Proteccion de distancia

UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD
“COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE DISTANCIA ASOCIADAS A
LA INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL ESTADO NUEVA
ESPARTA CON LA RED DE TIERRA FIRME”
Realizado por:
VELÁSQUEZ GIL, MARIANA GABRIELA
C.I: V-18.400.251
Trabajo de grado presentado ante la ilustre Universidad de Oriente como
requisito para optar al título de:
INGENIERO ELECTRICISTA
Puerto la Cruz, Marzo de 2012

Revisado por:
Prof. Melquíades Bermúdez
Asesor Académico
Ing. Jesús Hernández
Asesor Industrial
Puerto la Cruz, Marzo de 2012

JURADO:
El Jurado hace constar que asignó a esta Tesis la calificación de:
Prof. Melquíades Bermúdez
Asesor Académico
Ing. Hernán Parra
Jurado principal
Ing. Manuel Maza
Jurado Principal
Puerto La Cruz, Marzo de 2012

RESOLUCIÓN
De acuerdo al Artículo 41 del reglamento de trabajos de grado de la
Universidad de Oriente:
“Los trabajos de grado son de la exclusiva propiedad de la Universidad de
Oriente y sólo podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del
consejo de Núcleo respectivo, el cual lo notificará al Consejo Universitario”.
iv

DEDICATORIA
Primero que nada, se la dedico a mi Dios Todopoderoso y a mi
Virgencita del Valle, por permitirme existir; por todas las cosas maravillosas
que me han dado; y por darme el aliento, la paciencia y la fortaleza necesaria
para culminar esta gran meta.
A mi abuelita bella y preciosa, Sinforosa, por todo su amor, por estar allí
pendiente de mi en todo momento, por sus oraciones, regaños y por ser un
ejemplo de lucha y coraje para mí y toda mi familia.
A mis padres, Eulalia y Martín, por su amor infinito, por impulsarme e
incentivarme a luchar por mis sueños, por apoyarme en el transcurso de mi
carrera, por sus sabios consejos y comprensión, los cuales me han servido
de mucho.
A mis hermanas, Mariela y Marlyn, por cada palabra, cada gesto, por el
cariño que he recibido de una u otra forma en estos años de mi vida. Ustedes
más que nadie saben lo mucho que las quiero.
A mi sobrinita, por todo su cariño y amor, eres lo más bonito de mi
familia, te quiero muchisisisimo, mi pequeña negrita.
v

AGRADECIMIENTOS
A mi Dios y a la Virgencita del Valle, por darme fuerza para llevar a cabo este
sueño, por rodearme de personitas buenas, gracias por tenerme en sus
manos.
A mis amados abuelos Teresa Gil†, Domingo Velásquez† y Gabriel Marval†
porque aunque no estén físicamente siempre están allí cuidando mis pasos.
A mi abuelita bella, gracias por ser un ejemplo de vida para mí, te mega
adorooo.
A mis padres, por apoyarme a alcanzar esta meta tan importante para mí e
impartirme todos sus conocimientos y valores.
A mis hermanas, por todo su cariño, apoyo y comprensión, gracias por estar
allí cuando siempre las necesito. En especial a mi sobrinita, mi negrita
hermosa, por ser el corazón de la familia.
A la familia Garelli Boadas por ser mi segunda casa, por ser mis segundos
papas y hermanos, los adoro.
A mis tíos y primos de margarita, gracias por siempre estar pendientes de mí
y por todo su cariño. En especial a la familia Guevara, por apoyarme durante
toda mi carrera, los adoro y admiro un millón.
A mi nana Nelly y a Marielys, por sus regaños, cuidarme y consentirme
desde que era tan solo una bebe, las quierooo, son parte de mi familia.
A Jesús, mi poso, por apoyarme en los mejores y peores momentos, por
tener la paciencia suficiente para soportar mis necedades, por su inmenso
cariño, gracias.
vi

A mi Bruja, tu más que nadie sabes lo especial que eres para mi, te mega
quieroooo, gracias por siempre estar ahí, eres parte de mi familia.
A mi manita, a pesar de que son muy pocas las ocasiones en que nos
vemos, el cariño siempre está allí, y sé que siempre podré confiar en ti.
A mis amigos, Rei, Alfonsi, Jesús, Chris, Frank y dani, por su sincera amistad
y compartir conmigo grandes momentos, no importa lo necios que pueden
llegar a ser, los adorooo y los súper quieroo no saben cuánto.
A todos aquellos compañeros que me apoyaron en el transcurso de mi
carrera y me permitieron formar parte de su vida, Evic, Dougleidys, Pebbles,
johan, Giyelis, Oriana y Daniel. En especial a Regulo, por ser mi amigo de
pasantía, te quieroo muchísimo, gracias. A mi prima Paty y a Neito, por
soportarme y acogerme en estos 5 años de mi carrera, las adoro.
A mis compañeros de la gran sabana, China, Andrea, tati, Portu y Mary,
gracias por hacerme reír y formar parte de mi vida, son demasiado chéveres.
A los Profesores del Departamento de Electricidad, por impartir sus
conocimientos en el transcurso de mi carrera.
A mi Asesor Académico, Melquiades Bermúdez por brindarme su valiosa
colaboración, no solo académica sino como persona, eres una de las
personas que más admiro.
A mi Asesor Industrial, Jesús Hernández, por su gran ayuda que fue vital
para la realización de este proyecto.
A todas esas personas que forman parte de mi vida y se me pasa por alto
mencionarlos, a todos muchisimas gracias...
Mariana Gabriela Velásquez Gil
vii

RESUMEN
El sistema eléctrico de la Isla de Margarita está conformado por la
Planta Luisa Cáceres de Arismendi (PLCA), con una interconexión con el
Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por medio de la Subestación (S/E)
Casanay. Las modificaciones en la topología del sistema interno de la S/E
Luisa Cáceres de Arismendi y el de la S/E Casanay, no se contemplan en las
zonas de alcance de las protecciones de distancias correspondientes a la
interconexión eléctrica de la Isla de Margarita con Tierra Firme, por lo que se
corre el riesgo que el relé opere indebidamente para fallas que ocurran más
allá de la longitud de la línea de transmisión, ubicada entre la PLCA y la S/E
Chacopata II. Por otra parte, también está prevista la sustitución de los relés
de distancia electromecánicos (BBC L8A y BBC LZ32) utilizados
actualmente, por relés numéricos (SIEMENS 7SA61), cuyas características
en el plano de impedancias resultan distintas a las de los equipos previos. Es
evidente entonces que ambas situaciones ameritan realizar un estudio para
la coordinación de los relés de distancia asociados al sistema de
interconexión, de modo que se pueda proporcionar al sistema una protección
segura y confiable.
viii

ÍNDICE DE CONTENIDO
RESOLUCIÓN...............................................................................................iv
DEDICATORIA...............................................................................................v
AGRADECIMIENTOS....................................................................................vi
RESUMEN....................................................................................................viii
ÍNDICE DE CONTENIDO..............................................................................ix
ÍNDICE DE FIGURAS..................................................................................xiv
ÍNDICE DE TABLAS....................................................................................xiv
INTRODUCCIÓN..........................................................................................xv
CAPITULO I
LA EMPRESA Y EL PROBLEMA.................................................................18
1.1. Reseña de la Empresa..............................................................................................18
1.2. Misión de CORPOELEC Nueva Esparta.....................................................................19
1.3. Visión de CORPOELEC Nueva Esparta.......................................................................20
1.4. Valores Corporativos de CORPOELEC Nueva Esparta...............................................20
1.4.1. Ética y Conducta Impecable..............................................................................20
1.4.2. Satisfacción del Usuario....................................................................................20
1.4.3. Productividad Social..........................................................................................21
1.4.4. Desarrollo de los Trabajadores y Trabajadoras.................................................21
1.4.5. Seguridad..........................................................................................................21
1.4.6. Crecimiento y Desarrollo...................................................................................21
1.5. Estructura Organizativa............................................................................................22
1.6. Planteamiento del Problema...................................................................................24
1.7. Objetivos de la investigación....................................................................................27
1.7.1. Objetivo General...............................................................................................27
1.7.2. Objetivos Específicos.........................................................................................27
ix

CAPITULO II
MARCO TEÓRICO.......................................................................................28
2.1. Antecedentes...........................................................................................................28
2.2. El Sistema Eléctrico de Potencia..............................................................................29
2.3. Concepto de Falla y Cortocircuito............................................................................30
2.4. Tipos de Fallas por Cortocircuitos............................................................................31
2.5. Causas de las Fallas..................................................................................................32
2.6. Efectos de las Fallas.................................................................................................33
2.7. Propósitos de los Sistemas de Protección................................................................34
2.8. Características de los Sistemas de Protección..........................................................35
2.8.1. Confiabilidad.....................................................................................................35
2.8.2. Selectividad y Coordinación..............................................................................36
2.8.3. Estabilidad.........................................................................................................37
2.8.4. Sensibilidad.......................................................................................................37
2.8.5. Velocidad o Rapidez..........................................................................................37
2.9. Tipos de Protección..................................................................................................38
2.9.1. Protección Principal o Propia del Equipo..........................................................38
2.9.2. Protección de Respaldo Local............................................................................38
2.9.3. Protección de Respaldo Remoto.......................................................................38
2.10. Relés de Protección Según su Función...................................................................38
2.11. Relés de Distancia..................................................................................................40
2.12. Características de los Relevadores de Distancia en el Plano Complejo..................41
2.12.1. Relé tipo Impedancia......................................................................................42
2.12.2. Relé tipo Reactancia........................................................................................43
2.12.3. Relé tipo Mho..................................................................................................44
2.12.4. Relevador con Características Poligonales......................................................45
2.13. Factores que Afectan la Medición de la Impedancia en los Relés de Distancia......47
2.13.1. Efecto Infeed...................................................................................................48
2.13.2. Resistencia de Falla.........................................................................................49
x

2.13.3. Factor de Compensación Residual K0.............................................................53
2.14. Zonas de Protección...............................................................................................54
2.15. Sistemas de Comunicación Asociados a las Protecciones......................................55
2.15.1. Sistema de Telecomunicación.........................................................................56
2.15.2. Sistema de Teleprotección..............................................................................57
2.16. Funciones Adicionales que Complementan a los Esquemas de Protección de
Distancia.........................................................................................................................66
2.16.1. Lógica de Inversión de Corriente.....................................................................66
2.16.2. Oscilaciones de Potencia.................................................................................67
2.16.3. Detección de Carga.........................................................................................68
2.16.4. Cierre en Falla.................................................................................................68
2.16.5. Discrepancia de Polos.....................................................................................68
2.16.6. Relé de Re-cierre y Verificación de Sincronismo.............................................68
2.16.7. Protección de Falla Interruptor.......................................................................69
2.17. Procedimientos para la Coordinación....................................................................69
CAPITULO III
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ASOCIADO A LA
INTERCONEXIÓN INSULAR CON LA RED DE TIERRA FIRME...............71
3.1. Descripción del Sistema Eléctrico en Estudio...........................................................71
3.2. Esquemas de Protección Empleados en el Sistema de Interconexión a 115 KV de
CORPOELEC Nueva Esparta.............................................................................................80
3.3. Esquema de Conexión de la Región Insular con Tierra Firme...................................83
3.4. Esquemas de Teleprotección Empleados en el Sistema de Interconexión a 115 KV
de CORPOELEC Nueva Esparta........................................................................................84
CAPITULO IV
FLUJO DE CARGA Y CORTOCIRCUITO...................................................87
4.1. Estudio de Flujo de Carga.........................................................................................87
4.1.1. Simulación del Flujo de Carga...........................................................................88
4.2. Estudio de Corriente de Cortocircuito....................................................................106
4.2.1. Simulación del Estudio de Cortocircuito..........................................................108
xi

