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UNIVERSIDAD CATÓLICA DE
CUENCA
UNIDAD ACADÉMICA DE INGENIERÍA DE SISTEMAS,
ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
“ANÁLISIS DE LOS RECONECTADORES, EN LOS SISTEMAS DE
PROTECCIÓN EN REDES DE DISTRIBUCIÓN EN MEDIO
VOLTAJE.”
TRABAJO DE INVESTIGACIÓN PREVIA A LA OBTENCIÓN
DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO
Tnlgo. DANNY MARCELO GUZHÑAY LUCERO
Director: Ing. José Paladines
2013
DECLARACIÓN
Yo, Tnlgo. Danny Marcelo Guzhñay Lucero, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o
calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen
en este documento.
La Universidad Católica de Cuenca puede hacer uso de los derechos correspondientes a
este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y
la normatividad institucional vigente.
Tnlgo. Danny Marcelo Guzhñay Lucero
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Tnlgo. Danny Marcelo Guzhñay
Lucero, bajo mi supervisión.
Ing. José Paladines
DIRECTOR
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a la Unidad Académica de Ingeniería de Sistemas Eléctricas y Electrónica
por la oportunidad de poderme superar en mi vida profesional, también a todos los
catedráticos que trabaja en la entidad que con dedicación y esfuerzo nos brindaron las
mejor enseñanzas y experiencias, para nuestro mejor aporte a la comunidad como
profesionales responsables, también un agradecimiento al Ing. José Paladines que con el
aporte de sus conocimientos puedo realizar la monografía final de mi carrera como
Ingeniero Eléctrico, gracias a todas la personas que me apoyaron con sus experiencias en
vida académica, a mis compañeros y la parte administrativa de mi querida Universidad
Católica de Cuenca.
DEDICATORIA
Dedico la monografía final de mi carrera como Ingeniero Eléctrico principalmente a mi
familia que son mi fuerza y mi orgullo de seguir adelante, mi esposa que con paciencia a
entendido el esfuerzo que uno realiza al estudiar y trabajar, un persona perfecta y una
mujer excepcional, mi amiga, compañera mi confidente, mis tres hijos que son una
bendición que Dios me dio.
Mis padres y mis hermanos que confiaron en mis conocimientos y me brindaron todo
su apoyo moral. También dedico a todas las personas que directa o indirectamente
estuvieron apoyándome incondicionalmente para obtener un logro académico.
ÍNDICE DE CONTENIDO
DECLARACIÓN ……………………………………………………………..………………...………….………………………………… i
CERTIFICACIÓN ……………………………………………………………..………………...………….…………….……..………… ii
AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………..………………...………….………….…………… iii
DEDICATORIA ……………………………………………………………..………………...………….………………………..……… iv
ÍNDICE DE CONTENIDOS ………………………………………………………….…………...………….………………………… v
LISTA DE FIGURAS ……………………………………………………………..………………...………….………………………… vi
LISTA DE TABLAS …………………………….………………………………………………………..…..………………...………… vii
LISTA DE ANEXOS ………………………………………………………………………….….……..…………………..…………… viii
RESUMEN …………………………….……………….……………………………………………………………………….…………… ix
ABSTRACT …………………………….……………….………………………………………………………………………....………… x
1 CAPÍTULO 1. ANÁLISIS DE LOS SISTEMA DE PROTECCIÓN…………………………………………….…...1
1.1 INTRODUCCIÓN…………………………………………………..…………………………………………………….……..1
1.2 ANTECEDENTES…………………………………………….…...……………………………………….………........…...2
1.3 SISTEMAS DE PROTECCIÓN…………………………………………..........………………….………..……..……...2
1.3.1 TIPOS DE SECCIONAMIENTO.……………………………………………….…………….………………....………...3
1.3.1.1 Seccionador de cuchilla giratoria…………………………………...……………....………………….…………4
1.3.1.2 Seccionador de cuchilla deslizante....…………………………………………………………………….………4
1.3.1.3 Seccionador de columna giratoria…..…………………………………………………………………….………4
1.3.1.4 Seccionador de pantógrafos…….…..……………………………………………………….…………….……….5
1.3.1.5 Seccionador cuchilla o barra unipolar tipo abierto………………………………………...…….....……5
1.3.1.6 Seccionador fusible unipolar tipo abierto………..……………………………………………..…..…………6
1.3.1.7 Seccionador cuchilla o barra unipolar tipo abierto con dispositivo rompe arco…………….6
1.3.1.8 Seccionador fusible unipolar tipo abierto con dispositivo rompe arco………………………..…7
1.3.2 TIPOS DE RELÉS…………………………….………………………………………………………………………..………7
1.3.2.1 Relés de sobrecorriente de tiempo inverso………………………………………….………………….……8
1.3.2.2 Relés de sobrecorriente de tiempo extremadamente inverso….…………………………..………9
1.3.2.3 Relés de sobrecorriente instantáneos……………………………….….…….……………………………….9
1.3.3 TIPOS DE FUSIBLES……………………………………………................................................…………..10
1.3.3.1 Fusibles de potencia……………………..…………………………………………….……….……………….…....10
1.3.3.2 Fusibles de distribución………………….…………………………………….……………………….…………...10
1.4 TIPOS DE FALLAS………….........………………………………………………………..…………………..……….12
1.4.2 CONSECUENCIAS DE LAS FALLAS...........……………………………………………………………..…………12
1.4.2.1 Fallas temporales......…………………………………………………………………………………..………………13
1.4.2.2 Descargas Atmosféricas………..…………………………………………………………………………………....13
1.4.2.3 Sobrecarga…………...…………………………………………………………………………………………………….14
1.4.2.4 Fallas permanentes…………...……………………………………………………………………………….………14
1.4.2.5 Cortocircuitos……………………………………………………………………………………………………………..14
1.4.3 TIEMPO DE ELIMINACIÓN DE FALLAS……………………………………………………………………….....14
1.4.4 DISPARO INDESEADO.....………………………………………………………………………………………………15
1.4.4.1 Operaciones Incorrectas……………………………………………………………………………………………...15
1.4.4.2 Confiabilidad, Fiabilidad y Seguridad…………………………………………………………………………...15
1.4.4.2.1 Respaldo remoto………..……………………………………………………………………………………………...15
1.4.4.2.2 Respaldo local……......…………………………………………………………………………………………………16
1.4.4.2.3 Respaldo local del interruptor……………......……………………………………………………………….…16
1.5 CARACTERÍSTICAS DE LAS PROTECCIÓN……………………………..............................................17
1.5.1 PROTECCIÓN PRIMARIA....…………………………………………………………………………………………..17
1.5.2 PROTECCIÓN SISTEMAS ELÉCTRICOS…………………………………………………………………………..18
1.5.3 PROTECCIÓN DE RESPALDO.…………………………………………………………………………………….…18
1.5.4 PROTECCIÓN DIRECCIONAL…………………………………………………………………………………………..18
1.5.5 DESEMPEÑO DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN.………………………………………………………………..19
1.5.6 DISTRIBUCION DE CONEXIÓN DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN..…....................................20
1.5.6.1 Interruptores Automáticos relés de sobrecorriente...………………………………………………...20
1.5.6.2 Reconectadores………………………………….. ..………………………….............................................20
1.5.6.3 Fusibles………………………………………….. ..………………………………………………………………………...21
1.5.6.4 Seccionadores………………………………………………………...………..............................................23
1.6 METODOS PROTECCIONES PARA SOBRECORRIENTES….....………......................................23
1.6.1 Método de escalonamiento de tiempo..……………………………..………………………………...…23
1.6.2 Método de escalonamiento de corriente……………………………….……..………………………….24
1.7 IMPLEMENTACIÓN EN EL SERVICIO ELÉCTRICO………………………………………………………….27
1.7.1 REDES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICO..…………………………………………………………………………27
1.7.2 TOPOLOGÍAS TÍPICAS DE LA REDES DE DISTRIBUCIÓN……………………………………….…..…...28
1.7.2.1 Redes radiales o redes en antena…………………………………………………..…………………………...29
1.7.2.2 Redes en anillo y mallas……………………………………………………………………………………………...29
1.7.3 ANÁLISIS DEL RECONECTADOR EN MEDIA TENSIÓN…………..….........................................30
2 CAPÍTULO 2. EL RECONECTADOR…………..……………………..…………………………………………….….31
2.1 HISTORIA DEL RECONECTADOR….…………………………….....………………………………………………...31
2.2 FUNCIONAMIENTO DEL RECONECTADOR……………………..………………………………………………32
2.3 CARACTERÍSTICAS DEL RECONECTADOR…………………..………………………………………………….34
2.3.1 SECUENCIAS DE OPERACIONES…………………………………………………………..………..……………..34
2.3.1.1 Respuesta rápida..…………………………………………………………………………………….…………...……35
2.3.1.2 Respuesta retardada.………………………………………………………………………………………………...…35
2.3.2 ACCESORIOS………………………………………………………………………………………………….…….……….35
2.3.2.1 Accesorios opcionales…………..……………………………………………………………………..………………35
2.3.2.2 Identificación….….….………………………………………………………………………….…………...……………35
2.3.2.3 Ensayos…...…..…………………………………………………………………………………..….………………………35
2.3.2.3.1 Ensayos tipos…………………………………………………………………………………………………….…………35
2.3.2.3.2 Pruebas de temperatura………………………………………………………………………………………………36
2.3.2.4 Indicador individual por polo………………………………………………........................................…36
2.3.2.5 Vista del actuador magnético…………….……………………………………………………………………...37
2.3.2.6 Accesorios de estructura…………………………………………………………………………………………....37
2.3.2.7 Estilo de estructura………….…………………………………..……………………………………………….……38
2.3.2.8 Gabinete de control………...………………………………………………………………………………………...38
2.3.2.9 Control PCD….……………………………………………………………………………………………………….……39
2.4 TIPOS DE RECONECTADORES……………………………………………………………………………………...40
2.5 CONDICIONES DE SERVICIO…………………………………………………………………………………….….41
2.5.1 CONDICIÓN NORMAL DE SERVICIO…….……………………………………………………………………...41
2.5.1.1 Condiciones de servicio en zonas agresivas………………………………………………………………...41
2.5.1.3 Condiciones de servicio den zonas de altura………………………………….………….………………...41
2.6 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS………………………………………………………………………………..……41
2.6.1 RECONECTADORES AEREOS…..…….………………………………..…………………………………………....41
2.6.2 CARACTERÍSTICAS ESPECÍFICAS………………………………………………………………………………….…42
2.6.2.1 Equipo completo………………………………………………………………………………………………………….42
2.6.2.2 Interruptor del Reconectador...…………………………………………………………………………..……….42
2.6.2.3 Control del Reconectador...………………………………………………………………………………………....42
2.7 CONTROL Y TELECONTROL…………………………………………………………………………………………...43
3 CAPÍTULO 3. PRUEBAS DEL RECONECTADOR…....…………………………………………………………...45
3.1 PRUEBAS DEL DISEÑO DEL RECONECTADOR….………………...…………………………………………….45
3.2 VENTAJAS DEL RECONECTADOR…………………………………………………………………………………..45
3.3 IMPACTO EN EL MEDIO AMBIENTE…………………………………………………………………………..…47
3.3.1 PRUEBAS AMBIENTALES……………………………………...……………………………………………………..47
3.3.1.1 Uso de materiales no contaminantes……………………….…….......………………………………….…47
3.3.1.2 Pruebas directas en zonas de alta contaminación……………………………………………………….48
3.3.1.3 Pruebas de neblina y salina…………………………………………………………………………………………..48
3.4 PRUEBAS DE RUTINA…………………………………………………………………………………………………….48
3.5 PRUEBAS DE RECEPCIÓN……………………………………………………………………………………………...48
3.6 INSPECCIÓN VISUAL…………………………………………………………………………………………………....49
CONCLUSIONES…………………….……………….………………………………………………………………………....………50
RECOMENDACIONES…………………….……….…………………………………………………………………………..…..…51
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.…….……….………………………………………………………………………….………52
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 Seccionador de cuchilla giratoria……………………………………….………………………………………….4
Figura 1.2 Seccionador de cuchilla deslizante…………………………………….………………………………………….4
Figura 1.3 Seccionador de columna giratoria …………………………………….………………………………………….5
Figura 1.4 Seccionador de pantógrafo……………………………………………….………………………………………….5
Figura 1.5 Seccionador cuchilla unipolar tipo abierto ..…………………….………………………………………….6
Figura 1.6 Seccionador fusible unipolar tipo abierto………………………….………………………………………….6
Figura 1.7 Seccionador de cuchilla unipolar tipo abierto rompe arcos.………………………………………….7
Figura 1.8 Seccionador fusible unipolar tipo abierto rompe arcos …….………………………………………….7
Figura 1.9 Características típicas de los relevadores de tiempo inverso……………………………….……….8
Figura 1.10 Protección de tiempo inverso escalonada aplicada a un sistema radial………………….….8
Figura 1.11 Diagrama de un circuito cerrado…………………………………….…………………………………………10
Figura 1.12 Disparo que actúan durante una interrupción selectiva…..……………………………………….16
Figura 1.13 Sistema general de protecciones….……………………………….………………………………………….17
Figura 1.14 Protección absoluta selectiva……………………………………………………………………..…………….18
Figura 1.15 Protección relativamente selectiva…………………………………….…………………………………….19
Figura 1.16 Características tiempo corriente de los relés de sobrecorriente ….………………………….20
Figura 1.17 Reconectador características de disparo…….……………….………………………………………….21
Figura 1.18 Características de tiempo corriente de un fusible……………………....………………………….22
Figura 1.19 Efecto de un fusible limitado de corriente…………..……….………………………………………….22
Figura 1.20 Rendimiento seccionalizador……………………………………….………………………………………….23
Figura 1.21 Principio de escalonamiento de tiempo para un sistema radial………………..…………….24
Figura 1.22 Escalonamiento de corriente para un sistema radial……………………………………………….24
Figura 1.23 Sistema radial para el ejemplo………………………….………….………………………………………….25
Figura 1.24 Características del relevador de sobrecorriente de tiempo diferido..……………………….26
Figura 1.25 Curvas características tiempo corriente del relevador.….………………………………………….27
Figura 1.26 Sistema de suministro eléctrico……………………………………..………………………………………….27
Figura 2.1 Contacto cerrado…………………….……………………………………….…………………………………………32
Figura 2.2 Resorte de disparo sueltos…………..………………………………….………………………………………….32
Figura 2.3 Contactos completamente abiertos…………………..…………….………………………………………….33
Figura 2.4 contactos completamente cerrados…………………...…………….………………………………………..33
Figura 2.5 Corte lateral del reconectador monofásico del dieléctrico sólido.……………………………….33
Figura 2.6 Secuencia de operación de un reconectador………..………….…………………………………………34
Figura 2.7 Indicador de polos…………………………….…………………………….………………………………………….36
Figura 2.8 Banderines de apertura y cierre……………………………………..…………………………………………..37
Figura 2.9 Vista del actuador magnético………………………………………….………………………………………….37
Figura 2.10 Accesorios de estructura.………………….………………………….………………………………………….38
Figura 2.11 Montaje en el poste…………………………………..………………….………………………………………….38
Figura 2.12 Gabinete de control……………………………………………………….………………………………………….38
Figura 2.13 Conexión de la PC al gabinete de control..…………………….………………………………………….39
Figura 2.14 Control PCD………………………….……………………………………….………………………………………….39
Figura 2.15 Diagrama unifilar de un sistema de distribución…………………………..………………………….41
Figura 3.1 Valores visualizados………………………………………………….…….………………………………………….46
Figura 3.2 Muestra de los valores durante la falla…………………………...………………………………………….46
Figura 3.3 Conexión al sistema de distribución y comunicación……...………………………………………….46
LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Capacidad continua de corriente del fusible de distribución ..…………………………….…… 11
Tabla 2. Número de desconexiones ….….………………………………………………………………………….…… 35
Tabla 3. Características de los reconectadores .……………………………………………………………….…… 42
LISTA DE ANEXOS
ANEXO A. Descripción de indicaciones y alarmas…..………………………………………………………….…… 53
ANEXO B. Normas …….………………………….………………….….…………………………………………………….…… 54
RESUMEN
En el presente documento de trabajo de investigación desarrollado a continuación esta
detallado sobre todo el análisis y la funcionalidad del reconectadores instalado en los
sistemas de distribución en media voltaje, como un breve resumen del trabajo de
investigación podemos resaltar los tipos, modelos, recomendaciones y una análisis de
protecciones en los sistemas de potencia, es un campo de investigación muy amplio y de
mucho interés ya que de allí se puede tomar muchas consideraciones sobre todo para la
instalación de estos equipos, ya que las empresas distribuidoras del servicio eléctrico están
sugiriendo la instalación en fábricas donde hay una gran cantidad de consumo eléctrico,
pero por el momento están instalado en los sistemas de distribución. . También se podría
decir sobre la supervisión y la regulación en el sector eléctrico por los entes competentes
del ministerio de electricidad y energía renovables (MEER).
En el mismo análisis el reconectador es un dispositivo que se compone de una parte
mecánica, electrónica, y de comunicación ya que el monitoreo de las redes de media
tensión es constante y permanente y una composición de alarmas y bloqueos y varios
parámetros de configuración para el óptimo funcionamiento del equipo para entregar un
servicio eléctrico confiable, seguro, permanente.
Por otra parte los reconectadores son dispositivos inteligentes para las empresas
distribuidoras, para tener un control del suministro de energía confiable y constante a los
grandes consumidores sabiendo que el negocio de las empresas distribuidoras es la venta
de la energía eléctrica, tomando esta consideración se han implementado en los medios
varios de estos dispositivos.
Palabras clave: Reconectadores, funcionamientos de los Reconectadores y protecciones.
ABSTRACT
In this research paper developed below is detailed throughout the analysis and reclosers
functionality systems installed in medium voltage distribution, a brief summary of the
research can highlight the types, models and recommendations protection analysis in
power systems is a very broad field of research and of great interest because there you can
take many considerations especially for installation of this equipment, since the electricity
distribution companies are suggesting the installation in factories where a large amount of
power consumption, but at the moment they are installed in distribution systems. Also
could be said about the supervision and regulation in the electricity sector by the competent
authorities of the ministry of electricity and renewable energy (MEER).
In the same analysis the recloser is a device that consists of a mechanical, electronics,
and communication as monitoring of medium voltage networks is constant, permanent and
composition of alarms and locks and various configuration parameters for the optimal
operation of the equipment to deliver reliable electric service, safe, permanent.
Moreover reclosers are smart device for the distribution companies to have control of
reliable energy supply to large consumers constantly knowing that the business of the
distributors in the sale of electric power, with this consideration are implemented in
between several of these devices.
Keywords: reclosers, performances reclosers and protections.
