profesor: ph.d, m.sc, ing. orlys ernesto torres breffe...

Profesor: Ph.D, M.Sc, Ing. Orlys Ernesto Torres Breffe

PROFESOR CUBANO

Protecciones Eléctricas de las Subestaciones de Distribución Dr. Orlys Ernesto Torres Breffe

Conferencia 7 La Protección de los Alimentadores de Distribución

Sumario:

Introducción

Defectos y Regímenes en los alimentadores de distribución

Misión de las protecciones de los alimentadores de distribución

Problemas comunes en la protección de los alimentadores de distribución

Esquemas de Protecciones según ANSI

Ajustes de las protecciones de fase

Ajustes de las protecciones de tierra

La reconexión automática tripolar y su impacto

Detección de las Fallas de Alta Impedancia

Conclusiones

Objetivo

Enseñar a los cursantes a ajustar las protecciones empleadas en los alimentadores de

distribución, de tal forma que se puedan evitar los continuos disparos o la imposibilidad de

reconectar un alimentador una vez que se ha disparado.

Preguntas de control

1. ¿Qué protecciones están instaladas en los alimentadores de distribución de su

empresa?

2. ¿Conoce usted que aunque la corriente esté por encima del nominal de los

alimentadores de distribución de su empresa, esto no representan un fenómeno

anormal o una avería?

Conferencia 7. La protección de los alimentadores de distribución Página


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3. ¿Se hace re-conexión automática de los interruptores de los alimentadores de

distribución de su empresa o los operadores tiene que hacer la re-conexión manual del

interruptor pasado un tiempo prudencial?

4. ¿Cree usted que las protecciones pueden poner límites a los diseños eléctricos o las

planificaciones de los alimentadores de su empresa?

1.1 Introducción

Los alimentadores de distribución son justamente el inicio de las redes de distribución. Estas

redes de distribución, aunque son las más extensas y ramificadas del sistema de potencia,

no son justamente las mejores atendidas o protegidas.

Desde el interruptor del alimentador de distribución de una subestación se puede

desconectar toda la red de distribución y por tanto, numerosos consumidores quedarían sin

servicio eléctrico, afectando su calidad. Es por eso, que es imprescindible evitar las

desconexiones permanentes de los interruptores de los alimentadores de distribución.

Como las redes de distribución son radiales es entonces por el alimentador de distribución

que se alimentan estas redes y por tanto, en este punto, se reflejan todos los sucesos que

puedan ocurrir en ellas. Estos sucesos, se conocen en la electricidad como regímenes y

estos se clasifican en normales o anormales.

Tanto los regímenes normales como los anormales, pueden ser transitorios o permanentes.

Los regímenes transitorios ocurren y en un lapso de tiempo pequeño vuelven a parecer

estacionarios. Los permanentes una vez que ocurren no pueden desaparecer por si solos.

La mayoría de los regímenes que aparecen en las redes eléctricas y en los alimentadores de

distribución son regímenes transitorios y casi la gran mayoría, provocan incremento en la

corriente por encima del nominal.

Entre estos regímenes normales tenemos el INRUSH y la CARGA FRIA. Son regímenes

normales que casi siempre provocan incrementos de la corriente muy por encima de la

nominal. Son transitorios, pero no siempre duran poco tiempo. Es importante que las

protecciones de los alimentadores no operen contra estos fenómenos normales, sino

afectarán a muchos clientes.



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Por otro lado, existen averías, cortocircuitos, que por su distancia desde el alimentador y por

el tipo de falla en si misma, tienen pequeño valor. En contradicción con lo anterior, estos son

regímenes anormales permanentes, pero su valor de corriente no siempre es mayor que los

regímenes normales transitorios.

En esta conferencia se estudiarán las características fundamentales de los regímenes

normales y anormales que pueden ocurrir en los alimentadores de distribución y se brindarán

las técnicas para realizar una protección adecuada de los mismos.

1.2 Defectos y Regímenes en los alimentadores de distribución

Los regímenes normales transitorios fundamentales que pueden provocar las

desconexiones de las protecciones, por los niveles que alcanzan las corrientes durante su

ocurrencia son los conocidos como: las Corrientes de Inrush que experimentan los

transformadores de potencia y las Corrientes de Carga Fría (Could Load Pickup).

Las corrientes de Inrush

Un transformador en régimen normal estabilizado puede consumir una corriente que

depende de su cargabilidad en un momento dado. Estas corrientes alcanzan valores desde 0

hasta los valores de corriente nominal.

Pero existen regímenes transitorios en el transformador que provocan que las corrientes, por

un tiempo relativamente pequeño, alcancen magnitudes muy elevadas. En la figura 1 se

muestra la forma de onda de estas corrientes durante un Inrush. Las corrientes alcanzan

valores extremadamente elevadas en los primeros ciclos y rápidamente comienzan a

disminuir hasta alcanzar los valores de corrientes de vacío o de trabajo según como esté

operando el transformador de potencia.

Como quiera, hay que tener mucho cuidado en el ajuste de las protecciones instantáneas de

los alimentadores de la subestación de tal forma que no puedan ser superadas por estos

picos de corrientes, y por tanto, producir desconexiones incorrectas del alimentador, con

increíbles pérdidas en energía dejada de consumir.

Algunos problemas son comúnmente provocados por las corrientes de Inrush en las

protecciones en las redes de distribución y se describirán a continuación:



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1. Fundición de los fusibles de los transformadores de distribución.

2. Disparo de los interruptores de los alimentadores de las subestaciones.

Cuando un fusible está mal seleccionado, este puede fundirse al ocurrir un Inrush en el

transformador y eso sería una operación incorrecta del fusible. Es una operación incorrecta

dado que el Inrush no es una avería en el transformador sino más bien un régimen normal

totalmente permisible para el transformador.

El problema se agudiza cuando el operador o el trabajador no comprender la causa de la

fundición del fusible y puede entonces sobredimensionar el fusible buscando que no se

dispare, dejando al transformador sin protección para futuras averías. Otra consecuencia es

que mientras el operador está cambiando el fusible esto es un tiempo que se deja de servir la

energía y por tanto afecta la Calidad del Servicio de la Energía Eléctrica.

Estas corrientes de Inrush pueden incluso provocar el disparo de las protecciones de los

alimentadores de la subestación. Si los ingenieros no consideran en los ajustes de las

protecciones instantáneas de los alimentadores de la subestación estas grandes corrientes

de Inrush, entonces puede que se disparen los interruptores justo en el momento de

energizar el alimentador (es la operación incorrecta más común). Las protecciones indicarán

disparo por avería y entonces se provocará la duda, ¿de que el disparo fue una avería o no?.

Estas dudas tienden a provocar demora en la puesta del servicio eléctrico y por tanto,

energía dejada de servir. Muchos usuarios se verían afectados por esta operación incorrecta.

Los picos de carga fría

Cuando se energiza una línea eléctrica a nivel de la subestación o un ramal secundario que

alimenta a mucho consumidores, que tenía mucho tiempo de estar desconectado, una gran

corriente puede producirse. Estas grandes corrientes que aparecen al momento de energizar

un alimentador que tenía mucho tiempo de estar desconectado es conocida como “Pico de

Carga Fría”.

Cuando se desconecta un alimentador por mucho tiempo, las neveras y refrigeradores

pueden perder el nivel de temperatura óptimo. Cuando se energiza nuevamente el

alimentador, entonces todas las neveras y refrigeradores arrancarían y como son moto-

compresores que en el arranque suelen incrementar la corriente entre 3 y 6 veces el valor



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nominal del motor, entonces provocan a nivel de línea, una corriente que puede ser bastante

elevada con respecto al nivel máximo esperado. Justo porque los causantes fundamentales

son las neveras y refrigeradores y porque se produce al estar las líneas en estado

desconectada, se le conoce a este fenómeno “Pico de Carga Fría”.