4.2.2. Cálculos Aplicados para el Estudio de Cortocircuito........................................110
4.2.3. Comprobación del Estudio de Cortocircuito...................................................120
CAPITULO V
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES...................................................122
5.1. Estudio de Coordinación de Protecciones..............................................................122
5.2. Descripción de los Relés de Distancia en Estudio...................................................124
5.2.1. Descripción del Relé marca Siemens modelo 7SA61.......................................124
5.3. Criterios Utilizados para el Ajuste de los Relés de Distancia que Protegen el Circuito
de Interconexión de la Región Insular con Tierra Firme................................................133
5.3.1. Criterios de Ajuste para la Zona 1...................................................................134
5.3.3. Criterios de Ajuste para la Z1B........................................................................141
5.4. Ajuste de los Relés en estudio................................................................................146
5.4.1. Ajuste del tramo Luisa Cáceres de Arismendi – Chacopata II..........................148
5.4.2. Ajuste del tramo Chacopata II – Casanay........................................................156
5.5. Simulación de la Coordinación de Distancia...........................................................162
5.5.1. Evaluación del Comportamiento del Sistema Eléctrico con el Ajuste Propuesto.
..................................................................................................................................164
5.5.2. Ajustes Actuales versus Ajustes propuestos...................................................169
CONCLUSIONES.......................................................................................172
RECOMENDACIONES..............................................................................175
BIBLIOGRAFÍA...........................................................................................177
ANEXOS.....................................................................................................179
ANEXO A. DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA ISLA DE MARGARITA180
ANEXO B. AJUSTES ACTUALES EN OHMIOS PRIMARIOS DE LOS RELÉS DE DISTANCIA QUE
PROTEGEN AL SISTEMA DE INTERCONEXIÓN DE LA ISLA DE MARGARITA CON TIERRA
FIRME............................................................................................................................182
xii

ANEXO C. REPORTES GENERADOS POR EL SOFWARE ETAP® 6.0.0 PARA LA SIMULACIÓN
DEL FLUJO DE CARGA EN CONDICIONES NORMALES....................................................184
ANEXO D. REPORTES GENERADOS POR EL SOFWARE ETAP® 6.0.0 PARA LA SIMULACIÓN
DEL FLUJO DE CARGA EN CONDICIONES DE CONTINGENCIA........................................189
ANEXO E. REPORTES GENERADOS POR EL SOFWARE ETAP® 6.0.0 PARA LA SIMULACIÓN
DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO................................................................................200
ANEXO F. AJUSTES DE LOS RELÉS DE DISTANCIA...........................................................203
ANEXO G. DIAGRAMA DE IMPEDANCIA DE LOS RELÉS QUE PROTEGEN AL CIRCUITO DE
INTERCONEXIÓN...........................................................................................................212
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:......216
xiii

ÍNDICE DE FIGURAS
ÍNDICE DE TABLAS
xiv

INTRODUCCIÓN
Una manera de medir el nivel de desarrollo de un país o una región es
conociendo cuánta energía eléctrica consume, ya que el mismo se mueve en
función de su expansión industrial, la cual consume grandes cantidades de
energía que debe ser entregada en una forma económica y segura.
En este orden de ideas, para un correcto suministro de la energía
eléctrica a cada una de las cargas, se debe diseñar adecuadamente todo el
sistema eléctrico de potencia, considerando fundamentalmente, los requisitos
de la calidad del servicio, los cuales son esenciales para que el
funcionamiento del sistema eléctrico de potencia sea satisfactorio.
El requisito de continuidad hace referencia al hecho de que el sistema
eléctrico de potencia debe garantizar que la energía producida sea
suministrada de forma ininterrumpida a los consumidores. Mientras que la
calidad se refiere a que la energía debe ser suministrada en unas
determinadas condiciones, con el fin de garantizar la adecuada operación de
los diferentes equipos conectados a la red.
Ahora bien, tanto por razones técnicas como económicas, es imposible
evitar que se produzcan las fallas en un sistema eléctrico de potencia.
Aunque una falla puede aparecer en cualquiera de los elementos que lo
componen, los estudios realizados al efecto ponen de manifiesto que
alrededor del 90% de las fallas se producen en las líneas de transmisión.
Este dato es fácilmente justificable por el hecho que las líneas abarcan
grandes extensiones de terreno, se encuentran a la intemperie y están
sometidas a acciones exteriores que escapan de cualquier tipo de control.
xv

Es por ello que, la actuación de un sistema de protección adecuado es
imprescindible para mantener tanto la calidad como la continuidad del
servicio, pues de no ser así, la falla se propagaría a través de la red y sus
efectos se irían extendiendo, afectando importantes zonas de ella.
La protección de distancia ha sido utilizada por mucho tiempo en la
protección de líneas de transmisión. Su principio de funcionamiento se basa
en la medición de impedancia a la frecuencia fundamental entre el punto de
ubicación del relé y el punto de falla, para determinar si está o no dentro de
una zona de protección previamente ajustada. Éstos dispositivos son los más
convenientes a ser empleados debido a que su medición es independiente
de las variaciones de la impedancia de la fuente.
El presente trabajo de grado está estructurado en cinco (5) capítulos,
los cuales establecen las pautas requeridas para la coordinación de
protecciones de distancia asociadas a la interconexión del sistema eléctrico
de Nueva Esparta con la red de Tierra Firme. A continuación se presenta un
breve resumen de cada uno de ellos:
En el Capítulo I se da una breve descripción de la empresa en donde se
efectuó el periodo de pasantía; contiene: la reseña histórica, misión, visión,
valores corporativos y la estructura organizativa. Asimismo, se presenta el
planteamiento del problema junto con los objetivos de la investigación, los
cuales se han de cumplir para el desarrollo del proyecto.
El capítulo II presenta las bases teóricas relacionadas con la
coordinación de protecciones de distancia de líneas de transmisión.
En el capítulo III se explica la situación actual del sistema eléctrico
asociado a la interconexión insular con tierra firme; incluye los diagramas
unifilares de las subestaciones asociadas a la interconexión, en la que se
xvi

especifican las características técnicas de los equipos de potencia instalados
(transformadores, generadores), cargas asociadas, parámetros eléctricos
constitutivos del sistema de transmisión, entre otros.
En el capítulo IV se aprecian los resultados del estudio de flujo de carga
y del estudio de corriente de cortocircuito, ambos obtenidos mediante el uso
de la herramienta computacional ETAP® versión 6.0.0.
Por último, en el capítulo V, se da a conocer una breve descripción de
los relés que se van a utilizar; asimismo, se indican los ajustes de los relés
de protección de distancia correspondiente al estudio, los cálculos
necesarios para la coordinación de distancia y los resultados del
comportamiento de la coordinación de protecciones mediante la herramienta
computacional NEPLAN® versión 5.4.
xvii

CAPITULO I
LA EMPRESA Y EL PROBLEMA
1.1. Reseña de la Empresa.
El servicio de energía eléctrica en el Estado Nueva Esparta,
anteriormente, estaba en poder de la empresa SENECA (Sistema Eléctrico
del Estado Nueva Esparta), cuya creación data del año 1998, cuando a
través de un proceso de licitación internacional, llevado a cabo por el
Ejecutivo Nacional, se dio en concesión a la compañía americana CMS
Energy Corporation, la facultad de proveer la energía eléctrica en la Región
Insular.
Ahora bien, el Estado Venezolano, a partir del anuncio presidencial
realizado a finales del año 2006, consideró el servicio eléctrico como
elemento estratégico dentro de la política interna nacional y retomó el control
de las operaciones de las empresas del sector. De allí que, mediante decreto
presidencial Nº 5.330, en julio de 2007, cuando el Presidente de la
República, Hugo Rafael Chávez Frías, establece la reorganización del sector
eléctrico nacional, se crea la Corporación Eléctrica Nacional S.A.
(CORPOELEC). En el Artículo 2º de ese documento se define a
CORPOELEC como una empresa operadora estatal encargada de la
realización de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución y
Comercialización de potencia y energía eléctrica en todo el país.
Desde que se publicó el decreto de creación de CORPOELEC, con el
fin de procurar el bien común y el alcance de este servicio a todas las

19
poblaciones, sobre todo las más desasistidas, SENECA pasó a ser una de
sus empresas filiales. Posteriormente, para el año 2010, con el traspaso
definitivo de sus activos y su integración total a CORPOELEC, SENECA
pasa a ser llamada CORPOELEC Nueva Esparta, convirtiéndose netamente
en la empresa de servicio público encargada de la generación, transmisión,
distribución y comercialización de la energía Eléctrica para las islas de
Margarita y Coche.
Actualmente, CORPOELEC Nueva Esparta cuenta con dos (2) plantas
generadoras, Planta Luisa Cáceres de Arismendi y Planta Coche, la primera
se encarga de alimentar la demanda de la Isla de Margarita y la segunda
cumple con lo misma función en la Isla de Coche. Posee, además doce (12)
Subestaciones situadas en diferentes sectores del Estado, las cuales se
encargan de distribuir la energía eléctrica a los usuarios del servicio.
A continuación se presenta en detalle, la Misión, Visión y Valores
Corporativos, que la empresa tiene establecido hasta los momentos.
1.2. Misión de CORPOELEC Nueva Esparta.
Proveer servicios energéticos buscando soluciones que satisfagan las
necesidades de sus clientes, apoyándose en la ética, tecnología y desarrollo
de su personal y proveedores, optimizando los recursos y resultados, a fin de
promover el bienestar y crecimiento de la comunidad. La nueva
CORPOELEC Nueva Esparta, es una empresa socialista del estado
venezolano dedicada a proveer el mejor servicio eléctrico y comprometido a
responder las expectativas de sus usuarios, trabajadores y accionistas,
contribuyendo así a elevar la calidad de vida de la sociedad neoespartana.

20
1.3. Visión de CORPOELEC Nueva Esparta.
En los próximos años CORPOELEC Nueva Esparta será reconocida
como la empresa de servicios eléctricos más eficiente del país y líder en el
desarrollo de la comunidad, por la calidad de su tecnología, la competencia
de su recurso humano y por su permanente orientación a satisfacer las
necesidades del mercado y a promover el desarrollo económico y social del
estado Nueva Esparta. La nueva CORPOELEC Nueva Esparta, se esmerará
en ser una empresa socialista reconocida por la comunidad a la cual sirve,
por satisfacerle sus necesidades de energía eléctrica, con procesos
confiables y de alta calidad.
1.4. Valores Corporativos de CORPOELEC Nueva Esparta.
Como lineamientos que orientan la razón de ser de la empresa, se
señalan los siguientes:
1.4.1. Ética y Conducta Impecable.
Todos los empleados de CORPOELEC Nueva Esparta interactúan con
sus clientes, reguladores, funcionarios públicos, vendedores y compañeros
de trabajo con el más alto nivel de ética y conducta.
1.4.2. Satisfacción del Usuario.
CORPOELEC Nueva Esparta se esfuerza constantemente en darles a
sus clientes la mejor atención y calidad en los productos. CORPOELEC
Nueva Esparta escucha las preocupaciones de sus clientes y reguladores a
fin de adaptar el negocio para entregar un producto con sus expectativas de
mercado.

