxito pese a grandes retos que la vida me puso en el
camino, que sin duda alguna fueron difíciles y fortalecieron mi espíritu.
A mí espíritu; Por haber tenido las agallas y el coraje para ser un hombre de bien y
con un futuro próspero en la vida.
A mis padres; Gracias por creer en mí y darme la oportunidad y el apoyo para
cumplir, por ahora, con el logro más importante de mi vida, que es mi formación
profesional.
A mis tíos; Gracias a ustedes por permitirme formar parte de su hogar y darme
afecto de familia, que sin duda alguna fue el impulso para lograr este éxito en mi
vida.
A ti Lizbeth; Gracias por tu amor y la confianza que me brindaste en el último año de
mi carrera profesional, porque has creído y confiado en mí.
A mis asesores; Gracias a mis asesores los ingenieros Francisco Javier Palacios
De La O y Ernesto Niño Solís, por el apoyo brindado para la realización de este
trabajo de titulación.
A los ingenieros; Gracias al Ingeniero Carlos Vaca Jiménez y al Ingeniero Juventino
Andrés Flores por el apoyo brindado durante la estancia de servicio social en la CFE.
Al IPN y a la ESIME ZACATENCO; Gracias por haberme dado la oportunidad de
formar parte de esta gran casa de estudios, porque gracias a los profesores de cada
materia impartida en esta casa he logrado llevar con migo los conocimiento
necesarios para volverme un hombre de éxito en la vida, gracias por darme la
oportunidad de ser reconocido como un politécnico.
“Persevera y alcanzaras”
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Resumen
Los sistemas eléctricos de potencia han tenido una gran evolución en cuanto a su
tecnología para formar las distintas redes que lo integran. Cada vez más la
importancia de que una red no salga de servicio es un tema que en la actualidad se
le da mucha importancia.
Es por esto que en la presente tesis se analiza la importancia de contar con un
esquema de protección confiable incorporado a las líneas de trasporte de energía.
En el desarrollo de este tema se presenta la aplicación de los relevadores de
protección de líneas, esto para garantizar que la línea salga de servicio en cuanto
detecte una falla y esta no perdure en falla y pueda repercutir en el funcionamiento
del resto de los equipos.
Aquí se analizara la protección a una línea de subtransmisión eléctrica de 85 kV, que
interconecta directamente a las subestaciones Remedios y Morales, esta línea
trasporta una capacidad total de 250 MVA, y cabe mencionar que la línea no solo
alimenta a la subestación Morales, además alimenta de energía eléctrica a las
subestaciones; Verónica, la huasteca, Colgate, a la Secretaria de la Defensa
Nacional y a la subestación Hipódromo es una línea que suministra energía a varias
subestaciones importantes por lo que el sistema de protección debe ser lo
suficientemente confiable para garantizar el suministro de energía a los usuarios.
Además económicamente representaría una pérdida considerable para la empresa
suministradora de energía, por la cantidad de energía dejada de vender en los
tiempos en que la línea estuviera fuera por las fallas diversas.
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Índice
Objetivos .................................................................................................................................................. 8
Objetivo General ............................................................................................................................ 8
Objetivos Específicos ...................................................................................................................... 8
Justificación .............................................................................................................................................. 9
Introducción ........................................................................................................................................... 10
CAPÍTULO 1. GENERALIDADES DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA ................................................ 13
1.1. El Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) ............................................................................. 14
1.2. Fallas en el SEP ................................................................................................................. 14
1.2.1. Tipos de Fallas en el SEP ........................................................................................... 15
1.3. Causas de Falla del Equipo de Protección ........................................................................ 18
1.4. Índice de Confiabilidad del Sistema de Protección .......................................................... 19
1.5. Organismos nacionales encargados de la Normalización Vigente para el SEP ............... 19
1.6. Niveles de Tensión Normalizados .................................................................................... 21
CAPÍTULO 2. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN ELÉCTRICA ......................................................................... 23
2.1. Definición .............................................................................................................................. 24
2.2. Tensión de Operación de las Líneas de Subtransmisión ....................................................... 24
2.3. Constitución de las Líneas de Subtransmisión ...................................................................... 24
2.3.1. Hilo de Guarda ................................................................................................................ 25
2.3.2. Estructura de Líneas de Subtransmisión ........................................................................ 25
2.3.3. Número de Circuitos ...................................................................................................... 26
2.4. Densidad de Descargas Atmosféricas por Año (Isodensidad) ............................................... 26
2.5. Claro entre Torres ................................................................................................................. 27
2.6. Coordinación de Aislamiento ................................................................................................ 28
2.6.1. Determinación del Aislamiento ...................................................................................... 30
2.7. Transformadores de instrumentos ....................................................................................... 31
2.7.1. Transformadores de Corriente (TC) ............................................................................... 32
2.7.2. Transformadores de Potencial (TP) ................................................................................ 34
2.8. Sistema de Protección ........................................................................................................... 36
2.8.1. Relé de Sobrecorriente (50/51),(67) .............................................................................. 37
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2.8.2. Relé diferencial de Línea (87L) ....................................................................................... 37
2.8.3. Relé de Distancia (21) ..................................................................................................... 38
2.8.4. Relé de Distancia de Comunicación ............................................................................... 39
2.9. Características de un Sistema de Protección ........................................................................ 39
2.9.1. Protección Primaria y Protección de Respaldo .............................................................. 41
2.10. Esquemas Normalizados de Protección .............................................................................. 42
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN ELÉCTRICA REM-MOS ................................ 53
3.1. Características Generales de la Línea de REM-MOS ........................................................... 54
3.2. Características Generales de la Subestación Eléctrica Remedios ......................................... 58
3.3. Características Generales de la Subestación Eléctrica Morales ............................................ 62
3.4. Cálculo de la Corriente de Falla de Corto Circuito Monofásica y Trifásica de la Línea. ........ 66
3.5. Protecciones de la Línea REM-MOS ...................................................................................... 73
3.5.1. Calculo del Transformador de Potencial (TP) ................................................................. 76
3.5.2. Calculo del Transformador de Corriente (TC) ................................................................ 76
3.6. Relevador de Distancia (21) y Direccional 67 (SEL-421). ....................................................... 77
3.7. Relevador Diferencial 87L (SEL 411L) y (GE-L90) ................................................................... 82
3.8. Ajuste de los Relevadores ..................................................................................................... 86
3.9. Curva Tiempo-Corriente ........................................................................................................ 90
3.10. Diagrama Trifilar de las Protecciones de la Línea ............................................................... 91
CAPÍTULO 4. ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO ...................................................................................... 92
4.1. Características Técnicas de los Relevadores SEL-411 y GE-L90 ........................................ 93
4.1.1. Relevador SEL-411L ........................................................................................................ 93
4.1.2. Relevador GE-L90 ........................................................................................................... 94
4.2. Costo de los relevadores empleados en la línea ................................................................... 95
4.3. Energía dejada de vender en un tiempo de perturbación de la línea ................................ 97
CONCLUSIONES ...................................................................................................................................... 98
BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................................................... 99
ANEXOS ................................................................................................................................................ 101
ANEXO 1.-ÍNDICE DE FIGURAS.............................................................................................................. 102
ANEXO 2.-ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................... 104
ANEXO 3.-ABREVIATURAS Y CLAVES DE IDENTIFICACIÓN ................................................................... 105
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Objetivos
Objetivo General
Análisis de la protección con relevadores a una línea de subtransmisión de 85
kV en operación.
Objetivos Específicos
Calculo del corto circuito monofásico y trifásico de la línea de 85 kV.
Causas que originan las fallas en las líneas de transporte de energía
Principio de operación de los relevadores de protección.
Comparación técnica de los relevadores SEL y GE
Análisis técnico-económicos de los relevadores empleados en base a su
comparación técnica.
Análisis de pérdida económica que se originan cuando la línea sale de
servicio.
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Justificación
Se pretende en el presente trabajo corroborar y expandir los conocimientos
adquiridos durante la carrera, en cuanto a los sistemas de protección para las líneas
de subtransmisión, llevando la teoría a lo real, para esto, se pretende analizar una
línea de subtransmisión real, que esté operando en el Sistema Eléctrico Nacional, de
manera ordinaría.
La línea seleccionada es la que va de la subestación eléctrica REMEDIOS a la
subestación eléctrica MORALES (REM-MOS), con la intensión de verificar el
comportamiento de la protección de estas líneas de subtransmisión, se pretende
realizar el análisis para la selección de los elementos de protección.
Cabe mencionar que los dos circuitos de la línea son; REM-73B10-MOS y REM-
73B20-MOS, de los cuales uno se encuentra protegido con un relevador de marca
SEL, y el otro circuito tiene un relevador marca General Electric (GE), como
protección principal.
El enfoque principal será para los relevadores utilizados en la línea de
subtransmisión, ya que cuenta con dos relevadores de diferentes marcas a pesar de
tener las mismas características en ambos circuitos.
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Introducción
Los centros de consumo y la creación nueva de los mismos originan que los
sistemas de potencia aumenten su capacidad. A menudo, las centrales generadoras
se ubican en zonas alejadas de los centros de consumo, esto ocurre por un conjunto
de razones técnicas, económicas y ambientales. Esto obliga a la generación de
grandes cantidades de energía eléctrica, a la utilización de tensiones elevadas para
transportar la energía eléctrica y por consecuencia a la construcción de líneas de
transmisión eléctrica, que paulatinamente dan origen a redes de gran tamaño.
La confiabilidad en un sistema eléctrico de potencia es la habilidad que tiene este
para proveer energía eléctrica a los principales puntos de utilización en la cantidad
requerida y con nivel aceptable de calidad y seguridad.
La confiabilidad de los sistemas eléctricos es una necesidad que se inició desde
hace mucho tiempo, pero en los últimos años se le ha dado mucha importancia
porque algunos clientes de energía eléctrica requieren para sus cargas, sistemas de
suministro eléctrico con una continuidad casi perfecta. La Confiabilidad es un tema
que siempre se ha mezclado con la Calidad de la Energía. En los últimos años se
está presentando una creciente necesidad de los clientes de suministro eléctrico por
una onda de tensión casi pura, y el uso creciente de cargas de equipos electrónicos
delicados, en donde las impurezas en la forma de onda de tensión y corriente así
como las interrupciones en el suministro eléctrico reducen la confiabilidad de las
redes eléctricas.
El suministro de energía en forma confiable y con calidad es fundamental; ya que
cualquier interrupción en el servicio o la entrega de energía de mala calidad causarán
inconvenientes mayores a los usuarios, podrán llevar a situaciones de riesgo y, a
nivel industrial, ocasionarán severos problemas técnicos y de producción.
Invariablemente, en tales circunstancias, la pérdida del suministro repercute en
grandes pérdidas económicas.
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Cuando se produce una falla las magnitudes asociadas al SEP alcanzan valores
situados fuera de sus rangos nominales de funcionamiento y determinadas áreas del
sistema pueden pasar a operar en condiciones desequilibradas, con el riesgo que
ello conlleva para los diferentes elementos que lo integran. En caso de no tomar
ningún tipo de medida en contra, la falla se propagaría a través de la red y sus
efectos se irían extendiendo. Como consecuencia de esto, importantes zonas de la
red podrían quedar a llegar fuera de servicio y la calidad del suministro se resentiría,
incluso en zonas alejadas del punto en que produjo la falla.
Tanto por razones técnicas como económicas, es imposible evitar que se produzcan
fallas. El diseño de un sistema eléctrico de potencia debe contemplar el hecho de
que van a producirse fallas de manera aleatoria e inesperada, por lo que es
necesario dotarlo de los medios adecuados para su tratamiento. Por esta razón, los
SEP incorporan un sistema de protección que tiene por objetivo minimizar los efectos
derivados de los diferentes tipos de fallas que pueden producirse.
La actuación del sistema de protección va encaminada, por tanto, a mantener tanto
la calidad como la continuidad del servicio, intentando que ambas características se
resientan mínimamente durante un tiempo mínimo. Independientemente del punto en
que se produzca la falla, la primera reacción del sistema de protección es la
desconectar la red en falla, para impedir que la falla se propague y disminuir el
tiempo de permanencia bajo esfuerzo extremos de los equipos más directamente
afectados. La desconexión de la red en falla mediante interruptores automáticos de
potencia origina un transitorio que, asimismo, puede implicar una serie de
alteraciones como sobretensiones, descompensaciones entre generación y consumo
como cambio de la frecuencia, tensión, corriente etcétera.
La función de la protección por relevadores es originar el retiro rápido del servicio de
cualquier elemento de un sistema de potencia cuando este sufre un corto circuito o
cuando empieza a funcionar de una forma anormal que pueda originar daño e
interfiera de otra manera con el funcionamiento eficaz del resto del sistema.
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Este equipo de protección por relevadores esta ayudado, en esta tarea, por
interruptores que son capaces de desconectar el elemento defectuoso cuando el
equipo de protección se los manda. Estos interruptores están localizados de tal
manera que cada generador, transformador, barra colectora, línea de transmisión,
etc. Pueda desconectarse por completo del resto del sistema. Estos interruptores
deben tener la capacidad suficiente para que puedan conducir momentáneamente la
corriente máxima de cortocircuito que puede fluir a través de ellos, e interrumpir
entonces esta corriente; deben soportar también el cierre de un corto circuito
semejante e interrumpirlo de acuerdo con ciertas normas prescrita. Los fusibles se
emplean donde los relevadores de protección y los interruptores no son justificables
económicamente
Si se desea una protección adecuada para un sistema de potencia, debe
considerarse también el tamaño del sistema para determinar la corriente de corto
circuito y poder seleccionar la capacidad interruptiva adecuada de los interruptores.
La capacidad de interrupción debe ser lo suficientemente alta para interrumpir la
máxima corriente de corto circuito que el sistema de potencia puede hacer circular.
Una función secundaria de la protección por relevadores es indicar el sitio y el tipo de
la falla. Dichos datos no solo ayudan en la reparación oportuna, sino que también por
comparación con las observaciones humanas y con los registros automáticos,
proporcionan medios para el análisis de la eficacia de la prevención de las fallas y las
características que incluye la protección por relevadores.
Podemos considerar, que la energía eléctrica es el músculo de la civilizaron humana,
no se puede concebir en la actualidad a la civilización sin la ayuda de la energía
eléctrica, así como también que los sistemas de generación y manejo de la energía
se han vuelto más y más complejos por lo que se requiere de una constante
innovación y desarrollo de nuevas tecnologías aplicadas en cada una de las áreas
que lo componen, además de que todo ingeniero eléctrico debe tener una idea
completa de los sistemas y especialidades que lo componen.