No solo son los refrigeradores y congeladores los únicos responsables del crecimiento

excesivo de las corrientes durante una carga fría, otras cargas pueden hacer este fenómeno:

1. Iluminación.

2. Motores.

3. Calentadores por medio de resistencia.

4. Capacitores.

5. Cargas magnéticas (transformadores y reguladores de voltajes).

No solamente influye el tipo de carga en la duración y el pico de la corriente de carga fría

sino también otros factores que se enumerarán:

1. El tiempo que dura la desconexión.

2. El clima durante la desenergización.

3. La cantidad de carga conectada al circuito.

4. El día de la desconexión según las costumbres de cada país.

5. Forma de la energización.

6. El factor de potencia de la carga a energizar.

7. Generación distribuida.

Las consecuencias de la Carga Fría sobre las protecciones de los alimentadores de los

circuitos son mayores que el Inrush. Estos alimentadores o las protecciones instaladas en los

mismos percibirán una mayor corriente y por tanto, podrán confundirse con corrientes de

averías y desconectar todo el circuito. Si las protecciones tienen la capacidad de reconectar

automáticamente, entonces puede que existan varias reconexiones antes de que el circuito

quede energizado o simplemente sea desenergizado completamente. Es importante tomar



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en cuenta y no ignorar el proceso de carga fría para buscar alguna solución a este fenómeno

y mejorar la calidad del servicio eléctrico a la población luego de una desconexión.

Las protecciones actuales poseen características que permiten solucionar total o

parcialmente los problemas de las cargas frías. Son relés basados en microprocesadores

con numerosas funciones de protección, algunas ya adaptadas a las condiciones extremas

de la carga fría.

En la mayoría de las literaturas la Carga Fría es un proceso que incluye al Inrush, pero

conocemos que la Inrush no solo ocurre en el momento de energizar un circuito o un

transformador, de ahí que en esta conferencia se estudien separados con toda

intencionalidad para poder comprenderlos en toda su dimensión.

Las averías en las redes eléctricas

Los defectos que pueden ocurrir en las redes de distribución son las averías, pero estas se

clasifican de diferentes formas:

1. Según su origen.

2. Según su frecuencia y respuesta a una desconexión.

3. En cuanto al número de fases involucradas.

4. En la simetría de los parámetros durante las mismas.

5. Según el valor o la magnitud de la corriente durante la falla.

Según sus orígenes las fallas se clasifican en:

1. Originadas externamente al sistema.

2. Originadas en el interior del sistema.

Entre las averías de orígenes externos están las descargas atmosféricas y las otras son los

cortocircuitos provocados por animales y plantas cercanas a la red, al hacer contacto entre

dos fases o entre una fase y tierra.

Las averías provocadas por pérdidas de aislamientos de materiales en los componentes de

la red, ya sea conductores, aisladores, transformadores de distribución, son conocidas como



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averías con orígenes internos. Otras averías internas son las que provocan los operadores

haciendo incorrectas operaciones.

Según la forma en que responda a una desconexión se clasifican en:

1. Permanentes.

2. Transitorias.

Las averías permanentes son aquellas que cuando se hace una desconexión y una re-

conexión, la avería permanece. Si se cae un poste y se unen dos cables, es un caso típico

de una avería permanente. Si no se repara, la avería permanecerá. Las averías por pérdida

total del aislamiento de los componentes de la red son permanentes.

Las averías transitorias son aquella que al desconectar el circuito y volverlo a conectar,

desaparece. Las averías típicas transitorias son las de origen externo. Un animal hace

contacto con la electricidad y se muere o se destruye y por la tanto, la avería desaparece.

Una planta hace contacto con un conductor, pero se quema y por lo tanto, la avería

desaparece.

Más del 70% de las averías que ocurren en las redes son de carácter transitorio. Es decir, la

mayoría de las veces, en caso de no existir re-conexión automática, cuando el operador

hace una re-conexión de prueba la avería no existe.

En cuanto al número de fases involucradas las averías se clasifican en:

1. Multifásicas:

a. Trifásica.

b. Bifásica.

c. Bifásica a tierra.

2. Monofásicas:

a. Monofásica a tierra.

b. Apertura de conductores.

Las averías multifásicas son mucho menos probables que las averías monofásicas. Las

averías monofásicas a tierra constituyen el 70 % de las averías que ocurren en la red.



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Mientras que las averías trifásicas son muy poco probables, entre 3 y 5 %. Las averías

trifásicas casi siempre suceden por incorrectas operaciones de los operadores eléctricos y

casi siempre se producen luego de un mantenimiento de la red.

Según la simetría de las corrientes las averías se clasifican en:

1. Simétricas.

2. Asimétricas.

La única avería simétrica es la avería trifásica. Las corrientes y las tensiones de cualquier

punto de la red tienen la misma magnitud en las fases y están separados con un ángulo de

120 grados. El resto de las averías multifásicas o monofásicas son asimétricas. Las averías

asimétricas poseen componentes de secuencia adicionales a la secuencia positiva. Las

averías involucradas con la tierra poseen componentes de secuencia cero.

Fallos a tierra de Alta Impedancia

Según la magnitud de las averías existen cortocircuitos de gran magnitud como son los que

involucran varias fases del circuito y las averías de menor magnitud que casi siempre son las

que provocan los cortocircuitos monofásicos a tierra en las redes. Un tipo de averías o

cortocircuitos que resulta más interesante por su baja magnitud, es conocido como Falla de

Alta Impedancia, (en inglés como High Impedance Faults).

Figura 8. Imagen de las ramas de un árbol con las redes de distribución



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La Falla de Alta Impedancia tienen numerosas causas, pero existen algunas muy bien

conocidas por su frecuencia de aparición. Las ramas de los árboles pueden hacer contacto

con los conductores de las redes de distribución (figura 8), un animal en el intento de subirse

a las redes hace contacto entre el conductor y el poste, un aislador puede perder sus

características dieléctricas y un conductor se desconecta de sus accesorios (producto del

viento, las aguas, etc.) y cae en tierra (figura 9).

Figura 9. Caída de un conductor a tierra en una red de distribución

Como se observará cualquiera de estas causas, que son las más frecuentes y siempre

provocan averías monofásicas de fase a tierra que pueden tener muy poca amplitud. Estas

averías, principalmente las que involucran la caída de un conductor a tierra (figura 10),

pueden ser muy peligrosas para las personas, dado que pueden hacer contacto con estos

conductores energizados. Como la avería tiene una muy alta impedancia o lo que es lo

mismo, tiene muy poca magnitud, entonces no sería detectada por las protecciones

convencionales y por tanto, puede ocurrir fuego si se encuentra con material combustible en

la tierra, tales como hojas secas, papeles, entre otros. En realidad se estima que solo entre

5% y el 10% del total de las averías en el sistema eléctrico de distribución son caídas de

conductores.



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Figura 10. Caída de un conductor a tierra creando fuego

La magnitud de la avería provocada por la caída de un conductor a tierra, depende de varios

factores, tales como el material del terreno donde caiga el conductor y del estado de

humedad de este material, así como de la distancia con respecto a la subestación.

En la tabla 1 se muestran la magnitud de la corriente en dependencia del material donde el

conductor caído hace contacto. Se podrá observar como algunos materiales según su estado

de humedad no provocan ninguna corriente, por tanto, no podrán ser detectados con

facilidad, otros como el concreto reforzado provoca corriente que alcanzan los 75A, pero

como quiera es una magnitud baja.