21
1.4.3. Productividad Social.
Uno de los retos que debe asumir la empresa en busca de su
permanente crecimiento y desarrollo es lograr los niveles óptimos de
productividad, que hagan del negocio una actividad eficiente, eficaz, de
óptima calidad y carácter sustentable. Esto asegura además, el cumplimiento
de sus obligaciones y responsabilidades con su personal, sus clientes y la
comunidad en general.
1.4.4. Desarrollo de los Trabajadores y Trabajadoras.
La empresa tiene la obligación de entrenar y capacitar a sus
empleados, a fin de alcanzar un nivel de trabajo competente y motivado. Las
políticas de la compañía, procedimientos y programas deben ser flexibles y
efectivas, para que a los empleados que tengan el entusiasmo de contribuir
tanto con el éxito de la compañía como con el crecimiento personal, les sea
dada la oportunidad de crear valores y desarrollar su creatividad.
1.4.5. Seguridad.
CORPOELEC Nueva Esparta establece condiciones de trabajo para la
prestación del servicio eléctrico que brinden seguridad a sus empleados y al
público en general con la más alta consideración. Está consciente
constantemente y actúa de acuerdo a las normas de seguridad, sentido
común y a las disposiciones de política general para la conservación del
medio ambiente.
1.4.6. Crecimiento y Desarrollo.
CORPOELEC Nueva Esparta cree en el vínculo innegable entre el éxito
de la compañía y el éxito de la comunidad a la que sirve. Se esmera en

22
mejorar la calidad de sus servicios y el medio ambiente del negocio en
general, a fin de atraer nuevos negocios y expandir los existentes, para
promover el desarrollo económico de la comunidad neoespartana.
1.5. Estructura Organizativa.
La estructura organizativa de CORPOELEC Nueva Esparta consta de
dos unidades, la Unidad de Transmisión y Distribución, y la Unidad de
Generación.
A continuación, en la figura 1.1, la Unidad de Transmisión y Distribución
se muestra detalladamente en forma de organigrama.
Figura 1.1. Estructura Organizativa de la Unidad de Transmisión y Distribución.
Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta
Por otra parte, en la figura 1.2 se muestra la estructura organizativa
correspondiente al Departamento de Transmisión y Subtransmisión.

23
Figura 1.2. Organigrama del Departamento de Transmisión y Subtransmisión.
Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.
Finalmente, en la figura 1.3, se observa el organigrama del
Departamento de Protecciones y Automatización, unidad técnica donde se
efectuó la pasantía de investigación.
Figura 1.3. Estructura Organizativa del Departamento de Protecciones y
Automatización. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.

24
1.6. Planteamiento del Problema.
El sistema eléctrico de la Isla de Margarita, en sus inicios, sólo contaba
con el suministro de electricidad de un parque de generación que se
encontraba ubicado en Pampatar, Municipio Maneiro. No obstante, con el
pasar del tiempo, la población junto con el desarrollo económico del estado,
experimentaron un crecimiento notable, por lo que la empresa de servicios
públicos encargada de la Generación, Transmisión y Distribución de la
energía eléctrica en la Isla de Margarita se vio en la necesidad de revisar los
esquemas operativos de infraestructura eléctrica, con la finalidad de ampliar
su capacidad y reformar ciertos sectores del sistema.
En respuesta al continuo incremento en la demanda de energía
eléctrica, se llevó a cabo la creación de la Planta Luisa Cáceres de Arismendi
(PLCA), con una capacidad de generación de 30 Megavatios (MW).
Posteriormente, se realizó la interconexión de la región insular con el
Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por medio de la Subestación (S/E)
Chacopata I, la cual suministra energía proveniente desde el SEN, a través
de la S/E Casanay. Este sistema que emplea un cable submarino con una
longitud aproximada de 30 Km, desde la S/E Chacopata I hasta la S/E Luisa
Cáceres de Arismendi, está energizado a un nivel de tensión de 115
Kilovoltios (KV).
En la actualidad, el sistema eléctrico de la Isla de Margarita posee una
capacidad disponible de generación de 389 MW, de los cuales 260 MW se
obtienen de 12 unidades turbogeneradoras ubicadas en la PLCA, 64 MW son
producidos a través de 8 bloques de Generación Distribuida y los 65 MW
restantes son suministrados desde el SEN a través del Cable Submarino, el
cual sólo es capaz de aportar esa energía debido al tiempo que tiene en
servicio -inicialmente aportaba 100 MW-. Esta capacidad energética es

25
transportada hacia las subestaciones Luisa Cáceres de Arismendi, Porlamar,
Los Robles, Pampatar, La Asunción y Los Millanes, las cuales conforman un
anillo de interconexión en 115 KV, además de los sistemas de 34,5 KV y
13,8KV de la PLCA.
Cabe agregar que, posterior a la interconexión del sistema eléctrico de
la Isla de Margarita con el SEN, se creó en tierra firme la S/E Chacopata II,
con la finalidad de incorporar un tramo sub-lacustre, debido a que las líneas
aéreas que pasaban por la Laguna de Chacopata afectaba al ecosistema
lagunar, obstaculizando el tránsito de aves que se alimentaban
fundamentalmente, de peces existentes en la laguna, con la consecuente
pérdida de ellas. El tramo en referencia se extiende aproximadamente 6 km
desde la S/E Chacopata II hasta la S/E Chacopata I. Es importante señalar
que este cambio influye notablemente en las características internas y
externas de la línea de transmisión asociada al sistema de interconexión.
Por otra parte, a fin de mantener la continuidad del suministro de
electricidad, resulta oportuno mencionar que a medida que se modifica un
Sistema de Potencia, se producen cambios importantes en las redes
existentes y en sus condiciones operacionales, con lo cual resulta
imprescindible, la evaluación de los parámetros de ajustes en los sistemas
de protección.
Partiendo de lo expresado anteriormente, al hacer énfasis en las
protecciones correspondientes a la interconexión eléctrica de la Isla de
Margarita con Tierra Firme y tomando en cuenta las modificaciones que con
el paso del tiempo se le aplican al sistema, se realizaron ajustes, con base
en el método tradicional, de los relés de distancia ubicados en ambos
extremos del cable submarino, con el fin de adaptar las protecciones al
cambio de impedancia que experimentó la línea. Sin embargo, las

26
modificaciones en la topología del sistema interno de la S/E Luisa Cáceres
de Arismendi y el de la S/E Casanay, no se contemplan actualmente en las
zonas de alcance de las protecciones de distancias, por lo que se corre el
riesgo de que el relé opere indebidamente para fallas que ocurran más allá
de la longitud de la línea de transmisión ubicada entre la PLCA y la S/E
Chacopata II.
La situación descrita anteriormente, amerita un ajuste de las zonas de
alcance de los relés de distancia asociados al sistema de interconexión, para
que puedan proporcionar una protección segura y confiable; por lo tanto, la
empresa CORPOELEC Nueva Esparta ha decidido implementar un proyecto
orientado al estudio de la coordinación de protecciones de distancia producto
del cambio en la topología del sistema Insular y el de Tierra Firme. En ese
sentido, se evaluará la operación actual y los niveles de cortocircuito del
sistema eléctrico asociado, mediante el empleo del software ETAP® versión
6.0.0 (Electrical Transient Analizer Program, por sus siglas en inglés), con el
fin de determinar los ajustes requeridos por los dispositivos de protección de
distancia para su adecuada coordinación.

27
1.7. Objetivos de la investigación.
1.7.1. Objetivo General.
Determinar la coordinación de protecciones de distancia asociadas a la
interconexión del sistema eléctrico del estado Nueva Esparta con la red de
Tierra Firme.
1.7.2. Objetivos Específicos.
1. Describir las características del sistema de transmisión y
protecciones, asociadas a la interconexión del sistema eléctrico del
estado Nueva Esparta con la red de Tierra Firme.
2. Obtener el flujo de carga relacionado al sistema de
interconexión Insular con el de Tierra firme, mediante la herramienta
computacional ETAP®.
3. Realizar el estudio de cortocircuito resultante del cambio en la
topología interna y externa del sistema interconectado, mediante el
programa computacional ETAP®.
4. Determinar los ajustes para la coordinación de protecciones de
distancia del sistema eléctrico interconectado tomando en cuenta los
criterios pautados por la normativa de la empresa.
5. Evaluar el comportamiento del sistema eléctrico con el ajuste
propuesto para los relés de distancia.

CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Antecedentes.
Para llevar a cabo la presentación de este proyecto de grado, fue
indispensable consultar en investigaciones previamente realizadas con la
finalidad de poder abordar el objeto de estudio propuesto. A continuación se
hace mención de las referencias bibliográficas consideradas como
antecedentes de la presente investigación.
Him, J., y Suárez, R. (1974), expresan que debido al crecimiento de la
demanda de energía eléctrica en la Isla de Margarita, se hizo necesario
estudiar la transmisión de potencia eléctrica mediante cables submarinos
entre Chacopata en el Estado Sucre, y Punta Mosquito en la Isla de
Margarita. En esa investigación se comprobó mediante fórmulas
experimentales, las cualidades técnicas del cable a recomendar. Además, el
trabajo envuelve también un análisis de la carga a alimentar, subestaciones a
interconectar y líneas aéreas a trazar.
Rojas, E. (2007), plantea que por el cambio de la topología en la red
debido a la incorporación de nuevas plantas de generación en el sistema a
115 KV y por la sustitución de los relés de distancia estáticos y
electromecánicos por relés numéricos, surge la necesidad de ajustar la
coordinación de las protecciones de distancia para las líneas del sistema a
115 KV de la empresa Sistema Eléctrico de Nueva Esparta, C.A. (SENECA).

29
Marval, R. (2010), sostiene que debido al bajo nivel de tensión y la
creciente demanda que presenta la península de Macanao, se tiene previsto
la incorporación de una nueva subestación al sistema de 34,5 KV de la
empresa SENECA, lo cual hace imprescindible realizar un estudio para la
coordinación de las protecciones de sobrecorriente en el sistema eléctrico de
la S/E Luisa Cáceres de Arismendi producto de la incorporación de la S/E El
Manglillo, con la finalidad de contar con un sistema de protección que sea
selectivo, confiable y respaldable.
Salgado, D. (2010), plantea que debido a las modificaciones
proyectadas en un futuro de la S/E Aricagua, la cual se planea elevar de un
nivel de tensión de 34,5KV a 115KV, por parte de la empresa SENECA,
surge la necesidad de realizar un estudio para la coordinación de las
protecciones de distancia de las líneas de transmisión asociadas a dicha
subestación, manteniendo las características de selectividad y velocidad del
sistema de protecciones, tanto de las subestaciones aledañas como del
Centro de Control de Operaciones (CCO).
Sifontes, M. (2010), expresa que debido a la operación poco selectiva
de los sistemas de protección de la Refinería Puerto La Cruz, es necesario
proceder a revisar y proponer mejoras a los ajustes de las unidades de
protección presentes en la instalación, con el fin que el sistema pueda operar
de manera selectiva.
2.2. El Sistema Eléctrico de Potencia.
Según Rush (2002), el propósito de un Sistema Eléctrico de Potencia es
generar y suministrar energía eléctrica a sus consumidores. Dicho sistema
debería ser diseñado y manejado para entregar esta energía a los puntos de
utilización con fiabilidad y economía, de manera que se evite causar

30
apagones frecuentes o prolongados, que ocasionen interrupciones severas a
la rutina normal de la sociedad moderna.
En general, los equipos empleados en el Sistema de Potencia son
relativamente caros, por lo que todo el sistema representa un capital de
inversión muy elevado. De allí que, para maximizar el retorno de esta
inversión, el sistema debe ser utilizado tanto como sea posible dentro de las
restricciones aplicables de seguridad y fiabilidad de suministro de energía. Es
fundamental que el Sistema de Potencia deba funcionar de manera segura
en todo momento; no obstante, a pesar de estar bien diseñado, las fallas se
producen siempre en un Sistema de Potencia, y estas fallas pueden
representar un riesgo para la vida y/o la propiedad. Es por ello que, la
provisión de una protección adecuada para detectar y desconectar los
elementos, en el caso de cualquier falla, es por tanto una parte integral del
diseño del Sistema de Potencia. Sólo así los objetivos del diseño del sistema
pueden ser satisfechos, de la misma manera que se logra proteger la
inversión.
2.3. Concepto de Falla y Cortocircuito.
En Ceballos (1987), se entiende por cortocircuito a cualquier condición
anormal del Sistema de Potencia, la cual es producida por una reducción en
la fuerza de aislación entre conductores de fase o entre conductores de fase
y tierra. No obstante, en la práctica esta reducción de la fuerza de aislación
no se considera falla sino hasta el momento en el cual es detectable, es
decir, que haya un exceso de corriente sobre el máximo normal esperado o
una reducción de la impedancia entre los conductores de fase o entre
conductores de fase y tierra.