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CAPÍTULO 1. GENERALIDADES DEL SISTEMA
ELÉCTRICO DE POTENCIA
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1.1. El Sistema Eléctrico de Potencia (SEP)
Desde el punto de vista de operación de sistemas eléctricos, se puede considerar
a grandes rasgos que este está formado por tres etapas operativas:
Sistema Eléctrico
Control
Protección
En la primera etapa se consideran los elementos del sistema eléctrico que se
encargan de la generación, transmisión y distribución de la energía. El segundo
proceso es el referente al control de la energía, se encarga de la variación de los
factores eléctricos tales como frecuencia, nivel de tensión, flujo de potencia, dentro
de los parámetros de seguridad y economía del sistema completo, consiste en un
gran número de elementos jerarquizados y centralizados. Por último se encuentra
el equipo de protección que se caracteriza por su velocidad de operación, este
equipo actúa para abrir o cerrar interruptores que modifican la topología del
sistema eléctrico.
1.2. Fallas en el SEP
Las Fallas en el SEP determinan la apertura de los interruptores correspondientes
a la zona donde se ha producido la falla. Estas son las fallas operacionales; pero,
el sistema de protección también puede producir la apertura indeseada de los
interruptores sin que se haya producido una falla real en el sistema eléctrico. De
manera similar, existen causas accidentales que determinan aperturas
indeseadas, por lo que se puede establecer la siguiente categorización de las
fallas por su origen:
a) Fallas No Controlables
1. Fallas de Equipos Principales (FEP)
2. Fallas por Fenómenos Naturales (FFN)
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b) Fallas Controlables
1. Falla del Equipo de Protección (FEPr)
2. Fallas Humanas (FH)
3. Fallas por Acción de Terceros (FAT)
4. Fallas No Identificadas (FNI)
1.2.1. Tipos de Fallas en el SEP
En sistemas aterrizados pueden ocurrir fallas como las siguientes:
a) Una fase a tierra (1Ø -T)
b) Entre fases (2Ø)
c) Dos fases a tierra (2Ø-T)
d) Trifásica (3Ø)
e) Trifásica a tierra (3Ø-T)
Al ocurrir cualquiera de estas fallas en una línea de trasmisión se producirán
tensiones y corrientes de cortocircuito. Por consiguiente habrá relevadores de
distancia destinados a proteger las líneas contra fallas que no involucren la tierra
(fallas 2Ø y 3Ø) y que se conocen como relevadores de distancia de fase. Los
relevadores que protegen las líneas contra fallas a tierra se denominan
relevadores de distancia de tierra.
1.2.1.1. Falla Monofásica
Las fallas monofásicas a tierra se caracterizan, por presentar afectación en una
sola de las fases del sistema de potencia, las otras dos fases no se ven afectadas
y por tanto el flujo de potencia por estas continúa fluyendo sin mayores
implicaciones, ver figura 1.
Las fallas se pueden clasificar como francas o de alta impedancia, las fallas
francas se caracterizan por tener una impedancia de falla muy baja, muy cercana
a cero (cortocircuito). Las fallas de alta impedancia, producidas normalmente por
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objetos extraños en la línea de transmisión (árboles, cometas, fuego bajo la línea,
entre otros) o por contacto directo del conductor con suelos poco conductivos,
presentan una impedancia de falla con valores superiores a los 10 Ohms, lo que
hace que en ocasiones y dependiendo de las condiciones del sistema donde se
presenta, no sean vistas como falla sino como una carga en el sistema de
potencia.
FIGURA.- 1 Diagrama esquemático de una falla de fase a tierra
1.2.1.2. Falla entre Dos Fases
En este tipo de fallas a diferencia de la monofásica se presenta cuando se ponen
en contacto de alguna u otra forma dos fases cualesquiera de la línea de
trasmisión, ver figura 2.
FIGURA.- 2 Diagrama esquemático de falla entre dos fases
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1.2.1.3. Falla entre Dos Fases a Tierra
En ésta sucede lo mismo que en la anterior con la salvedad que también entra en
contacto la tierra.
FIGURA.- 3 Diagrama esquemático de una falla entre dos fases de la línea a tierra
1.2.1.4. Falla Trifásica
Sucede cuando se ponen en contacto las tres fases en un mismo punto del
sistema. Es el corto circuito más severo en la mayoría de los casos, ver figura 4.
FIGURA.- 4 Diagrama esquemático de una falla trifásica.
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1.2.1.5. Falla Trifásica a Tierra
Esta falla se presenta cuando se ponen en contacto las tres fases y tierra en un
mismo punto del sistema aunque este tipo de falla suele ser muy raro en los
sistemas puede llegar a darse, ver figura 5.
FIGURA.- 5 Diagrama esquemático de una falla trifásica a tierra.
1.3. Causas de Falla del Equipo de Protección
La operación incorrecta de la protección se debe a diversas causas que se deben
investigar con la finalidad de mejorar su comportamiento. Las causas pueden ser
clasificadas para identificar en lo posible a aquellas que son inherentes a los
mismos equipos. Por tal motivo, se debe diferenciar lo siguiente:
a) Falla de Diseño (FD), Es una aplicación inapropiada de la protección: Por
ejemplo, usar un relé que no es direccional en una red que opera en anillo.
b) Falla en el Equipo (FE), Es una falla debida al equipo propiamente dicho.
Se produce porque el diseño o el funcionamiento del relé determinan la operación
incorrecta.
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c) Falla Durante la Instalación o el Mantenimiento (FDI), Se refiere a
conexiones erradas en la instalación. También cuando el relé no fue calibrado con
los ajustes establecidos en los cálculos previos.
d) Falla en el Cálculo de Ajuste (FCA), Corresponde a un ajuste proveniente
de un cálculo errado.
De acuerdo a lo definido, se puede establecer la siguiente fórmula:
F = FD + FE + FDI + FCA Ec….1
1.4. Índice de Confiabilidad del Sistema de Protección
Para evaluar la confiabilidad de una protección se puede usar la probabilidad de
una operación correcta que será la ecuación 2:
Pc =Nc
Nc+Ni Ec….2
Dónde:
Pc = Índice de desempeño de la protección
Nc = Número de eventos con operación correcta de la protección.
Ni = Número de eventos con operación incorrecta de la protección.
1.5. Organismos nacionales encargados de la
Normalización Vigente para el SEP
En la actualidad, la competitividad de un mundo globalizado exige cada vez
mejores productos, ante esta realidad el sector eléctrico no es ajeno.
La industria ve a la energía eléctrica como uno de sus insumos vitales e
importantes para su proceso productivo. Como tal, este insumo debe de estar
sujeto a requerimientos de control de calidad, confiabilidad en el suministro, etc.
La CFE, empresa que se dedica a generar, transmitir, distribuir y comercializa la
energía eléctrica, tiene cerca de 36 millones de clientes. El volumen predominante
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de clientes con un 88% se ubica en el sector doméstico y 12 % en el sector
industrial.
La calidad de la energía participa de manera sustantiva en la modernización del
sector eléctrico y de la industria, por lo que el definir los estándares y
características del producto es indispensable. Así mismo, es relevante que el
cliente del servicio eléctrico, entienda las características del producto y su
compromiso al adquirirlo; de tal forma que sean conscientes y tengan el aliciente
de usar la información para proteger adecuadamente sus equipos y minimizar el
impacto de los distintos fenómenos que se presentan en la red eléctrica.
Dentro de los órganos nacionales encargados de normalizar los estándares de
calidad de la energía, entre los más importantes se encuentran los siguientes:
a) El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) garantiza que la
Comisión Federal de Electricidad (CFE) brinde seguridad, calidad y economía del
suministro de la red de energía eléctrica.
b) La secretaria de energía (SENER) tienes como misión conducir la política
energética del país, dentro del marco constitucional vigente, para garantizar el
suministro competitivo, suficiente, de alta calidad, económicamente viable y
ambientalmente sustentable de energéticos que requiere el desarrollo de la vida
nacional.
c) El reglamento de la ley del servicio público de energía eléctrica (RLSPEE)
en su artículo 18 establece que el suministrador deberá ofrecer y mantener el
servicio en forma de corriente alterna en una, dos o tres fases, a las tensiones
alta, media o baja, disponibles en la zona de que se trate, observando lo siguiente:
1) Que la frecuencia sea de 60 Hertz, con una tolerancia de 0.8 por ciento y
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2) Que las tolerancias en la alta, media o baja tensión no excedan de diez por
ciento en más o en menos y tiendan a reducirse progresivamente.
d) La Comisión Reguladora de Energía (CRE) es el organismo regulador del
sector eléctrico. Su objetivo fundamental es promover el desarrollo eficiente de las
actividades tales como el suministro y venta de energía eléctrica a los usuarios del
servicio público; la generación, exportación e importación de energía eléctrica que
realicen los particulares; la adquisición de energía eléctrica que se destine al
servicio público y los servicios de conducción, transformación y entrega de esta
energía entre entidades que tienen a su cargo el servicio público, y entre éstas y
los titulares de permisos para la generación, exportación e importación de energía
eléctrica. Todas estas actividades están dirigidas por una regulación que permite
salvaguardar la prestación de los servicios públicos, fomentar una sana
competencia, proteger los intereses de los usuarios, propiciar una adecuada
cobertura nacional y atender la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el
suministro y prestación de los servicios.
1.6. Niveles de Tensión Normalizados
El sistema eléctrico nacional mexicano se ha desarrollado tomando en cuenta la
magnitud y dispersión geográfica de la demanda, así como la localización de las
centrales generadoras. En algunas aéreas del país, los centros de generación y
consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo que la
interconexión se ha realizado de manera gradual, incluyendo proyectos que se
justifican técnica y económicamente, los niveles de tensión en el sistema eléctrico
de potencia, de acuerdo con la NOM-J-98-1978 Tensiones Normalizadas, se
clasifican de la siguiente manera:
a) Baja tensión, tensiones no mayores de 1000 V
b) Media tensión, mayor de 1000 V y hasta 35 kV
c) Alta tensión, mayor de 35 kV y hasta 230 kV
d) Extra alta tensión, superiores a 230 kV.
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El SEP está constituido por redes eléctricas en diferentes niveles de tensión, en la
tabla 1 se presentan los niveles de tensión eléctrica normalizada según la
especificación CFE-L0000-02.
Las tensiones preferentes son aquellas que se deben utilizar en todo el sector
eléctrico, las tensiones restringidas son aquellas que debido al grado de
desarrollo y al valor de las instalaciones, no es posible eliminarlas siendo
inevitables en el futuro aceptar algunas ampliaciones de las mismas, mientras que
las tensiones congeladas son aquellas que se van eliminando progresivamente
hasta su desaparición operando la tensión preferente más próxima.
TABLA 1 Niveles de Tensión Normalizados en kV. (CFE L0000-02)
Tensiones preferentes Restringidas Congeladas
0.120 85 2.4
0.127 138 4.4
0.220 161 6.9
0.240 11.8
13.8 20
23 44
34.5 60
69 66
115 70
230 90
400 95
150
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CAPÍTULO 2. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN
ELÉCTRICA
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2.1. Definición
Una línea de Subtransmisión eléctrica es un conjunto de conductores o cables que
transportan bloques de energía desde los centros de generación o subestaciones
de potencia hasta las subestaciones de distribución, las subestaciones de potencia
que operan en 400 ó 230 kV, se encargan de transformar la tensión a un nivel más
bajo, estos siguientes niveles pueden ser niveles de subtransmisión o de
distribución, estas líneas de subtransmisión a su vez, llevan esta energía hasta las
subestaciones de distribución más cercanas a los centro de consumo. Los
conductores se soportan en altas estructuras (torres o postes) que separan la
distancia necesaria con respecto a la tierra, los edificios y cualquier otro objeto. La
altura de estas estructuras garantiza que el flujo de electricidad a través de los
conductores sea continuo y asegura que no se producirá interferencia con ningún
otro elemento presente en el medio.
2.2. Tensión de Operación de las Líneas de Subtransmisión
Las líneas de subtransmisión son aquellas que operan en el intervalo de tensión
desde 69 hasta 161 kV, aunque existen niveles de tensiones preferentes y otras
congeladas o restringidas, estas se encuentran dentro del intervalo de la
operación y se consideran en esta clasificación dentro de las líneas de transporte
de energía.
2.3. Constitución de las Líneas de Subtransmisión
Las partes que conforman a las líneas de transmisión y subtransmisión
dependiendo de su longitud y capacidad a grandes rasgos son las que se
consideran en el listado siguiente:
a) Estructura (Torre, postes)
b) Conductor
c) Hilo de guarda
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d) Sistema de tierra
e) Apartarrayos
f) Aisladores
g) Sistema de protección
h) Herrajes
2.3.1. Hilo de Guarda
Para el diseño del hilo de guarda en las líneas de subtransmisión se debe
especificar la sección transversal y el tipo de cable a utilizar de acuerdo a la
Norma de Referencia NRF-017-CFE [Cable de Aluminio con Cableado
Concéntrico y Núcleo de Acero Galvanizado (ACSR)] y las especificaciones: CFE-
A0000-01 [Alambre y Cable de Acero con Recubrimiento de Aluminio Soldado (A
AS)], CFE-E0000-18 [Cable de Aluminio con Cableado Concéntrico y Núcleo de
Alambres de Acero Recubierto de Aluminio Soldado (ACSR/AS)], CFE-E0000-21
(Cable de Guarda con Fibras Ópticas y Accesorios) y CFE-E0000-22 (Cables de
Guarda) respectivamente, considerando los niveles de corto circuito, demanda
máxima, carga máxima en contingencia, grado y tipo de contaminación de la
región donde se va a construir. Para regiones donde la contaminación es de tipo
ácida o salina, se debe considerar hilo de guarda de acero con recubrimiento de
aluminio soldado (AAS) y que el núcleo del conductor sea cable AAS de
ALUMOWELD.
En la actualidad todas las líneas que se diseñan para la CFE, consideran la
utilización de un cable de guarda con fibra óptica, para la trasmisión de control,
protección, voz y datos.
2.3.2. Estructura de Líneas de Subtransmisión
El tipo o tipos de estructuras que se involucren en los proyectos dependen de
varios factores como son el uso de suelo actual y futuro de los planes de
desarrollo urbano de la localidad; condiciones climáticas y topográficas así como
el tipo de conductor y número de circuitos que requiera en el sistema, en la tabla 2
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de acuerdo a la Especificación CFE-DCCIAMBT se muestra la recomendación
del tipo de estructura a utilizar según el tipo de suelo, aunque en área rural queda
restringido el uso de postes de madera en zonas propensas a incendios.