-1-
1 ANÁLISIS DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN
1.1 INTRODUCCIÓN.
La instalación de los reconectadores en los sistemas de distribución ha tomado mayor fuerza en los últimos
tiempos ya que la utilización de los reconectadores es eficiente para los sistemas de potencia y distribución, también
podemos considerar la utilización de los reconectadores con el crecimiento de las redes eléctricas y la calidad de
servicio eléctrico entregado a los grandes consumidores, así también como a los usuarios que se beneficias del
suministro eléctrico.
Tomando en cuenta que los daños ocasionados por la falta de servicio eléctrico o la suspensión de los
alimentadores son por fallas momentáneas o temporales provocadas por algún efecto en las líneas de medio voltaje
con respecto a tierra comúnmente llamadas cortocircuito, ese porcentaje de las fallas temporales oscilan entre el 80%
y 90%, que es un índice alto de las fallas temporales por suspensión de los alimentadores, dependiendo de los lugares
por donde están ubicadas las redes de energía eléctrica. Las fallas temporales son consideradas en unos pocos
segundos y ciclos pequeños.
Estas fallas temporales son provocadas por los siguientes aspectos:
Por vientos
Descargas atmosféricas
Por aves
Por vegetación o árboles que están cerca de las redes de eléctricas.
Generalmente estos aspectos son los que provocan la suspensión de los alimentadores y la falta de servicio
eléctrico, por esta razón es necesario la utilización de los reconectadores en los alimentadores primarios y los ramales
monofásicos de cargas considerables y extensas, porque el reconectador reconoce el tipo de falla temporal se
desconecta y en pocos segundos se vuelve a conectarse automáticamente, si no hubiera el reconectador al sentir este
tipo de falla actuaría el fusible de protección, suspendiendo el servicio eléctrico por un largo tiempo, hasta que el
personal de las Empresas distribuidoras de la energía eléctrica lleguen al lugar para el cambio y la reposición del
servicio eléctrico y este tiempo es pérdida para los usuario que se benefician del servicio eléctrico como también un
costo considerable para las empresas distribuidoras de energía eléctrica.
Con los dispositivos instalados en los sistemas de distribución correctamente; depende del tipo de topología de la
red de energía eléctrica, se considera que el reconectador es un dispositivo inteligente capaz de reconocer el tipo de
falla sea temporal o permanente disminuyendo en gran porcentaje la suspensión del servicio eléctrico en los
alimentadores principales. Si la falla es temporal el reconectador reconoce y realiza algunos intentos de reconexión ya
que tiene un control electrónico programable, pero si la falla es permanente el reconectador reconoce y despeja la
falla para tratar de recuperar la mayor cantidad de energía del alimentador afectado.
Entonces el reconectador es un dispositivo de control instalado en las redes de distribución con mandos mecánicos
y electrónicos consta de un interruptor, gabinete de control, pararrayos, seccionadores cuchilla, bushing de
medioVoltaje, elementos mecánicos, etc. Los reconectadores son instalados en redes de distribución aéreas de
medioVoltaje son utilizados frecuentemente para eliminar fallas fugaces provocadas por descargas eléctricas, vientos,
etc.
Los sistemas de distribución eléctricos sean los mejores diseñados, no garantizan que tengan problemas ya que el
sistema de protecciones tiene un sin número de variables posibles de falla, por esa razón el sistema es dinámico
experimenta cortocircuitos dado por los resultados de corrientes anormales en el sistema, los sistemas de protección;
tienen que actuar en el momento de falla para aislar la parte afectada en el punto adecuado y el resto del alimentador
debe tener servicio eléctrico para no causar molestias al resto de los usuarios.
-2-
Los sistemas de protección eléctricos son elementos que se colocan en la cabecera (inicio) de los tramos
principales de la red de distribución en medioVoltaje para aislar la falla y minimizar posibles daños tanto en los
equipos de potencia como en las redes de distribución.
1.2 ANTECEDENTES.
Durante estos últimos tiempos las redes de distribución en mediovoltaje ha tenido un crecimiento considerable
conjuntamente con su demanda, por esta razón se incorporan en las redes de distribución los dispositivos llamados
reconectadores.
Los reconectadores a su vez han evolucionado con la tecnología para hoy en día ser un dispositivo que es muy
utilizado en las empresas distribuidoras porque al sistemale proporciona mayor confianza y seguridad en el
suministro de la energía eléctrica, una de las modificaciones en el transcurso de tiempo se podría decir; que es:él
demonitorear constantemente en intervalos de tiempo valores de Voltaje y Corriente en los alimentadores, y su
confiabilidad en el sistema de comunicación del reconectador a su centro de operación y control.
En datos generales la comunicación que tenemos en el centro de control y operación, con los dispositivos de
maniobra, como los reconectadores nos basamos en dos protocolos de comunicación la una sería la comunicación
entre los equipos con el centro de control y la otra sería con la comunicación con el SCADA, para la operación y el
mando del reconectador.
El primero en forma general la Telecomunicación entre equipo y el centro de control nos basamos en los
protocolos de comunicación que son los siguientes:
TCP, IP, Ethernet, Wi-fi IEEE 802.11 n/a/b/g(Ver Anexo B)
En segunda instancia tenemos el protocolo de comunicación entre el equipo y el SCADA y que son los siguientes
y que detallamos a continuación:
DNP, IEC61850, IEC60870-5-101 (Ver Anexo B)
En nuestra ciudad los reconectadores están instalados no más de unos cinco años aproximadamente, en este
periodo se han adquirido un buen número de reconectadores tanto tri-polares como también la implementación de
reconectadores mono-polares, que se instalarán en los ramales importantes monofásicos y de una distancia
considerable para su mejor operación como la confiabilidad, también seguida de la seguridad de los equipos como de
las redes de distribución.
Unos de los modelos y marcas reconocidas en los reconectadores son el ABB y Siemens tienen la misma función
y operación, en la programación no hay variación ya que las empresas que se encarga en la distribución de los
equipos nos proporcionan el software del dispositivo.
1.3 SISTEMAS DE PROTECCIÓN
Se podría decir que hay dos factores importantes que debemos tener muy en cuenta en la entrega del servicio
eléctrico son la continuidad y la calidad, están íntimamente relacionadas en los sistemas de protección.
Como podemos decir que la continuidad del servicio eléctrico se tomaría en cuenta desde su generación hacia los
centros de consumo de la energía eléctrica pasando por las etapas ya conocidas como la transmisión, distribución,
redes de baja tensión y carga para garantizar el buen servicio de las empresas distribuidoras.
El análisis de los sistemas, es un conjunto de técnicas que se basan en las leyes fundamentales de la electricidad,
aplicadas principalmente a circuitos trifásicos de corriente alterna. Estas técnicas facilitan el cálculo del
comportamiento de los sistemas bajo condiciones específicas, para auxiliar en el diseño de nuevos sistemas,
rediseñar los sistemas existentes, o bien hacer ajustes y modificaciones a parte de las instalaciones.
Los estudios principales para el análisis en las instalaciones eléctricas incluyen:
Estudios y cálculo de cortocircuito.
Selección de dispositivos de protección.
Coordinación de dispositivos de protección.
-3-
Otros aspectos como: estudio de caída de voltaje y corrección de factores de potencia.
El principal objetivo de este tipo de estudio es proporcionar a los técnicos una fuente de información simple y
relativamente económica para las instalaciones industriales y comerciales de manera que se satisfagan los aspectos
de:
Seguridad.
Confiabilidad de servicio.
Calidad en el suministro de energía.
Diseño de instalaciones fáciles de operar y mantener.
Facilidad de ampliación cuando sea necesario.
Costos iniciales y de operación mínimas.1“Ver [1]”
Tomando muy en cuenta estos aspectos se puedan realizar los diseños y rediseños de los sistemas de protección en
redes de distribución proyectados o ya sean existentes. Para poder ver todos los aspectos citados se realiza una
evaluación general sobre el diseño y las mejoras en los sistemas de protección y se determina los tipos de elementos o
dispositivos a utilizarse en el punto de carga.
Las condiciones de operación anormales contra las que se deben proteger los sistemas eléctricos son el
cortocircuito y las sobrecargas.
El cortocircuito puede tener su origen en distintas formas, por ejemplo, fallas de aislamiento, fallas mecánicas en
el equipo, fallas en el equipo por sobrecargas excesivas y repetitivas, etc.
Las sobrecargas se pueden presentar también por causas muy simples, como puede ser instalaciones inapropiadas,
operación incorrecta del equipo, por ejemplo arranque frecuente de motores, ventilación deficiente, periodos largos
de arranque de motores, estos problemas están enfocados en zonas industriales.
En el diseño de sistemas eléctricos, se han desarrollado varias técnicas para minimizar los efectos de las
anormalidades que ocurren en el mismo de tal forma que se diseña el sistema para que sea capaz de:
a) Aislar rápidamente la posición afectada del sistema, de manera que minimice el efecto y se mantenga
el servicio tan normal como sea posible.
b) Reducir el valor de corriente de cortocircuito para reducir los daños potenciales al equipo, partes de la
instalación.
c) Proveer al sistema, siempre que sea posible, de medio de recierre automático, para minimizar la
duración de falla de tipo transitorio.
De acuerdo con lo anterior la función de un sistema de protección se puede definir como:
“la detención y el pronto aislamiento de la posición afectada del sistema ya sea que ocurra en cortocircuito, o bien,
en otra condición anormal que pueda producir daño a la parte afectada o a la carga que alimenta”.“Ver [1]”
Podemos decir que lo importante en los sistemas de protección en redes de distribución es el despeje de fallas
temporales o permanentes y si así fuera el caso, aislar la parte afectado y recuperar los alimentadores primarios con la
mayor cantidad de suministro eléctrico.
1.3.1 TIPOS DE SECCIONAMIENTO
Los tipos de seccionamiento e interrupción del servicio eléctrico son varios, algunos se utilizan para maniobra y
operación, otros elementos se utilizan para asilar las partes afectadas llamadas también fusibles, hay seccionamientos
tri-polares y mono-polares. También podría incluirse los interruptores así mismo mono-polares y tri-polares, que su
función es operar con cargas y las maniobras requeridas. A continuación realizaremos un breve resumen de los tipos
de seccionamiento que tenemos instalados en las redes de distribución.
[1] Harper, E. (2003). Protección de Instalacines Eléctricas Industrialesy Comerciales . In G. E. Harper, Protección de Instalacines
Eléctricas Industrialesy Comerciales (p. 519). México D.F.: Lumisa.
-4-
1.3.1.1 Seccionador de cuchilla giratoria.
Como su propio nombre indica, la forma constructiva de estos seccionadores permite realizar la apertura mediante
un movimiento giratorio de sus partes móviles. Su constitución permite el uso de este elemento tanto en interior como
en la intemperie. Fig. 1.1
Fig. 1.1 Seccionador de cuchilla giratoria.
1.3.1.2 Seccionador de cuchilla deslizante.
El movimiento de sus cuchillas se produce en dirección longitudinal (de abajo a arriba). Son los más utilizados
debido a que requieren un menor espacio físico que los anteriores, presentan una capacidad de corte menor que los
seccionadores de cuchillas giratorias. Fig. 1.2
Fig. 1.2 Seccionador de cuchilla deslizante.
1.3.1.3 Seccionador de columna giratoria.
Su funcionamiento es parecido al de los seccionadores de cuchillas giratorias, la diferencia entre ambos radica en
si la pieza aislante realiza el movimiento de manera solidaria a la cuchilla o no. En los seccionadores de columnas
-5-
giratorias, la columna aislante que soporta la cuchilla realiza el mismo movimiento que ésta. Están pensados para
funcionar en intemperie a tensiones superiores a 30 kV. Fig. 1.3
Fig. 1.3 Seccionador de columnas giratoria.
1.3.1.4 Seccionador de pantógrafos.
Estos seccionadores realizan una doble función, la primera la propia de maniobra y corte y la segunda la de
interconectar dos líneas que se encuentran a diferente altura. En este tipo de seccionadores se debe prestar especial
atención a la puesta a tierra de sus extremos. Fig. 1.4
Fig. 1.4 Seccionador de pantógrafo.
1.3.1.5 Seccionador Cuchilla o barra unipolar tipo abierto.
Se los conoce también con el nombre de separadores o desconectado res. Son dispositivos que sirven para conectar
y desconectar diversas partes de una instalación eléctrica, para efectuar maniobras de operación o bien de
mantenimiento. La misión de estos aparatos es la de aislar tramos de circuitos de una forma visible. Los circuitos que
debe interrumpir deben hallarse libres de corriente, o dicho de otra forma, el seccionador debe maniobrar en vacío.
-6-
No obstante, debe ser capaz de soportar corrientes nominales, sobre corrientes de cortocircuito durante un tiempo
determinado. Fig. 1.5
Fig. 1.5 Seccionador cuchilla o barra unipolar tipo abierto.
1.3.1.6 Seccionador fusible unipolar tipo abierto.
El seccionador fusible unipolar abierto tiene la opción de proteger en casos de sobrecarga y en cortocircuito
despeja las partes del circuito que estén en condiciones anormales, estos dispositivos no se manipulan con carga ya
que su función principal es proteger las líneas de distribución aguas abajo del dispositivo antes mencionado. Fig. 1.6
Fig. 1.6 Seccionador fusible unipolar tipo abierto.
1.3.1.7 Seccionador cuchilla o barra unipolar tipo abierto con dispositivo rompe
arcos.
Los seccionadores barra unipolares tipo abierto con dispositivo rompe-arcos son dispositivos que sirven para
seccionar o abrir alimentadores primarios de distribución con el propósito de realizar transferencias, su optima
utilización es trabajar sin carga y su manipulación o accionamiento se realiza por medio de un pértiga. Fig. 1.7
-7-
Fig. 1.7 Seccionador cuchilla o barra unipolar tipo abierto con dispositivorompe-arcos.
1.3.1.8 Seccionador fusible unipolar tipo abierto con dispositivo rompe arcos.
El seccionador fusible unipolares tipo abierto con dispositivos rompe-arcos, sirve como enfriamiento y tiene
mecanismo de resortes para un rápido cierre anulando el arco eléctrico, estos dispositivos actúan con carga ayudando
a extinguir en fogonazo cuando se lo requiere, al producir el arco eléctrico hay un deterioro de los elementos de
contacto por las altas temperaturas que se generan al momento de manipular los dispositivos que estamos analizando.
Fig. 1.8
Fig. 1.8 Seccionador fusible unipolar tipo abierto con dispositivo rompe-arcos.
1.3.2 TIPOS DE RELÉS.
Para una breve explicación de los tipos de relés o relevadores, en el presente trabajo de investigación quiero
demostrar y poder verificar el funcionamiento de los relés instalados en el medio, su comportamiento ante una falla
detectada aguas debajo de los alimentadores principales.
Son particularmente convenientes si hay una reducción sustancial de corriente de falla debido a la distancia de la
fuente de potencia. Las características de este relevador son tales que el tiempo de operación es aproximadamente el
doble para reducir la corriente desde 7 a 4 veces la corriente nominal del relé. Esto permite el uso del mismo múltiplo
de corriente asignado para varios relés en serie.
-8-
Para los cálculos se deben tener en cuenta las siguientes suposiciones:
a. Los errores del relevador entre interruptores adyacentes se asumen como positivos en un lado y
negativos en el otro.
b. La discriminación del tiempo de sobre alcance con valores bajos no son tenidos en cuenta. Se considera
un tiempo constante para todos los múltiplos de tiempo asignados.
c. Los errores de los relés son tomados como el 7.5%. Es por esto que las compañías electrificadoras.
Tienen un margen de error menor del 7.5% en corrientes de 4 a 20 veces la corriente asignada al relé.
Las curvas o características inversas se usan:
a. Cuando exista alta impedancia de retorno.
a. Cuando no varía considerablemente la corriente de cortocircuito desde el principio hasta el final de la línea.
b. Cuando no se requiere coordinar con los dispositivos de protección de las cargas.
c. Cuando se requiere un disparo relativamente rápido para corrientes bajas.
d. Cuando varía la magnitud de la corriente de cortocircuito con los cambios de generación.
En términos generales, en sistemas de alta tensión se requiere una característica menos inversa que para sistemas
de distribución o para sistemas industriales.
1.5.2.1 Relés de sobrecorriente de tiempo inverso.
Este método se ha impuesto debido a las limitaciones y desventajas de los métodos anteriores. Con este método, el
tiempo de operación es inversamente proporcional al nivel de corriente de la falla y las características reales están en
función de ambos (tiempo y corriente). En Fig. 1.9 muestra las curvas características de los relés de tiempo inverso.
Fig. 1.9 Características típicas de los relevadores de tiempo inverso.
La fig. 1.10 muestra un sistema radial con relés de tiempo inverso escalonados aplicados a los interruptores 1, 2 y 3.
Fig. 1.10 Protección de tiempo inverso escalonada aplicada a un sistema radial.
-9-
Para fallas muy cercanas a los puntos de ubicación de los relés, el método de sobrecorriente de tiempo inverso
puede obtener apreciables reducciones en los tiempos de despeje de fallas.
El tiempo de operación del relé de sobrecorriente temporizado varía con la magnitud de la corriente. Existen dos
ajustes para este tipo de relés:
1. Corriente de puesta en marcha (Pick up Current). Que es determinada por el ajuste de las derivaciones
(tap’s) de la bobina de corriente o ajustes del tap de corriente (CTS). La corriente de puesta en marcha es la
corriente que causa que el relé opere y cierre sus contactos.
2. Dial de tiempo (Time Dial). Se refiere a la posición de restablecimiento del contacto móvil, y varía el
tiempo de operación para un ajuste del tap y magnitud de la corriente dados.
Las características de tiempo son dibujadas en términos del tiempo versus múltiplos del tap de corriente (ajustes
de corriente de puesta en marcha) para una posición dada del dial de tiempo dada. Existen cinco formas de curvas
diferentes referidas por los fabricantes.
1.3.2.2 Relés de sobrecorriente de tiempo extremadamente inverso.
Otra alternativa de relés son características extremadamente inversas la constituyen los electromecánicos y los
estáticos utilizando su curva extremadamente inversa. En esta curva, el tiempo de operación es aproximadamente
proporcional al cuadrado de la corriente aplicada.
Las curvas o características extremadamente inversas se usan para:
a. Coordinación con fusibles.
b. Coordinación con corrientes normales momentáneamente altas como las de magnetización inicial de
transformadores y las de arranque de motores.
c. Cuando no varía mucho la corriente de cortocircuito con los cambios de generación, como en el caso de
sistemas de distribución.
d. Cuando la corriente de cortocircuito varía considerablemente desde el principio hasta el final de la línea.
1.3.2.3 Relés de sobrecorriente instantáneos.
Se utilizan cuando la corriente de cortocircuito en el sitio del relé es por lo menos tres veces la corriente de
cortocircuito en el extremo opuesto de la línea. Los relés se ajustan a la corriente que resultaría de tener una falla
localizada en un punto equivalente al 70% de la longitud de la línea. El uso de estos relés reduce el tiempo de
operación para la mayoría de las fallas y permite escoger una curva inferior ya que el factor de coordinación se aplica
al punto de cubrimiento del relé instantáneo.