31
De acuerdo a la condición antes descrita se puede identificar un
cortocircuito como una falla, pero una falla no es necesariamente un
cortocircuito. De allí que se pueden establecer tres postulados que identifican
claramente lo que es una falla:
1.Cualquier evento anormal el cual cause o requiera la apertura
automática de un interruptor, un seccionador o de cualquier
dispositivo eléctrico de protección.
2.Cualquier operación errónea de un interruptor o de un
seccionador en servicio.
3.Cualquier evento causante de una interrupción no programada de
un equipo en servicio o del suministro eléctrico (ob. cit.).
2.4. Tipos de Fallas por Cortocircuitos.
Según Enríquez (2002), en un sistema eléctrico de potencia pueden
presentarse diversos tipos de fallas producto por cortocircuito, de las cuales
se mencionan las siguientes:
Falla de línea a tierra (fase a tierra).
Falla de línea a línea (fase a fase).
Falla de dos líneas a tierra (dos fases a tierra).
Falla trifásica (tres fases).
Resulta oportuno mencionar que, la falla por cortocircuito que tiene la
probabilidad de ocurrencia mayor es la denominada falla de línea a tierra y
en orden decreciente, seguiría la de línea a línea quedando en último
término, la falla trifásica cuya ocurrencia se presenta principalmente por

32
causas accidentales. No obstante, para la determinación de las
características de protección del equipo de interrupción se considera la falla
trifásica pues, es la más peligrosa, debido a que produce la máxima corriente
de cortocircuito anormal, por lo que si no se libera rápidamente resulta la
más severa para las máquinas y equipos eléctricos.
Figura 2.1. Fallas por cortocircuito. Fuente: Autora.
Por otra parte, las fallas de línea a tierra, de línea a línea y de dos
líneas a tierra son denominadas también como fallas asimétricas; asimismo,
las fallas trifásicas se corresponden como fallas simétricas.
2.5. Causas de las Fallas.
Cada elemento componente de un sistema eléctrico de potencia está
sujeto a una falla o cortocircuito; estos elementos son: generadores,
transformadores elevadores, barras, líneas de transmisión, transformadores

33
reductores y los alimentadores de las redes de distribución que alimentan a
las cargas.
Para Salgado (2010), las causas de las fallas pueden ser
principalmente cualquiera de las siguientes:
El aislamiento del equipo que está en buenas condiciones puede
estar sujeto a sobretensiones de corta duración (transitorios),
debida a descargas atmosféricas (rayos) directas o indirectas, o
bien, por maniobra de interruptores. Estas sobretensiones
producen fallas de aislamiento, dando como resultado fallas
directas o indirectas que producen a su vez daños en el
aislamiento, resultando corrientes de falla o cortocircuito; estas
corrientes pueden resultar varias veces mayores que las
corrientes nominales de los equipos o de carga.
Otra causa de falla es el envejecimiento del aislamiento, el cual
puede producir ruptura, aún al valor del voltaje normal y a la
frecuencia del sistema.
La tercera causa de fallas es un objeto externo, tal como ramas de
árboles, pájaros, cuerdas o cables, roedores, entre otros, que
producen la unión entre dos conductores, o bien, un conductor a
tierra.
2.6. Efectos de las Fallas.
Según Enríquez (2002), los efectos que se pueden presentar en el caso
que las fallas no sean despejadas prontamente son los siguientes:
Los generadores, transformadores, barras y otros equipos en serie
con la falla se pueden dañar, debido a sobrecalentamiento y al

34
desarrollo de fuerzas mecánicas severas que se presentan de
una manera violenta.
Las fallas con arcos eléctricos son un riesgo de incendios que se
pueden expandir por la subestación o las instalaciones.
Las fallas pueden reducir el perfil de voltaje en el sistema eléctrico
completo, y por lo tanto, afectar las cargas. Una caída de
frecuencia puede producir la inestabilidad entre sistemas
interconectados y conducir a la pérdida de sincronismo.
Las fallas asimétricas conducen a un desbalance de voltaje y a la
presencia de corrientes de secuencia negativa, las cuales
conducen a sobrecalentamiento.
2.7. Propósitos de los Sistemas de Protección.
El propósito de los Sistemas de Protección, dentro de un Sistema de
Potencia, es organizar, mediante una Ingeniería especializada, un conjunto
de equipos denominados equipos de protección, los cuales tendrán la
función de reconocer, localizar, e iniciar el proceso de despeje de una falla, u
otra condición anormal que ocasione algún daño dentro del Sistema de
Potencia (Ceballos, 1987). En otras palabras, los equipos de protección son
aplicados a los componentes de un Sistema de Potencia, básicamente por
las razones siguientes:
1.Para detectar y aislar la falla de los otros equipos del sistema de
potencia, garantizando la continuidad del servicio.
2.Para limitar o disminuir el riesgo de la falla sobre los equipos de
potencia.

35
3.Para minimizar la posibilidad de incendio en subestaciones.
4.Para evitar daños al personal de trabajo.
2.8. Características de los Sistemas de Protección.
Según la I.E.B., S.A. (2000), las características básicas que se
encuentran siempre presentes en los Sistemas de Protección son: la
Confiabilidad, Selectividad y Coordinación, Sensibilidad, y Velocidad o
rapidez. Por su parte, en Ceballos (1987), además de estas características
se incluye la Estabilidad.
2.8.1. Confiabilidad.
La confiabilidad está definida como la propiedad del equipo de
protección de estar siempre a disposición del Sistema de Potencia para el
momento que éste lo requiera; dicho de otro modo, se refiere a la
probabilidad de que un relé o sistema de protecciones actúe
adecuadamente. Esta es una de las consideraciones más importantes para
el diseño de un sistema de protección y está compuesta por dos aspectos:
fiabilidad y seguridad.
La fiabilidad está definida como el grado de certeza con el que un relé o
sistema de relés opere adecuadamente cuando éste sea requerido para
hacerlo, es decir, que no omita disparos cuando se requieran. Mientras que,
la seguridad está definida como el grado de certeza con el que un relé o
sistema de protecciones no opere incorrectamente en ausencia de fallas, es
decir, que no emita disparos erróneos.
De acuerdo a lo expresado anteriormente, se puede decir que la
fiabilidad es relativamente más fácil de obtener que la seguridad, dado que
existen métodos para asegurarla como por ejemplo, la redundancia en los

36
sistemas de protección y el respaldo local y remoto, mientras que para
obtener la seguridad del sistema sería necesario simular todas las
condiciones posibles a las cuales estará sometido el relé; sin embargo, es
difícil garantizar que se simulen todas las situaciones.
En vista de todo lo anterior se puede concluir que cuando se aumenta la
fiabilidad se disminuye en cierto grado la seguridad y viceversa.
2.8.2. Selectividad y Coordinación.
La selectividad de un Sistema de Protección consiste en que cuando
ocurra una falla, ésta sea despejada por los relés adyacentes a la misma,
evitando la salida de otros circuitos o porciones del sistema, es decir, el relé
o sistemas de relés deben operar para lo que se requiere que opere. De allí
el establecer las zonas de protección, las cuales son áreas del Sistema de
Potencia protegidas por un determinado relé o esquemas de relés.
En cuanto a la coordinación del sistema de relés, se refiere al proceso
de operación rápida de los relés para condiciones de falla de tal forma que
actúen inicialmente las protecciones principales (de equipos o sistémicas),
aislando el elemento fallado o la porción del sistema que tiene problemas
(por ejemplo la actuación de la primera zona de protección en el caso de
líneas) y que se tenga respaldo por parte de otras protecciones en caso de
que la protección principal no pueda cumplir su cometido (zonas
temporizadas en el caso de líneas de transmisión).
De acuerdo a lo anterior, para lograr una máxima continuidad en el
servicio de energía eléctrica se debe alcanzar, tanto la selectividad como la
coordinación.

37
2.8.3. Estabilidad.
El Sistema de Protección debe ser capaz de aguantar máximas cargas
y cortocircuitos externos sin que opere, debido a que si el sistema se
encuentra inestable éste incide directamente en la selectividad, es decir,
podría darse el caso de que el relé o sistemas de relés actuaran para lo que
no se requiere que opere.
2.8.4. Sensibilidad.
La sensibilidad se refiere a los mínimos valores actuantes con los
cuales se debe ajustar el relé para que detecte una condición anormal, es
decir, el Sistema de Protección debe percibir los niveles mínimos de
sobrecarga, los niveles mínimos de falla y los niveles máximos de
desbalance.
Cuando se va a observar la sensibilidad de la protección, deben tenerse
en cuenta algunos problemas como: fallas a tierra de alta impedancia,
desbalances de voltaje inherentes al sistema, entre otros.
2.8.5. Velocidad o Rapidez.
El Sistema de Protección debe actuar rápido para minimizar el daño al
equipo fallado, evitar algún daño a otros equipos y personas adyacentes al
equipo fallado, de modo que se favorezca la estabilidad de servicio al cliente,
evitando en lo posible que éste se entere que ha habido una falla; sin
embargo, los requerimientos de velocidad deben ser determinados
cuidadosamente debido a que si la protección es demasiado rápida se
pueden ver comprometidas la seguridad y la selectividad del sistema.