TABLA 2 Recomendación del tipo de estructuras en diferentes usos de suelo (Especificación CFE-DCCIAMBT)
Uso de suelo Estructura recomendada
Urbano Poste de acero (troncocónico)
Semiurbano
Poste de acero (troncocónico) o torres
de acero
Rural
Torres de acero, estructuras “H” de
madera o concreto
Para el área en que se diseña la línea es necesario conocer los metros sobre el
nivel del mar (msnm), topografía del terreno, uso del suelo, nivel, tipo de
contaminación, temperatura (máxima y mínima), velocidad de viento, datos que
permitirán definir aspectos importantes en la selección de la trayectoria de la línea.
2.3.3. Número de Circuitos
Según el tipo de estructura, la cantidad de circuitos puede ser variable
dependiendo de la necesidad de la demanda eléctrica y el desarrollo futuro, por lo
que es importante que cuando se diseñen las líneas con estructuras que puedan
llevar más de un circuito se consideren como mínimo dos circuitos, ya que con
esto se optimizan los trámites de los derechos de vía, servidumbres de paso y
costos de construcción para futuros incrementos de la demanda.
2.4. Densidad de Descargas Atmosféricas por Año
(Isodensidad)
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En base a datos estadísticos de las regiones del trazo de la línea, se debe conocer
la incidencia de descargas atmosféricas para determinar el tipo de estructura de
acuerdo a su diseño eléctrico (ángulo de blindaje) y determinar mediante un
análisis detallado si se requiere de algún sistema adicional de tierra o apartarrayos
a lo largo de la línea, en la figura 6 se presenta un mapa de nivel isoceraunico del
territorio nacional. “Información proporcionada por Materiales-Productos Poliméricos
y Elementos de Construcción S.A. de C.V. (MAPPEC)”
2.5. Claro entre Torres
FIGURA.- 6 Mapa de nivel de isodensidad de la república mexicana
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Claro medio horizontal (claro de viento)
Para un conductor definido, es la distancia máxima que soporta una estructura sin
rebasar los límites de probabilidad de falla de ésta, por efecto de cargas de viento
sobre los aisladores, conductores, guarda y la estructura de soporte, definiéndose
como la semisuma de los claros adyacentes a la estructura bajo análisis. Para
calcular dicho se obtiene mediante la ecuación 3:
𝐶𝑀𝐻 = L1+L2
2 Ec….3
Dónde: L1 = longitud del claro anterior a la estructura L2 = longitud del claro posterior a la estructura
Claro vertical (claro de peso)
Para un conductor definido, es la distancia máxima que soporta una estructura sin
rebasar los límites de probabilidad de falla de ésta por efecto del peso de los
conductores o guarda definiéndose como la distancia existente entre los vértices
de las catenarias (punto más bajo del conductor) a uno y otro lado de la estructura
que se analiza.
Para efectos de proyecto, este claro no se calcula, se obtiene gráficamente
midiendo dicha distancia en el plano de perfiles con localización de estructuras, Se
debe tomar del punto más bajo de las catenarias a la estructura y sumar ambas
distancias para determinar el claro vertical, existiendo tablas que definen las
distancias máximas que pueden soportar las estructuras normalizadas.
2.6. Coordinación de Aislamiento
El procedimiento de coordinación de aislamiento de una línea se efectúa
considerando los valores de tensión que pueden aparecer derivado de eventos
transitorios en el sistema eléctrico al que está conectada.
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La coordinación de aislamiento es el balance entre los esfuerzos eléctricos sobre
el aislamiento originado por descargas, maniobras o de tipo temporal (inducciones
o contactos accidentales con otras líneas) y el propio nivel de tensión que soporta
el aislamiento por su diseño.
Para los propósitos de coordinación de aislamiento la especificación CFE L0000-
06 (Coordinación de Aislamiento), clasifica los niveles de tensión tanto nominal
como la máxima de diseño, así mismo se define que las sobretensiones que más
afectan a las líneas de hasta 138 kV son las originadas por descargas
atmosféricas, despreciando las sobretensiones de maniobras.
Derivado de su trazo, las líneas de alta tensión pueden cruzar zonas con
topografía accidentada o regiones con alta presencia de rayos, éstas son las
líneas que generalmente presentan más fallas por descargas atmosféricas.
Para reducir el número de salidas por esta causa, se deben analizar y controlar los
siguientes parámetros:
a) La longitud de la cadena de aisladores.
b) El ángulo de blindaje, verificando el diseño de las estructuras.
c) El sistema de conexión a tierra, considerando el recorrido conectado
directamente del cable de guarda a varilla a tierra, en el caso de las torres por la
parte interior de la celosía y en poste troncocónico en el interior del mismo.
d) Instalación de apartarrayos tipo línea.
e) Instalación de pararrayos.
Para entender la coordinación de aislamiento, es necesario definir el concepto de
Tensión Crítica de Flameo (TCF), esta se determina con pruebas de aplicación de
tensiones y corresponde a la tensión con el cual el aislamiento soporta un 50 % de
probabilidad de producir rompimiento de su dieléctrico, del cual se obtienen las
curva de probabilidades de flameo, a partir de este concepto se define el Nivel
Básico de Aislamiento al Impulso por Rayo (NBAI), como el valor de tensión al que
se espera un 10% de probabilidad de flameo, la relación entre la TCF y el NBAI
está dado por la ecuación 4:
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𝑁𝐵𝐴𝐼 = (1 − 1.3𝜎)𝑇𝐶𝐹 Ec….4
Dónde:
NBAI = Nivel Básico de Aislamiento al Impulso
TCF = Tensión Crítica de Flameo
σ = Desviación estándar
y considerando una desviación estándar del 3 %, da como resultado la ecuación 5:
𝑁𝐵𝐴𝐼 = 0.961 𝑇𝐶𝐹 Ec….5
2.6.1. Determinación del Aislamiento
La longitud de una cadena de aisladores se debe diseñar para soportar las
tensiones a la que es sometida, para ello es necesario observar dos conceptos:
Distancia de Fuga de los aisladores en función de los niveles y tipo de
contaminación, la longitud de la cadena de aisladores que está dada por la tensión
de arqueo en aire entre conductores y la estructura.
La longitud de los aisladores se calcula con base a la tensión de arqueo en aire
entre el conductor y la estructura, el cual depende de la geometría de las puntas
en donde se presente dicho arqueo, de forma empírica se ha obtenido la tensión
de arqueo en aire de algunos cuerpos geométricos utilizados como electrodos de
referencia. Con este criterio de la tensión crítica de flameo para impulsos por rayo,
se tiene la ecuación 6:
d =TCF
Kco Ec….6
Dónde: d = Distancia de fase a tierra TCF = Es la tensión crítica de flameo con las condiciones del lugar donde se localiza la línea Kco = Es el factor de electrodo en aire Kr, corregido por la densidad del aire y humedad.
La distancia de fuga de un aislador se define como la distancia más corta, o la
suma de distancias más cortas a lo largo del contorno de la superficie externa del
material aislante.
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La distancia específica de fase a fase o de fase a tierra, se define como la relación
entre la distancia de fuga total del aislamiento y la tensión máxima de fase a fase o
de fase a tierra, respectivamente.
El cálculo del número de aisladores, tomando en cuenta el efecto de la
contaminación, se obtiene considerando los valores de la distancia específica de
fuga mínima nominal de cada uno de los niveles de contaminación esperados y
está se obtiene por medio de las ecuaciones 7 y 8:
Dftc = DfmnVm K Ec….7
Dónde: Dftc=Distancia de fuga total de la cadena de aisladores en mm. Dfmn=Distancia de fuga mínima nominal en mm/kV tomada de la especificación CFE L0000-06. Vm= Tensión máxima del sistema en Kv. k= Factor de corrección por diámetro de los aisladores y que puede ser: k= 1.0 para aisladores de suspensión o tipo cadena y para aisladores tipo poste con diámetro menor a 300 mm. k= 1.10 para aisladores tipo poste con diámetro mayor que 300 mm y menor o igual que 500 mm. k= 1.20 para aisladores tipo poste pero con diámetro mayor que 500 mm.
y,
NA = Dftc
Dcat Ec….8
Dónde: NA = Número de aisladores de la cadena. Dcat= Distancia de fuga del aislador seleccionado en mm/kV tomado de la especificación CFE L0000-06.
2.7. Transformadores de instrumentos
Estos transformadores reciben este nombre genérico debido a que solo alimentan
instrumentos de medición y protección, eventualmente alimentan instrumentos de
control.
Representan el elemento sensor o primera parte de la cadena de un esquema de
protección y se diseñan en dos tipos:
a) Transformadores de corriente
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b) Transformadores de potencial
2.7.1. Transformadores de Corriente (TC)
Un transformador de corriente opera bajo el principio de inducción
electromagnética y reciben este nombre porque solo manejan señal de corriente,
en general están constituidos por dos devanados denominados primario y
secundario, generalmente son monofásicos y dependiendo de la tensión de
operación y corriente de corto circuito que manejan tienen algunas variantes de
diseño.
El devanado primario se conecta a la parte del circuito en alta tensión y el
secundario opera en baja tensión, es decir, un TC aísla eléctricamente una parte
de un circuito en alta tensión a otra en baja tensión para poder hacer la medición,
ya que los instrumentos de protección y control solo operan en baja tensión. El
devanado primario se conecta en serie con el circuito a medir y al secundario se
conecta el instrumento a alimentar.
Generalmente la corriente secundaria es un valor normalizado; de acuerdo con la
norma americana; Is= 5 A, de acuerdo con la norma europea; Is= 1 A.
Se define para un TC, la relación de transformación (RTC) como el cociente de la
corriente primaria a la corriente secundaria, ecuación 9.
𝑅𝑇𝐶 =𝐼𝑝
𝐼𝑠 Ec….9
Dónde: RTC: Relación de Transformación 𝐼𝑝: Corriente Primaria
𝐼𝑠: Corriente Secundaria
Las características relevantes a especificar para un TC aplicado a protección, son
las siguientes:
a) Relación de transformación
b) Número de devanados
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c) Clase de precisión y designación
d) Carga o Burden
2.7.1.1. Relación de Transformación
La relación de transformación generalmente se expresa con referencia a valores
normalizados para las corrientes del primario y el secundario, así por ejemplo,
para TC´s de un devanado, los valores de diseño de corrientes primarias son las
siguientes: 50, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 600, 800, 1000, 1500, 2000, 2500,
3000 A, valores mayores se construyen pero no son normalizados.
2.7.1.2. Numero de Devanados
Dependiendo de la aplicación un TC puede tener más de un devanado primario,
normalmente son dos que se pueden conectar en serie y paralelo.
Las relaciones de transformación de dos devanados son: 50x100/5, 100x200/5,
200x400/5, 300x600/5, 400x800/5, 500x1000/5, 600x1200/5, 800x1600/5,
1000x2000/5, 1500x3000/5, 2000x4000/5, 2500x5000/5, 3000x6000/5.
Las relaciones de transformación dobles se usan por lo general cuando en alguna
instalación se considera que a futuro o bien por condiciones de operación pueden
haber incrementos en las corrientes de los circuitos donde están instalados os
TC´s.
2.7.1.3. Clase de Precisión y Designación En general los trasformadores de instrumento son apartados de alta calidad en su
diseño y construcción, sin embargo no están exentos de pequeños errores para la
lectura.
De acuerdo con las normas el error en la desviación de la medición se expresa
como; un porcentaje respecto al valor teórico, definiéndose tres clases de
precisión:
a) Clase 0.3, que significa una desviación de ± 0.3 % respecto al valor teórico,
se usa para mediciones muy precisas.
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b) Clase 0.6, que representa una desviación de ± 0.6 % respecto al valor
teórico y se usa para mediciones estándar.
c) Clase 1.2, que representa una desviación de ± 1.2 % con relación al valor
teórico y se usa para protección.
Con relación a la designación, las normas las clasifican por las letras como:
a) B-para medición.
b) C-para protección.
c) T-para protección basada en pruebas.
2.7.1.4. Carga o Burden
Los transformadores de corriente como se ha mencionado, antes alimenta a los
instrumentos de medición y/o protección, es decir la carga que alimenta son
instrumentos, principalmente y adicionalmente las perdidas 𝑅𝐼2 del cable de
control que alimenta a los instrumentos y en ocasiones se consideran las perdidas
𝑟𝑠𝐼2 debidas a la resistencia del devanado secundario del TC.
A todos estos elementos se les conoce como la carga que hay que alimentar y en
caso de los instrumentos de medición y relevadores puede estar expresada como
una impedancia o una resistencia y el valor de su inductancia, o bien con una
potencia en VA y su factor de potencia. Para los valores de impedancias,
inductancias o potencias se propone usar los catálogos de los fabricantes.
2.7.2. Transformadores de Potencial (TP)
Los transformadores de potencial, reciben este nombre debido a que manejan
señal de tensión o potencial, se construyen básicamente en dos tipos:
a) DE TIPO INDUCTIVO; Que operan bajo el principio de inducción
electromagnética.
b) DE TIPO CAPACITIVO; Que opera bajo el principio de los divisores de
tensión.
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La aplicación del tipo inductivo, se da en forma preferente en sistemas con
tensiones hasta 115, para tensiones mayores se usan preferentemente los del
tipo capacitivo, para evitar interferencias electromagnéticas con los sistemas de
comunicación.
En forma semejante a los TC´s, los TP´s se especifican para su aplicación en
protección y medición básicamente en las siguientes características:
a) Relación de transformación
b) Clase de precisión y designación
c) Carga o burden
A diferencia de los TC´s en los que la corriente primaria se selecciona de un
conjunto de valores normalizados, en los TP´s, la tensión nominal primaria
generalmente corresponde a la tensión del sistema donde se conecta a un valor
muy próximo a este, proporcionado por el fabricante.
Por ejemplo un transformador de potencial que se conecta a un sistema de 115
kV, tiene como tensión primaria:
𝑉𝑃=115000
√3
Si en cambio se tienen sistemas para 230 kV ó 220 kV, la tensión nominal del TP
en ambos casos puede ser:
𝑉𝑃=115000
√3
En general la tensión secundaria en los TP´s se normaliza a dos valores; 120 Volts
de fase a fase o 115 Volts de fase a fase, se usa preferentemente 120 Volts en el
secundario.
Los TP´s de forma semejante que los TC´s, tienen errores de ángulo y un error de
relación. El producto de estos dos es lo que define el error y la clase de precisión,
que por norma se establece también como:
a) 0.3- para mediciones precisas
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b) 0.6- para mediciones normales
c) 1.2- para protección
La designación también se hace por medio de letras que indican si es un
instrumento de medición o de protección, en los TP´s solo se usan 2
designaciones:
a) B- para medición
b) C- para protección
Para un TP la carga o burden está representada por los instrumentos que se
conectan en paralelo con su devanado secundario, por lo tanto la corriente que se
usa en el devanado secundario es muy pequeña.
