INSTITUTO TECNOLOGICO DE TUXTLA GUTIERREZ CHIAPAS ING ...
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INSTITUTO TECNOLOGICO DE TUXTLA GUTIERREZ
CHIAPAS
ING. ELECTRICA
REPORTE DE RESIDENCIA PROFECIONAL
CALCULO DE APERTURAS DE LAS LINEAS, TGU73990 SAB. PARA LA INSERCION DE LA SUBESTACION MATUMATZA
ASESOR INTERNO
ING. ARIOSTO MANDUJANO CABRERA
ASESOR EXTERNO
ING. CESAR ANTONIO SANCHEZ VELASCO
ALUMNO
EMIGDIO SANTIAGO RIOS
9° SEMESTRE
TUXTLA GURIERREZ CHIAPAS
30/JUN/2016
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Contenido pagina
1. Introducción………………………………………………………………….4
1.1 Antecedentes…………………………………………………………...….4
1.2Estado del Arte……………………………………………………………..4
1.3Justificación……………………………………………………………...…5
1.4 Objetivo……………………………………………………………….........6
1.5 Metodología……………………………………………………………..…6
2. Fundamento teórico………………………………………………………...7
2.1Líneas de Transmisión (SAB 73990 TGU)………………………………7
2.2 Protecciones de líneas……………………………………………........10
2.3subestación (matumatza)………………………………………………..16
2.4protecciones mecánicas (Relevadores)………………………………..22
2.4.1definiciones particulares…………………………………………….…22
2.4.2 Formulas para la obtención de curvas tiempo-corriente de algunos
fabricantes de relevadores…………………………………………………..23
2.4.3 Conexiones……………………………………………………………..24
2.4.4 Pruebas…………………………………………………………………25
2.4.4.1 Pruebas de relevadores electromecánicos……………………….26
2.4.4.2Pruebas a relevadores estáticos………………………………….. 29
2.4.4.3Pruebas a relevadores microprocesador………………………….32
2.5 Alimentadores (Interruptores)…………………………………………..36
2.5.Resistencia de aislamiento……………………………………………39
2.5.2Recomendaciones para realizar pruebas……………………………39
3
Contenido pagina
2.5.3Conexiones para realizar pruebas……………………………………40
2.5.4 Interpretación de resultados para la evaluación de aislamiento…43
2.5.4.1 Factor de potencia de aislamiento…………………………………44
3. Desarrollo…………………………………………………………………..46
4.Resultados y conclusiones………………………………………………..64
5.Bibliografía…………………………………………………………….. …..69
6.ANEXO A………………………………………………………………..….70
6.1ANEXO B……………………………………………………………….…72
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1. Introducción
1.1 Antecedentes
El desarrollo de los sistemas eléctricos, ha forzado el aumento de las
potencias transmitidas, de las líneas de transmisión, así como la formación de
sistemas anillados. Lo anterior significa que los sistemas de potencia se han vuelto
más complejos y difíciles de operar. Una exigencia en cualquier sistema de
potencia, es que éste, debe de operar satisfactoriamente, aún cuando parte del
sistema sea sometido a un disturbio.
La complejidad que se deriva de esta exigencia, hace necesario buscar
mecanismos eficaces, que garanticen la protección adecuada de los elementos del
sistema de transmisión, así como el costo del equipo protegido. La protección de
distancia se emplea en los sistemas de potencia para detectar los disturbios que
se presentan en las líneas de transmisión y subtransmisión.
Cuando estos elementos del sistema, son sometidos a fallas eléctricas o cualquier
otra condición anormal, el funcionamiento del sistema es gobernado por el
comportamiento de los relevadores de protección que están conectados al sistema
fallado. Uno de los problemas más comunes que se le presentan a los
especialistas en protecciones,
1.2 Estado del Arte
1.-Briceño, J.H. Facultad de Ingeniería, Universidad de Los Andes, Mérida, Venezuela, 1996. Cuantificación de los parámetros eléctricos de líneas de transmisión aéreos de potencia y los fenómenos electro-magnéticos asociados; Uso de los parámetros eléctricos de las líneas de transmisión aéreas de potencia para modelar el sistema. 2.- IEEE UCSA. La energía generada, ya sea hidroeléctrica o térmicamente, se transporta en grandes bloques a través de las Líneas de Transmisión, el nivel de voltajes de transmisión son generalmente considerados 110 KV y superiores. Voltajes Inferiores como 66 KV y 33 KV generalmente se consideran voltajes de subtransmisión, pero que se utiliza sobre largas líneas con cargas ligeras. Voltajes menos de 33 KV son generalmente utilizados para distribución.
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3.- José Luis Bernal Agustín. Su libro es: trabajos y maniobras en alta tensión, Esta obra tiene como objetivo principal mostrar las técnicas y los medios que deben emplearse, con el fin de realizar trabajos en instalaciones eléctricas de forma segura para evitar cualquier posible causa de accidente. Se ha elaborado para que resulte adecuado tanto para trabajadores que no poseen grandes conocimientos sobre temas eléctricos como para estudiantes o titulados técnicos. 4.- John J. Grainger, Análisis de sistema de potencia. Universidad estatal de carolina del norte. Su libro en la primera edición expone temas como el flujo de potencia, la estabilidad de los sistemas de potencia, y las líneas de transmisión. Así mismo la estimación de estado de sistema de potencia e incorpora los últimos avances en este campo, y el análisis de control del sistema revisa los factores económicos de pérdidas de líneas y factores de penalización. 5.- Luis A. Siegert C. 1989. Libro de Alta Tensión y Sistemas de Transmisión. Dada la importancia que tiene la transmisión de energía para Latinoamérica, se enfatiza el comportamiento reactivo de las líneas de trasmisión, su operación y la coordinación del aislamiento, lo que determina la inversión económica. Generación y distribución de la energía electica, sistemas de potencia, pararrayos; líneas de transmisión; maquinas sincrónicas; cortocircuito eléctrico, y otros temas. 6.- Comisión federal de electricidad (CFE). 2016,
Lo que aquí se propone como proyecto, es un sistema de protecciones en una
subestación eléctrica que permite operar de manera exacta y constante cuando se
lo requiera, para proteger los equipos de alta tensión y brindara un control de
ajuste para que no allá sobre cargar de corrientes cuando las líneas se sobre
carguen o se detecte una falla como una línea rota.
1.3 Justificación
Vale la pena hacer este proyecto, por los conocimientos que uno adquiere sobre los cálculos que se hacen para las operaciones de las líneas en caso de fallas de sobrecorriente, como operan cada zona.
1.4 Objetivo
Definir los criterios de ajuste para los esquemas normalizados de protección de líneas de Transmisión.
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1.5 Metodología; Diagrama a Bloques
Diagrama a bloques hardware
SAB. 73990,
TGU
PROT. LINEAS. T
MAA
72010
PROT. MEC
ALIMENTADORES
42010
CARGA
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2. Fundamento Teórico
2.1 Líneas de transmisión (sab 73990 tgu)
La red de transporte de energía eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico constituida por los elementos necesarios para llevar hasta los puntos de consumo y a través de grandes distancias la energía eléctrica generada en las centrales eléctricas. Para ello, los niveles de energía eléctrica producidos deben ser transformados, elevándose su nivel de tensión.
Esto se hace considerando que para un determinado nivel de potencia a transmitir, al elevar la tensión se reduce la corriente que circulará, reduciéndose las pérdidas por Efecto Joule. Con este fin se emplazan subestaciones elevadoras en las cuales dicha transformación se efectúa empleando transformadores, o bien autotransformadores.
De esta manera, una red de transmisión emplea usualmente voltajes del orden de 220 KV y superiores, denominados alta tensión, de 400 o de 500 KV. Parte de la red de transporte de energía eléctrica son las llamadas líneas de transporte. Una línea de transporte de energía eléctrica o línea de alta tensión es básicamente el medio físico mediante el cual se realiza la transmisión de la energía eléctrica a grandes distancias.
Está constituida tanto por el elemento conductor, usualmente cables de acero, cobre o aluminio, como por sus elementos de soporte, las torres de alta tensión. Generalmente se dice que los conductores "tienen vida propia" debido a que están sujetos a tracciones causadas por la combinación de agentes como el viento, la temperatura del conductor, la temperatura del viento, etc.
Existen una gran variedad de torres de transmisión como son conocidas, entre ellas las más importantes y más usadas son las torres de amarre, usadas generalmente cuando es necesario dar un giro con un ángulo determinado para cruzar carreteras, evitar obstáculos, así como también cuando es necesario elevar la línea para subir un cerro o pasar por debajo/encima de una línea existente.
Existen también las llamadas torres de suspensión, las cuales no deben soportar peso alguno más que el del propio conductor. Este tipo de torres son usadas para llevar al conductor de un sitio a otro, tomando en cuenta que sea una línea recta, que no se encuentren cruces de líneas u obstáculos.
La capacidad de la línea de transmisión afecta al tamaño de estas estructuras principales. Por ejemplo, la estructura de la torre varía directamente según el voltaje
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requerido y la capacidad de la línea. Las torres pueden ser postes simples de madera para las líneas de transmisión pequeñas hasta 46 kilovoltios (KV). Se emplean estructuras de postes de madera en forma de H, para las líneas de 69 a 231 KV. Se utilizan estructuras de acero independientes, de circuito simple, para las líneas de 161 KV o más. Es posible tener líneas de transmisión de hasta 1.000 KV.