38
2.9. Tipos de Protección.
En los sistemas de Potencia es recomendado tener a disposición
diversos tipos de protección, los cuales se emplearán según el grado de
complejidad del sistema de potencia a analizar. De acuerdo a Rodríguez
(2009), se tienen los tipos de protección siguientes:
2.9.1. Protección Principal o Propia del Equipo.
Se refiere a la protección que opera tan pronto ocurra una falla,
ordenando la apertura del menor número de interruptores.
2.9.2. Protección de Respaldo Local.
En caso que la falla no sea despejada por el interruptor correspondiente
a la protección principal, se da orden de apertura a través de la protección de
respaldo local (Falla Terminal o Falla Interruptor) a los interruptores de la
misma subestación que puedan alimentar la falla.
2.9.3. Protección de Respaldo Remoto.
Si la falla no es despejada por los interruptores correspondientes al
respaldo local o simplemente no se dispone del respaldo local, se da orden
de apertura a los interruptores ubicados en los extremos opuestos por los
esquemas de protección de las subestaciones remotas.
2.10. Relés de Protección Según su Función.
Las subestaciones poseen diversas protecciones que tienen una
determinada función y en su conjunto conforman un esquema de protección
el cual dependerá del equipo a resguardar. Estos esquemas de protección
van desde los niveles de tensión de 13,8 KV hasta 400 KV para proteger
equipos, tales como: Autotransformadores, Transformadores, Generadores,

39
Reactores, Capacitores en paralelo o serie, Barras, Líneas de Transmisión,
entre otros (Salgado, 2010). En la tabla 2.1, se presentan algunos tipos de
relé y su código según lo establecido por las normas ANSI e IEC.
Tabla 2.1. Tipos de Relés de Protección. Fuente: Autora.
Relé ANSI IEC
Distancia 21
Desbalance 46
Sobrecorriente Instantáneo 50
Sobrecorriente Temporizado 51
Sobretensión 59
Protección a Tierra 64 No Definido
Dirección de corriente AC 67
Bloqueo de Oscilación de Potencia 68 No Definido
Frecuencial 81
Disparo con Reposición Manual 86
Diferencial 87
Direccional de Voltaje y Potencia 92 No Definido
Cabe señalar que, las líneas de transmisión son los elementos del
sistema eléctrico más expuestos a falla dentro del Sistema de Potencia
debido a su longitud, razón por la cual deben ser protegidas de manera
especial. Dicha protección es considerada como una de las más complejas
aplicaciones que tiene la protección eléctrica. Esto se debe al gran volumen
de información y factores que influyen para el ajuste de sus relevadores.
Generalmente, los esquemas de protección que se emplean en las
líneas de transmisión pueden ser: la protección de sobrecorriente direccional

40
(67F/67/N), la protección de distancia (21F/21N), la protección hilo piloto
(85L), la protección diferencial de línea (87L) y la protección híbrida.
Según la normativa de CADAFE, el esquema de protección previsto
para resguardar la línea de transmisión en un sistema de potencia está
compuesto por una protección primaria y una secundaria, siendo la última
una protección de respaldo local en el caso de fallar la actuación de las
protecciones ubicadas en las subestaciones, específicamente en los
extremos de la línea. Dichas protecciones consisten preferentemente en el
uso de dos relés de distancia direccional con tres zonas de protección como
mínimo.
A continuación se presenta de manera detallada la protección de
distancia aplicada a líneas de transmisión de energía eléctrica.
2.11. Relés de Distancia.
Con el nombre genérico de “protección de distancia” se conoce toda
una gama de relés cuya unidad de medida actúa en función del valor de la
impedancia por fase del elemento protegido. Probablemente, la
denominación correcta sería la de “relé de mínima impedancia” o “relé de
mínima reactancia”. Sin embargo, dado que el principal campo de aplicación
de estos relés lo constituyen las líneas de transmisión y que la impedancia -
o la reactancia – a lo largo de una línea es proporcional a su longitud, ha
venido a denominarse “relés de distancia” (Salgado, 2010).
En la I.E.B., S.A. (2000), los relés de distancia utilizan la medida de la
relación entre el voltaje y la corriente para determinar si la falla o condición
anormal está en la zona de protección del relé. Las características de estos
relés se pueden describir en el diagrama R-X, ajustándose de acuerdo con
las impedancias de secuencia cero y positiva de la línea de transmisión.

41
La impedancia medida durante operación normal es la relación entre el
voltaje en el extremo terminal y el flujo de corriente en la línea. Este valor es
usualmente un valor alto y predominantemente resistivo; sin embargo,
durante fallas este valor es bajo y con alto contenido reactivo. Un cambio
repentino en la impedancia medida determina la ocurrencia de una falla y si
ésta se encuentra dentro de su zona de protección o en otra parte del
sistema. Esto es llevado a cabo por la limitación del relé a una cierta franja
de la impedancia observada, comúnmente llamada “Alcance”.
Cabe señalar que, la mayor ventaja de los relés de distancia para fallas
polifásicas, es que su zona de operación es función sólo de la impedancia
medida y de la resistencia de falla, excepto para situaciones donde hay
efecto de fuente intermedia (Efecto Infeed) en el punto de la falla por
inyección de corrientes del otro extremo de la línea sobre la impedancia de
falla, o cuando hay acople mutuo con circuitos paralelos. Su ajuste es fijo,
independiente de las magnitudes de las corrientes de falla, por lo que no es
necesario modificar sus ajustes a menos que cambie las características de la
línea.
2.12. Características de los Relevadores de Distancia en el Plano
Complejo.
Existe una gran diversidad de características de operación de los relés
de distancia cuando se representan en el plano complejo. Según Martínez,
Velázquez, y Miranda (2008), los tipos más comunes de los relés de
distancia, atendiendo a la forma de su característica en el plano complejo,
son:

42
2.12.1. Relé tipo Impedancia.
La característica de un relevador o relé tipo impedancia es una
circunferencia con su centro en el origen de coordenadas R/X, tal como se
muestra en la figura 2.2.
Figura 2.2. Característica general de un relevador tipo impedancia.
Fuente: Martínez, Velázquez, y Miranda (2008)
El valor de la impedancia de arranque (Zar) no toma en cuenta al ángulo
de la impedancia de falla, es decir, que carece de direccionalidad. La
ecuación 2.1 representa la condición de operación de este tipo de relé.
arr ZZ < (Ec.2.1)
Donde:
=arZ Impedancia de arranque del relevador.
=rZ Impedancia “vista” por el relevador.
Cualquier valor de Z menor que el radio del círculo resultará la
producción de un par positivo (operación del relevador), y cualquier valor de
Z mayor que este radio, resultará la producción de un par negativo, sin
importar el ángulo de fase entre tensión y corriente.

43
Generalmente, este relevador se recomienda para la protección de
líneas de transmisión medias, complementado con un elemento direccional
de potencia.
2.12.2. Relé tipo Reactancia.
La característica de un relevador tipo reactancia es una línea recta
paralela al eje real del plano complejo, tal como se muestra en la figura 2.3.
Figura 2.3. Característica general de relevador tipo reactancia.
Esta característica, muestra que la componente resistiva de la
impedancia de falla no tiene efecto en el funcionamiento del relevador; éste
responde solamente a la componente reactiva de la impedancia. Además
cualquier punto por debajo de la característica de funcionamiento, por arriba
o abajo del eje R, se situará en la región del par positivo. Su condición de
operación está dada por la ecuación 2.2.
arr XX < (Ec.2.2)
Donde:
=arX Es la reactancia de arranque, parámetro de ajuste.
=rX Reactancia “vista” por el relevador ante una falla.

44
Estos relés son recomendables para la protección de líneas cortas y
para la protección contra cortocircuitos a tierra, es decir, para aquellos casos
en los que la resistencia de falla puede tener valores muy elevados. Por la
forma de su característica, estos relevadores son sensibles a operar con las
impedancias de carga con factores de potencia cercanos a la unidad; para
evitar los disparos indeseables se debe implementar un elemento de
arranque que sea direccional, para que limite el alcance del relevador en la
dirección del eje real.
2.12.3. Relé tipo Mho.
La característica de un relé tipo mho es una circunferencia que cruza
por el origen del eje de coordenadas, tal como se presenta en la figura 2.4.a.
No obstante, su característica puede desplazarse con respecto al origen de
coordenadas, de tal manera que éste encierre el origen del diagrama R-X o
bien que el origen esté fuera del círculo, mediante una corriente de
polarización. La figura 2.4.b muestra la característica de un relevador tipo
mho desplazado.
Figura 2.4.a) Característica general de
un relevador tipo mho
Figura 2.4.b) Relevador tipo mho
desplazado.

45
Este tipo de relevador no responde a fallas que se presentan en las
líneas situadas detrás del relevador; estos relevadores son considerados
direccionales, porque sólo operan ante fallas que se presentan en la
dirección de disparo del relevador. La condición de operación está dada por
la ecuación siguiente:
( )smrarr CosZZ ϕϕ −< max (Ec.2.3)
Donde:
=maxarZ Impedancia máxima de alcance.
=rZ Impedancia “vista” por el relevador.
=rϕ Ángulo de la impedancia de falla que “ve” el relevador.
=smϕ Ángulo de sensibilidad máxima.
Los parámetros de ajuste del relevador son, el diámetro de la
circunferencia maxarZ y el ángulo de máxima sensibilidad smϕ .
Generalmente, estos relevadores se recomiendan para la protección de
líneas largas.
2.12.4. Relevador con Características Poligonales.
La característica cuadrilateral está disponible como una característica
para comparadores de fallas a tierra, debido a que ofrece un incremento en
el alcance de la resistencia de falla para líneas cortas con gran factor de
“efecto infeed” (descrito más adelante), para casos donde la expansión
resistiva de la característica mho no puede ser suficiente para cubrir las fallas
de alta resistencia de la base de la torre o la resistencia de contacto a tierra.
La zona de operación de este tipo de relés está definida en el plano
complejo a través de líneas rectas que cortan al eje X y al eje R, con un

46
alcance máximo de Zmáx. La Figura 2.5 muestra la característica de un
relevador poligonal.
Figura 2.5. Zonas de operación de los relevadores de distancia.
El ajuste de este tipo de relés lo define la reactancia de ajuste [ ajusX ],
es decir, la distancia del origen al punto donde la recta de pendiente cero
corta al eje X; y la relación R/X, que define el alcance sobre el eje R como un
múltiplo de ajusX . En la figura 2.5 se muestra que se tiene el mismo alcance
en el eje reactivo y resistivo, es decir, existe una relación de R/X = 1, pero el
ajuste puede hacerse independientemente uno de otro. Estos relevadores se
emplean en líneas de transmisión de 110 KV o niveles de tensiones
superiores. La condición de operación está dada por las ecuaciones 2.4a y
2.4b.
( ) ajusF XSenZ <φ (Ec.2.4a)
( ) ( ) ajusF XXRCosZ <φ (Ec.2.4b)
Donde:
=FZ Impedancia de falla.
=φ Ángulo de la Impedancia de falla.

47
2.13. Factores que Afectan la Medición de la Impedancia en los Relés de
Distancia.
En general, la impedancia medida por el relé de distancia en cualquier
condición, es el cociente del voltaje y la corriente obtenidos por el relé en el
Sistema de Potencia. Salgado (2010), señala que es deseable que en
condiciones de falla, esa impedancia sea idéntica a la de la línea protegida,
es decir ZP=ZL, donde ZP es la impedancia medida, y ZL es la impedancia de
la sección de la línea comprendida entre el relé y la falla. Sin embargo, la
consideración ZP=ZL implica que la falla es sólida, y sólo se cumple cuando la
corriente que pasa por la protección es igual a la corriente que circula por la
falla, lo que constituye un caso excepcional en un sistema eléctrico de
potencia.
Por otra parte, la existencia de corrientes que circulan por la falla y no
por la protección, tal como el efecto Infeed, o viceversa, constituye una
fuente adicional de error en la medición de impedancia. Otra causa de error
en la medición de impedancia es el acoplamiento mutuo entre conductores
adyacentes, que pueden pertenecer a la misma o a diferentes líneas de
transmisión. Asimismo, la presencia de la resistencia de falla afecta la
impedancia medida por la protección.
Ahora bien, una de las causas más comunes de error en la medición de
impedancia son las caídas de voltaje adicionales en el lazo de falla producto
de las corrientes de fuentes de generación conectadas entre el relé y la falla,
lo que se traduce en sub-alcance del relé.
A continuación se presenta un análisis más detallado de los factores
que intervienen o afectan los ajustes propios del relé de distancia, tomando
en cuenta la medición de la impedancia y su principio de operación.