Adicionando unidades de disparo instantáneo a los relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso, se suministra
una operación de alta velocidad para fallas cercanas, permitiendo hacer ajustes en los relevadores adyacentes.
Datos requeridos para la aplicación de relés de sobrecorriente.
La aplicación de los relés de sobrecorriente requiere el conocimiento de:
a) Diagrama unifilar del sistema de potencia mostrando el tipo de dispositivo de protección, sus TC
asociados y las corrientes de falla en cada parte de la red.
b) Las impedancias en % o en p.u. de todos los transformadores de potencia, máquinas rotativas y circuitos
de alimentación.
c) Los valores de cortocircuito máximos y mínimos y la corriente que ve cada protección.
d) La corriente de arranque de motores y el tiempo inicial de motores de inducción.
e) El valor máximo de la corriente a través de las protecciones.
f) Las curvas de decrecimiento mostrando la rara disminución de la corriente de falla que asume el
generador.
g) Las curvas promedio de la corriente de los transformadores.
La calibración del relé se determina primero para dar los tiempos cortos de operación a niveles de falla máxima y
luego son chequeados para ver si en operación con la corriente de falla mínima esperada son satisfactorios.
Una breve explicación gráfica de un circuito cerrado por lo que se provoca un arco eléctrico se nota más en los
elementos de potencia a bajo voltaje el efecto que se genera en el punto de contacto no se nota mucho. Fig. 1.11
-10-
Fig. 1.11 Diagrama de un circuito cerrado.
1.3.3 TIPOS DE FUSIBLES:
1.3.3.1 Fusibles de potencia.
Son usados en sistemas de potencia y equipos de interrupción encapsulados, poseen rangos de corriente más altos
y las características nominales de interrupción y de corriente están dadas a voltajes más altos.
Existen los siguientes tipos básicos:
De expulsión: ácido bórico, tubo de fibra.
Limitadores de corriente: arena.
Sumergibles en líquido: tetracloruro de carbón.
Fusible electrónico.
1.3.3.2 Fusibles de distribución.
Hay varios tipos de fusibles de distribución son los siguientes:
De expulsión: usados principalmente donde la expulsión de los gases no causan problemas como en los circuitos
aéreos y equipos no cubiertos.
Existen las siguientes clases:
En tubo de fibra (encerrados y de intemperie).
Sin porta fusible (listón a la intemperie).
Limitadores de corriente: usados en interiores, para proteger transformadores, PadMounted, equipos encerrados
donde se requiere limitación de energía.
Ambos tipos son empleados en sistemas de distribución, diferenciándose principalmente en su capacidad
interruptiva y tensión de aplicación.
Los fusibles inmersos en aceite tienen aplicación principalmente en instalaciones subterráneas, siendo necesarias
en ciertas ocasiones instalarlos en equipos sumergibles.
De la selección adecuada de un fusible, cualquiera que sea su tipo dependerá del éxito que se tenga en su
aplicación. De manera general, para una correcta selección es necesario conocer:
Tensión del sistema.
Nivel de aislamiento.
Máxima corriente de cortocircuito en el lugar de instalación.
Relación X/R.
Máxima corriente de carga (Incluyendo tasas de crecimiento).
Tipo de sistema aéreo o subterráneo, en delta o estrella multiaterrizado.
-11-
Estos aspectos permitirán establecer la tensión, corriente de operación y capacidad interruptiva que deberá tener el
fusible seleccionado.
Aspectos generales para la selección de fusibles de media tensión.
En fusibles de distribución, la selección depende de la filosofía de protecciones que se aplica al sistema, en
general, los fusibles K (rápidos) desconectan al sistema de falla en menos tiempo y coordinan mejor con los
reconectadores.
Los fusibles T (Lentos) soportan corrientes transitorias mayores (corrientes de arranque de motores, etc.) y
coordinan mejor con otros fusibles de la misma clase o diferentes.
Para escoger el tamaño mínimo del fusible se debe coordinar no solo la máxima carga normal del lugar de la
instalación sino la corriente de arranque y carga fría. En la Tabla 1 se indica las capacidades de fusibles (K y T de
acuerdo con las normas NEMA) que puede llevar una carga continua del 15% de su valor nominal.
Las temperaturas ambientes extremas y precargas grandes afectan las curvas tiempo-corriente de los fusibles; por
tanto, deben considerarse cuando la instalación del fusible trabaje bajo estas condiciones.2 “Ver [2]”
Tabla 1
Fisibles de
Alta
descarga
Corriente
continua
(A)
Nominal Corriente
continua
(A)
EEI-
NEMA
K o T
nominal
Corriente
continua
(A)
EEI-
NEMA
K o T
nominal
Corriente
continua
(A)
1H 1 25 25 6 9 40 60*
2H 2 30 30 8 12 50 75*
3H 3 40 40 10 15 65 95
5H 5 50 50 12 18 80 120+
8H 8 60 60 15 23 100 150+
75 75 20 30 140 190
N
NORMAL 85 85 25 38 200 200
5 5 100 100 30 45
8 8 125 125
10 10 150 150
15 15 200 200
20 20
*Solo cuando es usado en cortocircuitos de 100 o 200 Amperios.
+Solo cuando es usado en cortocircuitos de 200 Amperios.
Limitado por corriente de régimen continúo del cortocircuito.
Tabla 1. Capacidad continúa de corriente del fusible de distribución tipos K, T, H y N de estaño.
Por ejemplo:
La combinación entre los dos elementos de protección como los fusibles H, K o T tiene una gran ventaja en la
coordinación de protecciones en ramales de alta zonas de riesgo como las descargas atmosféricas, una de las
características es que tienen una porcentaje en el caso de falla de sobrecorriente para poder actuar primero la
protección que corresponde primero, o sea, a la más cercana a la falla.
En un caso del análisis de protecciones podemos citar un ramal de consideración por su distancia en el sector del
valle, Santa Ana, Dizha, Macas. El alimentador 0321 donde existen muchas descargas Atmosféricas por el sector en
donde se han colocado dos reconectadores en serie el uno está ubicado en el sector del seguro nuevo del IEES y el
otro está ubicado en el sector de Santa Ana, las protecciones están ubicadas en los sectores de Dizha y en el sector de
[2]Castaño, S. R. (2003). Protección de Sistemas Eléctricos. Recuperado el 30 de 05 de 2013, de Protección de Sistemas Eléctricos : http://www.bdigital.unal.edu.co/3392/1/samuelramirezcastano.2003.pdf
-12-
Macas de Quingueo, allí se utiliza los fusibles de los tipos H y K, para una mejor coordinaciónde protecciones ya que
nos puede mejorar en el sistema de potencia, la seguridad y la confiabilidad que estamos hablando en los capítulos
anteriores.
1.4 TIPOS DE FALLA:
Para el análisis de los sistemas de protección en los sistemas eléctricos de potencia es considerado como un arte y
una ciencia bien fundamentada por conceptos científicos y de ingeniería que son desarrolladas cuando se calculan
corrientes de falla, se determinan características normales requerida de los equipos de protección y se determina la
coordinación de las protecciones en los sistemas de distribución.
Se toma en consideración el análisis en base a datos obtenidos sobre la falta de servicio eléctrico en lugares
determinados, en alimentadores primarios, dependiendo de su demanda, las zonas de riesgo. Por esta razón se podrá
definir los puntos donde se colocaran los equipos, la ubicación de los equipos y tipos de protección. Otras
consideraciones que son características de cada sistema de potencia son: la localización y la naturaleza de las cargas y
las condiciones ambientales del circuito a proteger.
En párrafos anteriores se hace un breve análisis de los objetivos principales para la protección de los sistemas de
potencia, para introducirnos de lleno a los tipos de falla que generalmente tenemos en los sistemas de distribución
realizaremos los siguientes análisis, tratando de abarcar todas la consideraciones posibles del sistema.
La determinación de falla se puede definir como un cambio no planeado en sus valores de corriente y voltaje en un
sistema de potencia, otra palabra muy utilizada es una perturbación y es causada por:
Las fallas en los sistemas de potencia son conocidas muy comúnmente como (cortocircuito), también se puede
considerar fallas puntuales en los equipos de protección ya por su tiempo de vida útil y uso de los dispositivos antes
mencionados, existen fallas en las redes de distribución como (sobrecarga, fluctuaciones de carga, rayos, calor,
corrosión, sabotaje, daños).
Se podría decir que en los sistemas de baja tensión la cantidad de daños ocasionados por fallas son mayores que en
los sistemas de potencia por la cantidad de elementos y equipos involucrados.
Fallas tipo derivación: Flameos 3 El 72% de las fallas son monofásicas.
El 22% de las fallas involucran dos fases.
El 6% de las fallas son trifásicas.
Falla tipo serie: fase abierta (polo abierto de interruptor, rotura del conductor de fase).
1.4.2 CONSECUENCIA DE LAS FALLAS:
Cuando en los sistemas de protección cambian las condiciones de operación se pueden presentar condiciones no
deseadas que pueden ocasionar daños muy severos a los sistemas de protección, citamos algunos puntos:
Las corrientes de cortocircuito causan sobrecalentamiento y la quema de conductores y equipos asociados,
aumento en las flechas de conductores (efecto térmico), movimiento de conductores, cadena de aisladores y
equipos (efecto dinámico).
Fluctuaciones severas de voltaje.
Des-balanceos que ocasionan operación indebida de equipos.
Fluctuaciones de potencia.
Inestabilidad del sistema de potencia.
Prolongados cortes de energía que causan desde simples incomodidades hasta grandes pérdidas económicas
a los usuarios, dependiendo de si este es residencial, comercial o industrial.
Daños graves a equipos y personas.
3 Flameos: Es despedir llamas, significa que en el medio de la electricidad es un cortocircuito severo que puede provocar daños a
los elementos de protección como también los de contacto.
-13-
Aparición de tensiones peligrosas en diferentes puntos del sistema.
Al diseñar y construir un sistema eléctrico de potencia con los elementos debidamente bien equipados de tal
manera que no ocurran fallas por cortocircuito como también por sobrecarga, no se necesitaría de los equipos de
protección pero para la mayoría de las causas de fallas no es factible, evidentemente que un sistema libre de fallas
puede no ser construido económicamente.
Las principales causas de fallas son:
1. Sobrevoltajes debido a las descargas atmosféricas.
2. Sobrevoltajes debido al switcheo y a la ferroresonancia4.
3. Rompimiento de conductores, aisladores y estructura de soporte debido a vientos, sismos, árboles,
automóviles, equipos de excavación, vandalismo.
4. Daños de aislamiento causado por roedores y aves.
5. Incendio.
6. Fallas de equipos y errores de cableado.
7. Manipulación incorrecta de los sistemas de protección.
Las líneas de distribución, como los demás equipos asociados al sistema de potencia, están expuestas a fallas que
pueden ser producidas por diferentes causas:
1.4.2.1 Fallas temporales.
Las fallas temporales son consideradas con fallas en tiempos muy cortos y que pueden ser despejadas antes de que
ocurra serios daños, se despejan las fallas por los equipos colocados en las redes de distribución en medio Voltaje
conocidos como los reconectadores, operaran lo suficientemente rápidos para poder prevenir los daños que
posteriormente puedan ocasionar. Algunos ejemplos son:
Por los flameos en la superficie de los aisladores iniciando por las descargas atmosféricas, balanceo de
conductores y contactos momentáneos de ramas de árboles con los conductores. La mayoría de las fallas en líneas
aéreas son de carácter temporal pero pueden convertirse en permanente si no se despeja rápidamente la falla, o porque
se autodespejan o actúan las protecciones de sobrecorriente.
Los reconectadores en los sistemas de distribución tienen la capacidad de reconocer los tipos de falla y actuar
adecuadamente en el sistema de potencia para el rápido reposición de servicio eléctrico como también para aislar la
falla cuando se considera que es permanente.
1.4.2.2 Descargas Atmosféricas.
Las descargas Atmosféricas son consideradas unos de los factores importantes de fallas temporales más comunes
en el medio en que vivimos, ya que su efecto es natural y se inyecta a la redes de distribuciones valores de tensiones y
corriente anormales en todos los sistema eléctricos de potencia comenzando desde la generación, transportación,
distribución y carga.
Las descargas Atmosféricas pueden deteriorar los aisladores por su incremento desmedido en sus valores antes
mencionado, puede producir la rotura y el flameos de los aisladores que pierden características de aislamiento y pasan
a ser conductores a las estructuras que están conectadas a tierra.
Las descargas Atmosféricas son producidas por el medio ambiente. Existen zonas de alto nivel isoceráunico5donde se
presentan con mayor frecuencia.
1.4.2.3 Sobrecargas.
4 Ferroresonancia: La ferroresonancia es un fenómeno oscilatorio estacionario no lineal, que se presenta en un sistema eléctrico AC debido a la interacción entre un condensador y un inductor con núcleo ferromagnético saturable. Una vez iniciada la ferroresonancia, el comportamiento resultante del sistema puede moverse de su ciclo límite actual a otro, en donde se tienen ondas de tensión con presencia de la frecuencia fundamental más sus armónicas y sub armónicas asociadas o bifurcar a un comportamiento así periódico o caótico 5Nivel isoceráunico: El nivel Isoceráunico de un lugar es el número promedio de días al cabo del año en los que hay tormenta. Se
considera día con tormenta a aquel en el que al menos se oye un trueno.
-14-
Producen sobrecorrientes que conllevan a calentamiento de los conductores cuando estas son sostenidas también
pueden averiar el aislamiento en el equipo asociado de la subestación y los equipos instalados en los sistemas de
protección. Si el deterioro del aislamiento es severo y progresivo puede producir un arco eléctrico provocando
incendio, destruyendo total o parcialmente el equipo involucrado.
Las sobrecargas son producidas por altas transferencias de energía que proporcionan aumentos considerables de
corriente y que producen a su vez efectos mecánicos destructivos.
Es necesario que cuando una de las fallas mencionadas anteriormente suceda, sea despejada, aclarada o aislada lo
más rápidamente posible, por los interruptores involucrados en las fallas. Para ello, se debe proveer la línea con un
adecuado sistema de protección.
1.4.2.4 Fallas permanentes.
Son aquellos que persisten a pesar de la velocidad a la cual el circuito es desenergizado o el número de veces que
el circuito es desenergizado. Algunos ejemplos: cuando dos o más conductores desnudos en un sistema aéreo
encuentran en contacto debido a la rotura de conductores, cruceta o postes; los arcos entre fases pueden originar fallas
permanentes, ramas de árboles sobre las líneas, etc.
En sistemas subterráneos la mayoría de las fallas son de naturaleza permanente ya que la desconexión a pesar de
la velocidad de desenergización, no restaurará la fortaleza del aislamiento del equipo fallado (cable, equipo de
interrupción, transformadores, etc.) al nivel al cual resista la reaplicación del voltaje normal de 60 Hz.
El aislamiento del cable falla debido a sobrevoltaje y ranura mecánica, los cuales son ejemplo de fallas
permanentes en sistemas subterráneos.
Funciones de un sistema de protección
1. Aislar la falla permanente.
2. Minimizar el número de salidas y de fallas permanentes.
3. Minimizar el tiempo de localización de las fallas.
4. Prevenir daños a los equipos.
5. Minimizar la probabilidad de rotura de conductores.
6. Minimizar la probabilidad de fallas disruptiva.
7. Minimizar los riesgos.
1.4.2.5 Cortocircuitos.
Producen altas corrientes que se manifiestan por el calentamiento excesivo de los conductores que se dilatan y por
lo tanto, van a presentarse acercamientos con tierra y con las otras fases. Estas corrientes también circulan por el
equipo de patio asociado, deteriorando el mismo debido a los efectos dinámicos y térmicos.
Los cortocircuitos pueden originarse por las siguientes causas:
• Fallas entre fases: Cortocircuitos producidos por aves, mala operación, arcos ocasionados por
Ionización del aire.
• Fallas a tierra: ocasionadas por animales, mala operación, arcos, deterioro de aisladores, alta
Vegetación, desprendimiento del conductor a tierra o sobre estructura, etc.
1.4.3 TIEMPOS DE ELIMINACIÓN DE FALLAS
Los tiempos de eliminación de fallas hay diferencias en los elementos y equipos utilizadas en los sistemas de
protección en media tensión.
Dependiendo de los equipos utilizados en los sistemas de protección y las características de los dispositivos
podemos decir sobreel tiempo de despeje debe ser menos a 100 ms incluyendo el tiempo requerido por los relés(10 a
40 ms) cuando hay sistemas de tele protección hay que agregar de 10 a 30 ms. Los sistemas modernos emplean
máximo 50 ms (de 8 a 10 ms para relés y dos ciclos para aperturas del interruptor).
-15-
1.4.4 DISPARO INDESEADO
El disparo indeseado es el más severo en líneas adyacentes a la línea fallada (disparo no selectivo), un buen
sistema de protección debe ser capaz de soportarlo. En este caso no obedece a una falla real y más bien puede ser el
resultado de unos sistemas de protección mal ajustada o problemas en los servicios auxiliares.
En los sistemas donde su demanda es de alta cantidades de energía eléctrica la pérdida del servicio es
considerable ya que pierde la estabilidad del sistema y seguridad. Por esta razón el sistema nos debe garantizar y no
tener los disparos indeseados para la confiabilidad del sistema.
En otro caso la omisión del disparo durante el cortocircuito no es conveniente, puede ser que en ocasiones por
fallas del sistema o del interruptor de potencia nos con lleva a problemas de estabilidad y apagones. Se entiende por
fiabilidad de la protección la probabilidad de no tener una omisión de disparo. “Es preferible tener un disparo
indeseado a una omisión del disparo”.
1.4.4.1 Operaciones incorrectas
Es la condición de disparo indeseado con la omisión de disparo durante el cortocircuito. Se entiende por
confiabilidad de la protección y la posibilidad de no tener una operación incorrecta.
1.4.4.2 Confiabilidad, fiabilidad y seguridad.
El sistema de protección de líneas se diseña con alta fiabilidad y el sistema de protección de barras es diseñado
con alta seguridad podemos decir:
Alta Fiabilidad + Alta Seguridad = Confiabilidad.
Diseños de los sistemas de potencia desde el punto de vista de confiabilidad. Los sistemas de potencia pueden
calificarse desde este punto de vista en:
a. Redes redundantes o enmalladas
En condiciones normales un enlace se puede abrir sin consecuencias para el usuario.
Un disparo indeseado en la línea no tiene consecuencias severas.
La fiabilidad debe ser alta con prioridad sobre la seguridad.