Al estar estas formadas por estructuras hechas de perfiles de acero, como medio de sustentación del conductor se emplean aisladores de disco o aisladores poliméricos y herrajes para soportarlos.
Las líneas de transmisión pueden tener pocos, o cientos de kilómetros de longitud. El derecho de vía donde se construye la línea de transmisión puede variar de 20 a 500 metros de ancho, o más, dependiendo del tamaño de la línea, y el número de líneas de transmisión. Las líneas de transmisión son, principalmente, sistemas terrestres y pueden pasar sobre los humedales, arroyos, ríos y cerca de las orillas de los lagos, bahías, etc. Son técnicamente factibles, pero muy costosas, las líneas de transmisión subterráneas.
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2.2 Protecciones de líneas
El esquema de protección de un sistema de transmisión está formado por una
Protección primaria y protecciones de respaldo. La protección primaria debe ser
de alta velocidad y es la que trata de aislar la mínima sección de la red ante la
falla; las protecciones de respaldo son de acción retardada (con un tiempo
suficiente para permitir que opere la primaria), es decir, debe operar sólo si falla la
protección primaria.
La protección de las líneas de transmisión está considerada como la más compleja
de las aplicaciones que tiene la protección eléctrica. Esto se debe al gran volumen
de información y factores que influyen en la definición de ajuste de los
relevadores. La variedad de configuraciones que pueden existir en la topología de
la red y los niveles de voltaje de los sistemas, influyen en la determinación del
esquema de protección
Los esquemas de protección que se emplean en las líneas de transmisión pueden
ser: la protección de sobrecorriente direccional (67F/67N), la protección de
distancia (21F/21N), la protección hilo piloto (85L), la protección diferencial del
línea (87L) y la protección híbrida (21 y onda superpuesta). La protección piloto se
emplea como una protección primaria, es decir, está diseñada para proveer en
forma instantánea el disparo simultáneo de las terminales de la línea fallada.
Este esquema de protección es usado en las situaciones siguientes: cuando se
requiere que un interruptor opere más rápido que el que se puede llevar a cabo
por la protección de distancia o sobrecorriente, cuando se usa el recierre de alta
velocidad o cuando no es posible coordinar adecuadamente la protección primaria
y respaldo de los relevadores de distancia o sobrecorriente.
El esquema de protección que se emplea en muchos sistemas para proteger las
líneas de transmisión de alto voltaje, es la protección de distancia, porque es el
tipo de protección que mejor detecta las fallas que se presentan dentro de su zona
de alcance. Así como la protección hilo piloto y actualmente para líneas cortas se
emplea la protección diferencial de línea.
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Principio de operación de las protecciones de distancia
El principio de operación de la protección de distancia se muestra en la figura 2.1.
Se considera que el relevador está ubicado en el punto K y que sus bobinas
reciben las señales de VR, que es el voltaje proporcional al producido por la falla
VF y de la corriente de falla Ir, que es proporcional a la corriente IF.
La ecuación 2.1 representa la impedancia medida o "vista" por los relevadores de
distancia (ZR). Durante los cortocircuitos trifásicos la impedancia medida ZR
coincide con la impedancia de la sección de la línea comprendida entre el punto
de la ubicación del relevador y del cortocircuito, esto se cumple si no existen
contribuciones de corriente en la sección protegida por el relevador.
En un sistema radial, la relación de voltaje - corriente que mide un relevador de
distancia ante una falla, es proporcional a la distancia física que existe entre la
localización del relevador y el punto de falla. En un sistema anillado, no siempre se
cumple que la relación de voltaje – corriente proporcione la distancia física
aproximada al punto de falla.
Esta relación únicamente es válida cuando las fallas se presentan en la línea
donde se localiza el relevador o a un nodo de distancia en la dirección de
operación del relevador. Para todas aquellas fallas que se presenten en cualquier
otro punto del sistema, y que hagan operar al relevador, la relación voltaje -
corriente medida proporciona una distancia eléctrica que difiere de la distancia
física que existe entre el punto donde se localiza el relevador y la falla.
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Esto se explica, debido a la contribución de corriente de otras líneas que inciden
en nodos ubicados entre el relevador y la falla; en estos casos la referencia del
punto donde ocurrió la falla, la proporciona la información de la zona donde operó
el relevador. El concepto de “alcance” o zona de protección de un relevador de
distancia está definida por la impedancia medida.
La figura 2.2 muestra la configuración de una red que provoca el efecto de fuente
intermedia (infeed), que se define como las aportaciones de corrientes de falla a
puntos intermedios entre la ubicación del relevador y el punto de falla, se calcula
como el cociente de la corriente que fluye por el elemento fallado y la corriente que
fluye por el relevador.
Fig.2.2 Impedancia que mide un relevador en presencia del efecto “infeed”.
Zonas de protección
La selección adecuada del alcance y los tiempos de disparo para las distintas
zonas de protección, permite una coordinación correcta entre los relevadores de
distancia en un sistema de potencia. La protección de distancia básica considera a
la zona 1 instantánea, direccional y una o más zonas con retraso. Los relevadores
a distancia digitales y numéricos pueden llegar a tener hasta 5 zonas, algunas
para medir en sentido opuesto.
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Ajustes de la zona 1
Los relevadores electromecánicos/estáticos usualmente tienen un alcance hasta
de un 80% de la impedancia de la línea protegida, para la protección instantánea
de la zona 1. Para los relevadores de distancia numéricos el ajuste es hasta un
85%. Resultando un margen de seguridad del 15 al 20% para asegurar riesgos de
sobre alcance de la zona 1.
Debido a errores en los transformadores de corriente y de voltaje, la imprecisión
en la impedancia de la línea dados para el ajuste y errores del ajuste y medición
del relevador, de lo contrario podría causar una pérdida de selectividad con
operaciones rápidas, para fallas en líneas adyacentes al nodo remoto. La zona 2
de la protección de distancia debe cubrir el resto (15 a 20%) de la línea.
Ajustes de la zona para asegurar la cobertura total de la línea con tolerancia para
errores de fuente, descritas previamente, entonces el ajuste de la zona 2 debe
estar al menos el 120% de la impedancia de la línea protegida. En muchas
aplicaciones es una práctica común ajustar la zona 2 igual a la sección de la línea
protegida más un 50% de la línea de adyacente más corta.
Cuando esto es posible, se asegura que la efectividad máxima resultante del
alcance de la zona 2 no alcanzará más allá de la zona efectiva de la zona 1 que
protege la línea adyacente, esto evita la necesidad de incrementar el tiempo de
operación de la zona 2 entre el relevador aguas arriba y aguas abajo.
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Ajustes de la zona 2
En relevadores electromecánicos y estáticos la zona 2 está provista, ya sea por
elementos separados y por una extensión de los elementos de la zona 1, después
de un retardo de tiempo que es inicializado por un detector de fallas. En general
en los relevadores numéricos, los elementos de la zona 2 son implementados en
software. El disparo de la zona 2 debe ser con un retardo de tiempo para asegurar
la coordinación con los relevadores primarios que protegen las líneas adyacentes.
Para completar la cobertura de una sección de línea, esta es realizada con una
liberación rápida de fallas presentadas en el primer tramo del 80-85% de la línea y
algo más lento para fallas en el resto de la línea o como respaldo para fallas que
se presentan al inicio de las líneas adyacentes al nodo remoto.
Ajustes de la zona 3
La protección de respaldo remota para todas las fallas en las líneas adyacentes al
nodo remoto está provista por la zona 3, con un retardo de tiempo para discriminar
con la protección de la zona involucrada, más el tiempo de apertura del interruptor
de la línea adyacente. La zona 3 deberá ser ajustada en al menos 1.2 veces la
impedancia presentada al relevador para un falla en el extremo remoto de las
líneas adyacentes.
En un sistema interconectado el efecto infeed de la corriente de falla en el nodo
remoto causará que la impedancia presentada al relevador sea mucho mayor que
la impedancia actual a la falla y debe ser tomado en cuenta cuando se ajusta la
zona 3. En algunos sistemas las variaciones de infeed en el nodo remoto pueden
inhibir la aplicación de la protección remota de la zona 3, sin embargo en sistemas
radiales con alimentación en un solo extremo estas dificultades no se presentan.
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Fig.2.3 sistema de prueba para los ajustes de las zonas 1,2 y 3.
Ajuste de alcance hacia atrás y de otras zonas
Los relevadores digitales modernos o numéricos pueden tener zonas de alcance
adicionales que pueden ser utilizados para funciones de protección. Por ejemplo,
puede ser que las tres primeras zonas sean ajustadas como se mencionó arriba,
la zona 4 podría ser usada como protección de respaldo para el bus local,
mediante el alcance hacia atrás, con un ajuste del orden de 25% del alcance de la
zona 1.
Alternativamente, una de las zonas de protección hacia delante (típicamente la
zona 3) puede ser ajustado con un pequeño offset hacia atrás con respecto al
origen del plano complejo R/X, además de su configuración hacia delante. La
impedancia característica de offset es no direccional.
