Protecciones MT-MT-BT

Ingeniería Eléctrica

1. Paulino Montané
."
PROTECCIONES EN
LAS INSTALACIONES
ELÉCTRICAS
EVOLUCiÓN Y PERSPECTIVAS
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DE AUTOR
LuisAn uzarraga GO.1:aiCl.
ING. EN ENERGIA
Reg CIP. N· 76625
Paulino Montané Sangrá
Dr. Ing.niero Industri.¡
" •
PROTECCIONES EN LAS
INSTALACIONES
ELÉCTRICAS
Evolución y perspectivas
marcombo
BOlXAII.EU EDlTOItES
BARCELONA

3. o Paullno Montn, 1993
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2.' Edición
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DIseno de la cubierta: Irene Ak:araz y Ju~ Garcfa
Impresión: Publidisa
Texto basado en la tesis doctoral
de D. Paulina Montané Sangrá,
Doctor Ingeniero Industrial,
y con la colaboración
de D. Enrique Bondia Domper
y D. Enrique Suárez Figaredo

4. INDICE
Prólogo X VII
Introducci ón XIX
Capitulo 1
Generalidades
1.1 Desarrollo histórico
1.1.1 Sistemas de protección directos
1.1.2 Sistemas de protección indirectos
1.2 Planificación de las protecciones
1.3 Exigencias básicas de
los equipos de protección
1.4 Instalaciones de un sistema eléctrico
1.4.1 Elementos de un sistema eléctrico
1.4.2 Incidente en un sistema eléctrico
2
2
3
9
10
12
13
13
1.5 Tratamiento del neutro en un sistema eléctrico 14
1.6 Cálculo de conocircuitos 17
1.6.1 Cálculo en valores óhmicos 18
1.6.2 Cálculo en valores relativos 19
1.6.3 Transformaciones estrella-triángulo
29
1.6.4 Componentes simétricas 31
1.6.4.1 Determinación de las componentes simétricas
para diferentes tipos de conocircuitos
38
1.6.5 Tablas de valores 56
Capítulo 2 Equipos asociados a las protecciones
2.1 Transformadores de medida
2.1.1 Transformadores de intensidad
63
63
64
VIII fndice
2.1.2 Transformadores de tensión 7S
2.2 Interruptores automáticos 87
2.3 Fuentes de alimentación auxiliar 91
2.3.1 8aterias de acumuladores 91
2.3.2 Cargadores 92
2.4 Equipos de sel'lalización 94
1.5 Equipos de automatismo 96
2.6 EqUIpos de comunicación asociados a las protecciones 97
Capitulo 3 Perturbacion es 103
31 Tipos de penurbaciones 104
3.2 Limitación de las penurbaciones 107
3.3 EspeCificacIones
de ensayo para las protecciones 108
3.3.1 Ensayo de tensión soponada 108
3.
3.2 Clasificación para e nsayos de onda de choque y distur-
bios de alla frecuencia 1
09
3.3.3 Ensayo de onda de choque 112
3.3.4 Ensayo de disturbIos de alta frecuencia 113
3.3.S Ensayos de disturbios por campos electro magnéticos ra-
dIados 114
3.3.6 Ensayos de disturbios por descargas de electricidad es-
tática lIS
3.4 Penurbaciones y su medio ambiente 116
Capitulo 4 Enumeración y descripción de 101 sistemas de protección
m
as usuales 123
4.1 Protección de 50breintensidad 123
4.1.1 Protección de 50bretntensidad a !lempo independiente 123
4.1.2 Protección de 50breintensldad a lIempo dependiente o
tiempo inverso
126
4.1.3 Protección de 50breintensidad con frenado de tensión 132
4.2 Protección de sob reintensidad direccional 132
4.2.1 Principio de
la protección de sobrcintensidad direccional 136
4.2.2 Protección direccional de fases 140