Tabla1. Corriente provocada de la caída de un conductor en dependencia del material de la superficie del terreno.

Material de la superficie Magnitud de la corriente (A)

Asfalto seco 0

Arena seca 0

Concreto no reforzado 0

Arena húmeda 15

Césped seco 20

Pasto seco 25

Césped húmedo 40

Pasto húmedo 50

Concreto reforzado 75

En lugares muy poblados la desconexión del circuito que tiene un conductor caído puede ser

imprescindible y se debe hacer lo más rápidamente posible, pero no siempre es así. La caída

de un conductor deja sin energía a un grupo de consumidores, pero no ha todos. Los

consumidores conectados en otras fases pueden continuar operando. Entonces, existen

lugares o circuitos de distribución rurales donde la caída de un conductor no tiene porqué

provocar una desconexión inmediata de todo el circuito, así que en estos casos no se precisa



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la desconexión de todo el circuito y en su lugar, tratar de primero de encontrar la avería y

luego desconectar el circuito.

En estos casos de circuitos rurales con muy poca densidad de personas, es mejor tener

interruptores mono-polares en lugar de los tripolares, que son generalmente utilizados. Se

puede desconectar la fase averiada y dejar el resto del circuito trabajando, hasta que se

localice la avería y se proceda a repararla. El impacto en la calidad de la energía será mucho

menor.

Todas estas averías mencionadas se caracterizan por crear arco eléctrico, pero no todas

terminan con el conductor caído. Las averías provocadas por la pérdida de la capacidad

dieléctrica, contacto con animales y plantas crean arco eléctrico, pero no tienen que terminar

en un conductor caído, al menos que no se desconecte por mucho tiempo.

El conductor caído primero se expresa con una disminución de la corriente o quizás, si en la

caída el conductor toca el neutro o un cuerpo sólidamente aterrizado, entonces se producirá

una sobre corriente que puede ser detectada por las protecciones de tierra. Luego la línea

cae totalmente al terreno. Si las protecciones las detectaron antes de caer a tierra es muy

bueno, pero si la línea tiene recierre, entonces se cerrará el circuito con un conductor en

contacto con el terreno y se producirá arco en dependencia del tipo de material existente en

la superficie del terreno.

En la figura 11 se muestra el comportamiento del valor eficaz de la corriente de una fase en

la que se cae un conductor. Primero está en un régimen normal, luego en un tiempo corto, se

observa una disminución de la corriente, luego una sobretensión seguida por una recierre y

las aleatoriedades del arco eléctrico formado por el conductor energizado que está en

contacto con el terreno.



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Figura 11. Forma de la onda del valor eficaz de la corriente durante la caída de un conductor a tierra.

Si en verdad se quiere detectar y desconectar este tipo de averías, no se podrán utilizar las

protecciones convencionales debido a que no siempre las corrientes alcanzan amplitudes lo

suficientemente elevadas como para que superen las corrientes de servicio máximo o las

corrientes a las que se ajustan las protecciones. Se precisa la utilización de protecciones

especiales conocidas como protecciones HiZ o de alta impedancia.

1.3 Misión de las protecciones de los alimentadores de distribución

Existe una pregunta de orden en lo referente a la misión de las protecciones en los

alimentadores de distribución. ¿Por qué si las redes de distribución están protegidas hay que

volver a protegerlas desde el interruptor del alimentador? Algunos consideran que como las

redes están protegidas por los fusibles y los re-conectadores, entonces ya no habría que

proteger estos interruptores o quizás no protegerlos con tanto cuidado.

Para responder estas preguntas se explicará como estas protecciones conectadas al

interruptor del alimentador tienen varias misiones y se describirán a continuación:

1. Detectar cualquier avería en la red, por pequeña que sea, sin confundirse con los

regímenes normales transitorios.



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2. Proteger el conductor troncal principal de la red de distribución que quedó sin

protección por las protecciones de la red que se diseñó para los ramales.

3. Proteger el transformador de potencia de la subestación de los cortocircuitos externos

que ocurren en la red.

4. Desconectar el alimentador averiado en caso de un cortocircuito externo para que no

todos los alimentadores de la subestación se desconecten por las protecciones

específicas del transformador en caso de cortocircuitos externos.

5. Mejorar la calidad de la energía de los usuarios evitando la desconexión permanente

del alimentador por averías o regímenes transitorios.

Figura 12. Esquema de una red típica de distribución.

En la red de distribución, el troncal principal se deja sin protección para que sea protegido

desde la subestación. Estas son líneas trifásicas en las que no deben suceder averías con

mucha frecuencia. Cualquier avería, por pequeña que sea, que ocurra en estos troncales,

quien debe desconectar es el interruptor de la subestación. El problema es que las averías

que ocurren en los ramales también provocan corrientes similares por el interruptor y por

consiguiente, este también pudiera desconectarlas, sin estar localizadas en el troncal

(figura 12).

Existen dos técnicas que se conocen como:

1. Salvar los fusibles

2. No salvar los fusibles



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La técnica de salvar el fusible consiste como su nombre lo indica en evitar que el fusible se

funda para las averías en los ramales que son transitorias. Como se ha explicado más del

60% de las averías son transitorias, se desaparecen solas, por tanto, es muy importante

esta técnica. Para salvar el fusible el interruptor de la subestación debe disparar mucho antes

que el fusible se caliente excesivamente, es decir, debe disparar primero que el fusible según

la coordinación.

Lo cierto es que si se dispara la subestación, entonces más consumidores quedarán

afectados, por lo que el interruptor de la subestación puede reconectar automáticamente en

menos de 1 segundo. Cuando se desconecta el interruptor, la avería desaparece y cuando

se vuelve a conectar ya la avería no existe y el fusible no se fundió por una avería transitoria.

La desventaja de la técnica de salvar el fusible es que provoca pequeñas desconexiones a

todo el circuito del alimentador para una avería en un ramal y algunos consumidores, como

los que emplean equipos sensibles de comunicación y computación, no toleran esas

pequeñas desconexiones.

La ventaja radica en que se salva un fusible y los usuarios del alimentador, van a sentir que

tendrán menos desconexiones permanentes, sintiendo mejoras en la calidad de energía. Los

pequeños cortes existen en cualquiera de los casos o técnicas, porque mientras actúa un

fusible, el voltaje de la red disminuye, aunque se recupera rápidamente una vez que el

fusible se ha fundido.

No siempre el interruptor de la subestación puede ser más rápido que los fusibles más

pequeños de la red, así que la técnica de salvar el fusible desde el punto de vista práctico no

siempre o no en toda la red de distribución se puede lograr.

La otra técnica es lo contrario a la explicada. No salvar el fusible es la técnica más sencilla

dado que simplemente las protecciones del alimentador de la subestación esperarán a que

se queme el fusible y luego desconectarán. Muchas veces esto incluso es casi imposible,

dado que hay que verificar que no se quemen los cables o no se dañe el transformador de la

subestación.

La mayoría de los países emplean la técnica de “salvar el fusible” dado que los equipos

sensibles pueden solucionar el problema de las desconexiones transitorias utilizando



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sistemas de alimentación ininterrumplibles que le mantengan el voltaje en los valores

necesarios y no se queman tantos fusibles mejorando la calidad del servicio de la red.

1.4 Problemas comunes en las protecciones de los alimentadores de distribución

La teoría sobre las protecciones de las subestaciones es bien conocida, pero en la realidad,

los operarios se encuentran con numerosos problemas con las protecciones de los

alimentadores de distribución, los cuales los trataremos de enumerar a continuación:

1. Los alimentadores se disparan por una avería y cuando el operario hace una prueba

de re-conexión el interruptor cierra normalmente. Es decir, es como si la avería nunca

hubiera existido.