Las pérdidas 𝑟𝐼2 en el cable de control son muy pequeñas y son despreciables.
Esto significa que en los TP´s la carga o burden está representada solo por la
potencia que demandan los aparatos.
Para calcular el valor total de esta carga a partir de los datos de carga de cada
instrumento que alimentan y que se dan para cada uno como un consumo en VA y
su factor de potencia correspondiente como la suma de los Watts para obtener un
total y la suma de los VAR para obtener el total.
2.8. Sistema de Protección
El objetivo de los sistemas de protección es remover del servicio lo más rápido
posible cualquier equipo del sistema de potencia que comienza a operar en una
forma anormal. El propósito, es también, limitar el daño causado a los equipos de
potencia, y sacar de servicio el equipo en falta lo más rápido posible para
mantener la integridad y estabilidad del sistema de potencia.
Dado que la estabilidad transitoria está relacionada con la habilidad que tiene el
sistema de potencia para mantener el sincronismo cuando está sometido a
grandes perturbaciones, el comportamiento satisfactorio de los sistemas de
protección es importante para asegurar la estabilidad del mismo.
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Muchos factores se deben tener en cuenta en el momento de elegir el sistema de
protección para una línea de subtransmisión:
a) Tipo de circuito: cable, línea aérea, una línea, líneas en paralelo, etc.
b) Función e importancia de la línea: Qué efecto tiene la línea en la
continuidad del servicio, tiempo que se requieren para despejar una falta, nivel de
tensión.
c) Otros requerimientos: compatibilidad con el equipamiento existente en las
líneas y sistemas adyacentes.
Las protecciones usadas para proteger las líneas o cables de subtransmisión son:
a) Relé de sobrecorriente
b) Relé diferencial de línea
c) Relé de distancia
d) Relé de distancia con comunicación
2.8.1. Relé de Sobrecorriente (50/51),(67)
Los relés de sobrecorriente son la forma más barata y simple de proteger una
línea de trasmisión pero además es una protección que necesita ser reajustada
cuando cambian las condiciones del sistema de potencia. Son utilizados de las
siguientes formas:
a) Instantáneo (50)
b) Temporizado (51)
c) direccional (instantáneo y/o temporizado) (67/67N)
No pueden discriminar entre corriente de carga y corriente de falla; por lo cual solo
se emplean cuando la corriente de falla es mayor a la corriente de carga.
Las corrientes de cortocircuito en la línea dependen fuertemente de la impedancia
de la fuente en el punto de medida, por lo tanto la zona de la línea protegida por
un relé de sobrecorriente depende fuertemente de la configuración del sistema
eléctrico.
2.8.2. Relé diferencial de Línea (87L)
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El relevador 87L que es una protección diferencial, es un dispositivo
microprocesado de protección contra cortocircuitos que se conecta a los circuitos
secundarios de los transformadores de corriente (TC’s) situados en ambos lados
del elemento a proteger y su principio se basa en comparar la magnitud y ángulo
de fase de las corrientes que entran y salen del elemento protegido por medios de
sus TC’s que se encuentran dentro de la zona de protección. En condición normal
de operación siempre habrá igualdad de magnitudes de corrientes en donde las
corrientes que llegan al ajuste de operación del 87L se anulan dando cero
corriente en su bobina de operación, es decir no habrá diferencia de corriente que
hagan operar a la protección diferencial.
2.8.3. Relé de Distancia (21)
En los circuitos de subtransmisión de alta tensión, los niveles de corriente de falla
son altos, por lo cual si una falla no es despejada rápidamente, puede causar
inestabilidad al sistema de potencia así como daños al personal o al equipamiento.
Por esta razón, los relés de distancia son empleados en vez de los relés de
sobrecorriente.
Las ventajas de aplicación de relés de distancia, en comparación con los relés de
sobrecorriente son:
a) Mayor zona de operación instantánea
b) Mayor sensibilidad
c) Más fáciles de ajustar y coordinar
d) No son afectados por los cambios en la configuración del sistema de
potencia
Un relé de distancia calcula impedancia como el cociente entre la tensión y
corriente, en su ubicación en el sistema de potencia, para determinar si existe una
falta dentro o fuera de su zona de operación. Dado que en las líneas de trasmisión
la impedancia de la línea es proporcional a su longitud; es apropiado utilizar relés
de distancia para medir la impedancia de la misma desde la ubicación del relé
hasta un punto determinado (lugar de la falta).
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2.8.4. Relé de Distancia de Comunicación
Para lograr disparos instantáneos en ambos extremos de la línea se utilizan relés
de distancia donde se habilitan esquemas de teleprotección. Los esquemas de
teleprotección interconectan los relés de distancia de ambos extremos de la línea
mediante canales de comunicación, para poder identificar si la falta es dentro del
equipo protegido y operar en forma instantánea para faltas en toda la longitud de
la línea. El objetivo del canal de comunicación es trasmitir información sobre las
condiciones del sistema desde un extremo hacia el otro, incluyendo transferencia
de disparo o bloqueo del interruptor remoto.
Los medios de comunicación que generalmente se utilizan son:
a) onda portadora (Carrier)
b) microonda
c) fibra óptica
Los esquemas de comunicación se clasifican en:
a) esquemas de transferencia de disparo: son los esquemas en que la
recepción de una señal inicia un disparo al interruptor
b) esquemas de bloqueo: son esquemas en que la recepción de una señal
bloquea el disparo al interruptor.
2.9. Características de un Sistema de Protección
Para que un sistema de protección pueda realizar sus funciones en forma
satisfactoria debe cumplir con las siguientes características:
1) Sensibilidad
Detectar pequeñas variaciones en el entorno del punto de equilibrio, de ajuste, o
de referencia, con mínima zona muerta o de indefinición.
2) Selectividad
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Detectar un determinado tipo de anomalía en un determinado componente o
equipo del sistema de potencia y no operar ante otro tipo de anomalía o ante
anomalías en otros equipos.
3) Rapidez
Limitar la duración de las anomalías, minimizando los retardos no deseados.
4) Confiabilidad
Probabilidad de cumplir la función encargada sin fallar, durante un período de
tiempo.
5) Confianza
Probabilidad de que la protección opere correctamente, o sea que opere cuando
corresponde que lo haga.
6) Seguridad
Probabilidad de que la protección no opere incorrectamente, habiendo o no falla o
condición anormal en el sistema eléctrico de potencia, o sea que no opere cuando
no corresponde que lo haga.
Las protecciones aportan a las siguientes características deseables en un sistema
de potencia:
a) Su disponibilidad (porcentaje del tiempo estipulado, en que el equipo o parte
del sistema de potencia está disponible para ser operado o utilizado)
b) La confiabilidad (probabilidad de que un equipo o sistema pueda operar sin
fallas durante un tiempo estipulado)
c) La estabilidad (capacidad de recuperar un estado estable de operación,
caracterizado por la operación sincrónica de los generadores, luego de una
perturbación).
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2.9.1. Protección Primaria y Protección de Respaldo
Hay dos razones por la cual se deben instalar protecciones de respaldo en un
sistema de potencia. La primera es para asegurar que en caso que la protección
principal falle en despejar una falla, la protección de respaldo lo haga. La segunda
es para proteger aquellas partes del sistema de potencia que la protección
principal no protege, debido a la ubicación de sus transformadores de medida.
Dentro de las protecciones de respaldo se pueden utilizar respaldo remoto,
respaldo local o falla interruptor, la utilidad de cada una de estas depende de la
consecuencia de esa falla para el sistema de potencia.
a) Respaldo remoto: Las protecciones de respaldo remoto se ubican en las
estaciones adyacentes o remotas.
b) Respaldo local y falla interruptor: El respaldo local está ubicado en la misma
estación.
El objetivo de las protecciones de respaldo es abrir todas las fuentes de
alimentación a una falla no despejada en el sistema. Para realizar esto en forma
eficiente las protecciones de respaldo deben:
a) Reconocer la existencia de todas las fallas que ocurren dentro de su zona
de protección.
b) Detectar cualquier elemento en falla en la cadena de protecciones,
incluyendo los interruptores.
c) Iniciar el disparo de la mínima de cantidad de interruptores necesarios para
eliminar la falla.
d) Operar lo suficientemente rápido para mantener la estabilidad del sistema,
prevenir que los equipos se dañen y mantener la continuidad del servicio.
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2.10. Esquemas Normalizados de Protección
La protección en los sistemas de transmisión y subtransmisión en el sistema
eléctrico de potencia es de vital importancia, puesto que estas son las que se
encargan de transportar la energía hasta los centros de consumo, el que una línea
de estas salga de servicio por condiciones de falla no previstas significaría dejar
sin servicio a grandes ciudades o industrias, por lo que contar con esquemas
normalizados de protección ayuda a prever las fallas en las líneas y garantizar un
menor número de salida de estas e incluso que el daño en los componentes de la
línea sean menores, a continuación se muestra una tabla de esquemas
normalizados de protección para líneas de 69 a 161 kV, referidos de la NRF-041-
CFE (Esquemas Normalizados de Protecciones para Líneas de Transmisión y
Subtransmisión ).
TABLA 3 Esquemas Normalizados de Protección (NRF-041-CFE)
Longitud (km)
Medio de comunicación
PP PR Observaciones
L ≤ 10 Fibra Óptica 87L/21/21N (FO dedicada)
67/67N POTT
87L con 21/21N de una (1) zona hacia adelante
Fibra Óptica 87L/21/21N (FO dedicada)
67/67N
87L con 21/21N de una (1) zona hacia adelante, sin multiplexor
Microondas digitales
87L/21/21N
67/67N POTT
87L con 21/21N de una (1) zona hacia adelante
Fibra Óptica 85 L Tripolar comparación con
unidad direccional de secuencia
negativa*
67/67N POTT
La PP con CRR para envío y recepción de
señales digitales lógicas
Fibra Óptica 85 L Tripolar comparación con
unidad direccional de secuencia
negativa*
67/67N
La PP con CRR para envío y recepción de
señales digitales lógicas, sin multiplexor
Microondas digitales
85 L Tripolar comparación con
unidad direccional de secuencia
negativa*
67/67N POTT
La PP con CRR para envío y recepción de
señales digitales lógicas
Radio digital** 85 L Tripolar comparación con
67/67N
La PP con CRR para envío y recepción de
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unidad direccional de secuencia
negativa*
señales digitales lógicas
10< L ≤40 O
L>40
Fibra Óptica 21/21N POTT/PUTT
67/67N POTT
---
Fibra Óptica 21/21N POTT/PUTT
67/67N
Sin multiplexor
Fibra Óptica 87L 67/67N POTT
---
Fibra Óptica 87L FO(dedicada) 67/67N POTT
---
Fibra Óptica 87L FO(dedicada) 67/67N Sin multiplexor
OPLAT 21/21N POTT/PUTT
67/67N POTT
---
Microondas 87 L 67/67N POTT
---
Microondas 21/21N POTT/PUTT
67/67N POTT
---
--- 21/21N
67/67N Sin medio de comunicación
--- 50F/51F 50N/51N --- Línea radial
1) Para líneas L ≤ 10 las protecciones PP y PR deben ser independientes. 2) Para líneas de 10< L ≤40 ó L>40 las protecciones PP y PR deben ser independientes, a menos que se especifique lo contrario. 3) Para la aplicación de relevadores diferenciales de líneas, utilizados con fibra óptica dedicada o a través de multiplexor, es responsabilidad del fabricante asegurar que la interfase óptica funcione adecuadamente en la distancia especificada. 4) Los esquemas de protección aprobados para tensiones superiores pueden ser aplicados en tensiones menores, siempre y cuando se cuente con la infraestructura de comunicación necesaria para estos. 5) * este esquema no aplica para líneas con una o más terminales en subestaciones con tensiones de 230 y 400 kV , ni para líneas paralelas, ni para líneas adyacentes a subestaciones de la red troncal. 6) **para la aplicación de este esquema se requiere tener “línea de vista” entre las antenas transmisoras-receptoras.
A continuación se presentan las figuras de los diagramas unifilares de los esquemas de protección de acuerdo a la NRF-041 empleados en el Sistema Eléctrico Nacional por la Comisión Federal de Electricidad.
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FIGURA.- 7 Arreglo de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-87L con fibra óptica dedicada)
FIGURA.- 8 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-87L con fibra óptica dedicada)
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FIGURA.- 10 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-85L tripolar)
FIGURA.- 9 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-87L Multiplexada)
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FIGURA.- 12 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio de comunicación por microondas digitales (PP-85L tripolar)
FIGURA.- 11 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-85L tripolar con convertidor óptico/eléctrico y fibra óptica dedicada)
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FIGURA.- 13 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio de comunicación por radio digital (PP-85L tripolar)
FIGURA.- 14 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual 40 km y mayores a 40 km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-21/21N con multiplexor)
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FIGURA.- 16 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores a 40 km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-87L multiplexada)
FIGURA.- 15 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores a 40 km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-21/21N con convertidor óptico/eléctrico, fibra óptica dedicada y sin multiplexor)
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FIGURA.- 17 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores a 40 km, con medio de comunicación por fibra óptica (P-87L con fibra óptica dedicada y con multiplexor)
FIGURA.- 18 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores a 40 km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-87L con fibra óptica dedicada y sin multiplexor)
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FIGURA.- 20 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores a 40 km, con medio de comunicación por microondas digitales (PP-87L multiplexada)
FIGURA 19 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores a 40 km, con medio de comunicación por OPLAT (PP-21/21N)
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FIGURA.- 21 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores a 40 km, con medio de comunicación por microondas digitales (PP-21/21N).
FIGURA.- 22 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores a 40 km, sin medio de comunicación (PP-21/21N).
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FIGURA.- 23 Arreglo normalizado de protección para línea radial de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores a 40 km, sin medio de comunicación (PP-50/21).
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CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA LÍNEA DE
SUBTRANSMISIÓN ELÉCTRICA REM-MOS
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3.1. Características Generales de la Línea de REM-MOS
LA INFORMACIÓN TÉCNICA DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN REM-MOS
FUE PROPORCIONADA POR LA CFE, POR PARTE DEL PERSONAL DE LAS
SUBESTACIONES REMEDIOS Y MORALES.