En sistemas de subestaciones de doble barra e interruptor y media la fiabilidad debe ser alta e
igual a la seguridad.
b. Redes no redundantes o radiales.
Un disparo indeseado causará interrupción y puedes ocasionar pérdidas de generación.
Un disparo deseado no ocasiona consecuencias severas si existe función de respaldo para
despejar fallas.
Para protección de líneas y transformadores se debe balancear la fiabilidad y la seguridad.
En barras la fiabilidad tiene menor prioridad que la seguridad.
1.4.4.2.1 Respaldo remoto
La interrupción selectiva de una falla de un sistema eléctrico origina la actuación de los dispositivos mostrados en
la fig. 1.12
Si un elemento de esta cadena falla, el sistema de protección no trabaja. Para evitar esto, se utiliza el sistema de
protección de respaldo. El primer tipo de protección es el respaldo remoto en el cual, la segunda o la tercera zona de
un sistema de protección es capaz de despejar la falla en una sección de la línea adyacente. Con el respaldo remoto
los tiempos de interrupción son largos, la selectividad no es satisfactoria. Por ejemplo, para la protección de barras: la
segunda zona de protección de líneas en las subestaciones vecinas brinda la protección de respaldo remoto a la
protección de barras de la subestación fallada.
-16-
Fig. 1.12 Disparo que actúan durante una interrupción selectiva.
1.4.4.2.2 Respaldo local.
En una sistema en paralelo con un sistema de protección principal, el respaldo remoto no es suficiente por su falta
de selectividad en el disparo y existe dificultades para obtener ajustes sensibles para cubrir fallas diferentes en líneas
adyacentes.
En la protección local no se duplican los interruptores ni los transformadores de medida. Los interruptores tendrán
doble bobina de disparo y los transformadores de medida se proveen con núcleos de o devanados independientes. El
cableado y suministro de corriente continua son independientes (uso de baterías).
Actualmente el respaldo local tiene las mismas funciones y características del sistema de protección principal
llamándose a los dos sistemas: protección principal 1 y protección principal 2. Si las dos protecciones principales son
idénticas (o sea que tiene el mismo principio de operación) se tendrá baja fiabilidad y alta seguridad ya que la
probabilidad de operación incorrecta se reduce a un relevador solamente, pero se aumenta la probabilidad de omisión
de disparo. Cuando las dos protecciones principales tienen diferentes principios de operación, se tendrá baja
seguridad y alta fiabilidad.
1.4.4.2.3 Respaldo local del interruptor.
Como complemento al esquema de protección redundante, se utiliza una protección de falla del interruptor, la cual
el evento de una falla en el disparo del interruptor, asegura el disparo los interruptores adyacentes necesarios para
despejar las falla.
La siguiente es la identificación de la simbología utilizada en el diagrama de la figura 1.13
La línea punteada que sale de F1 va hacia un interruptor de respaldo.
I : Interruptor SS : Sistema de sincronismo
TC : Transformador de corriente LD : Lógica de disparo
TT : Transformador de tensión LF : Localizador de fallas
BD : Bobina de disparo RF : Registrador de fallas
F : Fusible CC : Sistema de corriente continua
PP : Protección principal BA : Batería
PR : Protección de respaldo IV : Inversor
FI : Protección de Falla del interruptor M : Medida
PDB : Protección de Barras
TC, TP Reconectadores,
fusibles y redes
Secundarias
Relés y dispositivos
de disparo
Interruptores mecánicos
de control
Baterías, sistemas C.C,
transmisióny mando de
altafrecuencia
-17-
Fig. 1.13 Sistema general de protecciones
1.5 CARACTERISTICAS DE LAS PROTECCIONES
Todos los elementos de un sistema de potencia deben estar correctamente protegidos de tal forma que los
reconectadores solamente operen ante la ocurrencia de fallas. Algunos reconectadores operan solo para fallas que
ocurren dentro de su zona de protección; esto es llamado “protección tipo unitaria”.
De otro lado, otros reconectadores son capaces de detectar fallas dentro de una zona particular y fuera de ella,
usualmente en zonas adyacentes, y pueden usarse como respaldo de la protección primaria como una segunda línea
de defensa. Es esencial que cualquier falla sea aislada, aún si la protección principal asociada no opera. Por lo tanto,
en lo posible, cada elemento en el sistema de potencia debe estar protegido por los relevadores primarios y de
respaldo.
-18-
1.5.1 PROTECCIÓN PRIMARIA.
Un sistema de protección primaria debe operar cada vez que uno de sus elementos detecte una falla. Ella cubre una
zona de protección conformada por uno o más elementos del sistema de potencia, tales como máquinas eléctricas,
líneas y barras.
Es posible que para un elemento del sistema de potencia se tengan varios dispositivos de protección primaria. Sin
embargo, esto no implica que estos no operarán todos para la misma falla.
1.5.2 PROTECCIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS
Debe notarse que la protección primaria de un componente en un equipo del sistema puede no necesariamente
estar instalado en el mismo punto de ubicación del equipo del sistema; en algunos casos puede estar ubicado en la
cabecera de los alimentadores o en la subestación adyacente.
1.5.3 PROTECCIÓN DE RESPALDO.
La protección de respaldo es instalada para operar cuando, por cualquier razón, la protección primaria no opera.
Para obtener esto, el reconectador de protección de respaldo tiene un elemento de detección que pude ser o no similar
al usado por el sistema de protección primaria, pero que también incluye un circuito de tiempo diferido que hace lenta
la operación del reconectador y permite el tiempo necesario para que la protección primaria opere primero. Un
reconectador puede proporcionar protección de respaldo simultáneamente a diferentes componentes del equipo del
sistema, e igualmente el mismo equipo puede tener varios relevadores de protección de respaldo diferentes. En efecto,
es muy común que un relevador actué como protección primaria para un componente de equipo y como respaldo para
otro.
1.5.4 PROTECCIÓN DIRECCIONAL.
Una característica importante de algunos tipos de protección es su capacidad para determinar la dirección del flujo
de potencia y, por este medio, su capacidad para inhibir la apertura de los interruptores asociados cuando la corriente
de falla fluye en la dirección opuesta al ajuste del reconectador. Como se verá más adelante, los reconectadores que
tienen esta característica son importantes en la protección de circuitos enmallados, o donde existen varias fuentes de
generación, cuando las corrientes de falla pueden circular en ambas direcciones en torno a la malla. En estos casos, la
protección direccional previene la apertura innecesaria del equipo de interrupción y así mejora la seguridad del
suministro de electricidad. En los diagramas esquemáticos de protección, la protección direccional está usualmente
representada por una flecha debajo del símbolo apropiado, indicando la dirección del flujo de corriente para la
operación del reconectador.
Los sistemas de protección más empleados se resumen fundamentalmente en los siguientes:
Protección absolutamente selectiva (protección por unidad). Utiliza relevador diferencial como se muestra en la
figura 1.14
Fig. 1.14 Protección absolutamente selectiva (protección de unidad)
El relevador diferencial detecta la corriente dada por:
Id = I1 + I2 = Corriente diferencial
-19-
La protección opera solamente para falla dentro del área protegida. No tiene funciones de respaldo.
Protección relativamente selectiva (protección escalonada).
Este tipo de protección se muestra en la figura 1.15
La protección escalonada puede ser del tipo:
Sobrecorriente.
Impedancia.
Tiempo.
Esta función puede además tener funciones de respaldo.
Fig. 1.15 Protección relativamente selectiva (protección escalonada).
Diseño de sistemas de protección con relevadores.
Compromisos del sistema de protección.
Se debe llegar a un compromiso basado en los siguientes aspectos que influencian cualquier aplicación:
Economía inicial, operación y mantenimiento.
Estadísticas disponibles de fallas o dificultades: magnitud y localización de transformadores de Corriente
TC y transformadores de potencial TP.
Prácticas de operación: conforme a normas.
Experiencia previa: historial de dificultades.
Criterios de diseño.
CONFIABILIDAD: Capacidad del sistema de protección de realizar su función correctamente
cuando se le requiera y evitar operación innecesaria o incorrecta durante las fallas.
VELOCIDAD: Tiempo mínimo de falla y daño mínimo del equipo. Rapidez para despejar las fallas a fin de
evitar daños al equipo.
SELECTIVIDAD: Manteniendo la continuidad del suministro desconectando una sección mínima del
circuito para aislar la falla.
SEGURIDAD: Para que no cause desenergización del circuito debido a desbalanceo de carga, corriente sin
rush6, puesta en marcha de carga en frio, armónico y otras condiciones de estado estable y transitorio.
SENSITIVIDAD: El sistema de protección debe detectar fallas temporales y permanentes y diferenciarlas
así esté en puntos muy alejados del interruptor principal del circuito.
ECONOMÍA: Máxima protección a costo mínimo.
SIMPLICIDAD: Equipo y circuitería mínima para garantizar la certeza de operación correcta del sistema
de protección.
6Corriente Rush o corriente de irrupción: Oleada inicial de corriente en un solenoide. La corriente de irrupción puede ser hasta diez
veces más alta que la corriente necesaria continuamente, porque hay resistencia inicial baja.
-20-
1.5.5 DESEMPEÑO DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN.
El desempeño se clasifica como:
CORRECTO: Operaciones de los elementos de forma correcta o sea verifica la falla temporal o
permanentedespeja o aislandorespectivamente.
INCONCLUSO: Por la manipulación en los equipos de protección y falta de mantenimiento.
INCORRECTO: disparo falso y omisión de disparo por las siguientes causas:
• Aplicación de dispositivos de mala calidad.
• Ajustes incorrectos.
• Error de personal.
• Mal funcionamiento de equipos componentes del sistema protección.
1.5.6 DISTRIBUCIÓN DE CONEXIÓN DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN
En esta sección se presenta un resumen de las principales características de los dispositivos de protección
utilizados actualmente por las empresas para proteger los sistemas de distribución radial. Las consultas de los
dispositivos los puede realizar en los catalogo de cada distribuidor para las protecciones en redes de distribución en
media tensión.
1.5.6.1 Interruptores Automáticos - relés de sobrecorriente
Un interruptor es un dispositivo de interrupción automática que es capaz de romper y volver a cerrar un circuito
en todas las condiciones posibles. Modelado preciso de los interruptores es difícil debido a la complejidad de los
fenómenos físicos durante las operaciones de rotura y la gran variedad de interruptores de circuito (aceite, aire, SF6,
vacío).
El rendimiento de un interruptor durante una operación de apertura se rige por las características del relé de
sobrecorriente. Hay dos tipos de relés: instantáneos y de retraso de tiempo. La característica de tiempo-corriente de
un relé de sobrecorriente puede consistir en dos secciones, la primera es independiente de la corriente, el segundo
tiene un tiempo de funcionamiento que varía inversamente con la corriente. Dependiendo de la velocidad con la que
el tiempo de funcionamiento del relé y la corriente están relacionados, la característica de tiempo-sobrecorriente
puede ser clasificada como inversa, muy inversa y extremadamente inversa.
La característica de tiempo de corriente se puede representar por la siguiente expresión.
t(I) =
(1)
Donde n es un factor que caracteriza a cada tipo de relé, K es un factor para distinguir cada miembro de una
familia, y que a es la corriente de arranque, es decir, el valor más pequeño de la corriente que activará el interruptor
para operar. Los valores típicos de estos parámetros se pueden consultar en la literatura para cada tipo de
característica.
Fig. 1.16 Características de tiempo corriente de los relés de sobrecorriente
-21-
1.5.6.2 Reconectadores
Un reconectador es un dispositivo de protección de sobrecorriente que puede detectar e interrumpir corrientes de
fallo, así como volver a cerrar automáticamente un número predefinido de veces que un alimentador. Su
funcionamiento es similar a la de un interruptor con un relé de reconexión. En general, los restauradores tienen menos
capacidad de interrupción y cuestan menos que los interruptores.
Operación de reenganche utiliza dos curvas de tiempo-corriente. El primero, conocido como rápido o instantánea,
se utiliza principalmente para ahorrar fusibles laterales en condiciones de falla temporal. La segunda curva se conoce
como lenta o retardada, y su principal objetivo es retrasar reconectadores de disparo, y permitir que los fusibles
actúen para dejar en condiciones de falla permanente.
Un reconectador puede ser fijado para una serie de operaciones, a pesar de una secuencia de reenganche muy
común tiene dos operaciones, seguidas de dos viajes de retardo.
Fig. 1.17 Reconectador característica de disparo
1.5.6.3 Fusibles
Varios tipos de fusibles están actualmente disponibles en el mercado para proteger las redes de distribución. En
este trabajo se han modelado sólo fusibles limitadores de corriente y la expulsión. Los fusibles del primer grupo
limitan la magnitud así como la duración de la corriente, y el segundo grupo sólo limita la duración de la avería, lo
que permite el flujo de sobrecorrientes, que se interrumpieron después de un paso por cero. Estas diferencias pueden
afectar significativamente en la calidad de energía.
Un modelo de fusible, con independencia del primer grupo, tiene las siguientes etapas:
Detección de corriente.
La iniciación
Interrupción del arco
La interrupción de corriente.
El período de fusión.
Durante la temperatura se eleva, comienza con la falla y termina cuando el fusible se funde; en ese momento esta
etapa la corriente fluye sin limitación. El mecanismo de fusión de un fusible depende de la magnitud y la duración de
la corriente, así como en las propiedades eléctricas del fusible. Esta característica se muestra en la llamada curva de
tiempocorriente proporcionada por los fabricantes. El rendimiento de un fusible está representado por medio de la
fusión mínima y total de las curvas de compensación, Un fusible tiene un tiempo de arco, que es el tiempo necesario
para interrumpir la corriente después de que se funde el fusible, por lo que la curva de tiempo total de compensación
se deduce mediante la adición el tiempo de arco para el tiempo de fusión. Fig. 1.18
-22-
En la siguiente fig. 1.18 muestra el funcionamiento de un fusible limitador de corriente, desde el instante que la
falla es causada hasta el instante en el que el fusible se funde y la corriente se interrumpe. El tiempo de
funcionamiento de un fusible limitador de corriente puede ser más corto que la mitad de un ciclo, sin embargo, esta
alta velocidad tiene un costo, ya que una sobretensión se obtiene normalmente. El fusible limita la energía a través de
una fracción de la energía disponible en el sistema. El rendimiento de un fusible limitador de corriente se puede
deducir de las tablas entregados por el fabricante, que son muy útiles para obtener la corriente durante una operación
de fusible.
Una expulsión del fusible interrumpe la corriente de falla a corriente cero, un limitador de corriente, fusible
interrumpe la corriente forzando una corriente cero fallas. Después de la interrupción, la operación de un fusible
limitador de corriente, los resultados en la inserción de la impedancia adicional y el desarrollo de una tensión de arco,
y cuando esta tensión excede la tensión del sistema, el arco se extingue y la acción se lleva a cabo. Un fusible de
expulsión se calienta a su punto de fusión cuando se produce la falla, la corriente continuafluyendo en la forma de un
arco en cero la corriente de arco se extingue, siendo el fusible sometido a una tensión transitoria de restablecimiento,
cuya frecuencia y magnitud dependerá de las condiciones de trabajo.
Fig. 1.18 Características de tiempo-corriente de un fusible.
Fig. 1.19 Efecto de un fusible limitador de corriente.
-23-
1.5.6.4 Seccionadores
A seccionadores es un dispositivo automático de apertura del circuito. Después de un circuito ha sido
desenergizado por un dispositivo de protección como un reconectador o un interruptor de reconexión un seccionador
que aísla la parte de la falla de una red de distribución. Después de que la falla haya sido aislada, el resto del circuito
queda en condiciones normales con sus respectivos dispositivos de protección. Un seccionador no tiene la capacidad
de romper la corriente de falla, y por lo general se instala aguas abajo de un interruptor o de un reconectador,
seccionadores son, por lo tanto, utilizados junto con los dispositivos con capacidad de corte de falla.
Un seccionador cuenta las interrupciones del dispositivo de protección, puede ser configurado para abrir después
de una, dos, o tres veces se han registrado en un lapso de tiempo predeterminado, consulte la Fig. 1.20. Un
seccionador se abre durante el intervalo abierto del dispositivo de seguridad. A pesar de que no puede interrumpir
fallas, que se puede cerrar ellos. Su mecanismo de funcionamiento se resetea con fallas temporales. Seccionadores se construyen para los arreglos de una y tres fases con mecanismos hidráulicos o electrónicos.
Seccionalizadores se pueden utilizar en lugar de fusibles o entre un dispositivo de reconexión y un fusible. Sólo
detectar interrupciones de la corriente por encima de un nivel predeterminado y no tiene características de tiempo
corriente, lo que permite fácil la coordinación con otros dispositivos de protección en el sistema. Ofrecen una
protección adicional sin añadir un paso de coordinación con el esquema de protección. Sus ventajas sobre
cortacircuitos del fusibles son muchas, que ofrecen seguridad y no se abren accidentalmente bajo carga, después de
una falla permanente, la capacidad de cierre de fallas del seccionador simplifica en gran medida las pruebas de
circuito, si un problema persiste, la interrupción se lleva a cabo de manera segura. No se requiere el reemplazo de
fusibles, el reconectador de respaldo se elimina la posibilidad de errores en la selección del fusible el tamaño y el tipo de vínculo correcto.7 “Ver [3]”
Fig. 1.20 Rendimiento seccionalizador.
1.6.1 MÉTODOS PROTECCIONES PARA SOBRECORRIENTE.
1.6.1.1 Método de escalonamiento de tiempo.
El propósito del escalonamiento de tiempo es asegurar que el interruptor más cercano a la falla abra primero
mediante la selección del ajuste de tiempo adecuado para cada relé .Los ajustes de tiempo aumentan a medida que el
relé se acerca a la fuente. Se muestra a continuación el principio de escalonamiento de tiempo para un sistema radial.
En cada uno de los puntos 2, 3, 4 y 5, es instalada una unidad de protección que contiene un relé de sobrecorriente
de tiempo diferido definido. El tiempo diferido del relé proporciona los medios para la selectividad.
[3]Velasco, J. A. (2003, 06 23-26). Modelacion de Dispositivos de Proteccion para sistemas de distribucion. . Retrieved 05 01, 2013, from Modelacion de Dispositivos de Proteccion para sistemas de distribucion.: http://www.scielo.cl/scielo.php?pid=S0718-33052010000200013&script=sci_arttext
-24-
Fig. 1.21 Principio de escalonamiento de tiempo para un sistema radial.
El relevador en el interruptor dos se ajusta al tiempo posible más corto necesario para operar el interruptor
(Típicamente 0.25 segundos). El ajuste del relé en el punto (3) es seleccionado aquí como 0.5 segundos, el del relé(4)
es de 1 segundo, y así sucesivamente. En el evento de una falla en F el relé en (2) operará y la falla será aislada antes
de que los relé en 3, 4, y 5 tengan suficiente tiempo para operar. El defecto de este método es que el tiempo de
despeje de falla más largo está asociado con las secciones más cercanas a la fuente donde las fallas son más severas.