Una ventaja de una zona no direccional de medición de impedancia es su
capacidad de operar para una falla muy cercana o una falla de cero impedancia,
en situaciones donde no puede existir una señal de voltaje sano o no esté
disponible el voltaje de memoria, para permitir la operación de un relevador de
distancia direccional con la zona de offset. Cuando el retardo de tiempo es
sobrepasado, puede existir un caso de energización de línea con falla “„Switch-
onto- Fault”.
Esto es requerido cuando existen transformadores de voltaje en línea que
proporcionan el disparo rápido en eventos de energización accidental de la línea,
con las cuchillas de mantenimiento aterrizados en posición de enclavado. Las
zonas de impedancia adicionales pueden ser desplegadas como parte de un
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esquema de protección de distancia, usadas en conjunto con un canal de
teleprotección.
2.3 subestación (matumatza)
Una subestación eléctrica es una instalación destinada a modificar y establecer
los niveles de tensión de una infraestructura eléctrica, para facilitar
la transmisión y distribución de la energía eléctrica. Su equipo principal es
el transformador. Normalmente está dividida en secciones, por lo general 3
principales, y las demás son derivadas.
Las secciones principales son las siguientes:
1. Sección de medición.
2. Sección para las cuchillas de paso.
3. Sección para el interruptor.
Las secciones derivadas normalmente llevan interruptores, depende de qué tipo,
hacia los transformadores.
Como norma general, se puede hablar de subestaciones eléctricas elevadoras,
situadas en las inmediaciones de las centrales generadoras de energía eléctrica,
cuya función es elevar el nivel de tensión, hasta 132, 220 o incluso 400 KV, antes
de entregar la energía a la red de transporte.
Las subestaciones eléctricas reductoras, reducen el nivel de tensión hasta valores
que oscilan, habitualmente entre 13,2, 15, 20, 45 ó 66 KV y entregan la energía a
la red de distribución. Posteriormente, los centros de transformación reducen los
niveles de tensión hasta valores comerciales (baja tensión) aptos para el consumo
doméstico e industrial, típicamente 400 V.
Existen dos razones técnicas que explican por qué el transporte y la distribución
en energía eléctrica se realizan a tensiones elevadas, y en consecuencia, por qué
son necesarias las subestaciones eléctricas:
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Las pérdidas de potencia que se producen en un
conductor por el que circula una corriente eléctrica, debido al Efecto Joule,
son directamente proporcionales al valor de esta.
La potencia eléctrica transportada en una red es directamente proporcional al
valor de su tensión y al de su intensidad ().
Por tanto, cuanto mayor sea el valor de la tensión, menor deberá ser el de
intensidad para transmitir la misma potencia y, en consecuencia, menores serán
las pérdidas por efecto Joule.
Además de transformadores, las subestaciones eléctricas están dotadas de
elementos de maniobra (interruptores, seccionadores, etc.) y protección (fusibles,
interruptores automáticos, etc.) que desempeñan un papel fundamental en los
procesos de mantenimiento y operación de las redes de distribución y transporte.
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Transformador de alta tensión usado en las subestaciones
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Subestación matumatza
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21
Transformador de matumatza
22
Relevadores
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2.4 protecciones mecánicas (relevadores)
Este capítulo establece la metodología y criterios para efectuar el mantenimiento y
pruebas a los Esquemas de Protección de Sobrecorriente en Subestaciones de
Distribución.
Dependiendo del tipo, los relevadores de sobrecorriente pueden ser:
Electromecánicos
Estáticos
Microprocesados
La aplicación de estas pruebas funcionales, tiene como objetivo verificar las
condiciones reales de operación de los esquemas de protección por
sobrecorriente en líneas, circuitos de distribución, banco de capacitores y respaldo
de transformadores, de acuerdo a ciertos parámetros establecidos previamente.
Con las pruebas funcionales, debemos tener la capacidad de dictaminar si el
esquema de protección está en condiciones de seguir operando o es necesario su
reemplazo inmediato.
2.4. 1 Definiciones particulares
Relevador de Protección de Sobrecorriente de Tiempo (51)
Es un relevador con una característica de retraso, sea definido o inverso que
funciona cuando la corriente en un circuito de corriente alterna excede un valor
predeterminado.Este equipo opera por niveles de corriente sin importar la
dirección, de acuerdo a sus ajustes preestablecidos.
Relevador de Protección de Sobrecorriente Instantáneo (50)
Es un relevador con una característica sin retraso de tiempo que funciona cuando
la corriente en un circuito de corriente alterna excede un valor
predeterminado.Este equipo opera por niveles de corriente sin importar la
dirección, de acuerdo a sus ajustes preestablecidos.
0Tap de ajuste
Es el valor mínimo de corriente de operación de las unidades de sobrecorriente.
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2.4.2 Formulas para la obtención de curvas tiempo-
corriente de algunos fabricantes de relevadores:
Ecuaciones de las curvas US (ANSI)
Tipo de Curva
SEL SIEMENS ABB
Mod. Inversa
tp= TD•(0.0226 + 0.0104/(M0.02 – 1))
Tp=TD•(.0228+.0103/(M0.02-1))
Inversa tp= TD•(0.180 + 5.95/(M2 – 1))
tp= TD•(0.17966 + 8.9341/(M2.0938 – 1))
tp= TD•(0.0185 + 0.0086/(M0.02 – 1))
Muy Inversa
tp= TD•(0.0963 + 3.88/(M2 – 1))
Tp= TD•(0.0982 + 3.922/(M2 – 1))
tp= TD•(0.0712 + 2.855/(M2 – 1))
Ext. Inversa
tp= TD•(0.0352 + 5.67/(M2 – 1))
Tp= TD•(0.02434 + 5.64/(M2 – 1))
tp= TD•(0.025 + 6.407/(M2 – 1))
Ecuaciones de la curvas I.E.C.
Tipo de Curva
SEL SIEMENS ABB
Inversa Standard
tp= TD•(0.14/(M0.02 – 1))
tp= TD•(0.14/(M0.02 – 1))
Tp= TD•(0.14/(M0.02-1))
Muy Inversa tp= TD•(13.5/(M – 1))
tp= TD•(13.5/(M – 1))
tp= TD•(13.5/(M-1))
Ext. Inversa tp= TD•(80.0/(M2 – 1))
tp= TD•(80.0/(M2 – 1))
tp= TD•(80.0/(M2-1))
Inversa de Tiempo Largo
tp= TD•(120/(M – 1)) tp= TD•(120/(M – 1)) tp= TD•(120/(M-1))
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Donde:
tp.- Tiempo de operación de la curva en segundos
TD.- Ajuste de dial o palanca
M.- Múltiplo de Tap (para la operación del tiempo en segundos)
2.4.3 CONEXIONES
El siguiente diagrama muestra la aplicación general de la función de
sobrecorriente.
La figura muestra las conexiones desde los transformadores de corriente hasta el relevador 50/51.
R
e
l
e
v
a
d
o
r
a
b
c
Ia
Ib
Ic
I
R
e
l
e
v
a
d
o
r
a
b
c
Ia
Ib
Ic
I
26
En la siguiente figura se muestra la conexión básica de los equipos de prueba y los relevadores de sobrecorriente. Las terminales de los equipos de prueba y las terminales de los relevadores deben verificarse en el manual de operación de estos equipos.
Equipo monofásico Equipo trifásico
2.4.4 PRUEBAS
Las pruebas funcionales se realizarán de acuerdo a lo establecido en este
procedimiento y a las recomendaciones de prueba del fabricante, considerando los
ajustes definidos para el relevador en forma particular. Durante las pruebas se
deben anotar los resultados en los formatos anexos.
Relevadorbajo prueba
Entradas de corriente
Disparo
Equipo de
Prueba
Relevadorbajo prueba
Ia
Ib
Ic
In
I1
I4
I3
I2
Disparo
Equipo de
Prueba
Relevadorbajo prueba
Entradas de corriente
Disparo
Equipo de
Prueba
Relevadorbajo prueba
Ia
Ib
Ic
In
I1
I4
I3
I2
Disparo
Equipo de
Prueba
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2.4.4.1 Pruebas a relevadores electromecánicos
Inspección y Limpieza del Relevador de sobrecorriente (50/51)
Inspección Visual de Ajustes en el Relevador:
Realizar una inspección visual o verificación externa del relevador, tomando
en cuenta principalmente el apriete de sus conexiones y en general de
todas sus componentes. Anotar en “Ajustes antes del mantenimiento” en el
formato de pruebas anexo (PCM-51-01), los datos de ajustes encontrados:
Tap, Palanca, curva, Instantáneo y RTC. En los casos que se requieran
cambios en los ajustes de la protección, éstos deberán indicarse en la
sección de “Ajustes después del mantenimiento” y “Comentarios” en el
formato anexo (PCM-51-01).
Terminales de Prueba:
Para realizar las pruebas a las unidades instantánea (50) y de tiempo (51)
se deben identificar las terminales de aplicación de corriente y salidas de
contactos de disparo, de acuerdo a la marca y modelo del relevador.