2. Luego de una desconexión, no es posible volver a cerrar el interruptor, porque se

vuelve a disparar instantáneamente. Es decir, parece que hay una avería real y

cuando salen a buscarla, no la encuentran nunca.

3. Luego de reconectar el interruptor, este se desconecta pasado un tiempo que puede

ser largo. Es decir, el interruptor cierra, y se vuelve a disparar pero no

instantáneamente.

Los operarios de las subestaciones, luego de un disparo de un interruptor, siempre hacen

una re-conexión de prueba. Esto se ha vuelto una costumbre casi a nivel internacional. La

causa es que el interruptor o las protecciones instaladas en el mismo, están operando con

averías transitorias. Más del 70% de las averías en las redes son transitorias, las causas ya

fueron explicadas. Por lo tanto, una vez desconectado el circuito la avería desaparece y se

puede volver a conectar el interruptor.

Basado en esta realidad, es que se han diseñado los reconectadores, o en el caso de la

subestación, interruptores con recierre. Esta tecnología, hoy encontrada en casi todos los

relés de alimentadores, permite hacer lo mismo que hace el operador, pero

automáticamente. El recierre automático posee muchas ventajas, las cuales se enumerarán:

1. Reduce las desconexiones permanentes con averías transitorias.

2. Le reduce acciones al operador.

3. Se pueden salvar algunos fusibles de las redes.



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4. Hace una re-conexión más rápida y por lo tanto, afecta menos la calidad del servicio al

usuario.

Estas entre otras son las ventajas de instalar un relé con recierre en el interruptor de la

subestación. Al menos, ya no habrá más desconexiones permanentes e innecesarias en el

70% o más de averías en el sistema.

Es muy común entre los operadores, que no puedan volver a cerrar el interruptor del

alimentador en determinados horarios del día. La causa fundamental se explica a partir del

conocimiento de las corrientes de Inrush. Al energizar una línea o un alimentador de

distribución, se están energizando numerosos transformadores, capacitores, lámparas, entre

otros consumidores, que siempre presentan una corriente de magnetización mucho mayor

que la normal de trabajo de los mismos. Esta corriente, puede no permitir que el interruptor

cierre. Las protecciones instaladas en el interruptor, creerán que se trata de una avería y por

tanto, darán la orden de disparo.

Algo parecido a lo anterior sucede con la desconexión de un interruptor un tiempo

prolongado (pocos minutos hasta más de una hora), luego de que el mismo cierra. Este

fenómeno suele suceder en determinados horarios del día, casi siempre en las horas de

máximo consumo. La explicación pasa por el conocimiento de la carga fría. La carga fría se

conoce como un incremento considerable en la corriente de consumo de la carga por estar

fría, es decir, por haber desconectada por mucho tiempo. Estas corrientes son mayores a

nivel de subestación y por lo tanto, las protecciones igualmente la confunden con averías y

vuelven a desconectar el interruptor.

Los operarios experimentados observan los niveles de corriente y suelen seccionar el circuito

para reducir el número de consumidores que se energicen al mismo tiempo y por lo tanto,

reducen los fenómenos de Inrush y Carga Fría. El problema de esta técnica es que el

seccionamiento de los circuitos es casi siempre manual y toma mucho tiempo, afectando la

calidad del servicio al consumidor.

Con un correcto ajuste de los relés y aplicando las técnicas que existen en la mayoría de los

relés digitales de alimentadores, se pueden reducir casi al mínimo estos problemas antes

explicados sin afectar la sensibilidad de las protecciones del alimentador.



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1.5 Esquemas de las protecciones de los alimentadores según ANSI

En los alimentadores de distribución del Ecuador y de los países que siguen la norma ANSI,

se emplean los relés de sobrecorriente. Estos suelen ser instantáneos unos y de tiempo

inverso los otros (figura 13).

En la figura se muestran los relés con numeración 50 y 50N. Estos son los relés de

sobrecorriente de fase y tierra instantáneos. También se muestran los relés con numeración

51 y 51 N. Estos relés son los conocidos como relés de sobrecorriente de tiempo o

temporizados que en la mayoría de los esquemas utilizan los de tiempo inverso.

Figura 13. Diagrama unifilar de protección de

alimentadores de distribución

mediante relés de sobrecorriente

Un esquema trifilar (figura 14) muestras con más claridad la conexión de los relés para cada

una de las fases. Se emplean en realidad 8 relés. Los relés 50 y 51 conocidos como los relés

de fase, se conectan directamente en los secundarios de los TCs. Estos están midiendo la

corriente del secundario, la cuál se espera sea proporcional a la corriente del primario. En el

neutro de la conexión estrella, se conectan los relés 50N y 51N. Esta conexión es conocida

como conexión residual, dado que por esa rama o neutro, solo pasa corriente de residuo.



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Figura 14. Esquema trifilar de las protecciones con

relés de sobrecorriente para los

alimentadores de distribución.

Los relés conectados a las fases son iguales. No existe diferencia en el ajuste o el tipo de

relé que se emplea en la fase A, con los de la B o la C. Los ajustes de los relés instantáneos

de fase son los mismos y los ajustes de los relés temporizados de fase son los mismos.

En sistemas balanceados y simétricos las corrientes que estarían circulando por el neutro de

la estrella sería cero. Estos relés 50N y 51N no deberían operar en régimen normal. La

realidad dice otra cosa. Los regímenes normales en los alimentadores son desequilibrados y

por lo tanto, por estos relés circulará una corriente proporcional a ese desequilibrio.

Los regímenes desequilibrados en los alimentadores de distribución son normales. Se

desequilibran porque la mayoría de las cargas en la distribución es monofásica y se conecta

de fase a neutro. Las cargas no siempre pueden estar equilibradas en la misma cantidad por

cada una de las fases y de ahí aparece el desequilibrio. Los relés de sobrecorriente de tierra

(50N y 51N) pueden confundir estos desequilibrios como averías de tierra.

Cualquiera de estos relés que detecte una corriente superior a sus valores de ajustes enviará

una señal de desconexión al interruptor y este se desconectará. Es muy importante ajustar

correctamente estos relés, de tal forman que no confunda los regímenes normales,

desequilibrados o transitorios, con las averías.



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Según el relé que haya operado se podrá detectar el tipo de la avería ocurrida, las fases

involucradas en la misma, y la cercanía. Los relés instantáneos están hechos para disparar

con averías mayores y por lo tanto más próximas a la subestación. Los relés temporizados

accionarán con averías menores y por consiguiente más alejadas de la subestación.

Las averías monofásicas a tierra en la cercanía de la subestación, como pueden tener

valores elevados, incluso superiores a las averías trifásicas, provocarán la actuación de los

relés de fase y de tierra al mismo tiempo. Las averías que no involucran tierra solo harán

accionar a los relés de fases.

Algunas veces, cuando se queda una línea abierta o no se cierra correctamente un

seccionador de una fase, los circuitos operan asimétricamente y los relés de tierra

accionarán desconectando el interruptor; confundiendo a los operadores con una avería a

tierra de baja magnitud y por lo tanto, que estaría en los finales de la línea.

1.6 Ajustes de las protecciones de fase

Normalmente las protecciones de fase se instalaron para operar contra averías multifásicas,

es decir, las averías que solo ocurren entre las fases de un sistema trifásico. Las averías

trifásicas y bifásicas son conocidas como averías multifásicas.

Los relés que necesitan ser ajustados son los relés de fase instantáneos (50) y los relés de

fase temporizados (51). Cada uno posee parámetros diferentes para ajustar, tal y como se

explicó la conferencia 2.