La mayor desventaja de este método de discriminación es que el tiempo de eliminación de la falla es mayor
cuando ocurren fallas en la sección más cercana a la fuente, donde el nivel de falla es mayor.
1.6.2 Método de escalonamiento de corriente.
Los relés de discriminación por corriente atienden al hecho de que la corriente de falla varía con la posición de la
misma, debido a la diferencia en los valores de impedancia entre la fuente y el punto de la falla. El relé más cercano a
la falla debe abrir el interruptor.
Esta discriminación por corriente no es practicable para corrientes entre dos interruptores cuya sección de línea
tenga una impedancia insignificante.
El hecho de que las corrientes de falla son más altas a medida que la falla se acerca a la fuente es utilizado en este
método. Los relés se calibran para operar al ajuste de corriente disponible que disminuye a medida que la distancia
desde la fuente es aumentada.
Fig. 1.22 Escalonamiento de corriente para un sistema radial.
La figura 1.22 muestra el caso de un sistema radial con escalonamiento de corriente. Las ventajas y desventajas del
escalonamiento de corriente son mejor ilustradas en los siguientes ejemplos.
-25-
Por Ejemplo
Considerar el sistema radial mostrado en la figura 1.22. Calcular las corrientes de falla FA, FB,FC ,FD y FE.
Proponer los ajustes de los relés sobre la base del escalonamiento de corriente, asumiendo un margen de error del relé
de un 30%.
Fig. 1.23 Sistema radial para el ejemplo.
XS = 0.5Ω X43 = 0.25Ω X32 = 0.05Ω XT = 2.1Ω
Solución:
El voltaje del sistema es de 11 kV; la corriente de falla está dada por:
I =
=
(2)
Donde es la reactancia desde la fuente hasta el punto de falla.
Para la falla: FA: XFA = 0.5 + 0.25 + 0.05 + 2.1 = 2.9 Ω
Así la corriente de falla es: IFA =
= 2189.95 A
Para la falla: FB: XFB = 0.5 + 0.25 + 0.05 = 0.8 Ω
Así la corriente de falla es: IFB =
= 7938.57 A
Para la falla: FC: XFC = 0.5 + 0.25 = 0.75 Ω
Así la corriente de falla es: IFC =
= 8467.8 A
Como FD está muy cerca a FC: IFD=IFC= 8467.8 A
Para la falla FE = XFE = 0.5Ω, la corriente de falla es: IFE =
= 12701.71 A
El relé en 1 no podrá responder a las fallas FB y FC y deberá ajustarse al 130% de la corriente de falla en FA, así,
El relé 2 deberá responder a las fallas FE y FC y deberá ajustarse a
IS2 = 1.3IFC = 11008.14 A
En la práctica, deben existir variaciones en el nivel de fallas en la fuente que resulta típicamente en la reducción en un
50% de la potencia aparente de la fuente. Esta reducción de potencia aparente puede considerarse como un
incremento en la impedancia de la fuente (el doble deXs). Como resultado, elevación de corrientes más baja y cuyas
consecuencias se ilustran en el siguiente ejemplo:
Ejemplo:
Suponer que para el sistema del ejemplo anterior, las variaciones a nivel de fuente resultan en un cambio de
Xs de 0.5 a 1.0 Ω. Encontrar las corrientes de falla resultantes y estudiar sus efectos sobre las respuestas del relé.
Solución:
Las siguientes son las corrientes revisadas:
IFA =
= 1867.90 A, IFB =
= 4885.27 A, IFC = IFD =
= 5080.68 A,
-26-
IFE =
= 6350.85 A.
El Relé 1 aún responderá a las fallas FB y FC, el relé 2 no responderá a cualquier falla incluyendo FE. Nótese que la
presencia del transformador con X = 2.1Ω es la principal razón para que el relé 1 no opere adecuadamente.
El escalonamiento de corriente no es por tanto, un método práctico para proteger el circuito entre los interruptores
1 y 2. Sin embargo, cuando existe una impedancia considerable entre los interruptores, el esquema es práctico.
Discriminación por tiempo y corriente. Cada uno de los métodos descritos tiene desventajas fundamentales, en el
caso de la discriminación por tiempo, la desventaja es que las fallas más grandes son eliminadas en un tiempo de
operación mayor.
La discriminación por corriente puede aplicarse únicamente cuando hay una impedancia significativa entre los dos
interruptores implicados, esto es debido a las limitaciones impuestas por el uso independiente de la coordinación de
tiempo o corriente que involucren las características del relé de sobrecorriente de tiempo inverso. Con esta
característica, el tiempo de operación es inversamente proporcional al nivel de corriente de falla y la característica
real es una función de ambas, tiempo y corriente.
Fig. 1.24 Característica del relevador de sobrecorriente de tiempo diferido.
-27-
Fig. 1.25 Curvas características tiempo-corriente del relevador.
1.7 IMPLEMENTACIÓN EN EL SERVICIO ELÉCTRICO.
Para poder desarrollar el análisis de los reconectadores en el sistema de redes de distribución primero se tiene que
tener el concepto claro las redes de distribución de energía eléctrica y topologías de las redes. Por esta razón vamos a
revisar rápidamente los temas anteriores.
1.7.1 RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
Fig. 1.26 Sistema de suministro eléctrico.
La Red de Distribución de la Energía Eléctrica o Sistema de Distribución de Energía Eléctrica es la parte del
sistema de suministro eléctrico cuya función es el suministro de energía desde la subestación de distribución hasta los
-28-
usuarios finales (medidor del cliente). Se lleva a cabo por los Operadores del Sistema de Distribución
(DistributionSystemOperator o DSO en inglés).
Los elementos que conforman la red o sistema de distribución son los siguientes:
Subestación de Distribución de casitas: conjunto de elementos (transformadores, interruptores,
seccionadores, etc.) cuya función es reducir los niveles de alta tensión de las líneas de transmisión (o
subtransmisión) hasta niveles de media tensión para su ramificación en múltiples salidas.
Circuito Primario.
Circuito Secundario.
La distribución de la energía eléctrica desde las subestaciones de transformación de la red de transporte se realiza
en dos etapas.
La primera está constituida por la red de reparto, que partiendo de las subestaciones de transformación, reparte la
energía, normalmente mediante anillos que rodean los grandes centros de consumo, hasta llegar a las estaciones
transformadoras de distribución. Las tensiones utilizadas están comprendidas entre 25 y 132 kV. Intercaladas en estos
anillos están las estaciones transformadoras de distribución, encargadas de reducir la tensión desde el nivel de reparto
al de distribución en media tensión.
La segunda etapa la constituye la red de distribución propiamente dicha, con tensiones de funcionamiento de 3 a
30 kV y con una característica muy radial. Esta red cubre la superficie de los grandes centros de consumo (población,
gran industria, etc.), uniendo las estaciones transformadoras de distribución con los centros de transformación, que
son la última etapa del suministro en media tensión, ya que las tensiones a la salida de estos centros es de baja tensión
(125/220 ó 220/380 V1).
Las líneas que forman la red de distribución se operan de forma radial, sin que formen mallas, al contrario que las
redes de transporte y de reparto. Cuando existe una avería, un dispositivo de protección situado al principio de cada
red lo detecta y abre el interruptor que alimenta esta red.
La localización de averías se hace por el método de "prueba y error", dividiendo la red que tiene la avería en dos
mitades y energizando una de ellas; a medida que se acota la zona con avería, se devuelve el suministro al resto de la
red. Esto ocasiona que en el transcurso de localización se pueden producir varias interrupciones a un mismo usuario
de la red.
1.7.2 TOPOLOGÍAS TÍPICAS DE REDES DE DISTRIBUCIÓN.
La principal función de las redes eléctricas es el transporte de la energía desde la generación hasta sus centros de
consumo de forma técnica y económicamente conveniente, para lo cual se busca optimizar las siguientes
características:
Resistencia Eléctrica, ligado a las pérdidas
Resistencia mecánica, ligado a la seguridad
Costo, ligado a la economía
En los diseños de construcción se trata de conseguir las soluciones en reducir el precio de las instalaciones como
también el mantenimiento y la reconstrucción en caso de daños de las redes eléctricas.
En los estudios eléctricos las características importantes tenemos su longitud y su tensión, y los parámetros
eléctricos debemos considerar su comportamiento en las redes eléctricas su resistencia, reactancia inductiva
capacitancia.
En el diseño y construcción de las líneas y especialmente de transmisión se colocan sobre la red trifásica cables de
guarda para eliminar las suspensión de servicio eléctrico debido a las descargas atmosféricas es un cable de acero
aterrado, pero que hoy en día se utilizan cable de fibra para la comunicación entre subestaciones.
Las líneas constituyen uno de los principales elementos que intervienen en la composición de una red eléctrica. La
interconexión de sistemas y el transporte, reparto y distribución de la energía dentro de un sistema determinado se
realizan por medio de líneas aéreas o cables aislados.
La interconexión entre redes regionales o nacionales, así como el transporte entre grandes centros de producción y
consumo, para los que siempre se emplean altas tensiones con distancias de orden elevado, son dominio exclusivo de
las líneas aéreas.
En las redes de distribución en media tensión, comienzan ya a existir dos campos de utilización perfectamente
delimitados: las líneas aéreas y los cables aislados. Cuando se trata de redes rurales, provinciales, o cuando las
-29-
distancias superan algunos kilómetros, predominan de las líneas aéreas. Cuando se trata de centros urbanos, zonas
industriales densas o distancias muy cortas, es práctico normal utilizar líneas subterráneas.
En las redes de distribución en baja tensión podemos hacer las mismas consideraciones que en el caso de media
tensión, si bien por tratarse en general de distancias cortas y distribuciones muy directas a los elementos de consumo,
predominan claramente los conductores aislados.
La elección de un sistema u otro, depende de un gran número de factores. Las consideraciones económicas
constituyen el principal factor de decisión. El costo de un sistema enterrado puede alcanzar de 5 a 10 veces el costo
de un sistema aéreo. Un sistema aéreo de distribución puede tener una vida útil de 25 años, mientras que un sistema
enterrado puede alcanzar los 50 años.
Un sistema aéreo es más propenso a sufrir mayor número de averías como consecuencia del viento,
hielo,accidentes de todo tipo, sin embargo conviene no olvidar que la reparación y localización de averías es mucho
más sencilla en un sistema aéreo que en un sistema subterráneo.
Cuando se deben transmitir grandes potencias desde la generación hasta los centros de consumo, es necesario en la
electrotecnia de potencia el uso de tensiones elevadas. La corriente se conduce a través de conductores metálicos. Por
lo tanto se producen pérdidas, entre las cuales la pérdida por efecto Joule es la más importante.
La topología de una red de distribución se refiere al esquema o arreglo de la distribución, esto es la forma en que
se distribuye la energía por medio de la disposición de los segmentos de los circuitos de distribución. En este sentido
se enfoca a la forma como se distribuye la energía a partir de la fuente de suministro.
1.7.2.1 Redes radiales o redes en antena
Supongamos que se tiene un centro de cargas, y varias cargas que deben ser alimentadas desde este centro. Desde
cada carga hasta el centro se debe encontrar un camino a través de un cable. El cable puede ser exclusivo para cada
carga o bien puede pasar por varias cargas sucesivamente.
El sistema de alimentación en el cual cada carga está unida con el centro de alimentación a través de un cable
exclusivo, es característico de las instalaciones industriales en el nivel de alimentación de las cargas. Una ventaja de
este sistema es que permite el control centralizado desde el centro de alimentación, un ejemplo clásico es un centro de
control de motores.
El sistema de alimentación en el cual un solo cable va pasando por todas las cargas sucesivamente, es
característico de la distribución domiciliaria, de los circuitos de iluminación de calles. Este sistema obliga a tener los
dispositivos de control de las cargas distribuidos, uno en correspondencia de cada derivación de carga, salvo que
simplemente se conecten y desconecten todas las cargas juntas desde el centro de alimentación.
Una mezcla entre los dos sistemas podemos llamarla arborescente, el cable nace troncal en el centro de
alimentación, y se subdivide en ramas y más ramas, llegando hasta las cargas.
El cálculo de la red es simple, el flujo de carga se puede desarrollar suponiendo perdidas nulas, la carga que pasa
por una rama cualquiera es suma de todas las cargas comprendidas entre esa rama y las hojas.
Ventajas
Resaltan su simplicidad y la facilidad que presentan para ser equipadas de protecciones selectivas. Prácticamente
sin energía eléctrica no podemos hacer nada en la vida actual, todo funciona con ella, televisión, internet, radio,
licuadoras, refrigeradoras, lavadoras, aspiradoras, las bombas para enviarte agua para tu casa, etc.
Desventajas
Su falta de garantía de servicio. Estas desventajas pueden ser compensadas en la actualidad con los dispositivos
modernos de desconexión automática de la zona en falla llamados "Órganos de Corte de Red" o la utilización de los
dispositivos llamados "Reconectadores" que desconectan y cierran la zona en falla, procurando de esa manera
despejar la zona en falla y volver el servicio sobre la línea completa.
1.7.2.2 Red en anillo y mallas
Buscando soluciones a la debilidad desde el punto de vista de seguridad de alimentación, se plantean redes de
mayor complejidad.
-30-
Los esquemas radiales se pueden duplicar, radial doble, y cada carga puede seleccionar si se alimenta desde un
cable o el otro, o bien una línea que alimenta muchas cargas puede terminar en otro centro de alimentación,
alimentarse desde ambas puntas, formando un anillo.
Si a un sistema arborescente se le agregan más ramas entre nodos ya existentes, se forma un sistema mallado. El
sistema mallado puede tener también más puntos de alimentación.
Frecuentemente en el nivel de distribución el funcionamiento de las redes, aun teniendo estructura mallada es
radial, es decir se abren cierta cantidad de ramas a fin de poder alimentar todas las cargas y la red queda radial. En
caso de pérdida de un cable en servicio se conectan otros cables (que estaban desconectados) a fin de que nuevamente
la red con un nuevo esquema radial preste servicio a todos los usuarios, se pueda decir que la red mallada funciona
como red radial dinámica (que cambia).
Si se desea mantener las mallas cerradas, debe considerarse que los sistemas de protecciones deberán garantizar el
buen funcionamiento separando exclusivamente el tramo que en cada condición se encuentre en falla. Esta es la
principal dificultad que aun cuando se plantean sistemas mallados a nivel de distribución se los hace funcionar en
modo radial, para facilitar la identificación de los puntos donde ocurren las fallas.
Las redes de alta tensión (transmisión) son las que funcionan en modo mallado, a medida que se baja a tensiones
menores el funcionamiento se plantea en modo radial. 8
Esto significa que cualquier punto de consumo, en esta estructura, puede ser alimentado por dos posibles caminos
eléctricos, dado que uno solo de estos dos caminos es efectivo, la emergencia se realiza mediante esta posibilidad de
bucle.
Ventajas
Todas las ventajas de la distribución en redes radiales y además la posibilidad de alimentar alternativamente de
una fuente u otra, con lo que ante situaciones de falta y utilizando los reconectadores, quedaría siempre fuera de
servicio la zonas de la falla y el resto de la línea con servicio eléctrico normal.
Desventajas.
Si la estructura está alejada del pararrayos la electricidad seria dirigida a las puntas de la tierra lo cual afectaría a
las estructuras cercanas.9 “Ver [4]”
1.7.3 ANÁLISIS DEL RECONECTADOR EN MEDIA TENSIÓN.
Un caso muy concreto tenemos el reconectador ubicado en la vía a Santa Ana sector la raya del Alimentador
0321,la configuración del reconectador se tomó del análisis de la ubicación, tipos de falla, condiciones ambientales
las cuales nos indica la configuración interna del reconectador en la función mejor deseada por la topología de la
líneas como la coordinación de las protecciones agua abajo del reconectador.
Por ejemplo en la red del alimentador 0321 Santa Ana, Dizha, Quingueo, Macas. El tipo de línea es radial tiene
protecciones en Dizha de 40 A, en el sector de Quingueo tenemos protecciones de 20 A, por esta razón la
configuración del reconectador se tomó en cuenta como la zona donde existe con frecuencias de descargas
atmosféricas en la configuración del reconectador es para proteger los fusibles y dichos daños mencionados
anteriormente, cuando en la zona existe lluvia con descargas atmosféricas el reconectador reconoce el tipo de daño y
protege a sus fusibles aguas abajo del reconectador, al existir un descarga sobre las redes de media tensión el
reconectador se desconecta automáticamente en un intervalo de tiempo y nuevamente se conecta, en ese momento el
reconectador despega la falla temporal como se la llama a las descargas atmosféricas, y las redes de media tensión
funciona en condiciones normales es una de las miles de ventajas que tiene el reconectador, en el caso siguiente
cuando la falla es permanente el reconectador asume en su primera instancia como la protección de los fusibles aguas
abajo en el segundo intento de conexión que persiste la falla el reconectador reconoce como un falla de larga duración
en ese momento el reconectador prioriza el servicio eléctrico y procede a la protección en ese instante de tiempo que
actué aislando la parte afectada con el daño permanente concluyendo con un fluido eléctrico permanente del
alimentador principal.
[4]Eléctricas, T. d. (n.d.). Red de Distribución de Energía Elctrica. Retrieved Junio 3, 2013, from Topología de redes: http://bibing.us.es/proyectos/abreproy/10963/fichero/Archivos%252F01+Red+de+Distribucion+de+Energia+Electrica.pdf
-31-
2 EL RECONECTADOR
2.1. HISTORIA DEL RECONECTADOR.
Las redes de distribución aérea de media tensión, utilizan frecuentemente reconectadores para eliminar las fallas
fugaces, provocadas por descargas atmosféricas, vientos, etc. Un importante número de equipos y modelos se
encuentra operando satisfactoriamente desde hace varios años.
Durante estos últimos años la tecnología de reconectadores ha ido variando desde equipos alimentados desde las
propias fases de la línea a los que últimamente usan una fuente auxiliar y se conectan a la red mediante un
transformador de tensión.
Unas de las principales modificaciones a lo largo de este período ha sido el control de estos reconectadores.
Inicialmente se utilizaron controles con tecnología de estado sólido y analógico y actualmente se utilizan controles de
tecnología digital microprocesada. En todo este período ha comprado reconectadores con interruptor de vacío
inmerso en aceite dieléctrico.
En estos últimos tiempos ha surgido especial interés en mantener y actualizar los reconectadores ya sea desde el
punto de vista de sustituir partes envejecidas o renovar los controles electrónicos poniendo al día las facilidades que
estos brindan en cuanto a la capacidad de programación del número de reconexiones, tipos de curva de protección a
utilizar, capacidad de registro de eventos y de comunicación para facilitar el telecontrol del equipo.