5. índice IX
4.2.3 Protección direccional de neutro 142
4.3
Configuraciones típicas en protecciones de sobreintensidad 145
4.4 Protección diferencial 147
4.4.1
Principios básicos 147
4.4.2
Mezclado de intensidades 153
4.4.3
Detección de faltas resistentes 156
4.4.4
Protección diferencial longitudinal 160
4.4.4.1 Protección diferencial longitudinal de in ten·
sidad
163
4.4,4.2
Protección diferencial longitudinal de tensión 166
4.4.4.3
Supervisión de los hilos piloto 166
4.4.5 Protecciones diferenciales de barras 168
4.4.5.1
Protección diferencial de barras de alta impe-
dancia
169
4.4.5.2
Protección diferencial de barras con tran sducto·
res lineales 171
4.4.5.3 Protección diferencial de barras con estabili-
zación
173
4.4.6
Protección diferencial transversal 176
4.5
Protección de comparación de fase 178
4.5.1
Principios básicos 178
4.5.2 Mezclado de
intensidades 181
4.5.3 Elementos de arranque 185
4.5.4
Transmisión de la se!\al 188
4.5.5
Análisis funcional 190
4.5.6
Dispositivos de pruebas 192
4.6
Protección de comparación direccional 193
4.7
Protección de sobretensión y subtensión 196
4.8
Protección de frecuencia 197
4.9
Protección de distancia 200
4.9.1 Sistemas de medida 201
4.9.2 Escalones de medida 212
4.9.3 Aplicación de las protecciones de distan cia a redes trifá-
sicas 214
4.9.4 Particularidades de la medida en las faltas monofásicas 220
4.9.5 Particularidades de la medida en las faltas bifásicas 223
4.9.6
Panicularidades de la medida en las faltas trifásicas 226
4.9.1 Elementos de arranque 228
4.9.8
Protecciones conmutadas 231
X índIce
Capítulo 5 Recomendaciones para la protección de Inatalaclones
."ctricas lJ7
5.1 Protecciones de generadores 237
5.1.1
PrOlccción diferencial de generador 239
5.1.2
Protección de sobretensión 241
5.1.3 Protección de subtensión 242
5.1.4
Protección contra falta 3 tierra en la red exterior 243
5.
1.5 Protección de pérdida de excitación (sub.excit3ción) 244
5.1.6
Protección de conocircuitos entre espiras 247
5.1.7 Protección de contactos a tierra en el estator 251
5.1.8
Protección de falta a tierra en el rotor 259
5.1.9
Protección de retornos de energ.ia 261
5.1.10 Protección de carga asimetrica 261
5.1.11 Protecdón de minima impedancia en la estrella del ge·
nerador
264
5.1.12 Protección de mínima impedancia en el lado de A.T. del
transformador
265
5.1.13
Protección de subfrecuencia 265
5.1.14
Protección de sobre velocidad 267
5.1.15
Protección de energización involuntaria o de «máquina
muena~ 267
5.1.16
Fatiga en el eje 268
5.
1.17 Disparos de las protecciones 269
5.2
Protecciones de transfonnadores 271
5.2.1 Protección primaria contra sobretensiones 272
5.2.2
Protección de las instalaciones de refrigeración 273
5.2.3
Protección Buchholz 273
5.2.4
Protección de sobrecarga 273
5.2.5
Protección del dispositivo de regulación 275
5.2.6 Protección diferencial 216
5.2.7 Protección diferencial de neutro 285
5.2.8
Protección de cuba 286
5.2
.9 Protección de sobreintensidad 288
5.2.10
Protección de minima impedancia 291
5.2.11 Protección de sobretensión 292
5.2.12
Protección de sobreexcitación 292
5.3
Protecciones de lineas y cables 292
5.3.1
Protección de sobrecarga 294
5.3.2
Protección de sobreintensidad 294
5.3.3
Protección de sobreintensidad direccio nal 295
5.3.4
Protección de distancia 296
5.3.5 Protección de distancia con dispositivos de telepro-
tección
299