En el relé de fase de sobrecorriente instantáneo (50) se ajusta un solo parámetro:

Iop50: Es la corriente de operación del relé instantáneo. Valor por encima del cual, el relé

acciona o envía una señal con una muy pequeña demora de tiempo (alrededor de 20

ms) para desconectar el interruptor.

Para calcular el valor de la corriente de operación del relé 50 (Iop50) hay que considerar las

siguientes exigencias:

1. Este relé no debe ser sensible o no debe accionar para cortocircuitos multifásicos en

los secundarios de los transformadores de distribución.



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2. No debe actuar primero que los fusibles de los transformadores de distribución,

porque las averías en estos no son transitorias.

3. No debe actuar con los fenómenos transitorios, tales como los Picos Carga Fría.

4. Debe detectar valores iguales a la mitad de los niveles de cortocircuitos bifásicos en

mínima generación al final del tronco principal.

5. Debe actuar más rápido que los fusibles de los ramales. Al menos de los ramales

principales si se utilizará la técnica de salvar el fusible.

En la figura 15 se muestra de forma gráfica en un diagrama de tiempo corriente las

exigencias impuestas al relé instantáneo. En verdad, no se quiere que la subestación opere

para una avería en un hogar, tampoco, que la subestación opere para regímenes normales,

así que la corriente del relé instantáneo tiene que estar a la derecha de todos estos

regímenes, menos de los cortocircuitos mínimos en la red.

En forma de ecuaciones este valor debe cumplir:

1. nsf.maxcc.sec.traI' > Iop50

2. itoriaImax.trans > Iop50

3. 22.min.

50

50 Iop

IccKs

4. (Top50+TopINT)* 1.35 < Tmf(Icc.max). Tiempo de operación del relé más el tiempo de

apertura del interruptor debe ser mucho menor que el tiempo mínimo de fusión del

fusible a la máxima corriente de cortocircuito.



22

Figura 15. Diagrama tiempo – corriente con la

representación valor de la corriente de

operación cumpliendo sus exigencias.

Si no se cumple las últimas condiciones la única dificultad es que entonces no podrán

salvarse los fusibles instalados en los ramales alejados de la subestación. Casi nunca se

cumplen todas las exigencias y por esta razón el relé instantáneo tiene poca aplicación en los

ramales de distribución al menos que sea una red expresa donde si tiene mucha aplicación.

En caso de que se instalen y activen estos relés instantáneos en los interruptores de

las subestaciones, son la mayor causa de descoordinación en las redes de

distribución, dado que se adelantan a los fusibles y otros equipos instalados aguas

abajo.

En el caso de los relés de fase temporizados los ajustes son dos:

1. Iop51: Corriente de operación del relé temporizado, por encima de la cual el

relé envía la señal de desconexión al interruptor, pero cumplido un

tiempo.

2. Mop51: Múltiplo de operación, Palanca de tiempo, Dial de tiempo, pero a la final

es la curva de tiempo –corriente del relé.

Este relé de temporización detecta una corriente y la compara con la corriente de operación,

si es mayor espera un tiempo que estará en relación con el valor de la corriente medida

comparada con la corriente de operación, si la corriente permanece durante este tiempo el

relé enviará una señal de desconexión al interruptor.



23

Para ajustar este relé es importante cumplir con varias exigencias las que se enumerarán:

1. No disparar a las corrientes transitorias máximas.

2. No disparar a las corrientes de servicio máximo, esta debe ser soportada por el cable.

3. Detectar todas las averías en las redes primarias.

4. No permitir que se deteriore el cable más delgado de la red primaria.

5. Coordinar con los fusibles o re-conectadores que están instalados en la red.

6. No permitir que se caliente el transformador de potencia de la subestación por averías

en la red.

Figura 16. Representación gráfica en un esquema de tiempo – corriente de las

exigencias del relé temporizado.

En la figura 16 se muestra de forma gráfica las exigencias del ajuste y coordinación del relé

de fase temporizado. La curva del relé temporizado debe estar a la derecha de la curva

transitoria máxima, a la derecha de la corriente de servicio máxima y a la derecha de la curva

de los fusibles o reconectadores que existen en la red. Esto se hace para que no dispare



24

antes que ningún fusible y al mismo tiempo, para que no dispare para ningún régimen

normal. Al mismo tiempo debe estar a la izquierda de la curva del cable y a la izquierda de la

curva de daño del transformador. Esto es para que pueda proteger tanto a los cables como al

transformador.

Es importante dejar los intervalos de tiempos adecuados entre las curvas de los relés de la

subestación y entre el relé 51 del alimentador con los fusibles aguas abajo. Entre un relé y un

fusible se debe dejar un intervalo de 100 ms mínimo, para asegurar que no actúe el relé

antes que el fusible se funda, en caso que no se aplique la técnica de salvar el fusible.

Entre relés es importante dejar intervalos de coordinación adecuados. Si son relés digitales

modernos, es importante dejar como mínimo 250 ms o 300 ms para hacerlo más seguro. Si

son interruptores de aceite y relés electromecánicos, estos intervalos pueden llegar a 400

milisegundos.

En verdad estos dos relés 50 y 51 son una sola protección, así que las exigencias de ambos

relés deben de cumplirse para proteger contra los cortocircuitos multifásicos de las redes de

distribución, sin disparar contra regímenes normales, protegiendo a los cables y a los

transformadores de potencia de la subestación.

1.7 Ajustes de las protecciones de tierra

Los relés de tierra están incluidos en la misma protección del alimentador y en conjunto a los

relés de fases, pero estos están instalados para proteger al alimentador y a la subestación

contra averías monofásicas o bifásicas a tierra.

Se conoce que las averías monofásicas a tierra suelen reducir su magnitud a medida que se

alejan de la subestación, por lo cual, las averías al final de un ramal puede ser muy pequeña

y por tanto las protecciones de fases, pueden no operar. Esta es la causa de por qué se

instalan relés especialmente para las fallas monofásicas a tierra.

Como se explicó en la conferencia anterior, estos son relés que operan con las corrientes de

secuencia cero. Esto quiere decir, que no accionarán contra los regímenes balanceados,

simétricos o los que no tengan componentes de secuencia cero.



25

Desde el estudio de los regímenes de sistemas de potencia, se conocen que los regímenes

que poseen componentes de secuencia cero en sistema trifásicos con neutro aterrizados,

son:

1. Averías monofásicas a tierra.

2. Averías bifásicas a tierra.

3. Desequilibrios de la carga monofásica.

4. Apertura de conductores.

Como se observa, entre los fenómenos que provocan corrientes de secuencia cero, algunos

son averías y otros no. Se necesita que los relés de tierra detecten cortocircuitos o averías,

pero no se quiere que operen con desbalances de cargas o quizás no queremos que operen

contra la apertura de conductores de potencia.

La apertura o rotura de un conductor en la red primaria no es una avería que afecta a la red y

si a algunos consumidores trifásicos. En este caso, el consumidor que pudiera estar afectado

por la apertura de un conductor en la red primaria debe protegerse de este fenómeno.

Con la apertura de un conductor se verían afectados algunos consumidores monofásicos, los

conectados a esta fase. El resto de los consumidores pueden permanecer conectados sin

problemas, pero si se desconecta la subestación, entonces todos los consumidores

quedarán sin energía.

Para proteger las redes primarias se emplean relés de tierra instantáneos (50N o 51G) y

temporizados (51N o 51G). La diferencia en la nomenclatura ya se explicó en la conferencia

anterior sobre los relés digitales. Los relés digitales calculan las componentes de secuencia

cero a partir de la suma de las corrientes de las fases y a estas funciones de protección

dentro de este relé se le conoce como 50N y 51N. A los relés que miden las corrientes por

los neutros aterrizados se les identifica con 50G y 51G.