La línea de subtransmisión denominada REM-MOS, cuenta con dos circuitos por
fase REM-73B10-MOS y REM-73B20-MOS, se define de esta manera de acuerdo
a las características de operación de la línea y las subestaciones adyacentes y
esto corresponde a lo siguiente:
REM---Remedios
7-------Tensión de operación de 85 kV
3-------Línea de transmisión o alimentadores
B1-----Banco uno
B2-----Banco dos
0-------Interruptor
MOS---Morales
Esta línea de 85 kV cuenta con una longitud de 8.8 km desde la subestación
Remedios hasta la subestación Morales, la subestación remedios se encuentra
ubicada entre Vía Adolfo López Mateos y la Avenida De los Alcanfores en
Naucalpan de Juárez, México y la subestación morales se encuentra en AV. Rio
San Joaquín entre Presa Falcón y Lago Zúrich, en la figura 24 se muestra la
imagen de la trayectoria de la línea.
La línea cuenta con un total de 48 torres con una distancia entre ellas de 183.3
metros, cuenta con dos hilos de guarda de AG 3/8” (9.5 mm ), y cabe señalar que
la línea porta dos circuitos provenientes de la subestación Remedios hacia la
subestación Morales soportadas en la misma estructura, están diseñadas bajo las
mismas características técnicas y mecánicas, esto es que la subestación Morales
está alimentada por medio de dos circuitos con la misma capacidad de transporte
de energía, cada circuito cuenta con dos conductores por fase y el tipo de
conductor es ACSR DE 795 kCM.
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Además es de mencionar que dicha línea no solo abastece energía a la
subestación Morales sino que también abastece energía a las subestaciones
siguientes:
1. Subestación Eléctrica Verónica(L-73A10)
2. Subestación Eléctrica Verónica (L-73A20)
3. Subestación Eléctrica Huasteca(L-73A50)
4. Subestación Eléctrica Colgate(L-73B00)
5. Subestación Eléctrica Hipódromo(C-73B50)
6. Subestación Eléctrica Secretaria de la Defensa Nacional(C-73B30)
7. Subestación Eléctrica Secretaria de la Defensa Nacional(C-73B40)
FIGURA.- 24 Trayectoria de la línea de la subestación Remedios a subestación Morales
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La línea cuenta con distintos tipos
de torres, esto se debe a la
trayectoria que tiene la línea,
debido a que hay zonas en las que
atraviesa puentes vehiculares altos
y las torres de acero (ver figura 26)
que comúnmente vemos en las
líneas de transmisión no son lo
suficientemente altas para
satisfacer la distancia de
aislamiento entre los conductores
de fase y las estructuras más
cercanas a línea o al suelo o bien
estas ocupan demasiado espacio e
incluso porque el derecho de vía en
estas zonas es demasiado
reducido, es por esto que se optan
por utilizar otro tipo de estructuras
que son llamados poste
troncocónico (ver figura 25), estos
postes tienden a ser un poco más
altos que las torres de acero
normalmente utilizadas e incluso el
diámetro de derecho de vía es
mucho menor por la poca
ocupabilidad del mismo.
Los postes troncocónicos pueden
ser del tipo suspensión, remate o
deflexión
FIGURA.- 25 Torre de acero de la línea de 85 kV, REM-MOS.
FIGURA.- 26 Poste troncocónico de la línea de 85 kV, REM-MOS
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Este tipo de poste se fabrica de acuerdo a las especificaciones de CFE, estos son de
acero galvanizado por inmersión en caliente.
La línea cuenta con un aislamiento de una cadena de aisladores por fase cuando se
trata de aislamiento por suspensión y doble cadena donde el aislamiento está
colocado en deflexión, estas cadenas están formadas por 6 aisladores de vidrio
como se muestran en la figura 27.
Esta línea de 85 kV es de suma importancia debido a las zonas en las que se
localiza la subestación Morales y las subestaciones anteriormente mencionadas, así
mismo es importante que la línea este calculada bajo buena determinación de
cálculos de ingeniería para que esta opere de forma satisfactoria y pueda transportar
la energía desde una subestación de potencia hasta una subestación de distribución,
como es el caso de las subestaciones Remedios y Morales respectivamente.
Los sistemas de protección en una línea de transmisión son quienes determinan la
confiabilidad de estas, como ya se ha descrito en el capítulo uno, pueden ocurrir
fallas de distintos tipos en los sistemas de potencia o de distribución por lo que los
esquemas de protección son los que se encargan de aislar o desconectar las zonas
falladas para no repercutir en otras áreas donde la falla pueda llegar a ser más
FIGURA.- 27 Aislamiento de los conductores de fase de la línea.
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severa, es por esto que la selección de los equipos de protección se deben de hacer
de manera muy precisa y segura.
3.2. Características Generales de la Subestación Eléctrica
Remedios
La subestación remedios es una de las subestaciones más importantes en la zona
metropolitana del país, esta tiene una capacidad de 780 MVA, en la figura 28 se
pueden observar la gran dimensión de esta, y podemos justificar a simple vista su
gran capacidad, como ya antes se ha mencionado, es esta una de las principales
subestaciones eléctricas de la zona metropolitana y podemos resaltar que esta
subestación de potencia esta interconectada con diecisiete subestaciones más en
distinta configuración, como lo son algunas en anillo y otras radial, ocho de estas
subestaciones operan en una tensión de 230 kV y las nueve restantes operan en una
tensión de 85 kV, en donde se comprueba la importancia de esta subestación
eléctrica para el correcto suministro de energía eléctrica en esta zona.
FIGURA.- 28 Subestación eléctrica Remedios
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La Subestación eléctrica Remedios opera en tres niveles de tensión distintos, la
tensión de operación más alta es de 230 kV, esta tensión corresponde a la
interconexión con las subestaciones de transmisión en operación anillo, cabe señalar
que la subestación remedios forma parte del anillo interno de la zona metropolitana
de 230 kV, posteriormente tenemos la tensión de operación de 85 kV que son las
subestaciones de alta tensión de distribución y finalmente se cuenta con una tensión
de operación de 23 kV para los circuitos de distribución en media tensión que salen
de dicha subestación de potencia para alimentar a los clientes en media tensión de la
zona y los clientes en baja tensión por medio de las líneas de distribución y bajando
la tensión aniveles de 220/127 V por medio de transformadores de distribución para
atender las necesidades de los usuarios regularmente domésticos. A continuación se
presentan los diagramas unifilares (ver figura 29, 30 y 31) de los niveles de tensión
que corresponde a esta subestación y su respectiva interconexión con las diferentes
subestaciones a las que esta subestación Remedios suministra energía a un que es
de decir que la subestación remedios está alimentada directamente por las
subestación Nopala (NOP) a través del anillo de 400 kV.
FIGURA.- 29 Subestaciones que Interconectan a la Subestación Remedios (REM)
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FIGURA.- 30 Interconexión en 230 kV, con la subestación Remedios
FIGURA.- 31 Diagrama unifilar de interconexión en 85 kV.
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La conexión de la subestación eléctrica REMEDIOS se encuentra en arreglo de
Doble Barra con interruptor de amarre ver figura 32.
En este arreglo normalmente la mitad de las líneas y la mitad de los bancos de
transformación se conectan a cada uno de los juegos de barras colectoras. El
interruptor de amarre normalmente permanece cerrado para mantener el mismo
potencial en ambas barras colectoras. Cada juego de barras colectoras cuenta con
protección diferencial propia, y una falla en cualquiera de las barras queda fuera la
mitad de la subestación. Para el mantenimiento de cualquiera de los interruptores es
necesario sacar fuera de servicio la línea o banco de potencia asociado, afectando la
continuidad del servicio.
Es uno de los arreglos más utilizados y se utiliza tanto en 85 kV como en 230 kV en
forma convencional o en Hexafloruro de Azufre (SF6) no tiene alta continuidad en el
servicio ya que para el mantenimiento para cualquier interruptor se debe desconectar
la línea o transformador correspondiente. En condiciones normales de operación el
arreglo opera con el interruptor de amarre cerrado; la falla en una de las barras es la
más severa, permanece funcionando únicamente la mitad de la subestación; sin
embargo la carga no se ve afectada puesto que se puede tomar con la parte que
queda en servicio.
FIGURA.- 32 Arreglo doble barra con interruptor de amarre
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Es de gran importancia tener el conocimiento de las tensiones que se manejan en el
sistema eléctrico nacional así como el código de colores que son las que se
muestran en la figura 33, tomadas de la especificación L0000-15-2012 Colores
Normalizados.
3.3. Características Generales de la Subestación Eléctrica
Morales
En la figura 34 se muestra el diagrama unifilar de la subestación MORALES, en el
cual se puede observar que las líneas 73B10 y 73B20 provienen de la S.E.
REMEDIOS. En el diagrama unifilar se puede ver que la subestación morales cuenta
con cuatro bancos de transformación, así como también se logran ver las líneas que
van hacia las subestaciones; VERÓNICA, HUASTECA, COLGATE, HIPÓDROMO y
DEFENSA NACIONAL, además se observa que las subestaciones HIPÓDROMO y
DEFENSA NACIONAL están alimentadas por equipo aislado en SF6 y del lado
derecho del diagrama unifilar se encuentran los circuitos de distribución en 23 kV que
suministran energía a los clientes tanto industriales, comerciales y domésticos en
media o baja tensión.
FIGURA.- 33 Código de colores
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FIGURA.- 34 Diagrama Unifilar de la Subestación Eléctrica Morales
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En el espacio resaltado con línea verde en la figura 35 se pueden observar los 2
circuitos de la línea REM-73B10-MOS y REM-73B20-MOS, dichos circuitos como se
alcanza ver son los que provienen de la S.E. REMEDIOS.
FIGURA.- 35 Alimentadores que suministran energía a la subestación Morales (verde) e interruptor de amarre (azul)
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Como anteriormente ya se había mencionado, la subestación morales se encuentra
ubicada en Av. Rio san Joaquín entre Calle Lago de Zúrich y Presa Falcón, ver figura
36, esta subestación cuenta con una capacidad instalada de 360 MVA, con cuatro
bancos de transformación, cada banco cuenta con tres unidades monofásicas y una
respaldo de 30 MVA.
La subestación Morales opera en dos niveles de tensión en 85 kV y en 23 kV, esta
subestación distribuye la energía a clientes en media y baja tensión de la zona, el
arreglo de la conexión en la subestación Morales es doble barra con interruptor de
amarre, además como se ha mencionado anteriormente, la subestación morales esta
interconectada a través del enlace de 85 kV con otras subestaciones más por medios
de 7 líneas de subtransmisión, a continuación en la figura 37 se presenta la
interconexión de estas subestaciones con la subestación Morales encerradas en un
círculo amarillo, hay que recordar que la línea que se está estudiando alimenta a
FIGURA.- 36 Ubicación de la subestación Morales
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todas estas subestaciones hasta cierta capacidad, puesto que además se ha de
mencionar que existen interconexiones en anillo de 85 kV en la zona metropolitana
que a su vez por medio de otras subestaciones complementan la capacidad del resto
de las subestaciones.
FIGURA.- 37 Interconexión en 85 kV con la subestación Morales
3.4. Cálculo de la Corriente de Falla de Corto Circuito
Monofásica y Trifásica de la Línea.
De acuerdo a los valores proporcionados por la CFE, se sabe que esta línea
transporta una capacidad de 265 MVA, y que las corrientes de corto circuito en la
subestación Remedios son:
a) La corriente de corto circuito trifásica es de 40.41 kA
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b) la corriente de corto circuito monofásica es 16.20 kA.
La corriente de corto circuito que presenta la subestación Morales son:
a) la corriente de corto circuito trifásica es 26.34 kA y
b) la corriente de corto circuito monofásica es 9.46 kA.
También se sabe que las impedancias de la línea son las siguientes:
TABLA 4 Impedancia de la línea
Línea Secuencia (+) Secuencia (-) Secuencia (0)
REM-73B10-MOS 0.03452 0.03452 0.01670
En la figura 38 se presenta un circuito equivalente para representar el corto circuito a
la mitad de la línea, esto se hará representando a la subestación Remedios y a la
subestación Morales como una fuente, ya que están son quienes proporcionaran la
potencia de cortocircuito al punto de falla, además a cada fuente se le añadirá una
impedancia en serie, y la línea también será representada por una impedancia.
ZRem ZRem-Mos ZMos
FIGURA.- 38 Circuito equivalente de la línea REM-MOS
Dónde: ZRem es la impedancia de la subestación Remedios ZRem-Moses la impedancia de la línea y, ZMoses la impedancia de la subestación Morales
La falla más severa en un sistema eléctrico de potencia es la corriente de corto
circuito trifásica, es por esto que los equipos instalados deben ser capaz de detectar
esta corriente y además deben ser capaces de soportar el esfuerzo mecánico por un
determinado tiempo, este tiempo regularmente los fabricantes de los equipos los
proporcionan en sus hojas de datos, por esto en el procedimiento siguiente se
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determinara la corriente de cortocircuito trifásica a la mitad de la línea y
posteriormente la corriente de corto circuito monofásico.
Para hacer el cálculo de corto circuito necesitamos calcular la impedancia
equivalente de Thevenin en la subestación remedios en SISTEMA POR UNIDAD
(PU), esto será de esta manera puesto que se cuenta con la capacidad de la
corriente de corto circuito de la subestación, y además puesto que se conoce que la
línea transporta una capacidad de 265 MVA, la corriente nominal que transporta la
línea servirá como referencia de la corriente base para calcular la impedancia en PU,
y esto se hace mediante la ecuación 10;
La corriente nominal (𝐼𝑛) de la línea es:
𝐼𝑛 =𝑀𝑉𝐴
√3×𝑘𝑉 Ec….10
Sustituyendo valores en Ec.10
𝐼𝑛 =265,000,000 𝑉𝐴
√3 × 85,000 𝑉
𝐼𝑛 = 1799.97 𝐴
Ahora la corriente en PU de la subestación Remedios se calcula de la siguiente
manera:
𝐼𝑃𝑈,𝑅𝑒𝑚 =𝐼𝐶𝐶𝑅𝑒𝑚
𝐼𝑏𝑎𝑠𝑒 Ec….11
La 𝐼𝐶𝐶𝑅𝑒𝑚 es la corriente de corto circuito en la subestación Remedios, y la 𝐼𝑏𝑎𝑠𝑒 es la
corriente de nominal de la línea que se tomara como la corriente base para convertir
todo a PU.
Sustituyendo valores en Ec.11
𝐼𝑃𝑈,𝑅𝑒𝑚 =40410 𝐴
1799.97𝐴
𝐼𝑃𝑈,𝑅𝑒𝑚 = 22.45𝑃𝑈
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Ahora que ya se tiene el valor de corto circuito en PU, se hará el cálculo de la
impedancia equivalente de Thevenin en PU, y esto se hace sacando la inversa de la
corriente en PU, ecuación 12.