48
2.13.1. Efecto Infeed.
En ciertas ocasiones, las líneas pueden presentar condiciones
específicas que merecen una atención especial; entre estas condiciones se
puede mencionar el efecto de corriente Infeed.
Li y Calero, en ABB Power T&D Company Inc. (1994), señalan que este
efecto se refiere a la existencia de una fuente de corriente de falla ubicada
dentro de la zona de operación del relé de distancia, es decir, entre el punto
donde está conectado el relé y el punto de ocurrencia de la falla, de modo
que cuando dicha falla ocurra, se afectará el alcance del Relé de Distancia.
Este efecto puede ser visto en la figura 2.6, donde hay otras líneas y fuentes
de alimentación de corriente desde la barra H, a una falla que ocurre en F.
Figura 2.6. Efecto Infeed sobre la medida de impedancia por Relé de Distancia.
Fuente: ABB Power T&D Company Inc. (1994).
El relé ubicado en la barra G está programado para liberar fallas en el
punto F. Ahora bien, con una falla sólida en F, el voltaje para el relé en G es
la caída a lo largo de la línea desde la falla al relé, es decir,
( ) HHGLGG ZIIZIV ++= (Ec.2.5)

49
Dado que el relé en G recibe sólo corriente GI , la impedancia aparente
es:
H
G
H
HL
G
G
AparenteG Z
I
I
ZZ
I
V
Z ∗





++==)(
(Ec.2.6)
HLAparenteG Z
K
ZZ ∗





+=
1
)(
Donde el fasor ( )GHG IIIK += es el factor de distribución de corriente.
Por otra parte, la impedancia real para la falla F es:
HLalG ZZZ +=)(Re (Ec.2.7)
Al comparar ambas impedancias, se tiene que si 0=HI , no hay efecto
Infeed y la )( AparenteGZ es igual a la )(Re alGZ . Como el efecto Infeed
incrementa en proporción a GI , la impedancia aparente incrementa por el
factor ( ) HGH ZII ∗+ . Puesto que la impedancia, medida por el relé de
distancia, es mayor que la impedancia real, el alcance del relé decrece.
En resumen, es necesario considerar las alternativas de configuración
con y sin el efecto Infeed para determinar los ajustes en las condiciones más
desfavorables; más aún, si se tiene un sistema con líneas paralelas, el efecto
Infeed puede ser variable según la ubicación de la falla.
2.13.2. Resistencia de Falla.
Al producirse una falla no siempre se tiene un cortocircuito franco sino
que el fenómeno se suele presentar con una resistencia de falla. Dicha
resistencia debe considerarse en los ajustes de las protecciones, puesto que,
de no ser así, es posible que se produzcan disparos erróneos.

50
Según Siemens (2005), la resistencia se determina con base en el tipo
de falla, es decir, para las fallas de fase-fase se plantea una ecuación
diferente con respecto a las fallas fase-tierra.
Si la falla corresponde a un cortocircuito entres dos fases, la
Resistencia de Falla será:
FFfalla RarcoR −= (Ec.2.8)
donde,
=−FFRarco Resistencia de arco de fase-fase.
El valor de la Resistencia del Arco se puede obtener de diversas
maneras y no hay un consenso sobre su estimación. Según COES SINAC
(2008) la fórmula de mayor aceptación es la de Warrington que es la
siguiente:
( )
4,1
228700
I
tvS
Rarco
∗∗+∗
= (Ec.2.9)
donde,
S = Distancia de aislamiento fase-fase o fase-tierra [metros].
I = Corriente de cortocircuito [Amperios].
v = Velocidad del viento [metros/segundo].
t = Tiempo de duración del cortocircuito [segundos].
Por otra parte, Siemens (2005) establece una ecuación más sencilla
para obtener el valor de la Resistencia del Arco. De allí que, en el presente
trabajo se utilizó la siguiente forma por su sencillez.

51
minfalla
arco
arco
I
U
R = (Ec.2.10)
donde,
=arcoU Voltaje de arco.
=minfallaI Corriente de Falla mínima.
El voltaje de arco se obtiene a partir de una estimación muy
conservadora, tal como se indica a continuación:
( )
min
/2500
falla
arco
arco
I
lmv
R
∗
= (Ec.2.11)
donde,
=arcol Longitud del arco: típicamente, es dos veces la distancia entre
conductores.
Ahora bien, si la falla corresponde a un cortocircuito fase-tierra, la
resistencia se obtiene de una manera diferente, puesto que, no sólo
interviene la resistencia de arco, sino también, debe ser considerada la
resistencia efectiva de la torre, tal como se indica en la siguiente ecuación.
TorreEfectivaTFfalla RRarcoR += − (Ec.2.12)
donde,
=TorreEfectivaR Resistencia efectiva de la torre.
=−TFRarco Resistencia de arco de fase-tierra.

52
Por otra parte, para el cálculo de la resistencia efectiva de torre se tiene
la siguiente ecuación:
ETFTorreEfectiva R
I
I
R ∗





+=
1
2
1 (Ec.2.13)
donde,
=ETFR Resistencia efectiva de pie de torre. Generalmente se tiene que la
resistencia de pie de torre es de 15 Ω para torres individuales; no
obstante el valor resultante debido a la conexión en paralelo de
múltiples resistencias de pie de torre es inferior a 1,5 Ω.
=
1
2
I
I
Relación entre las corrientes de cortocircuito monofásico que existe
a un 80% - 90% (dependiendo del alcance de la zona 1) de la línea
en estudio. La figura 2.7 muestra la Influencia de la resistencia de
falla respecto a la impedancia medida
Figura 2.7. Influencia de la resistencia de falla respecto a la impedancia medida.
Fuente: Siemens (2005)
Por lo tanto, la ecuación para la Resistencia de falla resulta:
ETFTFfalla R
I
I
RarcoR ∗





++= −
1
2
1 (Ec.2.14)

53
2.13.3. Factor de Compensación Residual K0.
Rodríguez (2009), señala que este factor de compensación contribuye a
la correcta detección de fallas monofásicas a tierra por parte de la protección
de distancia. El ajuste de sus elementos puede ser identificado por software
como variables K01 (magnitud) y k0A (ángulo), mientras que en otros relés
se ajusta en forma indirecta a través de perillas. Para ajustar este factor de
compensación se utiliza la siguiente expresión:
1
10
0
3 Z
ZZ
K
∗
−
= (Ec.2.15)
donde,
Z0 = Impedancia de secuencia cero de la línea a proteger.
Z1 = Impedancia de secuencia positiva de la línea a proteger.
En caso de requerirse compensación por efecto del acople mutuo en
líneas paralelas que comparten la torre se utiliza la siguiente expresión:
1
10
0
3 Z
ZZZ
K OM
∗
+−
= (Ec.2.16)
donde,
Z0M: Impedancia mutua de secuencia cero de la línea a proteger.
Dado que al relé se le introduce este factor de compensación, el hecho
de calcularlo con una impedancia de secuencia cero, errónea, debido a un
cambio en la resistividad de la tierra, ocasionaría un error en la medición de
impedancia de secuencia positiva.

54
2.14. Zonas de Protección.
Debido a que la protección de distancia no puede ser tan precisa, es
decir, que discierna entre fallas a un lado y otro del interruptor remoto, la
protección de línea se lleva a cabo por medio de zonas de protección.
Generalmente en las protecciones de distancia se pueden identificar
tres zonas, en las que su ajuste correspondiente depende de no sólo la
impedancia de la línea a proteger sino también las de las líneas adyacentes,
dado que el ajuste de algunas de las zonas del relé de distancia cubren una
parte o la totalidad de la línea adyacente (I.E.B., S.A., 2000).
En la Figura 2.8 se presenta un ejemplo de los alcances de la
protección de distancia con tres zonas, adelante, y una reversa, con
características Mho y cuadrilateral.
Figura 2.8. Alcance de zonas de protección de distancia.
Fuente: I.E.B., S.A. (2000).
A continuación se presentan los ajustes típicos y criterios usados en las
líneas de transmisión de la red de CADAFE para líneas no compensadas, sin
embargo, estos valores pueden variar según las características y condiciones
del sistema. Asimismo, en la Figura 2.9 se presentan los alcances de las
zonas de una protección de distancia hacia adelante siguiendo la normativa
de CADAFE.

55
Zona 1: 80% a 85% de la longitud de la línea a proteger, esto es para
evitar disparos no selectivos en caso de ocurrir fallas en la barra o muy
cercanas a la salida de otras líneas en la Subestación Eléctrica opuesta.
Este porcentaje de ajuste es el recomendado, con el cual, se cubren los
errores de los transformadores de medida, en los equipos de protección y en
los cálculos de la impedancia de la línea. =opt Instantáneo.
Zona 2: 100% de la línea + 20% de la siguiente más corta, es el
respaldo de la diferencial de barra y no apertura de los interruptores de
salidas para fallas cercanas en el extremo opuesto. segótop 4,03,0= .
Zona 3: 100% de la línea + 100% de la siguiente más corta. Se refiere
al respaldo para una falla cercana a la S/E C en caso de no apertura del
interruptor en la S/E B. segótop 5,12,1= .
Figura 2.9. Alcances de zonas de Protección de Distancia. Fuente: Autora.
2.15. Sistemas de Comunicación Asociados a las Protecciones.
Según Enríquez (2002), un sistema de protección está constituido de la
forma siguiente:
 Sistema de telecomunicación.
 Sistema de teleprotección.

56
 Sistema de protección.
La figura 2.10 muestra los elementos que conforman al sistema de
protección.
Figura 2.10. Sistema de Protección. Fuente: Enríquez (2002).
2.15.1. Sistema de Telecomunicación.
Para lograr disparos simultáneos de alta velocidad en los interruptores
de la línea al ocurrir una falla, se emplean además de los relevadores de
protección, un canal de comunicación, el cual es comúnmente denominado
Piloto. Según Enríquez (2002), existen varios canales de comunicación
utilizados en los sistemas de protección, los cuales pueden ser:
 Hilo Piloto.
 Carrier.
Microondas.
Fibra óptica.
Cualquiera de los sistemas de comunicación antes mencionados, están
basados en la transmisión de información de tipo analógico, es decir, la
información se procesa en cada uno de los extremos de la línea de

57
transmisión y se compara con valores locales para determinar si se trata de
una falla interna o externa a la línea por proteger.
2.15.2. Sistema de Teleprotección.
El progresivo aumento de las cargas eléctricas y los efectos de los
cortocircuitos sobre los grandes grupos de generación van imponiendo unos
tiempos de eliminación de las fallas imposibles de obtener sin la utilización
de protecciones de tipo “cerrado”, esto es, con intercambio de información
entre los extremos del elemento protegido (Salgado, 2010). Cuando estos
elementos tienen los interruptores próximos, como en el caso de
generadores, este intercambio resulta fácil, pero en caso de líneas de
transmisión, en que sus extremos están a gran distancia es necesario
establecer los esquemas de teleprotección.
En Enríquez (2002), los sistemas de teleprotección se basan en una
señal de comando, la cual se transmite por el sistema de telecomunicación y
se rige por lo general en un criterio de selectividad establecido. Dichos
esquemas pueden considerarse permisivos o de bloqueo.
Los esquemas permisivos son aquellos en los que se manda una señal
detectada desde uno de los extremos hasta el extremo receptor, para
efectuar la orden de disparo; mientras que los esquemas de bloqueo, están
referidos a aquellos en el que se manda una señal al extremo opuesto para
todas las fallas externas a la zona protegida de la línea de transmisión, de
modo que se pueda bloquear el disparo en el lado de envío de la línea.
A continuación, con base en las definiciones de la norma IEEE Std.
C37-113 de 1999, se presentan los esquemas siguientes:
DUTT: Disparo Directo Transferido en Sub-Alcance.

58
PUTT: Disparo Permisivo Transferido en Sub-Alcance.
POTT: Disparo Permisivo Transferido en Sobre-Alcance.
Aceleración de Zona.
CD: Disparo Permisivo Transferido por Comparación Direccional.
Bloqueo por Comparación Direccional.
Desbloqueo por Comparación Direccional.
Comparación Direccional Híbrida o Desbloqueo con Lógica Eco.
2.15.2.1. Esquema DUTT.
Este esquema se caracteriza porque únicamente requiere de la señal
de bajo alcance (zona 1 ajustada a menos del 100% de la línea) y se aplica
normalmente con un canal de comunicaciones FSK (Frequency Shift Keying
– conmutación por desplazamiento de frecuencia). Con este tipo de canal la
frecuencia de guarda se transmite durante condiciones normales y en
condiciones de falla el transmisor es conmutado a una frecuencia de disparo.
Cada extremo da orden de disparo cuando ve la falla en zona 1 o
cuando recibe orden de disparo del otro extremo. La Figura 2.11 ilustra este
esquema.