Para el cálculo de ajuste de los relés de tierra instantáneos hay que cumplir con numerosas

exigencias:

1. No debe detectar las corrientes de cortocircuitos en los secundarios de los

transformadores de distribución.



26

2. No debe detectar la apertura de un conductor del circuito primario (esto es relativo).

3. No debe detectar los regímenes de desequilibrios de cargas monofásicos.

4. Debe accionar primero que los fusibles en las redes. Esto es para poder salvarlo y que

no operen con averías transitorias.

5. Debe detectar la mitad de las corrientes de cortocircuitos monofásicos a tierra mínimo

en condiciones de mínima generación.

En la figura 17 se muestra de forma gráfica el cumplimiento de las exigencias del relé

instantáneo de tierra. La curva del relé instantáneo de tierra, debe estar a la derecha de los

regímenes de desequilibrios y de las corrientes de cortocircuitos a tierra en los secundarios

de los transformadores de distribución. Al mismo tiempo debe estar a la izquierda de las

corrientes de cortocircuitos mínimos monofásicos a tierra en la red y de la curva de tiempo

mínimo de fusión de los fusibles de la red.

No es simplemente que la curva esté a la izquierda de la curva de mínimo tiempo fusión de

los fusibles más pequeños, sino que sea más rápido para la corriente máxima de

cortocircuito. Esta técnica permitirá que el fusible no se funda para cortocircuitos transitorios.



27

El relé instantáneo de tierra igualmente casi nunca cumple con todas las exigencias de ahí

que su aplicación en las redes de distribución residenciales debe ser mínima. Su aplicación

es amplia en las redes expresas donde se alimenta a un consumidor en específico. En caso

de aplicarlos en las redes de distribución residenciales es la causa de la mayoría de

fenómenos de descoordinación.

Para ajustar las protecciones de tierra temporizada se deben cumplir las siguientes

exigencias:

1. No deben desconectar los regímenes de desequilibrios máximos tolerables.

2. No actuar para la saturación de algún transformador de corriente para cortocircuitos

trifásicos máximos.

3. Detectar todos los cortocircuitos monofásicos a tierra en la red primaria.

4. Coordinar con los fusibles conectados en la red primaria, para poder salvarlos, al

menos para las corrientes de cortocircuitos mínimos.

5. No permitir que se funda el cable de la red primaria.



28

6. No permitir que se caliente el transformador de potencia de la subestación para

averías en la red.

En la figura 18 se puede observar la coordinación de un relé de tierra temporizado

cumpliendo sus exigencias. La curva de temporización del relé 51 debe estar a la derecha

de los desequilibrios propios y naturales del sistema y de los fusibles conectados a la red. Al

mismo tiempo, debe estar a la izquierda de la curva de daño de los cables y del

transformador de potencia de la subestación.

Algunas veces es imposible lograr la total coordinación o el cumplimiento de todas exigencias

impuestas a las protecciones. Las causas pueden ser un circuito incorrectamente diseñado o

incluso, mal operado. Las protecciones pueden exigir que se corrijan malos diseños de

circuitos o que se operen de forma adecuada.

Figura 18. Diagrama tiempo – corriente con las exigencias impuestas al relé de tierra

temporizado.



29

Estos procesos de coordinación suelen ser muy complejos y la ayuda de programas

especializados puede ser muy útil. Los niveles de corrientes de cortocircuitos deben

calcularse con antelación, así como medir las corrientes de servicio máximo.

Es importante dejar los intervalos de tiempos adecuados entre las curvas de los relés de la

subestación y entre el relé 51N del alimentador con los fusibles aguas abajo. Entre un relé y

un fusible se debe dejar un intervalo de 100 ms mínimo, para asegurar que no actúe el relé

antes que el fusible se funda, en caso que no se aplique la técnica de salvar el fusible.

Entre relés es importante dejar intervalos de coordinación adecuados. Si son relés digitales

modernos, es importante dejar como mínimo 250 ms o 300 ms para hacerlo más seguro. Si

son interruptores de aceite y relés electromecánicos, estos intervalos pueden llegar a 400

milisegundos.

Este proceso de ajuste y coordinación de protecciones es continuo no puede hacerse una

vez y creer que ya las protecciones están correctamente realizadas o ajustadas para

siempre. Cualquier cambio en el circuito, tal como: cambio de conductor, cambio en los

transformadores puede provocar cambios en la coordinación de las protecciones eléctricas

del alimentador.

1.8 La reconexión automática tripolar y su impacto

Anteriormente se habló de la técnica de “salvar los fusibles” y se explicó que más del 70% de

las averías en las redes de distribución son transitorias. Una falla transitoria aparece, y

cuando se desconecta la energía del sistema la falla automáticamente desaparece. Este tipo

de fallas no deberían de fundir un fusible o provocar un disparo permanente de un aparato.

Es por eso que se activan los recierres o las reconexiones. Es decir, en las redes se pueden

instalar los reconectadores o en la subestación se puede activar la reconexión del interruptor

mediante adecuaciones del circuito de control o empleando las funciones del relé.

Las reconexiones en circuitos con interruptores tripolares puede ser más rápida que con

interruptores monopolares. Es decir, entre una conexión y la otra conexión de un interruptor

monopolar, puede existir solo desde 25 a 60 ciclos.



30

Desconexiones de tan corta duración no es percibida a no ser por equipos sensibles. Los

motores, compresores y otras máquinas no sentirán o no serán sensibles a desconexiones

de tan corta duración. Normalmente las cargas sensibles de alta importancia poseen sus

propias fuentes de generación o sistema de alimentación ininterrumpida, así que tampoco se

verán afectadas por estas desconexiones.

Cuando se desconectan las tres fases de un circuito, y la avería fue en una fase, las otras

fases al no tener corriente no pueden inducir tensión a la avería y el arco eléctrico

desaparece más rápidamente. Claro, la desventaja resulta en que si la avería es en una fase,

las fases restantes también se ven desconectadas.

Si se activan las reconexiones al nivel de la subestación es ventajoso por diferentes razones:

1. Se reducirán las desconexiones permanentes.

2. Se salvarán numerosos fusibles, si estos están correctamente seleccionados.

3. Se mejorará la calidad de energía al cliente promedio.

1.9 Detección de las Fallas de Alta Impedancia

Existen dos formas generales empleadas en la detección de las averías o Fallas de Alta

Impedancia: Métodos Mecánicos y Eléctricos. Los métodos mecánicos son más costosos,

pero mucho más precisos que los métodos eléctricos.

Los Métodos Mecánicos son dos tipos y se enumerarán:

1. La instalación de un dispositivo en el poste.

2. La instalación de un dispositivo en los conductores.

Existe un dispositivo que se conecta entre el conductor y el poste. Este dispositivo detecta

el peso de un conductor caído y acciona un muelle que conecta el conductor de la red con

el neutro del poste y con esto se provoca un cortocircuito de mayor magnitud que es

desconectado por las protecciones de fase convencionales.

Otro dispositivo se conecta en el neutro y es una varilla de aluminio conectada al neutro

con un gancho en el otro extremo. Esta varilla captura los conductores de fase que quieren



31

caer al suelo y provocan cortocircuitos a tierra de gran magnitud los cuales son

desconectados por las protecciones de sobre corrientes de las redes.

El primero de estos métodos mecánicos puede detectar no solo la caída de un conductor

sino también las oscilaciones fuertes producto al viento o las tempestades, pero no pueden

detectar los arcos eléctricos debido a la pérdida de condiciones dieléctricas de los

aisladores (figura 19).