Entonces se tiene:
𝑍𝑇ℎ =1
𝐼𝑃𝑈,𝑅𝑒𝑚 Ec….12
Sustituyendo valores en Ec.12;
𝑍𝑇ℎ =1
22.45 𝑃𝑈
𝑍𝑇ℎ,𝑅𝑒𝑚 = 0.04454 𝑃𝑈
Donde: ZTh= Impedancia de Thevenin 1= la fuente equivale a un PU
El circuito equivalente en impedancias en PU queda como se muestra en la figura 39;
ZRem=0.04454 PU Falla
FIGURA.- 39 Circuito equivalente de impedancias en por unidad (PU).
Puesto que el cálculo de la corriente de corto circuito se quiere determinar en la
mitad de la línea, se debe de dividir en dos la impedancia de la línea y hacer los
cálculos pertinentes para reducir a una impedancia equivalente total desde la fuente
al punto de falla, y se obtiene de la siguiente manera:
𝑍𝑅𝑒𝑛−𝑀𝑜𝑠
2=
0.03442 𝑃𝑈
2= 0.01721 𝑃𝑈
ZREM= 0.04454 ZREM-MOS/2 = 0.01721 PU
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FIGURA.- 40 Circuito equivalente de impedancia total en el punto de falla.
Puesto que la falla está en la mitad de la línea y la impedancia de la línea se divide
dos, ecuación 13, se deben sumar la mitad de la impedancia de la línea a la
impedancia equivalente de la subestación Remedios:
𝑍1 = 𝑍𝑅𝑒𝑚 +𝑍𝑅𝑒𝑚−𝑀𝑜𝑠
2 Ec….13
Sustituyendo los valores se tiene; 𝑍1 = 0.04454 𝑃𝑈 + 0.01721𝑃𝑈
𝑍1 = 0.0612 𝑃𝑈
El circuito equivalente queda formado como se muestra en la figura 41:
Z1= 0.0612 PU
El circuito equivalente total quedaría expresado por la figura 42, con valores de
impedancia y tensión:
ZTOTAL= 0.0612 PU Bus de línea 85 kV Punto de falla
FIGURA.- 41 Circuito equivalente de impedancia total en el punto de falla.
FIGURA.- 42 Circuito equivalente de Thevenin de la línea
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Ahora a partir de aquí ya se tiene la impedancia total hasta el punto de falla un PU,
ahora se debe calcular la corriente de corto circuito en Amperes, y esto se hará
calculando la corriente primeramente en PU y posteriormente en amperes, ecuación
14:
𝐼𝐶𝐶−𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 =1
𝑍𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 Ec….14
Si se sustituyen valores se obtiene;
𝐼𝐶𝐶−𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 =1
0.0612 𝑃𝑈
𝐼𝐶𝐶−𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 = 16.33 𝑃𝑈
Como ya se calculó la corriente en PU, ahora se debe calcular en amperes y se hace
con la ecuación 15:
𝐼𝐶𝐶(𝐴𝑀𝑃𝐸𝑅𝐸𝑆) = 𝐼𝐶𝐶−𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿(𝑃𝑈) × 𝐼𝐵𝐴𝑆𝐸(𝐴𝑀𝑃𝐸𝑅𝐸𝑆) Ec.15
Sustituyendo;
𝐼𝐶𝐶(𝐴𝑀𝑃𝐸𝑅𝐸𝑆) = 16.33 𝑃𝑈 × 1799.97 𝐴
𝐼𝐶𝐶(𝐴𝑀𝑃𝐸𝑅𝐸𝑆) = 29,393 𝐴 ≅ 29.4 𝑘𝐴
Ahora la corriente de falla monofásica se calculara a continuación, solo que aquí
además de la impedancia de secuencia positiva se requieren los valores de las
impedancia de secuencia negativa y cero de la línea, el cálculo es el siguiente:
La corriente nominal de la línea es la misma:
𝐼𝑛 = 1799.97 𝐴
Ahora la corriente en PU de la subestación Remedios se calcula con los datos de
corriente monofásica y se hace de la siguiente manera:
𝐼𝑃𝑈,𝑅𝑒𝑚 =16200 𝐴
1799.97𝐴
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𝐼𝑃𝑈,𝑅𝑒𝑚 = 9. 𝑃𝑈
Ahora que ya se tiene el valor de corto circuito monofásico en PU de la subestación
Remedios, se hará el cálculo de la impedancia equivalente de Thevenin en PU con la
ecuación 16.
𝑍𝑇ℎ =1
𝐼𝑃𝑈,𝑅𝑒𝑚 Ec….16
Donde; 1= es la tensión de la fuente en PU
Sustituyendo en ecuación 16;
𝑍𝑇ℎ =1
9.0 𝑃𝑈
𝑍𝑇ℎ,𝑅𝑒𝑚 = 0.1111 𝑃𝑈
Ahora para la línea, se tiene que la impedancia en PU total es:
𝑍𝑅𝑒𝑚−𝑀𝑜𝑠 = 0.03452 𝑃𝑈 + 0.03452 𝑃𝑈 + 0.01670 𝑃𝑈
𝑍𝑅𝑒𝑚−𝑀𝑜𝑠 = 0.08574𝑃𝑈
Y a la mitad de la línea seria:
𝑍𝑅𝑒𝑚−𝑀𝑜𝑠
2= 0.04287𝑃𝑈
Si la falla está a la mitad de la línea, entonces la impedancia total de la línea se vería
así:
𝑍1 = 0.1111 𝑃𝑈 + 0.0428 𝑃𝑈
𝑍1 = 0.1539 𝑃𝑈
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El circuito equivalente queda de la siguiente manera:
Z1=0.1539 PU Falla
La corriente de corto circuito en PU resulta de la ecuación 17:
𝐼𝐶𝐶−𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 =1
𝑍𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 Ec….17
𝐼𝐶𝐶−𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 =1
0.1539 𝑃𝑈
𝐼𝐶𝐶−𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 = 6.49 𝑃𝑈
Como ya se calculó la corriente en PU, ahora se debe calcular en amperes y se hace
con la ecuación 18:
𝐼𝐶𝐶(𝐴𝑀𝑃𝐸𝑅𝐸𝑆) = 𝐼𝐶𝐶−𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿(𝑃𝑈) × 𝐼𝐵𝐴𝑆𝐸(𝐴𝑀𝑃𝐸𝑅𝐸𝑆) Ec….18
𝐼𝐶𝐶(𝐴𝑀𝑃𝐸𝑅𝐸𝑆) = 6.49 𝑃𝑈 × 1799.97 𝐴
𝐼𝐶𝐶(𝐴𝑀𝑃𝐸𝑅𝐸𝑆) = 11.69 𝐴 ≅ 11.7 𝑘𝐴
Después de haber hecho los cálculos de la corriente de corto circuito se llegó a lo
siguiente:
a) Para la corriente de corto circuito trifásica: 29.4 kA.
b) Para la corriente de corto circuito monofásica: 11.7 kA.
3.5. Protecciones de la Línea REM-MOS
Se sabe que las líneas están protegidas bajo el esquema siguiente:
1. Protección Primaria REM-73B10-MOS: Diferencial de línea (87L)
2. Protección Primaria REM-73B20-MOS: Diferencial de línea (87L)
3. Protección de Respaldo: Distancia (21N)
4. Protección de Respaldo: Direccional (67N)
FIGURA.- 43 Circuito equivalente de Thevenin en falla monofásica.
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La comunicación de estas protecciones es por medio de fibra óptica, esto se debe a
que en la fibra óptica la señal no se atenúa tanto como en el cobre, ya que en la fibra
óptica no se pierde información por ninguna causa, dando de esta manera un buen
rendimiento para la comunicación de datos, en el cobre sin embargo las señales se
ven atenuadas por la resistencia del material a la propagación de las ondas
electromagnéticas de forma mayor. Además en la fibra óptica se pueden transmitir
varias señales lo que se conoce como Multiplexar diferentes señales en un instante
de tiempo sin alterar la forma de onda de ninguna de estas. El cable de guarda debe
cumplir con la especificación CFE-E0000-21(Cables de guarda con fibra óptica y
accesorios), este debe ser capaz de operar en tensiones desde 69 hasta 400 kV, y la
temperatura ambiente de operación deberá ser desde los -20 a 60 °C.
Como ya se ha estudiado en el capítulo dos, la protección primaria debe ser la
primera en detectar un disturbio en la red y operar en el menor tiempo posible y dejar
fuera de servicio la menor cantidad de equipos posible es decir en otras apalabras, la
menor cantidad posible de usuarios y la protección de respaldo debe operar cuando
la protección primaria llega a fallar, de esta manera volvemos a la línea en este caso
más confiable. Esquemáticamente el sistema de protección debe estar formado
como se presenta en la figura 43.
Los esquemas de protección están conformados por los siguientes elementos:
1. Sensor primario
a) Transformador de Corriente
b) Transformador de Potencial
FIGURA.- 44 Diagrama esquemático del esquema de protección
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2. Actuador
a) Relevador
De sobre corriente
De sobre voltaje
Diferencial
De distancia
Direccional
3. Liberación de la falla
a) Interruptor
En SF6
En aire
En aceite
Electromecánicos
Puesto que son dos líneas, se tienen que cada una cuenta con distinta marca de
relevador diferencial (87L), esto hace la diferencia en ambas líneas, en todo lo
demás ambas líneas cuenta con las mismas características mecánicas y eléctricas
como anteriormente ya se había mencionado, así que a continuación se presentan
los datos particulares del equipo de protección de cada línea:
Línea REM-73B10-MOS;
1. Protección Primaria, Diferencial de Línea (87L) con relevador SEL-411L
2. Protección de Respaldo, Distancia (21N) y Direccional (67N) con relevador
SEL-421
Línea REM-73B20-MOS;
1. Protección Primaria, Diferencial de Línea (87L) con relevador GE-L90
2. Protección de Respaldo, Distancia (21N) y Direccional (67N) con relevador
SEL-421
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3.5.1. Calculo del Transformador de Potencial (TP)
El transformador de potencial se determina en función de la tensión de operación del
sistema, en este caso la tensión es de 85 kV en el primario y la tensión en el
secundario deberá ser de 120 V, por lo que se elegirá un transformador con las
siguientes características:
La relación de transformación se calcula por medio de la ecuación 19:
𝑅𝑇𝑃 = 𝑉𝑝𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑜
𝑉𝑠𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑑𝑎𝑟𝑖𝑜 Ec….19
Sustituyendo;
𝑅𝑇𝑃 = 85,000𝑉
120 𝑉
𝑹𝑻𝑷 = 𝟕𝟎𝟗: 𝟏
3.5.2. Calculo del Transformador de Corriente (TC)
Se tiene que la línea transporta una potencia de 265 MVA, por lo que la corriente
nominal que circula por la línea se puede calcular mediante la ecuación 20:
𝐼𝑛 =𝑀𝑉𝐴
√3×𝑘𝑉 Ec….20
Sustituyendo los valores;
𝐼𝑛 =265,000,000
√3 × 85,000
𝐼𝑛 = 1,799.97 𝐴
𝑹𝑻𝑪 = 𝟐𝟎𝟎𝟎: 𝟓
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Para el devanado primario del TC la corriente que circula es de 1799.97, por lo que
se selecciona un TC con relación de trasformación 2000:5, se elige el de 2000
puesto que es el valor comercial más próximo de TC, y de 5 en el devanado
secundario para el efecto de comunicación.
3.6. Relevador de Distancia (21) y Direccional 67 (SEL-421).
El relevador SEL 421, es un dispositivo microprocesado que cuenta con una unidad
de Distancia y otra Direccional, es decir tiene la función de operar como unidad de
respaldo de protección en una línea de transmisión haciendo la función de dos
relevadores 21 y 67 ver figura 45.
FIGURA.- 45 Relevador SEL-421
Un relevador de distancia responde a la relación de tensión medida entre corriente
medida, dada por la ecuación 21:
𝑍 =𝑉
𝐼 Ec.21
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Donde; Z: Impedancia medida por el relevador I: Corriente que circula por le relevador, vista desde el secundario de los TC´s V; Tensión vista por el relevador a través de los TP´s
La impedancia Z medida por el relevador, también conocida como impedancia
aparente, es la distancia a lo largo del elemento protegido, o sea, está impedancia es
proporcional a la distancia eléctrica desde el sitio donde se localiza el relevador hasta
el punto en donde se presenta la falla.
Al ocurrir un cortocircuito la corriente aumenta y la tensión disminuye, por lo que la
impedancia aparente Z, o medida por el relevador, tiende a disminuir y si esta llega a
ser menor que la impedancia de operación o característica Zrdel relevador de
distancia este opera.
Los relevadores de distancia se conectan a los secundarios de los transformadores
de corriente y de potencial. Por lo que además de la impedancia Z aparente o
medida por el relevador tenemos la impedancia ZP, que es la impedancia medida por
el relevador referida al primario de los transformadores de instrumento y está
determinada por la ecuación 22:
𝑍𝑃 =𝑉𝑃
𝐼𝑃 Ec….22
Donde VP e IP son la corriente y tensión medidas por el relevador referidas al lado
primario de los transformadores de instrumento. La relación entre Z y ZP está dada
por la ecuación 23:
𝑍 =𝑉
𝐼=
𝑉𝑃𝑛𝑇𝑃
⁄
𝐼𝑃𝑛𝑇𝐶
⁄=
𝑛𝑇𝐶
𝑛𝑇𝑃
𝑉𝑃
𝐼𝑃=
𝑛𝑇𝐶
𝑛𝑇𝑃𝑍𝑃 Ec….23
Dónde:
nTC relación de transformación de TC’s
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nTP relación de transformación de TP’s
El relé SEL-421 incorporará al menos tres zonas de protección de distancia mho para
detección de fallas de fase, la característica del relevador, es tipo admitancia, esto
quiere decir que es un circulo que pasa por el origen del diagrama R-X como se
indica en la figura 46. La característica tipo mho es inherentemente direccional, es
decir detecta fallas en una sola dirección. Por lo que en el diagrama R-X este tipo de
relevador no detecta fallas en el tercer cuadrante.
FIGURA.- 46 Característica del relevador tipo admitancia.
Los parámetros de ajuste de los relevadores tipo mho son el diámetro o magnitud de
la impedancia característica Zr y su ángulo φ con respecto al eje R del diagrama de
impedancias.
La protección de sobrecorriente direccional es aquella que responde al valor de la
corriente de falla y a la dirección de la potencia de cortocircuito en el punto de su
ubicación. La protección opera si la corriente sobrepasa el valor de arranque y la
dirección de la potencia coincide con la correspondiente a un cortocircuito en la zona
protegida. Esta protección se compone de una unidad de sobrecorriente con
selectividad relativa, en combinación con una unidad de medición de dos señales de
entrada que responde al sentido de circulación de la potencia aparente y que opera
cuando esa potencia fluye hacia el elemento protegido por efecto de un cortocircuito.