59
Figura 2.11. Esquema de disparo directo transferido de sub-alcance.
Fuente: I.E.B., S.A. (2000).
2.15.2.2. Esquemas PUTT.
Este esquema requiere tanto de una función de sub-alcance (zona 1
ajustada a menos del 100% de la línea) como de sobre-alcance (zona 2
ajustada a más del 100% de la línea); es idéntico al esquema DUTT sólo que
todo disparo piloto (visto en zona 1 de uno de los extremos) es transmitido al
otro extremo y es supervisado por una unidad que tiene un alcance de zona
2 del otro extremo. La Figura 2.11 ilustra este esquema.

60
Figura 2.12. Esquema de disparo permisivo transferido de sub-alcance.
Fuente: I.E.B., S.A. (2000).
El esquema de teleprotección de sub-alcance permisivo, PUTT; es
reconocido como seguro, dado que no ocasiona falsos disparos, aunque
tiene algunas limitaciones para detectar fallas de alta impedancia, lo cual es
de gran importancia en líneas largas.
Para una falla cercana al extremo izquierdo que esté cubierta por la
Zona 1 del relé asociado, ver Figura 2.12, la protección correspondiente al
extremo en referencia, opera y dispara el interruptor local y simultáneamente
envía una señal de disparo permisivo al otro extremo.
2.15.2.3. Esquema POTT.
Este esquema requiere únicamente funciones de sobre-alcance (zona 1
a más del 100% de la línea) y se usa frecuentemente con canales de
comunicaciones FSK en los que se envía la señal de guarda
permanentemente y se conmuta hacia una señal de disparo cuando opera
alguna de las unidades de sobre-alcance.

61
El disparo se produce si se recibe una señal de disparo del otro extremo
y se tiene una señal de sobre-alcance en el punto de instalación del relé. Con
fallas externas, solamente operará una de las unidades de sobre-alcance y
por esto no se efectuará disparo en ninguno de los terminales. La Figura 2.13
ilustra este esquema.
Figura 2.13. Esquema de disparo permisivo transferido de sobre-alcance.
Fuente: I.E.B., S.A. (2000).
Este esquema es muy seguro ya que no dispara para ninguna falla
externa, no obstante, si falla el canal de comunicaciones no da disparo ante
fallas internas. Asimismo, puede ser lento para operar ante cierre en falla
debido a que requiere el tiempo de comunicaciones para el permiso, por lo
que debe ser complementado por una función externa de cierre en falla.
Igualmente, cuando el otro extremo está abierto, debe implementarse una
función Eco o similar para retornar la orden permisiva en caso de falla.
2.15.2.4. Esquema de Aceleración de Zona.
Es un esquema muy parecido al PUTT, sólo que en este caso la señal
permisiva se toma en bajo alcance (zona 1) y la acción ejecutada no
corresponde a un disparo sino a una ampliación de la zona 1 a una zona

62
extendida, que puede ser zona 2 o una zona denominada de aceleración
cuyo alcance en todo caso deberá ser mayor del 100% de la línea. La Figura
2.14 ilustra este esquema.
Figura 2.14. Esquema de aceleración de zona. Fuente: I.E.B., S.A. (2000).
2.15.2.5. Esquema de Disparo Permisivo Transferido por Comparación
Direccional.
En este esquema sólo se compara la dirección de la corriente, es decir,
si hay una falla dentro de la línea, los dos relés asociados verán la falla hacia
adelante. Cada relé que ve la falla hacia el frente envía una señal permisiva
al otro extremo. El disparo se produce cuando cada extremo ve la falla y
recibe el permiso del otro extremo. Este esquema se ilustra en la Figura 2.15.

63
Figura 2.15. Esquema de disparo transferido permisivo por comparación
direccional. Fuente: I.E.B., S.A. (2000).
Normalmente, este esquema se implementa con relés de sobrecorriente
de tierra direccionales, los cuales son muy usados para detectar fallas de alta
impedancia. Además, requiere función de eco en el canal, cuando el
interruptor está abierto o hay condiciones de fuente débil en uno de los
extremos.
2.15.2.6. Esquema de Bloqueo por Comparación Direccional.
Este esquema requiere funciones de sobre-alcance y de bloqueo,
usando un canal de comunicaciones del tipo OFF-ON, donde el transmisor
normalmente se encuentra en la posición OFF y se conmuta a la posición ON
cuando se activa una de las funciones de bloqueo. La recepción de una
señal de bloqueo del extremo remoto se aplica a una compuerta NOT como
entrada al bloque comparador que produce el disparo.
La función de sobre-alcance (zona 1) se ajusta de tal forma que vea
mucho más del 100% de la línea y la función de bloqueo (zona de reversa)
se ajusta para que vea más allá de lo que ve la zona de sobre-alcance del
otro extremo. La Figura 2.16 ilustra este esquema.

64
Figura 2.16. Esquema de bloqueo por comparación direccional.
Fuente: I.E.B., S.A. (2000).
Este esquema opera aún cuando el canal de comunicaciones no esté
operativo, pero en esa condición es bastante inseguro porque queda
disparando con fallas externas. Además no presenta inconvenientes cuando
el interruptor del otro extremo esté abierto ya que no espera ningún permiso
de éste.
2.15.2.7. Esquema de Desbloqueo por Comparación Direccional.
Cuando se usa la línea de transmisión para transmitir las
comunicaciones con un esquema de sobre-alcance permisivo por
comparación direccional (CD), puede suceder que la misma falla, por rotura
del cable o por baja impedancia, atenúe la señal permisiva proveniente del
otro extremo, impidiendo de esta forma el disparo. Esto se reconoce porque
se pierde la señal en el extremo receptor, razón por la cual se puede dotar a
este extremo de una lógica que habilite la señal permisiva durante una
ventana de tiempo de 150 ms a 300 ms, cuando se pierda la señal.

65
Si la señal se perdió por culpa de la falla, al menos se tendrá permiso
para disparar cuando se active la función de sobre-alcance y se active la
lógica de desbloqueo. Posteriormente a la ocurrencia de pérdida de la señal
y transcurrido el tiempo de la ventana, el relé se bloqueará hasta que retorne
la señal de comunicaciones.
2.15.2.8. Esquema de Comparación Direccional Híbrida o Desbloqueo
con Lógica Eco.
El esquema de Comparación Híbrida utiliza funciones de disparo y de
bloqueo tal como lo hacen los esquemas de bloqueo. Es activado con las
funciones de sobre-alcance o con la recepción de una señal permisiva del
extremo remoto, cuando no ocurre concurrentemente una señal de bloqueo.
La Figura 2.17 ilustra este esquema.
Figura 2.17. Esquema híbrido por comparación direccional.
Fuente: I.E.B., S.A. (2000).
La función Eco ocurre cuando el otro extremo es incapaz de enviar una
señal permisiva porque no ve la falla, debido a que el interruptor está abierto

66
o a que la fuente de ese extremo es muy débil (Weak Infeed). En este caso
el esquema prevé que mientras no llegue una señal de bloqueo y la falla
haya sido vista por la zona de sobre-alcance en el extremo fuerte, se enviará
de todos modos una señal permisiva al otro extremo, la cual a su vez se
devolverá al extremo inicial, permitiendo el disparo, siempre y cuando no
haya una señal de bloqueo en el extremo remoto (falla atrás).
2.16. Funciones Adicionales que Complementan a los Esquemas de
Protección de Distancia.
Existen condiciones topológicas del sistema de potencia o componentes
del sistema de protección que impactan negativamente el desempeño de los
esquemas de protección. De allí que, se emplean funciones adicionales, las
cuales aumentan la seguridad y fiabilidad del esquema de protección o
permiten el manejo de comportamientos especiales de algunos puntos del
sistema de potencia. Según la I.E.B., S.A. (2000), las funciones adicionales
más comunes que se deben ajustar en los esquemas de protección son:
2.16.1. Lógica de Inversión de Corriente.
La lógica de inversión de corriente es necesaria cuando se implementan
esquemas POTT y/o CD en líneas de transmisión paralelas o de doble
circuito, debido a que la señal permisiva que se envía por el canal
permanece en éste por un tiempo determinado después de ser deshabilitada
por el terminal emisor (tiempo de viaje más tiempo de retardo del canal) y si
durante ese tiempo que persiste la señal permisiva, cambian las condiciones
de direccionalidad del extremo que la recibió, por apertura de un interruptor,
el cual cambia las condiciones topológicas de la red pudiendo invertir la
dirección de la corriente de falla (fenómeno de inversión de corrientes), se
pueden presentar disparos erróneos.

67
2.16.2. Oscilaciones de Potencia.
Para el caso de líneas muy largas y/o para relés muy sensibles, es
posible que la última zona de operación del relé se acerque a la zona de
impedancia de carga. Esto se hace crítico cuando ocurren oscilaciones de
potencia, es decir, flujos de potencia transitorias debido al cambio en los
ángulos de generación relativos del sistema, causado por un cambio en la
configuración de la transmisión o la generación debido a fenómenos
transientes entre las máquinas sincrónicas.
De allí que, durante una oscilación de potencia pueden operar tanto la
zona 1, que generalmente es instantánea, como las zonas utilizadas en los
esquemas de teleprotección. Por esta razón, la mayoría de los esquemas de
protección de distancia usados en sistemas de transmisión disponen de un
elemento de bloqueo contra oscilaciones de potencia.
Martínez, y otros (2008), afirman que los relevadores pueden utilizar
diferentes principios de detección de una oscilación de potencia, pero todos
ellos involucran el reconocer que el movimiento de la impedancia medida en
relación a las características de medición del relevador se da a una velocidad
que es significativamente menor a la velocidad de cambio que ocurre en
condiciones de falla. Es por ello que, cuando un relevador detecta tal
condición, los elementos de operación del relevador deben ser bloqueados.
El bloqueo contra oscilaciones de potencia puede ser aplicado
individualmente para cada una de las zonas del relevador o sobre todas las
zonas, dependiendo del relevador usado.

68
2.16.3. Detección de Carga.
Esta función permite ajustar la protección de distancia
independientemente de la carga de la línea, previniendo la operación de
elementos trifásicos cuando se presentan altas condiciones de carga en
cualquier dirección, sin causar disparos indeseados.
2.16.4. Cierre en Falla.
El elemento cierre en falla, concebido como un detector no direccional
de sobrecorriente de fase de ajuste alto, ayuda a prevenir una mala
operación del elemento de distancia en el caso en que la línea (en cuyo lado
se encuentran los transformadores de potencial) sea cerrada en falla trifásica
y no se establezca una tensión trifásica de polarización para el elemento de
distancia evitando que este opere.
2.16.5. Discrepancia de Polos.
Es una protección que garantiza la posición coincidente de los tres
polos del interruptor; se emplea para prevenir el disparo indeseado de relés
de tierra, dado que la condición de discrepancia de polos puede causar
corrientes de secuencia cero y negativa.
2.16.6. Relé de Re-cierre y Verificación de Sincronismo.
Los sistemas de re-cierre automático se implementan para restaurar la
parte fallada del sistema de transmisión, una vez que la falla se ha
extinguido. En algunos sistemas de transmisión, el re-cierre se utiliza para
mejorar la estabilidad del sistema, dado que es un medio de restaurar
rápidamente trayectorias críticas de transmisión de potencia.