Los métodos eléctricos son varios y se enumerarán:

1. Sistema para el análisis de los Fallos de Alta

Impedancia

2. Detección de conductor abierto

3. Monitoreo Digital de los Alimentadores

El Sistema para el Análisis de los Fallos de Alta

Impedancia se basa en el cálculo del valor fasorial de

tercer armónico y compararlo con el voltaje

fundamental de fase. Existe una relación diferente

entre el fasor de tercer armónico y el voltaje fundamental de la fase fallada y no fallada. El

relé calcula continuamente un promedio del fasor de tercer armónico en régimen normal y

lo almacena. Cuando ocurre una avería de alta impedancia el relé calcula el fasor de tercer

armónico y se lo substrae al valor almacenado. El relé toma la decisión tomando en cuanta

la magnitud del valor calculado y si el ángulo está en la dirección correcta según la caída

de un conductor. Este método utiliza corriente y voltaje empleando un tipo por cada

alimentador de distribución.

El otro método de medir la posible caída de un conductor utiliza la medición a ambos

extremo de las líneas. Cuando el voltaje en el extremo final de un ramal cae por debajo de

un valor específico, se transmite esta información hacia al otro extremo inicial de la línea

utilizando el cable neutro. Si el voltaje al principio de la red está presente y en un nivel

correcto en el extremo inicial este dispositivo desconecta la línea.

Figura 19. Espectro de Frecuencia del Arco

de Alta Impedancia.



32

La última técnica y más avanzado conocida como Monitoreo Digital de los Alimentadores

emplea un algoritmo con numerosos pasos, procedimientos, o sub-algoritmos los cuales se

enumerarán:

1. Algoritmo energético

2. Algoritmo Aleatorio

3. Algoritmo Experto de Detección de Arco Eléctrico

4. Algoritmo Detector de Eventos en la Carga

5. Algoritmo de Análisis de la Carga

6. Algoritmo de Substracción de la Carga.

7. Algoritmo de Análisis del Patrón de Estallido del Arco Eléctrico

8. Algoritmo de Análisis Espectrales

9. Algoritmo de Identificación de Sospecha de Arco

Todos estos sub-algoritmos se emplean en los actuales relés digitales y cada uno tiene

una función determinada en todo el proceso general. Este algoritmo general deriva en

cuatro resultados concretos (figura 20):

1. Alarma por Sospecha de Arco Eléctrico.

2. Alarma por Arco Eléctrico

3. Conductor Caído

4. Identificación de la fase fallada



33

Figura 20. Diagrama de Bloques del Método Avanzado de Detección de Falla de Alta Impedancia.

El algoritmo mide corriente y voltaje de fase. Las corrientes se amplifican y se hacen pasar

por un filtro de armónicos pares e impares, así como inter-armónicos. Estos armónicos e

inter-armónicos se hacen pasar por el sub-algoritmo Energético y de Aleatoriedad. La

salida de estos dos algoritmos, se envían al algoritmo experto y al de sospecha. El

algoritmo experto además de estos dos entradas también utiliza la salida del algoritmo

detector de eventos en la carga.

Los algoritmos de Substracción de la Carga, de Análisis del Patrón de Estallido del Arco y

de Análisis Espectral utilizando tanto corrientes como voltaje. Todos estos sub- algoritmos

emplean envían señal al Algoritmo de Análisis de la Carga. Este algoritmo de Análisis de la

Carga también recibe señal del Algoritmo Experto. Este último algoritmo es el encargado

de identificar si existe un conductor caído y en que fase a ocurrido la avería de alta

impedancia.

El método energético utiliza el espectro de frecuencia de los componentes armónicos,

inter-amónicos de la señal de corriente. En la figura 21 se muestra la forma del espectro de

frecuencia durante un fallo de alta impedancia.



34

Figura 21. Espectro de Frecuencia del Arco de Alta Impedancia.

Este método energético analiza las corrientes de las fases y del neutro. Monitorea los 3

armónicos superiores impares y pares (60 Hz, 180Hz y 300 Hz), así como los inter-

armónicos (30 Hz, 90Hz, 150 Hz). Este método busca crecimiento sorpresivo y sostenido

de cualquiera de estos componentes. Una vez detectado cualquier crecimiento sostenido

de la amplitud de alguna de estas componentes, se le envía al Algoritmo Experto. Si se

habla de 4 fases y se analizan 3 componentes de las corrientes (armónicos pares, impares

e inter-armónicos), entonces son 12 algoritmos básicos los que pasarían al Análisis

Experto.

El método de detección de Aleatoriedad utiliza los mismos componentes de la corriente

que se emplean en el método energético. A diferencia del método energético este se basa

en el comportamiento de la señal de la componente de corriente entre un medio ciclo y otro

(figura 22).

Figura 22. Comportamiento de la señal de una componente cualquier de la corriente en el tiempo.



35

En ves de determinar una subida sostenida de una componente de corriente, este método

de aleatoriedad detecta una variación súbita de la componente seguida por un movimiento

errático y aleatorio.

Los dos métodos básicos explicados detectan sospechosos eventos en los componentes

de las corrientes de fase y de neutro. Estos eventos sospechosos que resultan de los 24

algoritmos básicos que salen de los algoritmos energéticos y aleatorios son enviados al

algoritmo experto para descifrar o analizar estas sospechas.

Estos 24 algoritmos básicos pueden resultar en sospechas de arco eléctrico o en eventos

concretos y seguros de arcos eléctricos de alta impedancia. Para diferenciarlos se emplean

los Métodos Expertos y de Sospecha de Arco Eléctrico.

El método Experto asimila los 24 eventos básicos y los concreta en un Nivel de

Confidencialidad de Arco Eléctrico Seguro por cada una de las fases. Este método le

asigna un peso o un índice de importancia a cada uno de los eventos ingresados y cuenta

cuantos de ellos se están produciendo. Los pesos permiten diferenciar entre la cantidad de

un mismo evento o componente que está indicando la presencia de arco, con una cantidad

de eventos que indican la presencia de arco eléctrico. Es decir, las salidas de los

algoritmos básicos se estudian un tiempo adicional y si los resultados de los eventos de

cada componente son consecutivos entonces se tendrá la seguridad de Arco Eléctrico.

El algoritmo Experto también recibe señales del sub-algoritmo de análisis de eventos en la

carga. Este método de análisis de eventos de la carga utiliza dos ciclos de la señal de

corriente de cada una de las fases y el neutro. Este método busca los siguientes eventos:

1. Condición de sobre corriente.

2. Pérdida de Carga precipitada.

3. Elevado tasa de cambio y oscilaciones.

4. Eventos trifásicos significativos.

5. Condición de Interruptor abierto.

Estos eventos son utilizados por el Método Experto y el Método de Análisis de la Carga.

Este último se necesita para diferenciar si es un arco eléctrico con los conductores intactos



36

o es un arco eléctrico provocado por un conductor caído. El método Experto utiliza estos

eventos para coordinar con los elementos de sobre corriente por ejemplo o para detectar la

apertura de un interruptor.

El Método de Sospecha de Arco Eléctrico toma en cuanta cada uno de los algoritmos

básicos de forma individual. Contando los eventos de un solo componente a la vez, no se

podrá garantizar le presencia de Arco Eléctrico producto a una Falla de Alta Impedancia,

pero se podrá presentar una sospecha de Arco Eléctrico.

El Método de Subtracción de la Carga es un método básico que inspecciona las corrientes

de arco eléctrico en el neutro. Busca una zona inmóvil o estable en la corriente del neutro y

la considera la corriente de carga. Esta corriente es restada a la señal de corriente total y

como resultado se queda una señal correspondiente solo a la avería. Esta señal que

contiene la señal de corriente del neutro correspondiente solamente al Arco Eléctrico es

enviada al Método de Análisis del Patrón de Estallido del Arco Eléctrico.