Limpieza de Relevador:
Limpiar el polvo acumulado en cada una de las partes del relevador, tener
especial cuidado en la limpieza del disco, ya que en caso de tener polvo es
posible que el disco detenga su movimiento ocasionando que no opere la
unidad de tiempo; así mismo se deberá limpiar los contactos de operación,
tener especial cuidado de no utilizar materiales abrasivos. Revisar los sellos
de las tapas ya que con el tiempo no retienen la entrada de polvo, si
procede se deben cambiar estos sellos.
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Verificación de las Curvas de Operación del Relevador de Sobrecorriente de
Tiempo (51).
Verificación de Pick-up:
Para realizar esta prueba, se debe aplicar un valor de corriente igual al valor del
tap, hasta que se inicie el movimiento del disco de la unidad de sobrecorriente de
tiempo (51). En el caso de no girar el disco correctamente, se debe ajustar el pick-
up con el anillo de ajuste del resorte, insertando un desarmador en las ranuras del
anillo de ajuste del resorte, para aumentar o disminuir la tensión del resorte y de
este modo ajustar el pick-up al valor del tap del relevador. Este valor puede ser
con una tolerancia de ± 5 % del ajuste del TAP (valor de arranque).
Realizar las pruebas de pick-up y anotar los resultados obtenidos en el formato
(PCM-51-01) anexo.
Verificación de las Curvas Tiempo-Corriente:
Aplicar corriente al relevador de 1.5, 2, 3, 5 y 7 veces el valor del tap.
Con estos múltiplos de tap, obtener los valores teóricos de tiempo de acuerdo a la
palanca y curva a probar indicados en el instructivo de los fabricantes del
relevador.
Realizar las pruebas tiempo-corriente, anotar los resultados obtenidos en el
formato (PCM-51-01) anexo. Los tiempos de operación deben estar dentro de una
tolerancia de ± 5%. En el caso que estos tiempos se encuentren fuera de
tolerancia, estos se ajustarán por medio del imán de frenado, y consiste en mover
hacia adentro o hacia fuera, para aumentar o disminuir el frenado del disco de
inducción.
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Ejemplo de la prueba tiempo-corriente:
Tap = 5 A Múltiplo de tap a verificar = 2 por lo tanto, la corriente de prueba = 5 x 2 = 10 A.
Verificación de Relevador de Sobrecorriente Instantáneo (50)
Para la verificación de este ajuste, se debe aplicar una corriente al relevador en
sus terminales correspondientes a la unidad instantánea, misma que será de
acuerdo a su ajuste. En el caso de no operar con la corriente aplicada, mover el
ajuste del tornillo del núcleo de la unidad instantánea, ya sea sacar o meter el
tornillo, para dejar el ajuste deseado. Para corrientes altas, no es recomendable
mantener la prueba por periodos largos.
Adicionalmente se debe verificar el tiempo de operación. Anotar los resultados
obtenidos en el formato anexo (PCM-51-01).
Verificación de Banderas
Esta prueba se realiza comúnmente después de realizar las pruebas tiempo-corriente; aplique un valor de corriente necesario para cerrar los contactos principales del relevador y posteriormente aplique una corriente de CD en las terminales correspondientes de los contactos de disparo; el valor de esta corriente será de acuerdo al valor de ajuste de tap de la bandera (ejemplo: 0.2 / 2.0 A) disponibles en el relevador, mismos que dependerá de la marca y tipo del relevador bajo prueba. Esta prueba debe realizarse partiendo de un valor menor hasta la operación de la bandera.
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2.4.4.2 Pruebas a relevadores estáticos Inspección del Relevador de sobrecorriente (50/51)
Inspección Visual de Ajustes en el Relevador: Realizar una inspección visual o verificación externa del relevador, tomando en
cuenta principalmente el apriete de sus conexiones y en general de todos sus
componentes. Anotar en “Ajustes antes del mantenimiento” en el formato de
pruebas anexo (PCM-51-01), los datos de ajustes encontrados: Tap, Palanca,
curva, Instantáneo y RTC. En los casos que se requieran cambios en los ajustes
de la protección, éstos deberán indicarse en la sección de “Ajustes después del
mantenimiento” y “Comentarios” en el formato anexo (PCM-51-01).
Terminales de Prueba: Para realizar las pruebas a las unidades instantánea (50) y de tiempo (51) se
deben identificar las terminales de aplicación de corriente y salidas de contactos
de disparo, de acuerdo a la marca y modelo del relevador.
Verificación de las Curvas de Operación del Relevador de Sobrecorriente de
Tiempo (51)
Verificación de Pick-up:
Para verificar este ajuste, se debe aplicar un valor de corriente igual al valor del
tap, hasta que se encienda el led de indicación de arranque de la unidad de
sobrecorriente de tiempo (51). Esta prueba debe realizarse en cada una de las
unidades de fase y neutro (si tiene entrada independiente de señal de corriente).
Este valor puede ser con una tolerancia de ± 2 % del ajuste del TAP (valor de
arranque).
31
Realizar las pruebas de pick-up y anotar los resultados obtenidos en el formato
(PCM-51-01) anexo.
Verificación de las Curvas Tiempo-Corriente:
Aplicar corriente al relevador de 1.5, 2, 3, 5 y 7 veces el valor del tap.
Con estos múltiplos de tap, obtener los valores teóricos de tiempo de acuerdo a la
palanca y curva a probar indicados en el instructivo de los fabricantes del
relevador.
Realizar las pruebas tiempo-corriente, anotar los resultados obtenidos en el
formato (PCM-51-01) anexo.
Los tiempos de operación deben estar dentro de una tolerancia de ± 5 %.
Ejemplo de la prueba tiempo-corriente:
Tap = 5 A
Múltiplo de tap a verificar = 2
por lo tanto, la corriente de prueba = 5 x 2 = 10 A.
Verificación de Relevador de Sobrecorriente Instantáneo (50)
Para la verificación de este ajuste, se debe aplicar una corriente al relevador en
sus terminales correspondientes, misma que será de acuerdo a su ajuste; esta
prueba debe realizarse para cada una de las unidades instantáneas de fase y
neutro en caso de ser un relevador trifásico. Para corrientes altas, no es
recomendable mantenerla por periodos largos.
32
Adicionalmente se debe verificar el tiempo de operación. Anotar los resultados
obtenidos en el formato anexo (PCM-51-01).
2.4.4.3 Pruebas a relevadores microprocesados
Con base en el instructivo del fabricante se debe determinar el valor de inyección
de corriente, ya que en algunas marcas de relevadores no es en forma directa;
para este tipo de relevadores su valor de tap es determinado por el producto del
valor de ajuste del relevador por la corriente nominal; comúnmente la corriente
nominal es 5 A.
Inspección del Relevador de sobrecorriente (50/51)
Inspección Visual de Ajustes en el Relevador:
Realizar una inspección visual o verificación externa del relevador, tomando en cuenta principalmente el apriete de sus conexiones externas. Anotar en el formato anexo (PCM-51-01), los datos de “Ajustes antes del mantenimiento”: Tap, Palanca, curva, Instantáneo y RTC. En los casos que se requieran cambios en los ajustes de la protección, éstos deberán indicarse en la sección de “Ajustes después del mantenimiento” y “Comentarios” en el formato anexo (PCM-51-01). Terminales de Prueba: Para realizar las pruebas a las unidades instantánea (50) y de tiempo (51) se
deben identificar las terminales de aplicación de corriente y salidas de contactos
de disparo, de acuerdo a la marca y modelo del relevador.
Verificación de las Curvas de Operación del Relevador de Sobrecorriente de
Tiempo (51)
Verificación de Pick-up: Para verificar este ajuste, se debe aplicar un valor de corriente igual al valor del
tap, hasta que se encienda el led de indicación de arranque de la unidad de
sobrecorriente de tiempo (51). Esta prueba debe realizarse en cada una de las
unidades de fase y neutro (si tiene entrada independiente de señal de corriente).
33
Este valor puede ser con una tolerancia de ± 2 % del
ajuste del TAP (valor de arranque).
Realizar las pruebas de pick-up y anotar los resultados obtenidos en el formato
(PCM-51-01) anexo.
a) Verificación de las Curvas Tiempo-Corriente:
Aplicar corriente al relevador de 1.5, 2, 3, 5 y 7 veces el valor del tap.
Con estos múltiplos de tap, obtener los valores teóricos de tiempo de acuerdo a la
palanca y curva a probar indicados en el instructivo de los fabricantes del
relevador.
Realizar las pruebas tiempo-corriente, anotar los resultados obtenidos en el
formato (PCM-51-01) anexo.
Los tiempos de operación deben estar dentro de una tolerancia de ± 5 %.
Ejemplo de la prueba tiempo-corriente:
Tap = 5 A
Múltiplo de tap a verificar = 2
por lo tanto, la corriente de prueba = 5 x 2 = 10 A
Verificación de Relevador de Sobrecorriente Instantáneo (50)
Para la verificación de este ajuste, se debe aplicar una corriente al relevador en
sus terminales correspondientes, misma que será de acuerdo a su ajuste; esta
prueba debe realizarse para cada una de las unidades instantáneas de fase y
neutro en caso de ser un relevador trifásico. Para corrientes altas, no es
recomendable mantenerla por periodos largos.