Habitualmente los trabajos de mantenimiento se realizan en las distintas oficinas de mantenimiento. Debido al
volumen creciente de reconectadores, la disminución de personal y el interés de actualización del control que requiere
el desarrollo de un proyecto mayor.
En general, la tecnología que consiste en sustituir en un equipo o conjunto de equipos, aquellos componentes cuya
confiabilidad se ve afectada, y reemplazarlos por equipos o partes, modernas, con mejores prestaciones y cuyo
mantenimiento ha sido mejorada.
Así, mientras algunos de los componentes de una instalación eléctrica se van acercando al fin de su vida útil,
afectando la confiabilidad del conjunto, otros se encuentran en perfectas condiciones de continuar operativos. El
concepto de confiabilidad al que nos referimos es el que ha sido definido por la NASA
Como la “probabilidad de que un dispositivo se desempeñe adecuadamente, por el periodo de tiempo pretendido,
bajo las condiciones de trabajo logradas”.10 “Ver[5]”
La tecnología de retrofitting (adaptación), que consideramos en este caso para reconectadores, es aplicada a
cualquier equipo eléctrico de potencia o un conjunto de equipos. El conjunto de equipamientos de diferentes
prestaciones, a las que nos referimos, pueden ser celdas, disyuntores, contactores, tableros y transformadores.
Estos equipos, o parte de equipos, tienen en general características diferentes, entre las cuáles podemos destacar
principalmente vida útil y obsolescencia. Los componentes que envejecen más rápidamente suelen ser sistemas de
protecciones, control y comunicación, aislamientos y medios de extinción del arco. Consecuencia de esto es que
normalmente se actualizan las funciones de protección, comunicación y monitoreo.
Internacionalmente las técnicas de retrofitting (adaptación) están siendo objeto de amplia atención, debido a la
gran cantidad de instalaciones que permanecen en servicio a pesar de su edad. En particular IEEE y CIGRE están
discutiendo estos temas.
La importancia del retrofitting (adaptación) radica en su menor costo respecto a la sustitución total del
equipamiento, a la posibilidad de obtener un equipamiento con tecnología totalmente actualizada y a la creciente
atención que se presta actualmente a la seguridad de las instalaciones y personas que las operan.
A continuación tenemos como han ido evaluando los reconectadores en el transcurso del tiempo por lo que es
necesario en algunos casos sustituirlos o adaptarlos:
[5] Potencia., E. d. (2005, Mayo 1). Reconectadores Eléctricos. Retrieved Mayo 20, 2013, from Equipos de Potencia.: http://www.electromagazine.com.uy/anteriores/numero11/retrofiting.htm
-32-
1941: Una fase, Tipo GR, interrupción en aceite.
1949: Tres fases, Tipo GR3, interrupción en aceite.
1957: PR reconectador, interrupción en aceite serie( Se discontinua GR).
1974: ES reconectador, aceite/shunt, 3-fases.
1976: 2000: ESV, cámara de Vacío, aislamiento en aceite3 Fases.
1975: 2005 –ESVA, aislado en aire, cámara de vacio3 Fases.
1997 –2003: VR-3S Dieléctrico Sólido con control PCD.
o Más de 6,000 unidades fabricadas.
o Opción de disparo monofásico adicionado en el 2000.
o Opción de Control de Lazo adicionado en 2001.
Utilizando el mismo control con actualización para todos los usuarios.
2003: OVR 15/27 kV 3-Fases Reconectador con Control PCD.
2004: OVR 38kV 3-Fases Reconectador con Control PCD y opción CVD.
2005: OVR-1, 1-Fase control ICD.
2.2. FUNCIONAMIENTO DEL RECONECTADOR:
El mecanismo del reconectador ejecuta las operaciones de apertura y cierre de los contactos del interruptor al
vacío en respuesta a las señales recibidas del control electrónico. La apertura de los contactos se inicia cuando se
envía una señal eléctrica al solenoide de disparo, el cual desplaza la traba basculante para soltar los resortes de
disparo cargados. El cierre de los contactos se inicia cuando se envía una señal eléctrica a un solenoide giratorio, el
cual cierra el contactor de la bobina de cierre por medios mecánicos para energizar la bobina de cierre de alto voltaje,
la cual cierra los interruptores al vacío y carga los resortes de disparo.
Cuando los contactos se cierran Fig. 2.1, los resortes de disparo están completamente extendidos y el mecanismo
está en la posición de reposo (cerrado). Cuando se energiza el solenoide de disparo, su varilla desplaza la traba
basculante para abrirla y permitir que los resortes de disparo desplacen la barra de contactos Fig.2.2.
Tan pronto se abre la traba basculante, los conjuntos de brazos de contactos giran sobres sus pivotes fijos y abren
los contactos de los interruptores de modo instantáneo. Durante el mismo movimiento, la palanca de disparo gira para
cerrar la traba basculante. Este movimiento de la palanca de reposición también saca el émbolo de la bobina de cierre.
Al llegar a este punto el mecanismo se encuentra en la posición abierta (disparado) Fig. 2.3.
Una señal enviada al solenoide giratorio cierra el contactor y energiza el solenoide de la bobina de cierre de alto
voltaje. Conforme su émbolo se desplaza hacia el interior de la bobina, la palanca de reposición es tirada hacia abajo
y trabada, los contactos de los interruptores se cierran y los resortes de cierre se extienden (se cargan) Fig. 2.4. El
mecanismo entonces queda listo para ejecutar otra operación de apertura.
Fig. 2.1 Contacto cerrado
Fig. 2.2 Resortes de disparo sueltos
-33-
Fig. 2.3 Contactos completamente abiertos.
Fig. 2.4 Contacto completamente cerrado.
Los reconectadores pueden ser programados para un máximo de cuatro aperturas y tres reconexiones. Los tiempos
de apertura pueden determinarse de curvas características tiempo corriente, las cuales proporciona el fabricante. Cada
punto de las curvas características representa el tiempo de aclaración del reconectador para un determinado valor de
corriente de falla. Es importante destacar que este dispositivo consta de dos tipos de curvas, una de operación rápida y
una segunda de operación retardada. Existen varios modelos de reconectadores sean trifásicos o monofásicos, sin
embargo todos funcionan bajo el mismo principio, en la Fig.2.5 se proporciona una vista seccionada de un
reconectador automático monofásico.
Fig. 2.5 Corte lateral del reconectador monofásico del dieléctrico sólido.
1. Terminal lado-In
2. Interruptor de vacío
3. Contactos
4. Bushing epoxi
5. Barra de empuje
6. Punto de puesta a tierra
7. Tarjeta SCEM.
8. Actuador Magnético.
9. Tanque de acero Inoxidable
10. Indicador de Posición
11. Anillo de apertura Manual
12. Tapa de acero Inoxidable.
13. Transformador de
corriente.
14. Transformador capacitivo
de tensión.
15. Terminal lado-Out
-34-
Para comprender mejor la secuencia de trabajo de un reconectador eléctrico deben observar los siguientes puntos:
1. Tiempo de reconexión: Son los intervalos de tiempo en que los contactos del reconectador permanecen
abiertos entre una apertura y una orden de cierre o de reconexión.
2. Tiempo de reposición: Es el tiempo después del cual el reconectador repone su programación, cuando su
secuencia de operación se ha cumplido parcialmente, debido a que la falla era de carácter temporal o fue
aclarada por otro elemento de protección.
3. Corriente mínima de operación: Es el valor mínimo de corriente para el cual el reconectador comienza a
ejecutar su secuencia de operación programada. La secuencia de operación típica de un reconectador para
abrir en caso de una falla permanente se muestra en la Fig.2.6., donde se ha supuesto que la programación
es C 22, es decir, dos aperturas rápidas y dos aperturas lentas, con tiempos obtenidos respectivamente, de la
curva A y de la curva C de la Fig.2.5, para la magnitud de corriente de falla correspondiente.
Fig. 2.6 Secuencia de operación de un reconectador.
Si la falla ha desaparecido el reconectador permanece cerrado y se restablece el servicio. Si por el contrario, la
falla permanece, el reconectador opera por segunda vez en curva rápida A y después de (ta) segundos abre
nuevamente sus contactos. Luego de cumplirse el segundo tiempo de reconexión el reconectador cierra sus contactos
y si aún la falla persiste, abre por tercera vez pero de acuerdo al tiempo de aclaramiento (tc) correspondiente a la
curva lenta tipo C.
Una vez que se cumple el tiempo de la tercera y última reconexión, reconecta por última vez cerrando sus
contactos. Si aún la falla está presente, el reconectador al cabo de (tc)segunda abre definitivamente. En caso que el
reconectador no haya completado su secuencia de operación, después de transcurrido el tiempo de reposición, repone
su programación que tenía antes que ocurriera la falla, quedando en condiciones de ejecutar completamente su
secuencia de operación en caso de presentarse una nueva condición de falla en la línea.
El reconectador interrumpirá las corrientes de falla de modo efectivo únicamente si se usa dentro de sus valores
nominales especificados. Antes de instalarlo, revise los valores nominales dados en la chapa de datos y compárelos
con las características del sistema en el punto de aplicación.
2.3. CARACTERÍSTICAS DEL RECONECTADOR
2.3.1 SECUENCIA DE OPERACIONES
Los reconectadores deberán ser capaces de efectuar cuatro aperturas: tres con reconexión automática y una para
apertura definitiva sin reconexión, ya sea para el caso de cortocircuito entre fases o fases a tierra. En caso de utilizar
transformadores de intensidad, los mismos serán alojados en el interior del reconectador o pasatapas y de relación de
transformación múltiple.
La característica corriente-tiempo de desconexión será ajustable en dos rangos: Uno rápido y otro lento, de manera
que puedan efectuarse por lo menos las siguientes secuencias de operaciones:
-35-
Tabla 2
Numero de desconexiones
Rápido Lento Totales
1 3 4
2 2 4
3 1 4
Tabla 2 Numero de desconexiones
Las secuencias serán iguales para los dos tipos de fallas, entre fases y a tierra.
Características "tiempo-corriente" para fallas entre fases y por falla a tierra:
Serán de tipo " tiempo inverso"o multicurva para los microprocesados. Para poder ajustar la secuencia en dos
rangos de tiempo dependiente, uno rápido y otro lento, deberá poseer al menos los dos tipos de curvas de respuesta,
indicados a continuación.
2.3.1.1 Repuesta rápida
Esta respuesta debe ser única, sin elección de curva. Para corrientes de falla del orden de la capacidad nominal de
interrupción, debe tener un tiempo de apertura no mayor de 0,1 s.
2.3.1.2 Repuesta retardada
Deben poseer distintas curvas que permitan la coordinación selectiva con fusibles según la norma IEC o ANSI de
tipo a expulsión, pudiendo seleccionar fácilmente la curva deseada. Por ello deberán acompañarse todas las curvas
disponibles con la oferta para efectuar la selección. El soft (suave) correspondiente en caso de los microprocesados.
2.3.2 ACCESORIOS
Se consideran accesorios de provisión obligatoria a todos aquellos sin los cuales los reconectadores no podrían
cumplir con las características y requisitos de funcionamiento anteriormente.
2.3.2.1 Accesorios opcionales
Son aquellos que no son necesarios para cumplir con los requisitos fundamentales y características pedidas
anteriormente.Estos accesorios se deberán cotizar por separado, y según lo indique el Pliego Particular.
2.3.2.2 Identificación
Los aparatos deberán llevar una chapa de características técnicas grabadas en forma indeleble donde consten los
siguientes datos:
Marca:
Modelo:
País de origen:
Año de fabricación:
Tensión nominal:
Corriente nominal:
Poder de corte:
Además en el embalaje de provisión se deberá marcar en forma indeleble; en lugar visible y con características de
tamaño adecuado, los números de matrículas y orden de compra correspondiente.
2.3.2.3 Ensayos
2.3.2.3.1 Ensayos tipo
Conjuntamente con su oferta, el oferente deberá presentar copia de los protocolos de ensayo de Tipo, realizados en
fábrica o por laboratorio de reconocido prestigio , de acuerdo con la norma ANSI C 37.60, última edición, o con
norma equivalente y en uso en país de origen.
-36-
Ensayo tensión de radio influencia (RIV) Realizados según ANSI C 37.60, o norma IEC equivalente. Ver Anexo II
Ensayo con tensión de impulso (BIL),1,2x50 ms de forma de onda:
Los valores de aplicación mínimos resultan de:
El valor de aplicación para equipos de 13,2 kV, es 95 kV.
El valor de aplicación para equipos de 33 kV es 170 kV.
Ensayo de tensión resistida a frecuencia industrial
Con valores de mínimos de aplicación de ANSI C 37.60 o IEC equivalente son:
En 13,2 kV: 38 kV-1 minuto-seco.
En 33 kV: 60 kV-1 minuto-seco.
Corriente de interrupción:
Con los valores de ANSI C.37.60 o IEC equivalente, mínimos para 13,2 y 33 kV referidos a la corriente de
interrupción (Iint) son:
15 a 30 % de Iint con R/X=4 con 44 aperturas mínimas.
45 a 55 % de Iint con R/X=8 con 56 aperturas mínimas.
90 a 100% de Iint con R/X=15 con 16 aperturas mínimas.
La tensión de aplicación en equipos de 13,2 kV será 15,5 kV y en equipos de 33 kV será 38 kV.
2.3.2.3.2 Prueba de temperatura
Realizado según ANSI C 37.60 o IEC equivalente:
Funcionamiento y operación mecánica
Realizado según ANSI C 37.60, o IEC equivalente:
2000 operaciones mínimas.11 “Ver [6]”
2.3.2.4 Indicador Individual por Polo
El identificador de polos nos puede determinar su función en un sistema trifásico o monofásico ya que el número
polos nos da una justificación de su utilización en líneas troncal o ramales principales:
Fig. 2.7 Identificador de polos
[6] ET81. (n.d.). Reconectadores Eléctricos . Retrieved Oct 15, 2012, from Reconectadores Tripolares párrafo 13,2 y 33 kV: www.ingenieria.org.ar/archivo/epec1/ET81.PDF
-37-
Los banderines de apertura o cierre nos permite una verificación visual de la posición que esta el reconectador, ya
que su colocación está en la parte inferior del mismo y se puede visualizar desde el piso en la posición que se
encuentra en ese momento:
Cerrado Abierto
Fig. 2.8 Banderines de apertura y cierre
2.3.2.5 Vista del Actuador Magnético
El actuador magnético es un elemento electromagnético que nos sirve para la desconexión y conexión del
reconectador de forma rápida y segura, simultáneamente en el caso de 3 polos.
Fig. 2.9 Vista del actuador magnético
2.3.2.6 Accesorios de Estructura
Los accesorios de estructura en la parte del entorno del equipo es un material inoxidable a continuación numeramos
algunos ítems:
Despacho completamente ensamblado y alambrado
Estructura en acero-inoxidable
Accesorios de montajehastapara6 pararrayos
Montajehasta 6 TP’s
Protección de Animales disponible para TP’s y polos
Terminales de línea Tipo grapa o NEMA 2 o 4
Accesorio de
indicación
Cubierta
de acero
Armadura móvil
(interior).
Conexión al eje
de Mando
Una bobina
(interior)
Un Imán
Permanente
(Interior)
-38-
Fig. 2.10 Accesorios de estructura
2.3.2.7 Estilo de Estructura
El estilo de estructura del reconectador se especifica a continuación:
Opciones de Montaje
Poste
En bandera
Convencional horizontal centrado
Subestación
Fig. 2.11 Montaje en el poste
2.3.2.8 Gabinete de Control
El gabinete de control es de un material no oxidable y los accesorios adicionales dictamos a continuación:
Fig. 2.12 Gabinete de control
-39-
Operados a 85-265VAC o 125VDC
Hasta 48-horas de respaldo de alimentación cuando se pierde la fuente de potencia.
Batería a ser cambiadacada3 –5 años.
Batería permite varias operaciones durante la perdida de AC (12A-h)
Salida auxiliar regulada de DC (12vdc o 24vdc) a 10watts
Si la AC es desconectada y el voltaje de la batería cae a 40V entonces la salida auxiliar de DC es
desconectada
Operación asistida por condensador cuando la batería se descarga y para proveer soporte cuando la
operación se hace con AC y batería muerta.
Prueba automática de la batería que puede ser diaria o semanal y reportado a través de DNP
Fig. 2.13 Conexión de la PC al gabinete de control
Tomacorriente con polo y protección de tierrapara120 VAC
Espacio para modem y/o radio
Gabinete en aceroinoxidableGrado304
Soporte para Laptop
Facilita la programación en campo
2.3.2.9 Control PCD
El control PCD (Power Control Device) Dispositivo de Control de Potencia, es la pate de la manipulación en el
sitio de trabajo, es donde llega el personal de la parte operativa del sistema eléctrico. Ya que tiene una función de
trabajo ya sea local o remota desde el centro de control, para tener un mejor detalle de su función y tipos de alarmas
“Ver Anexo A”.
Fig. 2.14 control PCD
Hot line tag puede ser seleccionada local o remotamente desde el SCADA. Si es activado localmente debe ser
desactivado localmente.
-40-
PCD – Hot line tag
Cuando la función Hot Line tag es seleccionada la unidad no puede ser cerrada ni local ni remotamente, la
activación de la función no afecta el disparo de la unidad, la activación de la función no dispara el interruptor.
PCD – Control del Reconectador
Construcción Modular.
Toda la electrónica en el control.
Módulos de comunicación a escoger.
Memoria almacenada en EEPROM.
Precisión del Relé de +/-1 % o dentro de 3 amperios abajo del 10% del valor de enganche.
La electrónica soporta temperaturas entre -40C y +70C(ABB, 2011)12“Ver [7]”.
2.4 TIPOS DE RECONECTADORES:
Existen dos tipos principales de reconectadores: los reconectadores monofásicos se utilizan para la protección de
líneas monofásicas, tales como ramales o arranques de un alimentador trifásico. Pueden ser usados en circuitos
trifásicos cuando la carga es predominantemente monofásica. De esta forma, cuando ocurre una falla monofásica
permanente, la fase fallada puede ser aislada y mantenida fuera de servicio mientras el sistema sigue funcionando con
las otras dos fases.
Los reconectadores trifásicos son usados cuando se requiere aislar (bloquear) las tres fases para cualquier falla
permanente, con el fin de evitar el funcionamiento monofásico de cargas trifásicas tales como grandes motores
trifásicos.
Los reconectadores utilizan aceite o el vacío como medio de interrupción. En el primer caso, el mismo aceite es
usado tanto para la interrupción del arco como el aislamiento básico. Algunos reconectadores con control hidráulico
también utilizan el mismo aceite para las funciones de temporización y conteo.
El vacío como medio de interrupción, proporciona las ventajas de reducir la mantención y minimizar la reacción
externa durante el proceso de interrupción. Algunos tipos de reconectadores están disponibles ya sea con interruptor
en aceite o vacío. Los reconectadores de vacío pueden utilizar aceite o aire como medio básico de aislamiento.