El Método de Análisis del Patrón de Estallido del Arco Eléctrico utiliza la información de la

corriente del Arco Eléctrico en el neutro y el voltaje de fase. Este método intenta identifica

la información de la fase fallada basado en la correlación entre la señal de corriente del

Arco Eléctrico en el neutro y Voltaje de fase. El resultado de esta información es enviada al

Método de Análisis de la Carga.

El otro método básico es el método de Análisis del Espectro. Este método utiliza la

corriente de inter-armónico de la corriente del neutro. Analiza y compara esta corriente de

inter-armónico en el neutro con los espectros de inter-armónicos de los arcos eléctricos. La

mayor correlación es el resultado y se envía al método de Análisis de la Carga.

El último método es el método de Análisis de la Carga. Este recibe información del Método

de Análisis Experto del Arco Eléctrico y de los Métodos de Análisis del Espectro y del

Análisis del Patrón de Estallido del Arco Eléctrico. La función de este método es identifica

un arco eléctrico con el conductor íntegramente conectado o un conductor caído al terreno.

El Método de Análisis de la Carga busca una disminución precipitada de la carga y/o una

sobre corriente antes del arco eléctrico. Estos eventos le dicen que se trata de un conducto



37

caído y en contacto con el terreno. En la figura 11, anteriormente mostrada, se observa

una forma de onda típica de un conductor caído y en contacto con tierra.

Otra responsabilidad del Método de Análisis de la Carga es busca la fase donde ha

ocurrido el Arco Eléctrico de Alta Impedancia o la Caída del Conductor. La primera

identificación se realiza buscando en una fase una disminución de la corriente o un

incremento súbito. Si no existe una única fase con una disminución o un incremento en la

corriente, entonces se busca el nivel de confiabilidad de la existencia de Arco Eléctrico de

cada fase, este índice es ofrecido por el Método de Análisis Experto. Si una fase tiene un

nivel de confiabilidad de la existencia de Arco Eléctrico mayor del 25% del resto de las

fases, esta fase es identificada como la fase fallada. Si no existe esta diferencia, entonces

no se podrá identificar la fase fallada.

Uno de los tipos de fallas que no podrá ser identificada es la caída de un conductor al final

de la red, donde no existe carga eléctrica. Si este conductor no hace contacto con el

terreno, es decir, está colgando a una altura prudencial, este no podrá ser detectado por

este complejo algoritmo. Igualmente, si el conducto al final de la red, cae en un terreno

seco, no producirá arco eléctrico y por tanto, no podrá ser detectado.

Del 10 al 20 % de los Arcos Eléctricos o las Caídas de los Conductores no podrá ser

detectado por este método. El resto 80% de estos fallos podrán ser detectado y se podrán

tomar las decisiones apropiadas.

Si el sistema está energizado el arco eléctrico este se puede localizar de forma visual por

la luz, el sonido, radio interferencia y pérdidas en las redes, pero si las redes están des-

energizada, ninguna de estos métodos serviría. De ahí que no siempre se decide

desconectar el alimentador. Si la red alimenta una zona muy poblada con iglesias,

escuelas y zonas residenciales se pueden decidir que la detección del Arco Eléctrico

provoque la apertura del alimentador.

Si la red alimenta un hospital una zona industrial de muy alta prioridad puede que la

detección del Arco Eléctrico solo provoque una alarma para que las brigadas de

operadores de líneas salgan a inspeccionar la red y localizar visualmente la posición de la

avería.



38

1.10 Conclusiones

Al conectar un alimentador de distribución pueden ocurrir regímenes normales con corrientes

elevadas, que pueden ser detectadas por las protecciones. Los regímenes normales que

pueden provocar desconexiones incorrectas son: las corrientes de Inrush y los picos de

carga fría.

Existe un tipo de avería conocida como Fallo de Alta Impedancia que por su magnitud (casi

siempre por debajo de los 50 A) no pueden ser detectada por las protecciones

convencionales de sobre corriente. Uno de este tipo de avería es la caída de un conductor al

terreno y pueden ser muy peligrosas para los seres humanos o animales que hacen contacto

con el conductor electrificado.

Existen numerosos problemas comunes en las protecciones de los alimentadores. Los

problemas más frecuentes son los siguientes: desconexiones de las protecciones sin causa

aparente, es decir, se busca la avería y no se encuentran. Las protecciones no dejan

conectar el interruptor, luego de una desconexión y no encuentran las averías.

Todos los problemas en las protecciones de los alimentadores se deben a incorrectos

ajustes de los relés empleados en los mismos. Se emplean relés de sobre corriente de fase y

de tierra, instantáneas y temporizadas.

Para el cálculo de los ajustes de los relés de fase, se deben cumplir numerosas exigencias.

Estos relés no deben accionar con regímenes normales transitorios en las redes, igualmente

deben coordinar con los fusibles de la red, pero al mismos tiempo deben proteger los cables

y al transformador de potencia de la subestación.

Los relés de tierra igualmente deben cumplir numerosas exigencias, pero lo fundamental es

que estos no reaccionan a regímenes simétricos, sino solo a regímenes con componentes de

secuencia cero. Estos relés no deberían responder a desbalances permisibles en las redes,

coordinar con los fusibles y al mismo tiempo, deben proteger los cables y el transformador de

potencia.

El recierre o la reconexión del interruptor del alimentador traen numerosas ventajas, dado

que la mayoría de las averías en las redes tiene carácter transitorio. Los recierres mejoran la

calidad de la energía a la mayoría de los consumidores.



39

Para detectar las fallas de alta impedancia se emplean métodos mecánicos y eléctricos. Los

métodos mecánicos son más caros pero detectan casi todos los tipos de averías que

provocan la caída o la rotura de un conductor. Los métodos eléctricos son complejos y no del

todo fidedignos, es decir, no se pueden detectar el 100% de las averías o conductores

caídos.

Estudio Independiente

Repasar los métodos de cálculo de cortocircuitos para redes de distribución y analizar su

variabilidad con las condiciones de cambios de generación y cambios de calibre de

conductores.

Analizar el impacto de la resistencia de la falla y la resistencia de tierra en la magnitud de la

avería calculada. Así mismo analizar las ventajas del sistema ecuatoriano con neutros multi-

aterrizados para el valor de las fallas monofásicas y su impacto en las protecciones.

Preguntas de control

1. ¿Usted considera que se puede calcular los valores de ajustes de los relés de los

alimentadores sin conocer los niveles de corrientes de cortocircuito?

2. ¿Conoce usted la misión de los relés instalados en los alimentadores de la subestación?

3. ¿Cuáles son los problemas comunes que aparecen en las protecciones instaladas en los

alimentadores de la subestación?

4. ¿Qué regímenes normales pueden provocar que se produzca una desconexión y no se

encuentre la avería?

5. ¿Cuáles son las ventajas de la re-conexión automática de los interruptores de los

alimentadores de la subestación?

Motivación de las próximas clases

En las próximas clases se harán ejercicios teóricos y prácticos donde se podrán afianzar los

conocimientos aprendidos en esta conferencia. Los ejercicios ya están preparados para

presentar y profundizar en los diferentes métodos de ajustes de los relés de la subestación.



40

La próxima conferencia tratará sobre las protecciones de las barras de la subestación de

distribución. Se hará referencia a las protecciones de sobre corrientes y su coordinación, así

como resolver los problemas de desconexiones demoradas para averías en la barra.

profesor: ph.d, m.sc, ing. orlys ernesto torres breffe...

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