34
Adicionalmente se debe verificar el tiempo de operación. Anotar los resultados
obtenidos en el formato anexo (PCM-51-01).
Verificación de autodiagnóstico y elementos de supervisión:
a) Verificar la función de autodiagnóstico, la cual debe ser capaz de detectar el correcto funcionamiento de todos sus circuitos electrónicos indicado por contactos de salida y/o leds, y pueden ser de la forma siguiente:
Revisión de contactos de alarma de falla interna del relevador, misma que en condiciones normales debe estar abierto.
Revisión de “leds” de falla “Fail” Revisión de mensajes en el Display
b) Verificar la indicación visual en la parte frontal para: disparo fase A, disparo fase B, disparo fase C, disparo por unidad residual, disparo por unidad instantánea. Verificar la reposición manual de estas indicaciones.
c) Verificar la operación de los contactos para las alarmas locales y remotas.
d) Verificar la operación de los indicadores que muestren los arranques de la protección, el estado de entradas digitales, de salidas auxiliares y salidas de disparo.
e) El elemento de disparo generalmente se conecta a través de un relevador electromecánico de alta velocidad. Verificar que el relevador se encuentre en buenas condiciones de operación. En algunos esquemas de control, el contacto de salida de disparo activa directamente a la bobina de disparo del interruptor, mida la impedancia de este contacto la cual debe ser cercano a valores de cero ohms.
f) Para los relevadores que incluyan la función de medición, se verifica los parámetros medidos en base a lo especificado por el fabricante.
g) Verificar que el módulo de comunicación opere para la recuperación local o remota de datos y programación del relevador.
35
Registro oscilográfico de fallas
Si el relevador cuenta con funciones de registro de oscilografía, verificar la
magnitud de corrientes, tensiones y tiempo de operación del relevador, de acuerdo
a los valores de prueba que se aplicaron al relevador.
Registros de eventos
Si el relevador cuenta con funciones de registros de eventos, verificar que la
secuencia de eventos, sea congruente con las simulaciones realizadas en las
pruebas funcionales.
Verificación del Localizador de Fallas
Los relevadores que cuenten con localizador de fallas, se deberá verificar su
operación, para lo cual se realizará una simulación de falla a través de algún
programa de corto circuito con los parámetros de la línea o circuito de distribución,
generando una falla en un punto específico, donde muestre los niveles de
corrientes y tensiones que serán aplicados mediante el equipo de prueba,
verificando con ello el buen funcionamiento del localizador de fallas.
Verificación del Software para comunicación, explotación y programación
Verificar que se pueda establecer una correcta comunicación entre el esquema de
protección y una computadora, para realizar las siguientes operaciones:
36
programación de ajustes, obtención de registros, obtención de eventos,
operaciones de disparo y mediciones, etc. El relevador no debe bloquearse
cuando se está en comunicación con él.
inyección de corriente a esquema
a) Verificación de ajustes finales y cableado en general:
Realizar inyección de corriente en el lado primario de los TC´s con valor inferior al
pick-up de la protección, tomar la medición en el lado secundario y comprobar que
la relación de transformación es la correcta. En el caso de tener relevador
microprocesado, verificar la medición en su display y/o a través del software.
Realizar esta prueba para cada una de las fases.
b) Verificación del circuito de disparo y recierre:
Aumentar la inyección de corriente primaria con un valor superior al pick-up y
mantener la corriente hasta su disparo; en caso que se desee probar el recierre,
mantener la inyección de corriente para poder verificar su secuencia completa.
Esta prueba se debe realizar en conjunto con el interruptor de potencia cerrado y
las cuchillas asociadas abiertas.
2.4.5 Evaluación de la confiabilidad y diagnóstico del estado del relevador.
a) Dependiendo de los resultados de las pruebas de todas las funciones que intervienen en la lógica de operación del relevador, se deberá evaluar la confiabilidad del mismo, así como también se deberá diagnosticar su estado (conforme o no conforme) en el formato de prueba y anotar sólo si se considera necesario, comentarios generales de: ajustes, resultados de pruebas, consideraciones, anomalías y diagnóstico de la confiabilidad del relevador .
37
b) Entregar los formatos de pruebas (PCM-51-01) y lista de verificación al jefe de oficina de protecciones para su revisión.
c) Si el relevador bajo prueba se encuentra dañado o fuera de los rangos de
tolerancias de operación establecidos dentro de este procedimiento, se procederá a llenar formato de “Reporte de Falla de Relevadores de Protección” y se enviará a las instancias correspondientes para realizar el análisis de falla y tomar las acciones preventivas y/o correctivas correspondientes.
2.5 Alimentadores (interruptores)
Un interruptor de potencia debe ser sometido a pruebas de diferente naturaleza,
con el objeto de verificar el correcto estado de sus componentes. Así entonces, es
necesario probar sus aislamientos, su mecanismo de operación, sus cámaras
interruptivas, sus contactos y algunos accesorios como las resistencias de pre-
inserción en los interruptores de GVA y los capacitores en los del tipo multi-
cámara de PVA.
Antes de describir las pruebas correspondientes a los aislamientos, y con el objeto
de poder tener una mejor comprensión sobre las capacitancias y resistencias que
influyen o intervienen en las diferentes pruebas mencionadas en este capítulo; se
muestran a continuación dos diagramas con circuitos dieléctricos simplificados. El
primero de ellos, corresponde al circuito establecido entre una boquilla energizada
y tierra, con el interruptor en posición de ABIERTO, tal como se muestra en la
figura 2.5.
En el segundo, puede identificarse el circuito equivalente entre las distintas partes
Energizadas (boquillas, conductores internos, contactos) y tierra, cuando el
interruptor se encuentra en posición de CERRADO, como puede observarse en la
figura 2.5.1.
38
fig.
2.5
diagrama simplificado del circuito dieléctrico entre una boquilla
energizada y tierra, con el interruptor abierto
BOQUILLA ENERGIZADA
CB = AISLAMIENTO DE BOQUILLAS
CI = AISLADORES DEL BUS EXTERNO (DEBE DESCONECTARSE)
C0 = ACEITE ENTRE LA BOQUILLA CONDUCTORA Y TIERRA
RCG = MONTAJE DE LA GUIA CRUZADA (COMO OPUESTA A “V” O CAJA
GUIA-VER RG)
RCA = MONTAJE DE CONTACTOS
RCR = GRADIENTE DE LA RESISTENCIA DEL MONTAJE DE CONTACTOS O
RESISTENCIA DE LA
PINTURA
COC = ACEITE ENTRE EL MONTAJE DE CONTACTOS Y TIERRA
COG = ACEITE ENTRE LA BOQUILLA CONDUCTORA Y LA GUIA DE LA
BARRA DE ELEVACION
(EXCEPTO PARA GUIA DE CRUZADAS, RCG)
RG = GUIA DE LA BARRA DE ELEVACION (EXCEPTO PARA GUIAS
CRUZADAS, RCG)
39
CG = CAPACITANCIA DISTRIBUIDA ENTRE LA GUIA DE A BARRA DE
ELEVACION Y TIERRA
COL = ACEITE ENTRE LA BOQUILLA CONDUCTORA Y LA BARRA DE
ELEVACION
RL = BARRA DE ELEVACION
CL = CAPACITANCIA DISTRIBUIDA ENTRE LA BARRA DE ELEVACION Y
TIERRA
COT = ACEITE ENTRE LA BOQUILLA CONDUCTORA Y LA CUBIERTA DEL
TANQUE
RT = CUBIERTA (O FORRO) DEL TANQUE.
fig.2.5.2 diagrama simplificado del circuito dieléctrico entre las boquillas
energizadas, los conductores internos, contactos y tierra con el interruptor cerrado
CONDUCTORES ENERGIZADOS
C´B = LAS DOS BOQUILLAS
C´1 = AISLAMIENTO DEL BUS EXTERNO (DEBE DESCONECTARSE)
C´0 = ACEITE ENTRE CONDUCTORES ENERGIZADOS Y TIERRA
R´CA = MONTAJES DE LOS CONTACTOS CONECTADOS A LAS DOS
BOQUILLAS
C´OC = ACEITE ENTRE LOS DOS MONTAJES DE CONTACTOS Y TIERRA
C´OG = ACEITE ENTRE CONDUCTORES ENERGIZADOS Y LA GUIA DE LA
BARRA DE ELEVACIÓN
R´G = GUIA DE LA BARRA DE ELEVACIÓN
40
C´G = CAPACITANCIA DISTRIBUIDA ENTRE LA GUÍA DE A BARRA DE
ELEVACIÓN Y TIERRA
R´L = BARRA DE ELEVACIÓN
C´OT = ACEITE ENTRE CONDUCTORES ENERGIZADOS Y LA CUBIERTA (O
FORRO) DEL TANQUE
R´T = CUBIERTA (O FORRO) DEL TANQUE
C´A = AISLADORES SOPORTE DE LOS CONTACTOS AUXILIARES
2.5.1 Resistencia de aislamiento.
Las pruebas de resistencia de aislamiento en interruptores de potencia son
importantes, para conocer las condiciones de sus aislamientos. En los
interruptores de gran volumen de aceite se tienen elementos aislantes de
materiales higroscópicos, como son el aceite, la barra de operación y algunos
otros que intervienen en el soporte de las cámaras de arqueo; también la
carbonización del aceite causada por las operaciones del interruptor y la extinción
del arco eléctrico.