IPN Página 80
El relevador direccional trabaja con señales de corriente y de tensión las cuales
interactúan entre sí proporcionando un torque positivo o negativo dependiendo del
ángulo de fase entre la corriente y la tensión, de acuerdo a la característica de
operación del relevador.
El torque está definido por la ecuación 24:
𝑇 = 𝑉𝐼𝑠𝑒𝑛(𝜃 − ∅) Ec….24
Dónde: V=tensión entre los bornes de la bobina de polarización (señal de polarización o referencia) I=magnitud de corriente eficaz que circula por la bobina de corriente (cantidad a comparar)
=ángulo entre la corriente y la tensión ∅=ángulo de torque o par mínimo T=torque producido
El ángulo 𝜏 indicado en la figura 47 es conocido como ángulo de torque o par
máximo ya que para este valor de se obtiene el par máximo positivo. Normalmente
se especifica el ángulo 𝜏 en lugar del ángulo ∅ por lo que refiriéndose a la ecuación
24 con este ángulo tenemos que:
∅ = 𝜏 − 90° Ec….25
FIGURA.- 47 Característica de operación del relevador direccional corriente tensión.
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Por lo que sustituyendo 25 en 24;
𝑇 = 𝑉𝐼𝑠𝑒𝑛(𝜃 − 𝜏) Ec….26
Como Ves la cantidad de polarización entonces es la referencia con la que se
compara el ángulo de fase de I, por lo que se considera que el ángulo de fase de V
permanece constante cuando I sufre cambios en su ángulo de fase. La unidad
direccional opera para torque positivo y para torque negativo no opera.
El relé de distancia y el direccional está conectado a la línea a través de los
transformadores de potencial y de corriente, ver figura 48.
FIGURA.- 48 Conexión del relevador SEL-421
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De otra manera el relevador SEL-421 se puede observar como se ve en la figura 49,
donde ese presenta la línea en diagrama unifilar, y sus respectivos interruptores (52),
se puede observar que ambas subestaciones tanto REMEDIOS como MORALES
cuentan con un relevador idéntico interconectados entre sí para su respectiva
comunicación y envío de datos de disparo de los interruptores.
FIGURA.- 49 Esquema del relevador SEL-421 en cada lado de las subestaciones vistas como fuentes
3.7. Relevador Diferencial 87L (SEL 411L) y (GE-L90)
La protección diferencial es uno de los métodos más sensitivos y efectivos para
proporcionar protección contra fallas por cortocircuito. La protección diferencial
compara la corriente que entra al elemento protegido con la que sale de él. Si las dos
corrientes son iguales el elemento está sano, si las corrientes son diferentes el
elemento presenta falla. Basándose en esta comparación, la protección diferencial
discrimina entre los cortocircuitos en la zona protegida y los cortocircuitos externos.
Es decir la corriente en la unidad de operación del relevador diferencial es
proporcional a la diferencia vectorial entre la corriente que entra y la que sale del
elemento protegido y si la corriente diferencial excede el valor de la corriente de
arranque, el relevador opera.
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En la línea REM-73B10-MOS el relevador SEL-411L realiza esta función como
protección primaria, en la figura 50 se puede observar una imagen física del
relevador.
FIGURA.- 50 Relevador Diferencial SEL-411L
Si dentro de su zona de operación del relevador no hay falla este se comporta en
condiciones estables, quiere decir que al comparar la corriente que entra con la que
sale, si la suma de estas es cero esto significa que no hay falla en el sistema. En los
extremos de la línea se deben instalar transformadores de corriente con iguales
relaciones de transformación, estos transformadores de corriente no deben ser los
mismos que los utilizados para la protección de respaldo, ya que el hecho de contar
con una protección primaria y una de respaldo es que por cualquier motivo de falla
en el esquema de protección primario no afecte la funcionalidad del esquema de
respaldo, el relevador SEL-411L, se encuentra conectado de la siguiente manera,
figura 51:
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FIGURA.- 51 Diagrama unifilar de los relevadores 87L en la línea REM-MOS
El relevador diferencial 87L General Electric (GE-L90), funciona bajo el mismo
principio que el relevador SEL-411L incluso así como cualquier otro relevador 87L, a
continuación se presenta una imagen física del relevador GE-L90, figura 52:
FIGURA.- 52 Imagen del relevador GE-L90
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Para evitar la posibilidad de que opere la protección diferencial al presentarse una
falla fuera de la zona de protección, debido al error de precisión o por saturación de
los TC’s, se utilizan comúnmente los relevadores diferenciales de tanto por ciento.
En este tipo de relevadores la corriente de arranque crece automáticamente con el
incremento de la corriente que circula por el relevador. De esta forma es posible
garantizar que la protección no opere incorrectamente para grandes corrientes
fluyendo hacia el exterior ya sea por fallas externas o por oscilación de potencia.
Este tipo de relevadores está formado por dos elementos de retención y uno de
operación. La corriente que circula por los elementos de retención está determinada
por la ecuación 27:
tan =𝐼1−𝐼2𝐼1+𝐼2
2
∗ 100 Ec….27
FIGURA.- 53 Curva característica del relevador diferencial de tanto porciento
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Los valores de 𝐼1𝑒 𝐼2 son los obtenidos de la alimentación de los TC´S, que limitan la
zona de protección.
3.8. Ajuste de los Relevadores
RELEVADOR DIFERENCIAL (87L).
La línea en condiciones normales de operación transportaría; 1799.72 A, por lo que
los relevadores por medio de los TC´s, detectaría lo siguiente.
𝐼𝑇𝐶,𝑆𝐸𝐶𝐼𝑁
𝑅𝑇𝐶 Ec….28
𝐼𝑇𝐶,𝑆𝐸𝐶
1799.72 𝐴
20005
𝐼𝑇𝐶,𝑆𝐸𝐶
1799.72
400= 4. 49 𝐴
Cada relevador detectaría 4.49 A, por lo que al hacer la suma de estas dos corrientes
seria:
𝐼𝑠𝑢𝑚𝑎 = +4.49 𝐴. −4.49 𝐴.
𝐼𝑠𝑢𝑚𝑎 = 0 𝐴
FIGURA.- 54 Relevador 87L, en condiciones nominales de operación
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Puesto que la suma vectorial de las corrientes es cero, el relevador no opera.
Al momento de a falla, la corriente aumenta considerablemente, por lo que la
subestación Remedios seria la que aporta esta corriente de corto circuito y para
distintos puntos de la falla se tendría lo siguiente:
TABLA 5 Fallas en distintos puntos de la línea
Falla Inicio de la Línea
(15%)
Mitad de la Línea
(50%)
Final de la Línea (90%)
1Ø 15 kA 11.7 kA 10 kA
3Ø 38 kA 29.3 kA 22 kA
Si suponemos una falla trifásica a la mitad de la línea, el relevador detectaría lo
siguiente:
𝐼𝑇𝐶,𝑆𝐸𝐶 =𝐼𝐶𝐶
𝑅𝑇𝐶 Ec….29
𝐼𝑇𝐶,𝑆𝐸𝐶
11700 𝐴
20005
𝐼𝑇𝐶,𝑆𝐸𝐶
11700
400= 28 𝐴
De un lado el relevador detecta 28 A. y del otro lado 0 A., por lo que el relevador
opera, enviando instantáneamente la señal de disparo al interruptor, ver figura 55.
FIGURA.- 55 Relevador 87L, en condición de falla.
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Esto sucede para ambos relevadores, tanto en el relevador SE-411, como para el
GE-L90.
RELEVADOR DE DISTANCIA (21).
Para el caso del relevador de distancia, que tiene la función de operar como
protección de respaldo (en caso de que la protección principal no opere), con un
retardo de tiempo regularmente de 1.3 segundos. Cabe mencionar, que esta
protección no puede operar como protección primaría, puesto que su operación
instantánea que es su primera zona de protección, no cubre el 100% de la línea,
figura 56.
Este relevador de distancia SEL-421, se ajusta principalmente por 3 zonas de
operación, como se muestra a continuación.
FIGURA.- 56 Zonas de operación del relevador de distancia (21)
La zona uno, protege el 85% de la línea y su operación es instantánea.
La zona dos protege aproximadamente el 120% de la línea, es decir, más allá
de la longitud ésta en un tiempo de 0.4 segundos
La zona tres protege el 200% de la longitud de la línea, la cual abarca más allá
de la longitud de la línea protegiendo parte de líneas adyacentes a esta.
IPN Página 89
Para que el relevador opere por la protección de distancia (21), se sabe que esta
protección ópera por la impedancia a lo largo de la línea, ya que la impedancia es
proporcional su longitud, esta se divide en zonas.
Para la primera zona se tiene:
𝑍1 = 8.8 𝐾𝑚 ∗ 85 % ∗ 0.087 Ω/Km
𝑍1 = 0.65076 Ω
Para la segunda zona se tiene:
𝑍2 = 8.8 𝐾𝑚 ∗ 120 % ∗ 0.087 Ω/Km
𝑍2 = 0.91872 Ω
Para la tercera zona se tiene:
𝑍3 = 8.8 𝐾𝑚 ∗ 200 % ∗ 0.087 Ω/Km
𝑍1 = 1.5312 Ω
Estos son los valores de impedancias para el ajuste del relevador, para operar
cuando existe una falla dentro de su zona de protección.
RELEVADOR DIRECCIONAL.
La protección direccional está incorporada en el relevador 421, esta protección se
ajusta cuando los TC´s y el TP, envían una señal de tensión y de corriente al
relevador, ambos con un ángulo de desfasamiento, al relevador con anterioridad se
le registra un ángulo de tensión y de corriente, para su operación en condiciones
nominales, esto como referencia, al momento de un disturbio de sobrecorriente como
es el caso de un corto circuito, los ángulos de tensión de tensión y corriente cambian,
esto origina un torque (un cambio) en el ajuste de los ángulos de referencia, por lo
que el relevador envía una señal de disparo al interruptor.
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3.9. Curva Tiempo-Corriente
FIGURA.- 57 Grafica Tiempo-Corriente
Las cuervas tiempo-corriente, son la principal herramienta grafica para coordinación
de las protecciones , además de los programas digitales que sirven para los mismo,
en este tema de investigación se trata de ver cómo están coordinadas a grandes
rasgos cada una de las protecciones y se puede observar en la figura anterior que,
en un determinado nivel de corto circuito, suponiendo 15 kA, se puede observar en la
gráfica, que la primera protección que debe detectar la corriente de falla es la
diferencial 87 de forma casi instantánea, posteriormente se tendrá la protección de
respaldo 21 para el mismo nivel de corto circuito pero con un retardo de tiempo, y por
último la protección direccional 67, con un retardo de tiempo mayor, a la de la 87 y
21. Con este procedimiento que regularmente la mayoría de los ingenieros utilizan
para una buena coordinación de protección es este método, en la actualidad como
ya antes mencionado, existen diferentes simuladores para garantizar una buena
coordinación e las protecciones en un sistema eléctrico de potencia.
IPN Página 91
3.10. Diagrama Trifilar de las Protecciones de la Línea
FIGURA.- 58 Diagrama Trifilar de Protecciones
IPN Página 92
CAPÍTULO 4. ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO
IPN Página 93
4.1. Características Técnicas de los Relevadores SEL-411 y
GE-L90
4.1.1. Relevador SEL-411L
El relevador SEL-411L es un sistema de protección, automatizado con control de
diferencial de línea.
Dentro de las características técnicas del relevador SEL-411, se encuentran las
siguientes descritas y en la figura número 59 se presenta el diagrama unifilar del
relevador como tal:
Protección diferencial de corriente de subciclo monopolar y tripolar.
Uso de las funciones de respaldo de distancia y/o sobrecorriente incluidas.
Sistema diferencial de corriente de línea avanzado, en donde las zonas de los
elementos de distancia de fase y tierra, y los elementos de sobrecorriente
direccional proporcionan una operación de subciclo con seguridad.
Sus características de operación facilitan su configuración.
No se requieren estudios de falla para la mayoría de las aplicaciones
diferenciales.
Localización de fallas rápidamente mediante la función de localización de
fallas por onda viajera.
Se puede usar la referencia de tiempo de alta precisión para mejorar el
análisis de los reportes de eventos.
IPN Página 94
La detección de fallas de alta impedancia proporciona una operación segura
para fallas por debajo de los niveles de la corriente de carga o la corriente
capacitiva de la línea.
FIGURA.- 59 Dagrama unifilar del relevador SEL-411
4.1.2. Relevador GE-L90
El relevador GE-L90 es un sistema de protección, de alta velocidad, diferencial de
corriente para líneas, con disparo monofásico o trifásico.
Las características de este sistema de protección son las siguientes descritas y en la
figura número 60 se puede apreciar cómo está constituido el relevador:
Protección diferencial de corriente.
IPN Página 95
Respaldo a la protección de distancia de fase y tierra ofreciendo 3 zonas de
protección.
Direccional de fase, neutro y secuencia inversa.
Comparador universal (Flex Element).
Re enganchador monopolar para dos interruptores.
FIGURA.- 60 Diagrama unifilar del relevador GE-L90
IPN Página 96
4.2. Costo de los relevadores empleados en la línea
A continuación se hace un análisis de los costos que representan los relevadores
instalados en la línea de 85 kV, como en el capítulo tres se demostró en el diagrama
trifilar del esquema de protección, en cada extremo del circuito REM-73B10-MOS se
cuenta con un relevador SEL-411 y un SEL-421 y para el otro circuito se encuentra
un SEL-421 y un GE-L90, en la tabla siguiente se presenta el costo total de cada
esquema de protección.
TABLA 6 Costo de cada esquema de protección
RELEVADOR SEL 411 SEL-421 GE-L90 COSTO
POR
ESQUEMA
COSTO $ 110,000.00 $ 90,000.00 $ 175,000.00
REM-73B10-
MOS
2 2 $
400,000.00
REM-73B20-
MOS
2 2 $
530,000.00
Como se puede observar en la tabla anterior, el costo de cada esquema de
protección de los dos circuitos de la línea, comparando uno con el otro puede
observarse que uno circuito tiene un costo más elevado que el otro, se pude notar
también que es debido a la diferencia de equipos que utiliza cada esquema, puesto
que el circuito uno, utiliza relevadores SEL y el otro utiliza un SEL y un GE y el GE es
el relevador que representa un costo más elevado que los demás.