69
2.16.7. Protección de Falla Interruptor.
Su ajuste se realiza con el valor de la mínima corriente de falla en el
extremo remoto de la línea, esto con el fin de garantizar que el relé de falla
interruptor esté arrancado para el caso de que el interruptor de la línea no
opere ante orden de apertura y prevenir operaciones indeseadas ante
condiciones de mantenimiento o durante la operación normal.
2.17. Procedimientos para la Coordinación.
Para hacer el ajuste del relevador de distancia, se requiere la siguiente
información:
 Configuración del sistema asociado a la línea a proteger,
incluyendo líneas adyacentes en los barrajes extremos.
 Impedancias de secuencia positiva y negativa de la línea a
proteger y de las otras líneas adyacentes en los extremos.
 Longitud de la línea a proteger.
 Posición, valores nominales y reactancia de cualquier
Transformador de Potencia conectado al sistema.
 Detalles, incluyendo alimentaciones intermedias.
 Relación de transformación de los Transformadores de Corriente
y Potencia.
 Tiempos de protección de circuitos adyacentes no incluidos en la
protección de distancia.

70
 Si los valores de impedancia de secuencia positiva o cero están
dados en p.u., es necesario conocer los MVA base y los KV base
o directamente la impedancia base.
Resulta oportuno mencionar que, generalmente se emplean programas
computacionales para la coordinación de los sistemas de protecciones, con
la finalidad de comprobar los ajustes propuestos.

CAPITULO III
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ASOCIADO A
LA INTERCONEXIÓN INSULAR CON LA RED DE TIERRA
FIRME
3.1. Descripción del Sistema Eléctrico en Estudio.
El sistema eléctrico de la Isla de Margarita actualmente posee una
capacidad disponible de generación de 389 MW, de los cuales 260 MW se
obtienen de doce (12) unidades turbogeneradoras conectadas mediante
transformadores elevadores a las barras de generación de 115 KV de la
PLCA (ver tabla 3.1), 64 MW son producidos a través de ocho (8) bloques de
Generación Distribuida ubicadas según los principales centros de consumo y
los 65 MW restantes son suministrados desde el Sistema Eléctrico Nacional
(SEN) a través del Cable Submarino.
Tabla 3.1. Características técnicas de las unidades turbogeneradoras.
GENERADOR
TG3,TG4
TG5,TG6,TG7
TG8
TG9
TG10,TG11
TG21,TG22,TG23
VOLTAJE (KV) 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8
CAPACIDAD (MVA) 32,000 30,313 28,529 24,400 52,500 34,588
FP 0,80 0,85 0,85 0,90 0,80 0,85
FRECUENCIA (HZ) 60 60 60 60 60 60
CONEXIÓN
NEUTRO
Y- Y- Y- Y- Y- Y- Xfmr-

72
Resistor Resistor Resistor Resistor Resistor Resistor
In (Amp) I=12,45 I=9,73 I=10,35 I=11,26 I=19,05 IP=9,64
Xd'' (P.U.) 0,120 0,120 0,105 0,105 0,135 0,184
X2 (P.U.) 0,120 0,120 0,100 0,100 0,138 0,184
X0 (P.U.) 0,080 0,070 0,076 0,076 0,080 0,070
Esta capacidad energética en sus momentos, logró abastecer a la Isla
de Margarita; sin embargo, la creciente actividad comercial junto con el
aumento poblacional, ha traído como resultado que la demanda de
electricidad en la región se incremente, llegando a niveles en los que no se
puede satisfacer completamente al usuario. De allí que, en los próximos
meses se tiene prevista la incorporación de dos (2) grupos de generadores al
sistema de 115 KV de la PLCA, cuya ubicación se pretende realizar de la
forma siguiente: el primer grupo se conectará mediante un transformador
elevador a la barra de generación 2 (BG2), y el otro grupo de generadores
será conectado de forma similar a la barra de generación 3 (BG3). Cada
grupo estará compuesto por dos generadores de 15 MW (ISO), aportando un
total de 60 MW (ISO) al sistema eléctrico de la Isla de Margarita. En la tabla
3.2 se indican las características generales de las nuevas unidades
turbogeneradoras.
Tabla 3.2. Características técnicas de las unidades turbogeneradores a instalar en
la PLCA. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.
GENERADOR
TG31,TG32,
TG33,TG34
VOLTAJE (KV) 13,8
CAPACIDAD (MVA) 17,5
FP 0,80
FRECUENCIA (HZ) 60
CONEXIÓN NEUTRO Y-Resistor
In (Amp) 5 A
Xd'' (P.U.) 0,132
X2 (P.U.) 0,181
X0 (P.U.) 0,070

73
Por otra parte, como ya se había mencionado anteriormente, las
unidades turbogeneradoras de 13,8 KV emplean transformadores elevadores
a 115 KV. En la tabla 3.4 se muestran las características generales de los
transformadores elevadores que se encuentran actualmente instalados en la
PLCA. Asimismo, en la tabla 3.5 se observan las características de los
transformadores a ser empleados por las nuevas unidades generadoras.
Tabla 3.4. Características de los transformadores elevadores.
TRANSFORMADOR TIPO
POTENCIA
NOMINAL
(MVA)
VOLTAJE
(KV)
IMPEDANCIA CONEXIÓN
TR3 3φ 32,0 13,8/115 10,47% D-Y
TR4 3φ 32,0 13,8/115 10,52% D-Y
TR5 3φ 29,0 13,8/115 8,06% D-Y
TR6 3φ 29,0 13,8/115 10,94% D-Y
TR7 3φ 29,0 13,8/115 11,03% D-Y
TR8 3φ 29,8 13,8/115 8,21% D-Y
TR9 3φ 29,8 13,8/115 9,92% D-Y
TR10, TR11 3φ 50,0 13,8/115 10,00% D-Y
TR16 3φ 60,0 13,8/115 8,70% D-Y
TR19 3φ 36,0 13,8/115 10,00% D-Y
Tabla 3.5. Características de los transformadores elevadores a instalar.
TRANSFORMADOR TIPO
POTENCIA
NOMINAL
(MVA)
VOLTAJE
(KV)
IMPEDANCIA CONEXIÓN
TR17 3φ 36,0 13,8/115 11,30% D-Y
TR18 3φ 36,0 13,8/115 11,30% D-Y
Cabe señalar que la capacidad energética producto de la generación de
la PLCA y los megavatios suministrados por el SEN, es transportada
principalmente hacia las subestaciones Luisa Cáceres de Arismendi (S/E

74
LCA), Porlamar (S/E PLM), Los Robles (S/E LR), Pampatar (S/E PMT), La
Asunción (S/E LA) y Los Millanes (S/E LM), las cuales conforman un anillo de
interconexión en 115 KV.
Particularmente, la S/E LCA es la encargada de alimentar el anillo de
interconexión por medio de cuatro (4) salidas, además de la alimentación de
tres (3) salidas de 34,5 KV y ocho (8) salidas de 13,8KV. Las subestaciones
restantes del sistema eléctrico de la Isla de Margarita son:
1. Aeropuerto.
2. Conejeros.
3. Las Hernández.
4. Morropo.
5. Boca de Río.
6. Aricagua.
Las subestaciones señaladas anteriormente corresponden a un nivel de
transmisión de 34,5 KV y 13,8 KV. En la figura 3.1 se muestra un esquema
que describe la distribución geográfica de las principales líneas y
subestaciones eléctricas que componen el sistema eléctrico de la Isla de
Margarita.

75
Figura 3.1. Distribución geográfica de las principales líneas y subestaciones
eléctricas de CORPOELEC Nueva Esparta. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.
En el presente trabajo se toma como caso de estudio las líneas de
transmisión a 115 KV, es decir, se contempla sólo las subestaciones de
producción existentes en la Isla de Margarita. En ese sentido, en la figura 3.2
se muestra un diagrama unifilar reducido del sistema a 115 KV de las
subestaciones de producción de la Isla de Margarita. Asimismo, en el Anexo
A se observa el diagrama unifilar arrojado por el simulador ETAP®.

76
Figura 3.2. Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico a 115 KV. Fuente: Autora.
Resulta oportuno señalar que la Subestación San Lorenzo (S/E SL), se
comporta como una subestación de paso, es decir, no posee interruptores;
como su nombre lo indica, su función se corresponde a un punto de acople o
paso de las líneas aéreas provenientes de las subestaciones La Asunción y
Los Robles a líneas subterráneas, permitiendo la conexión con la
subestación Pampatar.

77
A continuación, en la tabla 3.4 se presentan las características de las
líneas de transmisión de la Isla de Margarita.
Tabla 3.4. Características de las líneas de transmisión a 115 KV de la Isla de
Margarita. Fuente: CORPOELEC Nueva Esparta.
LÍNEA CALIBRE
LONG.
(km)
R1
(Ω)
X1
(Ω)
B1
(Ω)
R0
(Ω)
X0
(Ω)
B0
(Ω)
LCA-PLM 500 MCM 9,96 1,206 4,939 33,336 3,147 10,976 19,303
PLM-LR 500 MCM 3,37 0,408 1,671 11,279 1,065 3,714 6,531
LCA-LR 500 MCM 10,03 1,215 4,974 33,570 3,170 11,053 19,438
LR-SL 350 MCM 6,87 1,178 3,386 23,502 2,494 7,907 12,778
SL-PMT 600 mm2
0,83 0,035 0,132 - 0,094 0,076 -
PMT-SL 600 mm2
0,83 0,035 0,132 - 0,094 0,077 -
SL-LA 350 MCM 6,11 1,047 3,011 20,902 2,218 7,033 11,365
LA-LM 350 MCM 12,20 2,091 6,012 41,736 4,429 14,042 22,692
LA-LR 500 MCM 6,80 0,824 3,372 22,760 2,149 7,494 13,178
LCA-LM (L1) 500 MCM 22,00 2,664 10,910 73,634 6,952 24,244 42,636
LCA-LM (L2) 500 MCM 22,00 2,664 10,910 73,634 6,952 24,244 42,636
Por otra parte, tal como se observa en el diagrama unifilar de la figura
3.2, la subestación Casanay (S/E CSN) es la encargada de suministrar la
energía proveniente desde el SEN a la Isla de Margarita a través del cable
submarino, a un nivel de tensión de 115 KV, por medio de las subestaciones
Chacopata I (S/E CH1) y Chacopata II (S/E CH2); estas subestaciones se
encuentran en Tierra Firme, ubicadas específicamente en el estado Sucre.
En la Figura 3.3 se puede apreciar con mayor detalle el diagrama unifilar
correspondiente a la interconexión de la Región Insular con Tierra Firme a
115 KV.

78
Figura 3.3. Diagrama Unifilar. Fuente: Autora.
La subestación Casanay consta de tres autotransformadores de
100MVA cada uno, los cuales manejan tensiones de 230/115/13,8 KV, lo que
quiere decir que la S/E CSN se caracteriza por poseer tres (3) patios de
transmisión, uno a un nivel de tensión de 230 KV, el segundo a 115 KV y un
tercero en 13,8 KV, aunque por motivos no conocidos, este último,
actualmente no se encuentra habilitado.
El patio de 115 KV consta de seis (6) salidas de línea, de las cuales dos
(2) pertenecen a la subestación Carúpano (S/E CRP), una (1) a la
subestación Cumaná II (S/E CMN2), una (1) a la subestación Cariaco (S/E
CRC), y dos (2) corresponden a la subestación Chacopata II (S/E CH2).
Como se puede observar en el diagrama, a partir de la subestación
Chacopata II se deriva un cable sub-lacustre de aproximadamente 6 Km de
longitud hasta la subestación Chacopata I, la cual se comporta como una
subestación de paso, y seguidamente de la S/E Chacopata I se deriva el

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