Estos ocasionan contaminación de estos elementos, y por consiguiente una
reducción en la resistencia del aislamiento. La prueba de resistencia de
aislamiento se aplica a otros tipos de interruptores, como los de pequeño volumen
de aceite, de vacío y SF6 en los que normalmente se usa porcelana como
aislamiento.
2.5.2 Recomendaciones para realizar la prueba.
a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones
generalespara realizar pruebas.
b) Limpiar perfectamente la porcelana de las boquillas, quitando polvo, humedad o
agentes contaminantes.
c) Conecte al tanque o estructura la terminal de tierra del medidor.
d) Efectuar la prueba cuando la humedad relativa sea menor de 75%.
e) Evitar que los rayos solares incidan directamente en la carátula del equipo de
prueba a fin de evitar afectación de lecturas y daños al equipo de prueba.
41
2.5.3 Conexiones para realizar la prueba.
fig. 2.5.3 interruptores de gran volumen de aceite prueba de resistencia de aislamiento utilizar formato de prueba se-04-01
42
fig.2.5.4 interruptores de bajo volumen de aceite, sf6 y circuit switcher prueba de resistencia de aislamiento utilizar formato de prueba se-04-02
43
fig. 2.5.5 interruptores de vacío prueba de resistencia de aislamiento utilizar
formato de prueba se-04-03
44
2.5.4 Interpretación de resultados para la evaluación del aislamiento.
Las lecturas de resistencia de aislamiento en interruptores, por lo general son altas
sin tener, absorción ni polarización, por estar constituido su aislamiento, en mayor
parte por porcelana; una lectura baja es indicación de deterioro del mismo.
a) En interruptores de gran volumen de aceite los valores mínimos de aislamiento
deben ser de 10,000 MΩ a temperatura ambiente.
Si este es inferior, efectuar pruebas dieléctricas al aceite aislante. Si los valores de
prueba del aceite aislante resultan inferiores a los recomendados, se deberá
reacondicionar o reemplazar el mismo. Si persisten los valores bajos de
resistencia de aislamiento, efectuar una inspección interna al interruptor para
investigar, efectuando pruebas individuales a cada uno de los componentes con el
fin de determinar el causante del bajo valor de resistencia del aislamiento.
Las causas pueden ser contaminación de los aislamientos internos como la barra
elevadora, el cartón aislante y cámaras de interrupción o altas perdidas
dieléctricas en las boquillas, que pueden ser determinadas con las pruebas de
factor de potencia.
a) En Interruptores en bajo volumen de aceite, un bajo valor de aislamiento, puede
ser originado por contaminación del aceite aislante, altas pérdidas dieléctricas en
los aislamientos soportes o aislamiento de las cámaras de interrupción.
b) En los interruptores en vacío y SF6, el aislamiento está formado por las
boquillas y aislamientos soportes, los bajos valores de aislamiento se deben a
deterioro de alguno de ellos. Los resultados de estas pruebas a equipos con
medio de extinción en SF6 no determinan el estado del gas, para conocer la
condición de este es necesario realizar las pruebas indicadas.
Para interruptores monopolares, como es el caso de los puntos b) y c) incluyendo
los Circuit Switchers, los valores de resistencia de aislamiento deben ser
superiores a los 100,000 MΩ si los componentes aislantes están en buenas
condiciones; para casos de valores bajos de aislamiento, se requieren pruebas de
factor de potencia para complementar el análisis de las condiciones del
aislamiento.
45
2.5.4.1 Factor de potencia del aislamiento.
Al efectuar las pruebas de Factor de Potencia, intervienen las boquillas, y los otros
Materiales que forman parte del aislamiento (aceite aislante, gas SF6, vacío, etc.).
Al efectuar la prueba de Factor de Potencia el método consiste en aplicar el
potencial de prueba a cada una de las terminales del interruptor.
Las pérdidas dieléctricas de los aislamientos no son las mismas estando el
interruptor abierto que cerrado, porque intervienen diferentes aislamientos.
Con el interruptor cerrado intervienen dependiendo del tipo de interruptor, las
pérdidas en boquillas y de otros aislamientos auxiliares. Con el interruptor abierto
intervienen también dependiendo del tipo de interruptor, las pérdidas en boquillas
y del aceite aislante.
Interpretación de resultados para la evaluación del aislamiento.
Para la interpretación de resultados de factor de potencia en los interruptores de
gran volumen de aceite, se recomienda analizar y comparar las pérdidas
dieléctricas que resulten de las pruebas con interruptor en posición de abierto y
cerrado. La diferencia de las pérdidas obtenidas en la prueba con el interruptor
cerrado menos la suma de las pérdidas de la misma fase con interruptor abierto,
se utilizan para analizar las condiciones del aislamiento (se le denomina índices de
pérdidas del tanque).
I.P.T. = (pérdidas con interruptor cerrado)-(suma de pérdidas con interruptor
abierto).
I.P.T. = Índice de Pérdidas de Tanque.
guia para el análisis del valor obtenido en el índice de pérdidas del
tanque:
Condición normal
-10 mw a + 7.5 mw 2500 volts
-0.10 w a + 0.05 w 10000 volts
46
Condición anormal no peligrosa
entre -10 mw y -15 mw 2500 volts
entre -0.10 w y -0.20 w 10000 volts
Se recomienda realizar pruebas con mayor frecuencia al conjunto de la barra guía
de elevación, contactos y parte superior de la barra de elevación.
Condición anormal peligrosa
mayor a -15 mw 2500 volts
mayor a -0.20 w 10000 volts
Se recomienda investigar el conjunto de la barra guía de elevación, contactos y
parte superior de la barra de elevación.
Condición anormal no peligrosa
entre +7.5 mw y +15 mw 2500 volts
entre +0.05 W y +0.10 W 10000 Volts
Se recomienda realizar pruebas con mayor frecuencia a la barra de elevación, al
aceite, al aislamiento del tanque y al brazo aislado de soporte de contactos.
47
3. desarrollo
El relevador (72010) que protege el lado de alta tensión del transformador se
coordina con el relevador (42010) que protege el lado de baja tensión y este a su
vez se coordina con los relevadores que protegen los interruptores de circuito
(4010, 4020,..etc.), estos deben cumplir con los tiempos de coordinación que
indica que debe existir un margen mínimo en tiempo de coordinación de 0.3 a 0.4
segundos entre las curvas características de Tiempo-Corriente.
ESQUEMA DE PROTECCIÓN 51F/51NT EN ALTA TENSIÓN MAA-72010
CALCULO DE AJUSTES DEL RELEVADOR DE FASE 51F
Para calcular la protección de fase se requiere conocer el valor de la corriente
nominal del transformador en 115 KV.
Capacidad del transformador T1 = 18/24 / 30 MVA.
Relación = 115 / 13.8 KV = 8.51
Conexión. Delta - Estrella Aterrizada
La In del transformador se calcula en base a la capacidad MAA:
.36.901153
)1000)(18(Amp
XIn
KVX
xMVAIn
3
)1000(
48
Los relevadores de fase deberán ajustarse a un TAP que permita llevar el 200%
de la corriente nominal.
(200%)(In) = 2 x 90.36 Amp. = 180.72 Amp.
-Selección de la RTC
Para la selección de la RTC se deben cumplir las siguientes condiciones:
1.- Se requiere que a corriente máxima de falla la corriente secundaria no sea
mayor a 20 veces la corriente nominal (100 Amperes.)
2.- A corriente máxima de carga, la corriente secundaria no sea mayor de 5
Amperes.
Probamos la primera condición
100max3
queMenorRTC
Icc
5/1001/10036.90
9117RTC
Seleccionamos la RTC = 160/5 = 40/1
Probamos la segunda condición
Isec máx. = I máx. Carga / RTC
.1295.1160
72.180maxsec AmpI
Como el valor de la corriente calculada no es mayor que 5 Amp. y cumple con las
condiciones 1 y 2 la RTC seleccionada es de 200/5
49
-Selección del TAP.
TAP = corriente de arranque (pick up)
TAP = Icarga max / RTC = .1295.1160
72.180Amp
Si se selecciona este valor de TAP la protección en el lado de alta tensión del
transformador estará muy limitada debido a que al obtener los MVA con los que
opera el relevador con este valor se encuentra que son:
KVRTCTAPMVA 1153
99.3511531601295.1 KVMVA
Por lo tanto se escoge un valor mayor ya que se prevé que el transformador
MAA-T1 soporte por lo menos la mitad de la carga del otro transformador en un
caso de emergencia o por mantenimiento.
Se escoge entonces un TAP de 1.13 debido a que cumple con la consideración
anterior
KVRTCTAPMVA 1153
36115316013.1 KVMVA
Se utiliza un relevador marca ABB tipo DPU2000R (instalado en la subestación)
.Se propone el uso de una curva inversa
50
-Selección de la palanca.