6. índice XI XII índice
5.3.6 Protección de antipenduleo de potencia 304 Capitulo 6 Coordinación de 101 sistemas de protección 393
5.3.7
Protección de falta a tierra en un sistema con neutro
aislado
305 6.1 Criterios sobre la selectividad 393
5.3.8
Protección para fallas resistentes 307
5.3.9
Protección diferencial longitudinal 312 6.2 Trazado de curvas de intensidad-tiempo 395
5.3.10
Protección de comparación de fases 313
5.3.11
Protección de comparación direccional 313 6.3 Consideraciones sobre los valores límite de ajuste 399
5.3.12
Protección de discordancia de polos 318
5.3.13
Equipos de normalización del servicio 318 6.4 Resolución de un ejemplo práctico 400
5.3.
14 Equipos de localización de averías 322 6.4.1 Análisis de la zona A 402
6.4.2
Análisis de la zona B 411
5.4 Protección de barras 325
6.4.3
Análisis de la zona C 417
5.4.1 Protección de barras M.T. 327
6.4.4 Análisis de la zona D 424
5.4.2
Protección de barras A. T. 332
6.4.5
Análisis de la zona E 427
6.4.6
Análisis de la zona F 433
5.5
Protetciones de baterías de condensadores 339
5.5.1
Fenómenos de conexión y desconexión en las baterías de Capitulo 7 Etapas fundamentales para la definición, Instalación y
condensadores
340
conservación de las protecciones 441
5.5.2 Protección de baterías de condensadores derivación 342
5.5.3
Cálculo del desequilibrio en baterías de condensadores 7.1 Definición del esquema de protección 442
derivación 347
5.5.4
Protección de baterías de condensadores serie 355
7.2
Proyecto 442
5.6
Protecciones de motores 358
7.3
Recepción 443
5.6.1
Protección contra fallo de cojinetes 359
5.6.2
Protección térmica del estator 359
1.4 Instalación y verificación 452
5.6.3
Protección diferencial de fases 359
7.4.1
Verificación del aislamiento de los circuitos secundarios 453
5.6.4
Protección de sobreintensidad 360
7.4.2
Comprobaciones en los transformadores de intensidad 453
5.6.5
Detección de condiciones anormales de funcionamiento 361
7.4.3 Comprobaciones en las protecciones diferenciales 455
5.6.6
Protecciones adicionales para motores sincronos 366
7.4.4 Verificación de un relé de secuencia inversa 456
5.6.7
Relé universal para protección de motores 368
7.4.5
Dispositivos de conmutación para pruebas 457
7.5
Puesta en marcha 457
5.7
Protecciones comunes para la red 369
7.
5.1 Procedimiento de verificación y ajuste 458
5.7.1
Protección de frecuencia 370
7.5.2
Hojas de filiación 463
5.7.2
Detección de pérdida de estabilidad 373
7.5.3
Comprobaciones en 105 transformadores de tensión 466
5.7.3
Protección contra colapsos de tensión 374
7.5.4
Verificación de un relé direccional de neutro 466
7.6
Seguimiento del funcionamiento 468
5.8
Protecciones en instalaciones de baja tensión 375
5.8.1
Dispositivos de protección reglamentarios 378 7.7 Mantenimiento 471
5.8.2 Protección contra sobrecargas 379
5.8.3
Protección de cortocircuitos 381 7.8 Reparación de averías 475
5.8.4
Protección de contactos a tierra 385
5.8.5
Cortacircuitos fusibles 388 7.9 Investigación 475