Los reconectadores pueden ser usados en cualquier punto de un sistema de distribución donde el rango del
reconectador es adecuado para los requerimientos del sistema. La ubicación lógica para reconectadores se muestra en
la Fig. 2.15 y corresponden a las indicadas por las respectivas letras:
A. En subestaciones, como el dispositivo de protección del alimentador primario que permite aislar el
alimentador en caso de falla permanente.
B. En líneas de distribución a una distancia de la subestación, para seccionalizar alimentadores largos y así
prevenir salidas del alimentador entero cuando una falla permanente ocurre cerca del final de alimentador.
C. En ramales importantes desde el alimentador principal para proteger el alimentador principal de
interrupciones y salidas debido a fallas en el ramal.
D. En pequeños ramales monofásicos.(Perez, 2002)13 “Ver [8]”
[7]ABB, C. R. (13 de Mayo de 2011). ABB. Recuperado el 22 de 12 de 2012, de Reconectadores OVR & Control PCD: http://www.dielco.net/doc/presentacionOVR.pdf [8]Pérez, F. A. (1 de Septiembre de 2002). Reseña y Operación de Reconectadores Eléctricos, Electromécanicos. . Recuperado el 22 de Diciembre de 2012, de Reseña y Operación de Reconectadores Eléctricos, Electromécanicos. : http://www.monografias.com/trabajos36/reconectadores-electricos/reconectadores-electricos2.shtml
-41-
Fig. 2.15 Diagrama unifilar de un sistema de distribución utilizando reconectadores.
2.5 CONDICIONES DE SERVICIO
2.5.1. CONDICIÓN NORMAL DE SERVICIO
Los equipos deberán ser aptos para trabajar en las condiciones normales de servicio descritas en la norma
ANSI/IEEE C37.60
2.5.1.1 Condición de servicio en zonas agresivas
Adicionalmente a las condiciones normales de servicio, en casos debidamente señalados en la orden de compra se
indicará la cantidad de equipos que deberán ser aptos para el trabajo en zonas cuyo nivel de contaminación es
calificado como muy severo por la norma IEC 815. En particular el equipo deberá ser apto para trabajar en:
Ambiente desértico, carente de lluvias.
Presencia de rocío salino por la proximidad al mar.
Contaminación por polvo conductor.
Presencia de viento directo desde el mar.
2.5.1.2 Condición de servicio en zonas de altura
Adicionalmente a las condiciones normales de servicio, en casos debidamente señalados en la orden de compra, se
indicará la cantidad de equipos deberán ser aptos para el trabajo a una altitud de3000m. La corriente nominal del
equipo será igual a la determinada para la condición normal. El factor corrector aplicable por la operación en altura
deberá ser indicado por el fabricante.
2.6 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS
2.6.1. RECONECTADORES AÉREOS
Reconectadores Eléctricos Aéreos por el medio de interrupción en vacío o SF6 y su nivel de tensión ver en la tabla
a continuación:
-42-
Tabla 3
Tensión Max de servicio 15,5 kV 27kV 38kV
Tipo de reconectador
Trifásico con enclavamiento de
apertura (“Lock open funtion”) y sin
bobina serie (“non series coil”)
Trifásico con enclavamiento de
apertura (“Lock open funtion”) y
sin bobina serie (“non series coil”)
Trifásico con enclavamiento de
apertura (“Lock open funtion”)
y sin bobina serie (“non series
coil”)
Tipo de Ambiente
Normal, Agresiva, Altura
Normal, Agresiva, Altura
Normal, Agresiva, Altura
Tipo de Estructura
Poste Redondo, Poste H,
Cruceta simple/doble o
mochila
Poste Redondo, Poste H,
Cruceta simple/doble o
mochila
Poste Redondo, Poste H,
Cruceta simple/doble o
mochila
Número de línea del reconectador (Tabla 4
ANSI C37.60)
NA, 3, 4, 6
NA, 9
10
Corriente Nominal [A]
400,400,560,560
400,560
560
Corriente Mínima de
disparo (por fase y con
falla a tierra) [A]
40 por fase
5 a tierra
En pasos de no más de
10A y 5A
respectivamente
40 por fase
5 a tierra
En pasos de no más de
10A y 5A
respectivamente
40 por fase
5 a tierra
En pasos de no más de
10A y 5A
respectivamente
Frecuencia
50/60 [Hz]
50/60 [Hz]
50/60 [Hz]
Capacidad de
interrupción [kA]
simétrica a 50[Hz]
8,6,12,16,25
8,10
6
Ciclo de trabajo
Indicar por el fabricante
si cumple o excede lo
Pedido por la norma.
Indicar por el fabricante
si cumple o excede lo
Pedido por la norma.
Indicar por el fabricante
si cumple o excede lo
Pedido por la norma.
Corriente de cierre [kA]
Según ANSI C37.60
sección 5.7
Según ANSI C37.60
sección 5.7
Según ANSI C37.60
sección 5.7
Nivel de aislamiento
(impulso y tensión
aplicada)
Según ANSI C37.60 o
superior para
condiciones especiales de servicio
Según ANSI C37.60 o
superior para
condiciones especiales de servicio
Según ANSI C37.60 o
superior para
condiciones especiales de servicio
Conectores
35mm2 a 300mm2 cobre y aluminio
35mm2 a 300mm2 cobre y aluminio
35mm2 a 300mm2 cobre y aluminio
Tabla 3Características de los reconectadores
2.6.2. CARACTERÍSTICAS ESPECÍFICAS
2.6.2.1 Equipo completo
El reconectador aéreo deberá ser apto para montaje en poste de sección circular, tipo H según se indique. Si el
equipo admite el montaje en cruceta simple o doble o con mochila, se lo considerará apto para ambos tipos de poste.
Si se utiliza una estructura el suministro debe incluir las piezas necesarias para el montaje a excepción de las
herramientas. Si se utiliza mochila los pernos no deben incluirse en el suministro.
Para todo reconectador especificado para condiciones de servicio agresivas, se deberá indicar el mantenimiento a
los recubrimientos necesario para garantizar la vida útil del equipo. Adicionalmente se debe considerar lo siguiente:
1. No se considerarán equipos hidráulicos.
2. No se considerarán equipos cuyo medio de interrupción sea aceite.
3. No se considerarán equipos con bobina en serie (Series coilreclosers).
4. El reconectador deberá poder ser operado mediante una pértiga con gancho.
5. El reconectador deberá poseer un indicador de enclavamiento visible desde el suelo.
6. Ante falla de la alimentación principal el reconectador deberá ser capaz de cerrar una vez,como mínimo y
abrir posteriormente.
7. El reconectador deberá permitir el retiro del control sin que se presenten problemas en lostransformadores
de medida, conservando su estado y manteniéndose en servicio.
8. En el caso de que los transformadores de corriente por fase fuesen multirelación detransformación, el
proveedor proporcionará expresamente un diagrama de conexionado yprocedimiento para una adecuada
configuración y funcionamiento bajo las condiciones deinstalación indicadas en sección 2 y planilla de
datos garantizados.
2.6.2.2 Interruptor del reconectador
Debe indicar claramente el lado fuente y el lado de carga.Los conectores en las boquillas (bushing) deberán poseer
recubrimientos que aseguren el buen contacto en el ambiente de trabajo del reconectador.Se deberá indicar la vida útil
de los contactos (el DutyCycle a que son sometidos).Las boquillas deberán ser de un material apto para la condición
ambiental especificada.
-43-
2.6.2.3 Control del reconectador
Todos los controles del mismo suministro deben ser intercambiables, el control debe ser apto para trabajo en
ambientes que presentan condensación, el reconectador tiene un control que poseerá unidades de fase y residual.El
control del reconectador permitirá el bloqueo de reconexiones, de la unidad instantánea y de la unidad residual,
permitirá la operación local del equipo, permitirá la configuración de los siguientes parámetros de operación:
1. Mínimos de operación por corriente de fase y residual.
2. Curvas de operación para corrientes de fase y residual.
3. El número total de operaciones debe ser por lo menos cuatro. El control admitirá cualquier combinación
entre operaciones con curvas instantáneas y lentas.
4. Tiempo de “reset”.
El control deberá indicar el estado en que se encuentra el reconectador (parámetros, posición del interruptor, nivel
o presión del fluido aislante (alarma), etc.).
El control deberá almacenar los eventos de operación con registro de tiempo (hora y fecha). Los eventos deben ser
como mínimo:
1. Operación de apertura o cierre.
2. Pérdida de tensión.
3. Corriente de operación por fase.
4. Corriente de operación por fase-tierra.
El control debe ser autoalimentado o incluir un transformador de reducción de tensión. El transformador debe ser
cotizado separadamente. Este transformador debe ser apto para las condiciones de trabajo del reconectador.
El control debe poseer:
1. Capacidad de mantener cargas por pérdida de diversidad (arranque en frío e inrush).
2. Medida de la condición de la batería.
3. Debe poseer una batería de mercado (no especial) con 24 horas de autonomía mínima o cuatro operaciones
unitarias ante la falta de tensión de alimentación del control.
4. Debe poseer al menos dos ajustes alternativos para la unidad de fase y fase a tierra, con todos los ajustes
principales.
a) El tiempo de operación de la curva instantánea debe ser menor o igual a 0,1s.
b) Capacidad de programar curvas.
c) Pantalla para visualizar los datos y ajustes.
d) Comunicación con computadora personal por medio de puertos RS232, USB o Firewire.
e) Comunicación con un lector de datos por medio de puertos RS232, USB o Firewire.
El cable de interconexión entre el control y el reconectador (si existe) deberá ser de un largo mínimo de 6 metros.
El cable deberá ser apto para las condiciones trabajo del reconectador.El cable debe poder separarse en ambos
extremos, tanto de la caja de control, como del interruptor sin presentar problemas de cambios de estado o en los
transformadores de medida.deberá contar con los recubrimientos apropiados para el ambiente de trabajo; el cable de
conexión y los conectores deberán soportar la acción del ambiente sobre ellos incluyendo la radiación solar.
El acceso al control deberá impedir el ingreso a personas no autorizadas. El acceso a la configuración del control
debe estar protegido mediante claves de acceso.La unidad de control del reconectador deberá poseer la opción de ser
comandada en forma remota, deberá contar con las entradas y salidas necesarias para ese efecto, deberá contar con las
medidas necesarias para asegurar la operación segura, en especial respecto al contenido de fluido aislante.Se
considerará una ventaja adicional (no es un requisito) la posibilidad de programarla en forma remota.El control
deberá poseer las entradas y salidas suficientes para realizar telemedida a través de él. Es decir, las señales de
corriente y tensión deberán estar disponibles para el usuario.
El control deberá poder comunicarse con un computador personal para la extracción de estadísticas de operación y
su configuración mediante un programa amigable.El fabricante deberá cotizar separadamente el software necesario
para la configuración del equipo. El software deberá ser bajo el sistema operativo Windows en su última versión. El
software debe instalarse automáticamente sin requerir personal especializado.14 “Ver [9]”
[9]Enersis. (2000, Marzo 03). Reconectadores de Distribución Aereos . Retrieved 11 05, 2012, from Reconectadores de Distribución Aereos : http://www.enersis.cl/enersis_web/licitaciones/download.asp?file=Uploads/2011616124840lic.pdf&nam=Reconectadores_de_Distribuci%F3n_A%E9reos.pdf
-44-
2.7 CONTROL Y TELECONTROL.
En el presente trabajo de investigación realizaremos un análisis sobre las comunicaciones en los sistemas de
potencia y poniendo énfasis en los reconectadores, la comunicación en los sistemas de distribución por el momento se
instalan de forma inalámbrica o vía radio, en este punto de conexión la empresas distribuidoras y en especial la
empresa eléctrica Centrosur tienen sus inconvenientes con la comunicación, ya que por varios factores en la
instalación de las antenas se mueven por vientos, choques en los tensores y postes la comunicación se pierde, y eso
es un grave problema con la comunicación por esta razón la confiabilidad con las redes de fibra óptica son las
convenientes para tener un sistema de comunicación confiable y seguro. En los siguientes párrafos explicaremos las
redes inalámbricas ya que su costo e instalación son las mejores y más rápidas.
El uso de redes inalámbricas para la distribución de Internet reduce los tiempos de instalación para el cliente final,
permite una solución rápida y directa para los problemas que se puedan presentar, facilita la actualización de equipo y
resulta ser un método barato para la distribución de este servicio. Sin embargo, el diseño correcto de estas redes es
crucial para lograr que trabajen de modo eficiente.
La mayor parte del tiempo los usuarios de Internet no experimentan diferencia en el uso de una red cableada de
una inalámbrica. Sin embargo, existen muchas y marcadas diferencias entre el diseño de una red inalámbrica de una
cableada. Por ejemplo, en una red cableada no es necesario que los equipos tengan línea de vista para poderlos
interconectar a diferencia de una red inalámbrica, en la cual, esto es indispensable. Las condiciones del terreno (por
este mismo motivo), la presencia de otras redes, la selección correcta de equipos y antenas son determinantes en el
diseño de una red inalámbrica.
-45-
3 PRUEBAS DEL RECONECTADOR
3.1 PRUEBAS DE DISEÑO EN EL RECONECTADOR
El diseño deberá ser sometido a todas las pruebas indicadas en ANSI C37.60 sobre equipos completos e iguales a
los que serán suministrados o sus partes según corresponda.
El fabricante deberá suministrar los certificados correspondientes del cumplimiento de todas las pruebas indicadas
en las normas que correspondan al diseño del equipo que suministrará. Los certificados deberán ser válidos bajo la
última revisión o reafirmación de las normas a las que esté sujeto el diseño (incluyendo enmiendas y modificaciones)
y con no más de cinco años de antigüedad.
Los certificados podrán ser aceptados o rechazados. Se exigirán certificados de instituciones que se encuentren en
la siguiente lista:
LAPEM (México).
KEMA (USA y Holanda).
INMETRO, CEPEL, LAC, IEE (Brasil).
KERI (Korea).
Laboratorios acreditados bajo las guías ISO/IEC 25 e ILAC. No se acepta el auto acreditación del
laboratorio respecto del cumplimiento de estas guías.
Si se solicita repetir las pruebas de diseño, el laboratorio deberá ser aprobado por el comprador y el fabricante.
Deberá estar presente un testigo por parte del comprador en el momento que se realicen todas las pruebas. Si el
diseño no supera una o más pruebas, el comprador dejará sin efecto la orden de compra, por incumplimiento de esta
especificación. En este caso el costo de las pruebas será de cargo del fabricante y se cobrarán todas las garantías
entregadas por él (el fabricante).
Las pruebas de diseño deberán cotizarse separadamente del suministro. El comprador se reserva el derecho de
realizarlas. El costo de las pruebas y los gastos de su representante son de cargo del comprador en caso que el
certificado sea emitido por un laboratorio de la lista anterior, en cualquierotro caso el costo será del fabricante. Si el
diseño falla en una o más pruebas y fuere necesario repetirlas o extender el periodo de estadía del representante del
comprador, los costos adicionales serán de cargo del fabricante. El costo de los equipos utilizados para las pruebas es
de cargo del fabricante.
3.2 VENTAJAS DE LOS RECONECTADORES.
El reconectador puede hacer un completo diagnóstico de su sistema de Media Tensión a través de sus 6 sensores
de corriente y 6 Sensores de Voltaje incorporados en cada Bushing, los cuales permiten medir las siguientes
variables:
Tensión de fase a tierra.
Tensión de línea a línea.
Corrientes de fase.
Corrientes residuales.
Potencias activa, reactiva y total.
Energía activa y reactiva.
Factor de potencia.
Frecuencia.
En el siguiente gráfico mostraremos la presentación de un reconectador desde el centro de control con sus valores
de tensión y corriente.
-46-
Fig. 3.1 Valores Visualizados
La gran precisión de los sensores, permiten despejar una falla del alimentador en tiempo récord, registrando el
evento mismo y las variables asociadas tomando 50 muestras en 1 segundo al momento de la falla.
Fig. 3.2 Muestra de los valores durante la falla.
El equipo adicionalmente a las funciones de protección bidireccional, puede guardar un completo perfil de carga,
los cuales pueden ser exportados a Excel o graficados en el mismo software.
-47-
Fig. 3.3 Conexión al sistema de distribución y comunicación.
El Reconectador puede ser conectado remotamente a través de Modem, Modem celular, Radio, Fibra Optica o
integrado a algún sistema SCADA existente, posibilitando el monitoreo y control de cierre apertura desde su oficina.
Le ofrece una solución integral para su sistema de media tensión, protegiendo su industria de perturbaciones que
puedan dañar su inversión, con un equipo de última tecnología totalmente libre de mantenimiento.
3.3 IMPACTO EN EL MEDIO AMBIENTE.
3.3.1 PRUEBAS AMBIENTALES:
Dentro de las pruebas de diseño, para equipos especificados para condiciones ambientales severas, se deberá
demostrar la capacidad de resistir las condiciones ambientales mediante las pruebas listadas a continuación. El
fabricante podrá proponer otras pruebas equivalentes siempre y cuando demuestre que son más severas que las
especificadas en este documento y que sean válidas en la Comunidad Europea o Norteamérica (ANSI). También se
podrá considerar la experiencia de las empresas en esta materia o una prueba alternativa de exposición directa a las
condiciones ambientales severas.
3.3.1.1 Uso de materiales no contaminante.
Las siguientes indicaciones se considerarán equivalentes a las pruebas indicadas.
1. Pintura. Superficie preparada siguiendo los requerimientos de SSPC-SP1, luego SSPC-SP6 (o SIS-05-
5900) en el caso del acero. Inmediatamente se aplicará una base rica en zinc con un DTS de 125 micrones.
Luego se aplicarán dos capas de pintura epóxica de alta resistencia con 175 micrones de espesor. El espesor
total del recubrimiento es de 300 micrones. Esta indicación podrá ser substituida por cualquier otro sistema
de pintura siempre y cuando esté recomendado por el fabricante de la pintura, para las condiciones
ambientales descritas y sea reconocido como válido por las empresas del grupo Enersis.
2. Pernos, tuercas, golillas. Se considerará que el acero inoxidable o el bronce silicoso ofosfórico son
materiales aptos para ambientes agresivos.
3. Terminales y piezas conductoras. Los recubrimientos de estaño de 8 micrones de espesor seconsideran
suficientes para soportar las condiciones ambientales indicadas.
4. Contactos. Baño de plata de 8 micrones o plata sólida.
5. Estructuras y otras superficies. La aleación de aluminio Al5083 o el acero inoxidable seconsideran aptos
para condiciones agresivas.
6. Boquillas.
6.1. Distancias de fuga. Se deberá seguir las recomendaciones de la norma IEC 60815 o 40mm/kVnominal, la
que sea superior.