Para la selección de la palanca se utiliza el múltiplo de TAP (MT) como se va a
coordinar en el lado de 13.8 KV se refieren los valores a este lado
MT = )(
3 8.13
RTTRTCTAP
máxIcc KV
MT = 34.5)97.716013.1(
7700
La siguiente formula se obtiene del manual del relevador marca ABB tipo
DPU2000R
9
514nB
CM
ATIMETRIP
P
Donde M es el múltiplo de TAP, “n” es la palanca y TRIP TIME es el tiempo de
operación.
Las constantes para la curva inversa son las siguientes:
A = 0.0086
B = 0.0185
C = 1
P = 0.02
M = 4.48
n = ¿?
51
Para un tiempo de operación del relevador de 1.1 segundos se obtiene una
palanca “n”de:
9
5140185.0
148.4
0086.01.1
02.0
n
9
5140185.0
10304.1
0086.01.1
n
9
5140185.0
0304.0
0086.01.1
n
9
5045.12126.4
9
5143009.01.1
nn
2126.4
5045.19.9 n
2126.4
4048.11n
7.2n
El relevador operara para falla máxima en 1.106 seg.
52
RELEVADOR DPU-2000R: MAA 72010 PROTECCIÓN
51F
TAP: 1.3 PAL: 4.5 RTC: 160 CURVA: ANSI VI
M.T. I (Amp) Tiempo (seg)
1.1 1402.89855 16.63478009
2 2550.72464 2.332392888
3 3826.08696 1.49087375
4.48 5713.62319 1.106196005
6 7652.17391 0.934374926
8 10202.8986 0.812356931
10 12753.6232 0.738711795
15 19130.4348 0.635961691
20 25507.2464 0.579930856
Estos valores de corriente en amperes y tiempo en segundos se graficaran en
conjunto con las demás curvas de los dispositivos de protección en una hoja de
coordinación
53
CALCULO DEL AJUSTE DEL RELEVADOR DE FASE
A TIERRA 51NT
Para este caso la protección es 51 NT MAA- T1
Se utiliza una RTC: 1200/5, esto con el fin de proteger al T.C. en caso de falla
-Selección del TAP
Por experiencia del personal del Departamento de Protecciones se puede decir
que el TAP del relevador de neutro puede ser entre el 10 y el 70% del valor del
TAP del revelador de fase.
Para este caso, considerando un desbalance de carga alto, se considera un 30%
de la I pickup del revelador de fase.
I pick up fase = 4 x 40 = 160
I pick up neutro = 160 x 0.3 = 48
Es necesario considerar que la protección 51F-72010 esta en el lado de 115 KV y
que la protección 51NT esta conectada en el lado de 13.8 KV en el neutro de la
estrella del transformador, por lo que habrá que referir esta corriente al lado de
13.8 KV.
Relación = 115/13.8 = 8.51
Entonces esta corriente referida al Bus de 13.8 KV es de:
48 x 8.51 = 408.48 Amp.
220
48.408
RTC
ajusteITAP
85.1TAP
54
-Selección de la palanca.
La palanca se determina calculando el M.T. para el valor de falla máxima en el
bus de 13.8 KV, con un tiempo de despeje de la falla no mayor a un segundo.
RTCxTAP
FmaxIccMT
22085.1
71.6124
MT
MT = 15.9497
Se propone el uso de una curva Muy Inversa del manual del relevador marca ABB
tipo DPU2000R se obtiene la siguiente formula:
9
514nB
CM
ATIMETRIP
P
Donde M es el múltiplo de TAP, “n” es la palanca y TRIP TIME es el tiempo de
operación
Las constantes para la curva Muy Inversa son las siguientes:
A = 2.855
B = 0.0712
C = 1
P = 2.0
M = 15.94
n = ¿?
55
Para un tiempo de operación del relevador de 1 segundo se obtiene una palanca
“n” de:
9
5140712.0
194.15
855.21.1
2
n
9
5140712.0
1395.254
855.21.1
n
9
5140712.0
395.253
855.21.1
n
9
412334.015453.1
9
514082466.01.1
nn
15453.1
412334.9.9 n
15453.1
312404.10n
93.8n
Obteniendo como resultado para un Múltiplo de TAP de 15.94 y para que opere en
un tiempo de 1.1 seg. una palanca aproximada de 8.93, el relevador opera para
falla máxima en 1.09992 segundos.
56
RELEVADOR DPU-2000R: MAA 72010 PROTECCIÓN 51NT
TAP: 2.4 PAL: 9 RTC: 240 CURVA: ANSI VI
M.T. I (Ampere) Tiempo (segegundos)
1.1 422.4 182.2495445
2 768 13.64049526
3 1152 5.708617944
4 1536 3.487692296
6 2304 2.037291873
8 3072 1.553825065
10 3840 1.334067425
15.94 6120.96 1.099928056
20 7680 1.044912636
ESQUEMA DE PROTECCIÓN 51F/N EN BAJA TENSIÓN MAA-42010
CALCULO DE AJUSTES DEL RELEVADOR DE FASE 51F
Para calcular la protección de fase se requiere conocer el valor de la corriente
nominal del transformador en 13.8 KV.
Capacidad del transformador T1 = 18 /24 / 30 MVA.
Relación = 115 / 13.8 KV =8.51
57
La In del transformador se calcula en base a la capacidad MAA:
.06.7538.133
)1000)(18(Amp
XIn
Los relevadores de fase deberán ajustarse a un TAP que permita llevar el 200%
de la corriente nominal.
(200%)(In) = 2 x 753.06 Amp. = 1506. Amp.
-Selección de la RTC
Para la selección de la RTC se deben cumplir las siguientes condiciones:
1.- Se requiere que a corriente máxima de falla la corriente secundaria no sea
mayor a 20 veces la corriente nominal (100 Amperes.)
2.- Se requiere que a corriente máxima de carga, la corriente secundaria no sea
mayor de 5 Amperes.
Probamos la primera condición
100max3
queMenorRTC
Icc
5/3851/77100
7700RTC
Seleccionamos la RTC = 400/5 = 80/1
KVX
xMVAIn
3
)1000(
58
Probamos la segunda condición
Isec máx. = I máx. Carga / RTC
. 82 . 18
80
. 1506 max sec Amp I
Como el valor de la corriente calculada es mayor que 5 Amp. seleccionamos el
valor de RTC con el cual la Isec max no sea mayor a 5 Amp.
.77.3400
1506maxsec AmpI
Por lo tanto la RTC seleccionada es de 2000/5 ó 400/1
-Selección del TAP.
TAP = corriente de arranque o pick up
TAP = Icarga max / RTC = .77.3400
1506Amp
Si se selecciona este valor de TAP la protección en el lado de baja tensión del
transformador estará muy limitada debido a que al obtener los MVA con los que
opera el relevador con este valor se encuentra que son:
KVRTCTAPMVA 8.133
04.368.13340077.3 KVMVA
Por lo tanto se escoge un valor mayor ya que se prevé que el transformador
MAA-T1 soporte por lo menos la mitad de la carga del otro transformador en un
caso
59
de emergencia o por mantenimiento de otra manera el relevador operaria
constantemente.
Se escoge entonces un TAP de 4 debido a que cumple con la consideración
anterior
KVRTCTAPMVA 8.133
24.388.1334004 KVMVA
Se utilizará un relevador marca SEL tipo 351 .Se propone el uso de una curva
moderadamente inversa
-Selección de la palanca.
Para la selección de la palanca se utiliza el múltiplo de TAP (MT)
MT = )(
3máx 8.13
RTCTAP
Icc KV
MT = 10.5)40077.3(
7700
La siguiente formula se obtiene del manual del relevador marca SEL tipo 351
1
0104.00226.0
02.0MTDTIMETRIP
60
Donde M es el múltiplo de TAP, TD es la palanca y TRIP TIME es el tiempo de
operación
Para un tiempo de operación del relevador de .6 segundo se obtiene una palanca
de:
110.5
0104.00226.07.0
02.0TD
0331215.0
0104.00226.07.0 TD
313995441.0226.07.0 TD
3365954441.0
7.0TD
2TD .94
Obteniendo como resultado para un Múltiplo de TAP de 4.76 y para que opere en
un tiempo de 0.7 seg una palanca aproximada de 2, el relevador opera para falla
máxima en 0.701 seg. Con este valor se tiene el rango de coordinación entre
relevador-relevador de fase, en este caso DPU 2000R y SEL 351. Este rango de
coordinación es de 0.3 a 0.4
Para este caso se tiene un rango de coordinación de:
1.106 - 0.70141 = 0.4045 seg.
61
RELEVADOR SEL-351: MAA 42010 PROTECCIÓN 51F
TAP: 3.77 PAL: 2.94 RTC: 400 CURVA: ANSI VI
M.T. I (Amp) Tiempo (seg)
1.1 1320 10.94654434
2 2400 1.535226872
3 3600 0.981486881
4.76 5712 0.70141493
6 7200 0.615297165
8 9600 0.535006366
10 12000 0.486546081
15 18000 0.418934022
20 24000 0.382064375
CALCULO DEL AJUSTE DEL RELEVADOR DE FASE A TIERRA 51N
Para ese caso la protección es 51 N MAA-T1
Se utiliza la misma RTC que se obtuvo para la protección 51 42010 es decir una
RTC: 12000/5
62
-Selección del TAP
Por experiencia del personal del departamento de protecciones se puede decir
que el TAP del relevador de neutro puede ser entre el 10 y el 70% del valor del
TAP del revelador de fase.