Si se utilizaran equipos iguales, ósea idénticos, económicamente se estarían
ahorrando en el esquema la cantidad de $130,000.00 para esto empleando
relevadores de la marca SEL siendo estos más económicos que los GE.
A demás, también se puede observar en las características técnicas que los
relevadores SEL 421 y GE-L90, son relevadores muy completos, esto quiere decir
IPN Página 97
que ambos cuentan con las protecciones 87, 67 y 21 que son las que requiere el
sistema de protección.
4.3. Energía dejada de vender en un tiempo de perturbación
de la línea
A continuación se hace el cálculo de la energía dejada de vender durante la
perturbación de uno de los circuitos de esta línea, por lo que para este análisis
supondremos un TIU (Tiempo de Interrupción por Usuarios) de aproximadamente de
4.5hora/año, si se sabe que la línea transporta una capacidad de 250 MW, además
supondremos un factor de potencia de 0.9, y un costo de kW/h de $1.37 según las
tarifas en media te tensión de la CFE.
Calculando el costo de la energía dejada de vender se obtiene lo siguiente;
𝐶𝑖 =𝑊 ∗ 𝐹𝑃
1,000∗ 𝑇𝐼𝑈 ∗ (𝑘𝑊/ℎ)
Dónde: Ci: Costo de la interrupción W= Energía que transporta el circuito FP: Factor de Potencia kW/h: Costo del kW/h
𝐶𝑖 =250,000,000 𝑉𝐴 ∗ 0.9
1,000 𝑊𝑎𝑡𝑡∗ 4.5 ℎ ∗ ($1.37)
𝐶𝑖 = $ 1,387,125
Con la finalidad de observar la importancia de un esquema de protección en un
circuito o línea de subtransmisión, se puede observar que los costos de los
esquemas comparándolo con las pérdidas de energía ante posibles perturbaciones
son menores en comparación con la gran pérdida económica tan solo en cuanto a
energía dejada de vender, esto sin sumar aun lo que implicarían los gasto por
rehabilitación de la línea y refacciones.
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CONCLUSIONES
Se analizó una línea que se encuentra operando en el SEP, con esto el
análisis y conocimiento empleado en este trabajo se enfoca a algo real.
Se analizó como operan las protecciones que se encuentra en el esquema de
protección de los circuitos.
Se analizaron las características técnicas de los relevadores y se realizó un
análisis técnico-económico de la protección empleada, donde se puede
determinar que la protección de ambas líneas se encuentran muy sobradas,
esto debido a que un solo relevador puede cubrir las necesidades de
protección que los circuitos requieren, esto ayudaría a reducir costos de cada
esquema de protección. A un cuando la línea se encuentra sobre protegida se
puede justificar la importancia de la sobreprotección debido a que la línea
suministra energía a subestaciones importantes en la zona, y por esto la
seguridad del sistema de protección debe garantizar continuidad en el
suministro.
La importancia de incorporar esquema de protección en un circuito o línea de
transporte de energía es muy necesaria para asegurar la continuidad del
sistema y de esta manera se evite una sumatoria de pérdidas económicas tan
grandes debido a las perturbaciones por diversas causas que lleguen a ocurrir
en las líneas de transporte de energía. Con estos esquemas de protección
podemos asegurar que las líneas solo salgan de servicio en el momento
exacto y cuando realmente algún transitorio en el sistema lo requiera para
evitar catástrofes en la línea.
IPN Página 99
BIBLIOGRAFÍA
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Energía Eléctrica.
NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida.
LSPA Listado de Sistemas de Protección Aprobados.
NRF-041-2013 Esquemas Normalizados de Protecciones para
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CFE-G0000-81 Características Técnicas Para Relevadores de
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CFE LOOOO-02-1985 Tensiones de Sistemas de Distribución,
Subtransmisión y Transmisión.
NOM-J-98-1978 Tensiones Normalizadas.
NMX-J-098-ANCE-2012 Sistemas Eléctricos de Potencia-Tensiones
Eléctricas Normalizadas.
CFE DCCIAMBT Construcción de Instalaciones Aéreas en
Media y Baja Tensión.
CFE DCDLAD01 Diseño de Líneas Aéreas de 69 kV a 138kV.
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CFE E0000-22 Cables de Guarda.
CFE E0000-21 Cable de Guarda con Fibras Ópticas y
Accesorios.
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CFE E0000-18 Cable de Aluminio con Cableado Concéntrico y
Núcleo de Alambres de Acero Recubierto de
Aluminio Soldado (ACSR/AS).
CFE A0000-01 Alambre y Cable de Acero con Recubrimiento
de Aluminio Soldado (A AS).
NRF-017-CFE Cable de Aluminio con Cableado Concéntrico y
Núcleo de Acero Galvanizado (ACSR).
Normalización de nomenclatura y pintura en equipos de subestaciones de
distribución-octubre 2008.
Análisis de Sistemas de Potencia/ John J. Grainger/ William D. Stevenson Jr.
/Mc. Graw Hill/ 1996.
Elementos de Protección de Sistemas Eléctricos (Teoría y
Práctica)/EnriquezHarper, EditorialLimusaS.A de C.V.
IPN Página 101
ANEXOS
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ANEXO 1.-ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA.- 1 Diagrama esquemático de una falla de fase a tierra .................................................................... 16
FIGURA.- 2 Diagrama esquemático de falla entre dos fases ........................................................................... 16
FIGURA.- 3 Diagrama esquemático de una falla entre dos fases de la línea a tierra ...................................... 17
FIGURA.- 4 Diagrama esquemático de una falla trifásica. .............................................................................. 17
FIGURA.- 5 Diagrama esquemático de una falla trifásica a tierra. ................................................................. 18
FIGURA.- 6 Mapa de nivel de isodensidad de la república mexicana .............................................................. 27
FIGURA.- 7 Arreglo de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio de
comunicación por fibra óptica (PP-87L con fibra óptica dedicada) ................................................................. 44
FIGURA.- 8 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio
de comunicación por fibra óptica (PP-87L con fibra óptica dedicada) ............................................................ 44
FIGURA.- 9 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio
de comunicación por fibra óptica (PP-87L Multiplexada) ................................................................................ 45
FIGURA.- 10 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio
de comunicación por fibra óptica (PP-85L tripolar) ......................................................................................... 45
FIGURA.- 11 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio
de comunicación por fibra óptica (PP-85L tripolar con convertidor óptico/eléctrico y fibra óptica dedicada) 46
FIGURA.- 12 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio
de comunicación por microondas digitales (PP-85L tripolar) .......................................................................... 46
FIGURA.- 13 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio
de comunicación por radio digital (PP-85L tripolar) ........................................................................................ 47
FIGURA.- 14 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual 40 km y mayores a
40 km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-21/21N con multiplexor) ........................................ 47
FIGURA.- 15 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores
a 40 km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-21/21N con convertidor óptico/eléctrico, fibra óptica
dedicada y sin multiplexor) .............................................................................................................................. 48
FIGURA.- 16 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores
a 40 km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-87L multiplexada) ................................................ 48
FIGURA.- 17 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores
a 40 km, con medio de comunicación por fibra óptica (P-87L con fibra óptica dedicada y con multiplexor) .. 49
FIGURA.- 18 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores
a 40 km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-87L con fibra óptica dedicada y sin multiplexor) . 49
FIGURA.- 19 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores
a 40 km, con medio de comunicación por OPLAT (PP-21/21N) ....................................................................... 49
FIGURA.- 20 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores
a 40 km, con medio de comunicación por microondas digitales (PP-87L multiplexada) ................................. 50
FIGURA.- 21 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores
a 40 km, con medio de comunicación por microondas digitales (PP-21/21N). ............................................... 51
FIGURA.- 22 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores
a 40 km, sin medio de comunicación (PP-21/21N). ......................................................................................... 51
FIGURA.- 23 Arreglo normalizado de protección para línea radial de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y
mayores a 40 km, sin medio de comunicación (PP-50/21). ............................................................................. 52
FIGURA.- 24 Trayectoria de la línea de la subestación Remedios a subestación Morales .............................. 55
FIGURA.- 25 Poste troncocónico de la línea de 85 kV, REM-MOS ................................................................... 56
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FIGURA.- 26 Torre de acero de la línea de 85 kV, REM-MOS. .......................................................................... 56
FIGURA.- 27 Aislamiento de los conductores de fase de la línea. .................................................................... 57
FIGURA.- 28 Subestación eléctrica Remedios .................................................................................................. 58
FIGURA.- 29 Subestaciones que Interconectan a la Subestación Remedios (REM) ......................................... 59
FIGURA.- 30 Interconexión en 230 kV, con la subestación Remedios .............................................................. 60
FIGURA.- 31 Diagrama unifilar de interconexión en 85 kV. ............................................................................. 60
FIGURA.- 32 Arreglo doble barra con interruptor de amarre .......................................................................... 61
FIGURA.- 33 Código de colores ........................................................................................................................ 62
FIGURA.- 34 Diagrama Unifilar de la Subestación Eléctrica Morales .............................................................. 63
FIGURA.- 35 Alimentadores que suministran energía a la subestación Morales (verde) e interruptor de amarre
(azul) ................................................................................................................................................................ 64
FIGURA.- 36 Ubicación de la subestación Morales .......................................................................................... 65
FIGURA.- 37 Interconexión en 85 kV con la subestación Morales ................................................................... 66
FIGURA.- 38 Circuito equivalente de la línea REM-MOS .................................................................................. 67
FIGURA.- 39 Circuito equivalente de impedancias en por unidad (PU). .......................................................... 69
FIGURA.- 40 Reactancia de la línea dividida en dos en el punto de falla ......................................................... 69
FIGURA.- 41 Circuito equivalente de impedancia total en el punto de falla. ................................................... 70
FIGURA.- 42 Circuito equivalente de Thevenin de la línea ............................................................................... 70
FIGURA.- 43 Circuito equivalente de Thevenin en falla monofásica. ............................................................... 73
FIGURA.- 44 Diagrama esquemático del esquema de protección ................................................................... 74
FIGURA.- 45 Relevador SEL-421 ....................................................................................................................... 77
FIGURA.- 46 Característica del relevador tipo admitancia. ............................................................................. 79
FIGURA.- 47 Característica de operación del relevador direccional corriente tensión. ................................... 80
FIGURA.- 48 Conexión del relevador SEL-421 ................................................................................................. 81
FIGURA.- 49 Esquema del relevador SEL-421 en cada lado de las subestaciones vistas como fuentes........... 82
FIGURA.- 50 Relevador Diferencial SEL-411L ................................................................................................... 83
FIGURA.- 51 Diagrama unifilar de los relevadores 87L en la línea REM-MOS ................................................. 84
FIGURA.- 52 Imagen del relevador GE-L90 ...................................................................................................... 84
FIGURA.- 53 Curva característica del relevador diferencial de tanto porciento .............................................. 85
FIGURA.- 54 Relevador 87L, en condiciones nominales de operación ............................................................. 86
FIGURA.- 55 Relevador 87L, en condición de falla. .......................................................................................... 87
FIGURA.- 56 Zonas de operación del relevador de distancia (21) .................................................................... 88
FIGURA.- 57 Grafica Tiempo-Corriente ............................................................................................................ 90
FIGURA.- 58 Diagrama Trifilar de Protecciones ............................................................................................... 91
FIGURA.- 59 Dagrama unifilar del relevador SEL-411 ..................................................................................... 94
FIGURA.- 60 Diagrama unifilar del relevador GE-L90 ...................................................................................... 95
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ANEXO 2.-ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 1 Niveles de Tensión Normalizados en kV. (CFE L0000-02) .................................................................. 22
TABLA 2 Recomendación del tipo de estructuras en diferentes usos de suelo (Especificación CFE-DCCIAMBT)26
TABLA 3 Esquemas Normalizados de Protección (NRF-041-CFE)..................................................................... 42
TABLA 4 Impedancia de la línea ...................................................................................................................... 67
TABLA 5 Fallas en distintos puntos de la línea ................................................................................................. 87
TABLA 6 Costo de cada esquema de protección .............................................................................................. 96
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ANEXO 3.-ABREVIATURAS Y CLAVES DE IDENTIFICACIÓN
21/21N Protección de distancia para fallas entre fases y de fase a tierra.
50/51 Protección de sobre corriente de fases instantánea.
50FI Protección de falla de interruptor.
50N/51N Protección de sobre corriente de neutro instantánea y temporizada.
67/67N Protección de sobre corriente direccional de fase y neutro.
79 Recierre.
85L Protección de comparación direccional de secuencia positiva y negativa, o de onda
viajera o superpuesta.
87LT Protección de comparación direccional de secuencia positiva, cero y negativa, de
operación tripolar.
87B Protección diferencial de barra.
87L Protección diferencial de línea.
CH1 Canal de comunicación 1.
CH2 Canal de comunicación 2.
CRR Comunicación relevador-relevador.
DAG Disparo automático de generación.
DAC Disparo automático de carga.
DTD Disparo transferido directo.
DTL Disparo transferido de línea.
EDT Equipo digital de Teleprotección.
FO Fibra Óptica.
IN Corriente Nominal.
LT Línea de transmisión.
MED Medición.
OPLAT Onda portadora en línea de alta tensión.
PERM Permisivo.
PP Protección primaria.
PP1 Protección primaria 1.
PP2 Protección primaria 2.
P1 Protección 1 (Líneas de Subtransmisión).
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P2 Protección 2 (Líneas de Subtransmisión).
PPA Protección primaria de alimentador (Línea de distribución).
PR Protección de Respaldo.
POTT Esquema de disparo transferido permisivo por sobre alcance.
PUTT Esquema de disparo transferido permisivo por bajo alcance.
OPGW Cable de guarda con fibra óptica.
RCD Radio comunicación digital.
RD Registrador de disturbios.
SIR Relación de impedancia de la fuente/alcance relevador en zona 1.
TP Transformador de potencial.
TC Transformador de corriente.
UA Unidad de acoplamiento.
MUX Equipo multiplexor.
ETO Equipo terminal óptico.
S.E. Subestación Eléctrica.
SEP Sistema Eléctrico de Potencia.
SEN Sistema Eléctrico Nacional.
P.U. Por Unidad
FEP Fallas de Equipos Principales
FFN Fallas por Fenómenos Naturales
FEPr Falla del Equipo de Protección
FH Fallas Humanas
FAT Fallas por Acción de Terceros
FNI Fallas No Identificadas
NBAI Nivel Básico de Aislamiento al Impulso
TCF Tensión Crítica de Flameo
σ Desviación estándar
RTC Relación de Transformación
𝐼𝑝 Corriente Primaria
𝐼𝑠 Corriente Secundaria