6.2. Materiales. Con material polimérico.
-48-
3.3.1.2 Prueba directa del equipo en zona de alta contaminación.
Como alternativa a las pruebas ambientales indicadas más adelante, un equipo del fabricante idéntico al ofrecido,
podrá ser expuesto a las condiciones ambientales presentes en la zona costera industrial por un periodo no inferior a
tres meses y conectado a la red. Durante ese periodo no se deberán presentar descargas. Tras el periodo de prueba, el
equipo deberá estar completamente funcional y los recubrimientos no deberán tener una pérdida de más de un 1% de
espesor y no deberán presentarse superficies metálicas sin protección. Los procedimientos antes y después de la
exposición al clima serán los mismos que los indicados en lo posterior. Esta prueba la podrá presentar el fabricante y
será considerada equivalente a las pruebas indicadas en los postulados posteriores. Esta prueba debe ser hecha, bajo la
supervisión del personal de empresas distribuidoras y por personal de un centro de pruebas local.
3.3.1.3 Prueba de niebla y salina
Se seguirán los procedimientos y métodos indicados en la norma para realizar esta prueba.
1. Solución salina preparada según lo indicado de la zona de trabajo.
2. Las medidas iniciales serán las siguientes según sea aplicable:
2.1. Espesor y material de los recubrimientos. Deberán ser iguales (y no mayores) a los propuestos por el
fabricante.
2.2. Adherencia de la pintura.
2.3. Prueba de tensión aplicada en seco, aplicada según lo indique la norma a la que se sujeteel equipo.
2.4. Inspección visual.
3. El equipo será preparado limpiándolo y eliminando cualquier residuo graso. Además se conectarán
conductores de cobre (duro o blando) de la máxima sección admitida mediante los cuales se aplicará
tensión máxima de servicio durante el acondicionamiento.
4. La intensidad de la prueba será 1 (dura un mes completo). Durante la prueba el equipo deberáestar instalado
de igual forma que en terreno y será energizado en todas sus terminales atensión máxima de servicio
durante el periodo en que el equipo es almacenado en laatmósfera húmeda. No deberá presentar descargas a
tierra o entre fases. Una descarga seráconsiderada como falla del equipo en esta prueba, por lo que no se
considerará como aptopara soportar una condición ambiental severa.
5. Tras el acondicionamiento el equipo será lavado con agua para retirar cualquier residuo que sehaya
acumulado.
6. Se harán las mismas medidas hechas antes del inicio de la prueba. Se comprobará que no presentan
cambios en el caso de la pintura y que no se ha perdido más de un 1% del espesor del recubrimiento. No
deberán existir superficies que hayan perdido completamente su recubrimiento.“Ver [9]”
3.4 PRUEBAS DE RUTINA
Se harán las pruebas de rutina indicadas en ANSI C37.60. El costo de estas pruebas es de cargo del fabricante. El
comprador se reserva el derecho de presenciar estas pruebas. Los gastos, asociados a la presencia de un representante,
son de cargo del comprador.
3.5 PRUEBAS DE RECEPCIÓN.
Sin perjuicio de los controles que el fabricante haga sobre su producción, al momento de la recepción de los
equipos se deberán realizar a lo menos las siguientes pruebas.
1. Inspección visual contra la orden de compra, los planos y modelos.
2. Prueba de operación con el control. Revisión de las secuencias, enclavamientos, simultaneidadde los
contactos y bloqueos, por ANSI C37.60 y contra el manual del fabricante.
3. Pruebas de curvas de tiempo de operación
4. Resistencia de los contactos
5. Prueba tensión aplicada en seco
6. Verificación de los recubrimientos según las recomendaciones de las normas. En caso que exista una
versión con unidades métricas de la norma, se utilizaráésta y no la versión con unidades inglesas.
7. Adherencia de la pintura por norma.
8. Verificación del fluido aislante. Densidad, tensión de ruptura, tensión superficial y color deacuerdo a las
normas ASTM. Los límites de aceptación para cada una de estas característicasy las unidades de medida
serán los establecidos. Encaso de fallar las pruebas, el fabricante deberá asumir los costos de
reprocesamiento oreemplazo del aceite. Todas las muestras de aceite serán hechas siguiendo el
procedimientode la norma ASTM D923.
8.1. Tensión de ruptura por ASTM D1816 con aperturas de 0,04 y 0,08 pulgadas; y ASTM D877
8.2. Factor de potencia por ASTM D924
-49-
8.3. Contenido de humedad por ASTM D1533
8.4. Tensión interfacial por ASTM D971
8.5. Color por ASTM D1500
8.6. Inspección ocular por ASTM D1524
8.7. En caso de utilizar SF6 será recibido siguiendo la norma IEC 60376
9. Verificación de la protección grado NEMA 3X o IP 54 de la caja de control en caso que sea una unidad
separada del equipo.
10. Otras pruebas indicadas en la orden de compra elegidas dentro de las pruebas de diseño.
El costo de las pruebas de recepción en fábrica será de cargo del fabricante, incluidos los gastos asociados a la
participación del representante técnico del comprador. El costo de pasajes y estadíadeben ser cotizados en la
propuesta separadamente. El comprador se reserva el derecho de nombrar un representante para presenciar las
pruebas de recepción en fábrica.
Cada equipo revisado será calificado como “conforme” o “no-conforme”. Un equipo será “noconforme” si
presenta cualquier defecto en la revisión sea “menor, mayor o crítico” según lo define la IEC60410 en los puntos
2.12, 2.1.3 y 2.2.4. El nivel de aceptación será el indicado en la orden de compra, pero siempre mejor que un AQL de
1,5%, nivel II, muestreo simple, siguiendo el procedimiento de la norma IEC 60410. Si la orden de compra indica una
inspección menos estricta o no la indica, regirá el modo de inspección indicado anteriormente (AQL 1,5%, nivel II,
muestreo simple). El tamaño del lote será la cantidad de equipos que se destinen a cada una de las empresas del grupo
Enersis. Si la entrega se hace en forma parcial en el tiempo (para una o más empresas), el lote estará constituido por
el total de equipos de cada entrega parcial. El costo de los equipos que sean rechazados será de cargo del fabricante.
3.6 INSPECCIÓN VISUAL
La inspección visual consistirá en al menos las siguientes verificaciones:
1. Dimensiones. Contra los planos certificados.
2. Rotulado. Contra lo indicado en la especificación y en los planos certificados.
3. Deberá estar toda la información que se haya solicitado.
4. Pintura. El color deberá ser el indicado en la propuesta. La adherencia y espesor se miden enpruebas
específicas.
5. Ferretería y soportes. Se verificará contra los planos certificados.
6. Boquillas (bushings). Contra los planos certificados.
7. Tapa y tanque. Contra los planos, verificación de fugas y soldaduras. Las soldaduras deberánser uniformes
y no presentar irregularidades.
8. Caja de control (si está presente en el equipo). Contra los planos certificados.
9. Nivel de aceite o presión de gas. En el valor nominal o superior para el equipo contra lainformación
certificada.15“Ver [9]”
[9]Enersis. (03 de Marzo de 2000). Reconectadores de Distribución Aereos . Recuperado el 05 de 11 de 2012, de Reconectadores de Distribución Aereos : http://www.enersis.cl/enersis_web/licitaciones/download.asp?file=Uploads/2011616124840lic.pdf&nam=Reconectadores_de_Distribuci%F3n_A%E9reos.pdf
-50-
CONCLUSIONES
Como conclusión del trabajo de investigación es de reconocer el principio de
funcionamiento del reconectador instalados en los sistemas de distribución de medio
voltaje, también podemos considerar sobre el análisis de los sistemas de protección ya
que su estudio es muy complejo que demanda un análisis no estático sino un análisis
dinámico.
Podría considerarse también que el presente trabajo, aporten el conocimiento
necesario de los reconectadores instalados en la Empresa Eléctrica, para la operatividad
de los contratistas en los trabajos otorgados por la Centrosur en el plan de las mejoras
de la ciudad de Cuenca, tanto en redes de distribución como en alumbrado público.
En el presente trabajo también se realizó el análisis de las fallas en los sistemas de
distribución, que la diferencia entre las fallas temporales y permanentes es considerable,
y por esa razón los índices de reclamos en las empresas eléctricas han disminuido, por la
consecuencias de las fallas temporales. Los reconectadores reconocen los tipos de fallas
y actúan de acuerdo al tipo de falla presentado en ese momento despegando la falla
temporal y aislando la falla permanente.
-51-
RECOMENDACIONES
Las recomendaciones sobre los reconectadores, es un aporte como guía de consulta y
tener los conocimientos necesarios para las maniobras y operación de los equipos
instalados por la empresa eléctrica Centrosur, su funcionamiento y los bloqueos del
equipo para los trabajos seguros y confiables en los sitios de operación.
Unas de la recomendaciones realizando el presente trabajo de investigación es la
comunicación entre el equipo y el centro del control, se tienen problemas en la
comunicación inalámbrica, por costos es la mejor económicamente pero por la
constancia en la comunicación tenemos problemas, ya que los equipos como las antenas
en un pequeño movimiento perdemos la comunicación hacia el centro de control. Es
recomendable que la comunicación sea por fibra óptica desde el centro de control hacia
los reconectadores demanda un fuerte inversión pero la continuidad en la comunicación
es segura y constante.
-52-
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Harper, E. (2003). Protección de Instalacines Eléctricas Industrialesy Comerciales . En G. E.
Harper, Protección de Instalacines Eléctricas Industrialesy Comerciales (pág. 519). México D.F.:
Lumisa.
[2] Castaño, S. R. (2003). Protección de Sistemas Eléctricos. Recuperado el 30 de 05 de 2013, de
Protección de Sistemas Eléctricos :
http://www.bdigital.unal.edu.co/3392/1/samuelramirezcastano.2003.pdf
[3] Velasco, J. A. (23-26 de 06 de 2003). Modelacion de Dispositivos de Proteccion para sistemas
de distribucion. . Recuperado el 01 de 05 de 2013, de Modelacion de Dispositivos de Proteccion
para sistemas de distribucion.: http://www.scielo.cl/scielo.php?pid=S0718-
33052010000200013&script=sci_arttext
[4] Eléctricas, T. d. (s.f.). Red de Distribución de Energía Elctrica. Recuperado el 3 de Junio de
2013, de Topología de redes:
http://bibing.us.es/proyectos/abreproy/10963/fichero/Archivos%252F01+Red+de+Distribucion
+de+Energia+Electrica.pdf
[5] Potencia., E. d. (1 de Mayo de 2005). Reconectadores Eléctricos. Recuperado el 20 de Mayo de
2013, de Equipos de Potencia.:
http://www.electromagazine.com.uy/anteriores/numero11/retrofiting.htm
[6] ET81. (s.f.). Reconectadores Eléctricos . Recuperado el 15 de Oct de 2012, de Reconectadores
Tripolares párrafo 13,2 y 33 kV: www.ingenieria.org.ar/archivo/epec1/ET81.PDF
[7] ABB, C. R. (13 de Mayo de 2011). ABB. Recuperado el 22 de 12 de 2012, de Reconectadores
OVR & Control PCD: http://www.dielco.net/doc/presentacionOVR.pdf
[8] Perez, F. A. (1 de Septiembre de 2002). Reseña y Operación de Reconectadores Eléctricos,
Electromécanicos. . Recuperado el 22 de Diciembre de 2012, de Reseña y Operación de
Reconectadores Eléctricos, Electromécanicos. :
http://www.monografias.com/trabajos36/reconectadores-electricos/reconectadores-
electricos2.shtml
[10] Enersis. (03 de Marzo de 2000). Reconectadores de Distribución Aereos . Recuperado el 05 de
11 de 2012, de Reconectadores de Distribución Aereos :
http://www.enersis.cl/enersis_web/licitaciones/download.asp?file=Uploads/2011616124840lic.pdf&nam
=Reconectadores_de_Distribuci%F3n_A%E9reos.pdf
-53-
ANEXOS
-54-
Anexo A
Descripción de indicaciones y alarmas
2
4
3
5
6
6
7
8
12
11
10
9
1
-55-
Descripción de indicaciones y alarmas.
Led Alarmas
1 Nivel de corriente por debajo del arranque de la protección de
sobrecorriente.
Arranque de protección de sobrecorriente.
2
Recierre no bloqueado por operación del reconectador
Recierre bloqueado por operación del reconectador
3
No operación de la protección de sobrecorriente de fase.
Operación de la protección de sobrecorriente de fase.
4
No operación de la protección de sobrecorriente de tierra.
Operación de la protección de sobrecorriente de tierra.
Indicaciones
5
Controlador PCD en estado normal.
Controlador PCD en Falla
6
Función de trabajo en línea viva desactivada (presionar).
Función de trabajo en línea viva activada (presionar).
7
Reconectador Abierto (presionar)
Reconectador Cerrado (presionar)
8
Reconectador abierto (presionar)
Reconectador Cerrado (presionar)
9
Control remoto no bloqueado (presionar)
Control remoto bloqueado (presionar)
10
Protección de sobrecorriente no bloqueada (presionar)
Protección de sobrecorriente bloqueada (presionar)
11
Recierre no bloqueado por bloqueo manual (presionar)
Recierre bloqueado por bloqueo manual (presionar)
12
Grupo de ajustes 1 desactivado (Operación normal de la
protección) (presionar).
Grupo de ajustes 1 activado (Operación como interruptor con
ajustes altos de protección) (presionar).
-56-
Anexo B
Normas
La norma IEEE 802.11 (n-a-b-g)
El estándar “IEEE 802.11”define el uso de los dos niveles inferiores de la arquitectura OSI(Open
SystemInterconnection) El modelo de interconexión de sistemas abiertos.(capas física y de enlace de datos),
especificando sus normas de funcionamiento en una WLAN. Los protocolos de la rama 802.x definen la tecnología
de redes de área local y redes de área metropolitana.
http://es.wikipedia.org/wiki/IEEE_802.11
La norma IEC 61850:
La norma IEC 61850 fue creada para ser un método de estandarización internacional de comunicación e integración,
con el objetivo de brindar apoyo a la construcción de sistemas a partir de dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs)
de varios fabricantes, conectados en red para efectuar labores de protección, supervisión, automatización, medición y
control. Combine la tecnología IEC 61850, la red Ethernet y la alta confiabilidad de SEL para efectuar cálculo,
protección, automatización, control a distancia, diferencial de corriente, distribución, transformador, barras, motor y
aplicaciones de control de bahía en la estación.
https://www.selinc.com/61850/?LangType=1034
La normaIEC60870-5-101:
IEC 101 (IEC 60870-5-101) es una norma internacional preparada por TC57 para la monitorización de los sistemas
de energía, sistemas de control y sus comunicaciones asociadas. Es totalmente compatible con las normas IEC 60870-
5-1 y IEC 60870-5-5 y su uso estándar es en serie y asíncrono para el telecontrol de canales entre DTE y DCE. El
estándar es adecuado para múltiples configuraciones como la de punto a punto, estrella, multipunto, etc.
https://es.wikipedia.org/wiki/IEC_60870-5-101
La norma ANSI-IEEE C37.60 IEEE:
“Requisitos estándar para techos, montados en plataforma, bóveda seca y sumergibles reconectadores e interruptores
de falla para sistemas AC.”
http://ieeexplore.ieee.org/xpl/login.jsp?tp=&arnumber=579142&url=http%3A%2F%2Fieeexplore.ieee.org%2Fstamp%2Fstamp.jsp
%3Ftp%3D%26arnumber%3D579142
La norma IEC 815:
“Grados de contaminación.”y se puede ver en el documento que se menciona a continuación con detalla los niveles
de contaminación que muestra el documento.
http://contenido.coes.org.pe/alfrescostruts/download.do?nodeId=9a9f3dd7-1432-4e3a-9716-d55187fc4d6c
Guías ISO/IEC 25 e ILAC:
“Es una normativa internacional desarrollada por ISO (International OrganizationforStandardization) en la que se
establecen los requisitos que deben cumplir los laboratorios de ensayo y calibración. Se trata de una norma de
Calidad, la cual tiene su base en la serie de normas de Calidad ISO 9000. Aunque esta norma tiene muchos aspectos
en común con la norma ISO 9001, se distingue de la anterior en que aporta como principal objetivo la acreditación de
la competencia de las entidades de Ensayo y calibración, por las entidades regionales correspondientes”.
http://es.wikipedia.org/wiki/ISO_17025
-57-
La norma IEC 60815:“Guía para la selección y dimensionamiento de alto voltaje aisladores para entornos
contaminados”.
http://clumb.free.fr/WG11/docs/public/Renard77.PDF
La norma ASTM D923:
“La práctica de muestreo a líquidos aislantes eléctricos se realiza de acuerdo con la norma ASTM D923–07.Este
proceso se efectúa periódicamente para obtener muestras representativas de aceites minerales en operación en
transformadores individuales, que son analizadas en laboratorio y sus resultados calificados luego a la luz de la IEEE
C57.106-2006 y de la IEEE C57-104-2008, como también del criterio de expertos y de compañías internacionales de
reconocido prestigio, para obtener así la información requerida del procedimiento de mantenimiento exacto a seguir
en cada caso”.
http://www.sectorelectricidad.com/3879/peru-mantenimiento-preventivo-para-transformadores/
La norma ASTM D1816 y ASTM D877:
“Método de pruebaestándar para lafuerzadieléctrica de líquidos aislantescon eléctrodos y eléctrodos de disco”.
ASTM D-1816: Electrodos semiesféricos separados 2.0 mm, Tensión mínima 50 kV.
ASTM D-877: Electrodos planos separados 2.54 mm, Tensiónmínima 25 kV
http://www.astm.org/Standards/D1816.htm
La norma ASTM D924:
“Método de pruebaestándar para elfactor de disipación (o factor de potencia) y permitividad relativa (constante
dieléctrica) de líquidos aislantes eléctricos”.
http://www.astm.org/Standards/D924.htm
La norma ASTM D1533:
“Método de prueba estándar para agua en líquidos aislantes por valoración coulométrica Karl Fischer”.
http://es.scribd.com/doc/55824355/Conceptos-normas-ASTM
La norma ASTM D971:
“Método de pruebaestándar para determinar latensión interfacial de aceite contra el agua por el método delanillo”.
http://www.astm.org/Standards/D971.htm
La norma ASTM D1500:
“La determinacióndel color enproductos petrolíferos se utiliza principalmente para temas de características de
calidaddelproducto. A vecesel color puede ser un indicador del grado de refino del material. Cuando se conoceel
color de unproductoen particular, cualquiervariación de este puede ser un indicador de una
posiblecontaminaciónconotroproduto”.
http://www.wearcheckiberica.es/servicios/ensayos/Colorimetro.asp
La norma ASTM D1524:
“Método de pruebaestándar para elexamen visual de los aceites aislantes eléctricos usados de Petróleo origenenel
campo”.
http://www.astm.org/Standards/D1524.htm