Para este caso, considerando un desbalance de carga alto, se considera un 30%
de la I pickup del revelador de fase.
I pick up fase = 5 x 400 = 2000
I pick up neutro = 2000 x 0.3 = 600
5.1TAP
-Selección de la palanca.
La palanca se determina calculando el M.T. para el valor de falla máxima en el bus
de 13.8 KV, con un tiempo de despeje de la falla de .6 segundos.
RTCxTAP
FmaxIccMT
4005.1
71.6124
MT
400
600 max
RTC I
TAP
63
MT = 17.01
Se propone el uso de una curva Muy Inversa del manual del relevador SEL 351
se obtiene la siguiente formula:
1
88.30963.0
2MTDTIMETRIP
Donde M es el múltiplo de TAP, TD es la palanca y TRIP TIME es el tiempo de
operación
Para un tiempo de operación del relevador de .6 segundo se obtiene una palanca
de:
101.17
88.30963.07.0
2TD
44.288
88.30963.07.0 TD
013451.0.0963.07.0 TD
10975.0
7.0TD
38.6TD
Obteniendo como resultado para un Múltiplo de TAP de 17.01 y para que opere en
un tiempo de 0.7 seg una palanca aproximada de 6.38, el relevador opera para
falla máxima en 0.70024 seg. Con este valor se tiene el rango de coordinación
entre relevador-relevador de neutro, en este caso DPU 2000R y SEL 351. Este
rango de coordinación es de 0.3 a 0.4
Para este caso se tiene un rango de coordinación de:
64
1.0999 -.70024 = 0.39966 seg.
RELEVADOR SEL-351: MAA 42010 PROTECCIÓN 51N
TAP : 1.13 PAL : 6.36 RTC : 400 CURVA : ANSIVI
M.T. I (Amp) Tiempo (seg)
1.1 396 118.4924892
2 720 8.865860667
3 1080 3.708694
4 1440 2.264687333
6 2160 1.321662571
8 2880 1.007320984
12 4320 0.787501692
17.01 6123.6 0.700245396
25 9000 0.654064513
65
4. Resultados y conclusiones
Cálculos de los ajustes
LT73990
Equipo Impedancia secuencia (+)
Impedancia secuencia (-)
Distancia de la linea
MAA-SAB
R1 X1 R0 X0
0.016665
0.060308
0.049825
0.190903
16.587
74.553
PRIMARIO SECUNDARIO PRIMARIO SECUNDARIO
TC: 800 5 TP: 115000 115
RTC: 160 RTP : 100
ajustes kv mva z i
115 100 132.25 502.23
66
En ohms primarios
Ajustes de fase para curvas
ZONA 1
ZONA 2
impedancia secuencia (+)
impedancia secuencia (0)
impedancia secuencia (+)
impedancia secuencia (0)
EQUIPO R1 X1 R0 X0 MAGNITUD ANGULO MAGNITUD ANGULO
MAA-SAB
2.203903206 7.975768683 6.589337286 25.24694308 8.274664671 74.5532005 26.0926714 75.37237309
MAA-SAB 80 %
impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (0) impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (0)
R1 X1 R0 X0 MAGNITUD ANGULO MAGNITUD ANGULO
1.763122565 6.380614946 5.27147 20.19755 6.61973 74.553 20.87414 75.372
0.28210 1.02090 0.84344 3.23161 1.05916 74.553 3.33986 75.372
0.01333 0.04825 0.03986 0.15272 0.05005 74.553 0.15784 75.372
MAA-SAB 100 %
impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (-) impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (-)
67
ZONA 3
ZONA 4
Ajustes de neutro para curva cuadrilateral
R1 X1 R0 X0 MAGNITUD ANGULO MAGNITUD ANGULO
2.33113 8.74229 7.13341 27.57110 9.04775 75.069 28.47896 75.494
0.37298 1.39877 1.14135 4.41138 1.44764 75.069 4.55663 75.494
0.01763 0.06610 0.05394 0.20848 0.06841 75.069 0.21534 75.494
MAA-SAB 100 %
impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (-) impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (-)
R1 X1 R0 X0 MAGNITUD ANGULO MAGNITUD ANGULO
2.20390 7.97577 6.58934 25.24694 8.27466 74.553 26.09267 75.372
0.35262 1.27612 1.05429 4.03951 1.32395 74.553 4.17483 75.372
0.01666 0.06031 0.04982 0.19090 0.06257 74.553 0.19730 75.372
MAA-SAB 100 %
impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (-) impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (-)
R1 X1 R0 X0 MAGNITUD ANGULO MAGNITUD ANGULO
5.30173 31.99025 27.96305 91.05349 32.42660 80.590 95.25056 72.928
0.84828 5.11844 4.47409 14.56856 5.18826 80.590 15.24009 72.928
0.04009 0.24189 0.21144 0.68850 0.24519 80.590 0.72023 72.928
REESTRICCION
RESISTENCIA ZONA 1 40 REACTANCIA ZONA 1 6.3806 6.2690 FALSO
RESISTENCIA ZONA 2 60 REACTANCIA ZONA 2 8.7423 6.8632 FALSO
RESISTENCIA ZONA 3 35 REACTANCIA ZONA 3 7.9758 4.3883 VERDADERO
RESISTENCIA ZONA 4 100 REACTANCIA ZONA 4 31.9903 3.1260 VERDADERO
polar rectangular
magnitud angulo real imaginario
k0 0.71782 1.200 0.71767 0.01503 p.u.
68
Resumen de los ajustes de las zonas
Resumen
zona 1
Resumen de
zona 2
Resumen
zona 3
Resumen
zona 4
impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (+)
R1 X1 MAGNITUD ANGULO
40 6.3806 40.5057 9.06 PRIMARIOS
6.4 1.0209 6.4809 9.06 SECUNDARIOS
0.30246 0.04825 0.30628 9.06 P.U.
impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (+)
R1 X1 MAGNITUD ANGULO
60 8.7423 60.6336 8.290 PRIMARIOS
9.6 1.3988 9.7014 8.290 SECUNDARIOS
0.4537 0.0661 0.4585 8.290 P.U.
impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (+)
R1 X1 MAGNITUD ANGULO
35 7.9758 35.8973 12.837 PRIMARIOS
5.6 1.2761 5.7436 12.837 SECUNDARIOS
0.2647 0.0603 0.2714 12.837 P.U.
impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (+)
R1 X1 MAGNITUD ANGULO
100 31.9903 104.9923 17.740 PRIMARIOS
16 5.1184 16.7988 17.740 SECUNDARIOS
0.7561 0.2419 0.7939 17.740 P.U.
69
RESUMEN DE AJUSTES
FASES(OHMS SECUNDARIOS)
MAGNITUD ANGULO
Z1 1.059 74.553
Z2 1.448 75.069
Z3 1.324 74.553
Z4 5.188 80.590
TIERRA(OHMS SECUNDARIOS)
MAGNITUD
ANGULO
RESISTIVO
REACTIVO
zo/z1
zo/z1 ang
Z1 6.40 1.02 3.1533 -0.8192
Z2 9.60 1.40 3.1476 -0.4246
Z3 5.60 1.28 3.1533 -0.8192
Z4 16.00 5.12 2.9374 7.6620
COMPENSACION K0
MAG
ANG
K0
0.718
1.200
70
5. bibliografias Lewis Blackburn, “Protective Relaying Principles and Applications”, 2a edición, Ed. Marcel Dekker, New York, EEUU 1998. Horowitz Stanley H., Arun G. Pahdke, “Power System Relaying”, Research Studies Press LTD, England 1992, Y.G Paithankar, “Transmission Network Protection Theory and Practice”, Marcel Dekker, Inc. Anderson Paul M. “Power System Protection”, IEEE Press series on Power Engineering, 1999. Jeff Roberts and Armando Guzmán, “Directional Element Desing and Evaluation”, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Pullman, WA USA David Sebastián Baltazar, “Coordinación, Ajuste y Simulación de Protecciones de Distancia en Sistemas de Transmisión”, Tesis para obtener el grado de maestría enciencias, SEPI-ESIME-IPN, Septiembre 1993 García Antonio Leticia, “Modelado y Aplicación de Relevadores Digitales (Distancia ySobrecorriente) utilizando el Algoritmo de Mínimos Errores Cuadrados”, Tesis deMaestría, SEPI- ESIME- IPN, Ciudad de México Enero 2008. NOM-008-SCFI-2002: Sistema General de Unidades de Medida.
CFE G0000-81: Características Técnicas para Relevadores de Protección.
CFE NRF-041: Esquemas normalizados de Protecciones para Líneas de Transmisión.
CFE G0000-62: Esquemas normalizados de Protecciones para Transformadores de Potencia.
Manuales de operación del Relevador.
Manuales de operación de los equipos de prueba.
71
ANEXO A
Diagrama unifilar de matumatza LINEA DE 115KV
72
LINEA DE 13.8 KV
73
ANEXO A
Coordinaciones de fases de MAA
74
ANEXO B
Coordinaciones de neutro de MAA