7. indice XIII XIV Indlce
Capítulo
8 Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 477 8.6.1 Antecedentes 506
8.6.2
Regjstros de perturbaciones en la central 508
8.1
Ensayo de la protección diferencial de un transformador 8.6.3 Medidas provisionales 509
62 MVA 110/6,9
kV 479 8.6.4 Registros de perturbaciones en la subestación 509
8.
1.1 Antecedentes 479 8.6.5 Conclusiones 512
8.1.2
Ensayo de los transformadores de intensidad auxiliares 479
8.
1.3 Registros de intensiclad de conexión del transformador 479 8.7 Actuaciones incorrectas de relés direccionales de fases 513
8.1.4
Ensayos en la protección diferencial 480 8.7.1 Antecedentes 513
8.
1.5 Conclusiones 482 8.7.2 Comprobación de la instalación 513
8.7.3
Incidencia de los transformadores 25/11 kV 515
8.2
Comportamiento de las protecciones de distancia en lineas de B.7.4 Modificación de los ángulos de conexión y de par
aponación débil de corriente de
COJ1ocircuito fase a tierra 483 máximo 518
8.2.1
Antecedentes 483 B.7.5 Conclusiones 518
8.2.2 Registro de un cortocircuito monofásico 484
B.2.3
Di~ño complementario para situaciones de apoJ1ación B.B Actuaciones incorrettas de los relés direccionales de neutro 519
débil de cortocircuito fase a tierra en un extremo de la B.B.I Antecedentes 519
linea 4B7 B.B.2 Comprobación de la instalación 519
B.2.4
Conclusiones 4B9 B.B.3 Análisis de la saturación de los transformadores de inten-
sidad
520
B.3
Respuesta de una protección de distancia electrónica conmutada B.B.4 Conclusiones 522
ante faltas evolutivas 489
B.3.1
Antecedentes 489 B.9 Explosión de un transformador de tensión originada por el renó-
B.3.2 Ensayos de la protección de distancia con ma&nitudes es- meno de resonancia 522
tacionarias. Funcionamiento de la protección 4B9 B.9.1 Antecedentes 522
8.3.3
Ensayo de la protección en un simulador de red 492 B.9.2 Análisis de la instalación 523
B.3.4
Comprobación del funcionamiento de la protección con 8.9.3 Registros de las tensiones secundarias de Jos TI T 524
un analizador lógico 494 B.9.4 Conclusiones 524
8.3.5
Conclusiones 49B
8.10 Consecuencias de la falta de sincronismo entre los contactos
8.4 Efectos de la componente continua de la corriente de coJ1ocir- principales 'i auxiliares de los interruptores 526
cuito en el funcionamiento de las protecciones de distancia 500 8. 10.1 Antecedentes 526
8.4.1
Antecedentes 500 8.10.2 Análisis de la instalación 526
8.4.2
Ensayos reales de cortocircuito 501 8.10.3 Comprobación del sincronismo de los contactos pOnci-
8.4.3 Ensayos sobre una maqueta 501 pales y auxiliares de los interruptores A.T. 527
8.4.4
Conclusiones 502 8.10.4 Conclusiones 529
8.5
Actuaciones incorrectas de relés de frecuencia al desenergizar 8.11 Influencia de las perturbaciones en el funcionamiento de los
una subestación
503 equipos electrónicos 529
8.5.1
Antecedentes 503 8. 11.1 Antecedentes 529
8.5.2
Ensayos del relé de frecuencia 503 8. 11.2 Señales inducidas enfre circuitos de un cable multicon-
8.5.3 Ensayos de los transfonnadores de tensión 504 ductor 530
8.5.4 RegislrOs del transitorio de desconexión en la subestación 504 8. 11.3 Señales inducidas en los circuitos de los cables al manio-
8.5.5 Conclusiones 506
brar sectionadores A.T. 532
8.11.4 Efectos de los filtros contra perturbaciones en las señales
8.6 Influencia de la capacidad conductor-pantalla de los cables de de entrada 533
control en peJ1urbaciones conducidas 506
B.11.5
Conclusiones 537

8. índice xv
Capitulo 9 laa protecciones del futuro, una nueva concepción 539
Capitulo 10 Perspectivas de evolución de loa sistemas eléctricos
y su equipamiento 543
10.1 Los medios de generación
10.1 .1 Concentración de los medios de generación
10.1.2 Evolución de los generadores
10.1.3 Sistemas de control y medida
10.2
los medios de transporte
10.2.1 la regulación de la tensión
10.2.2 Estabilidad de
la red
10.2.3
El diseño de las subcstaciones del futuro
10.2.4 Aspectos ambientales
10.3 Los medios de distribución
10.3.1 Planificación de la distribución de energJ'a eléctrica
10.3.2 Evolución de los diseños y equipamiento
10.3.2.1 Estaciones de maniobra y transformación
10.3.2.2 Ventajas de las estaciones prefabricadas
10.3.2.3 El interruptor automático
10.4 Supervisión y control
10.5
Capitulo 11
11.1
1 \.2
11.3
1 \.4
11.5
1 \.6
11. 7
1 \.8
1 \.9
11.10
11.11
Fiabilidad, disponibilidad y seguridad en los sistemas eléctricos
y las protecciones
10.5.1 Criterios de seguridad en los sistemas eléctricos
10.5.2 Fiabilidad de los sistemas de protección
10.5.2.1 Fiabilidad de los aparatos
10.5.2.2 Fiabilidad de los sistemas
de protección
Bibliografía
General
Capítulo I
Capítulo 2
Capítulo 3
Capítulo
4
Capítulo 5
Capitulo 6
Capitulo 7
Capítulo 8
Capitulo 9
Capítulo
10
544
546
541
551
555
556
551
559
560
561
563
56'
564
566
566
566
569
511
514
514
515
583
583
583
584
586
588
590
594
595
596
596
591
PROLOGO
Con excepciones, nuestros electrotécnicos siguen siendo remisos a transmitir sus cono­
cimientos.
El intercambio de experiencias, la iniciación de nuevas generaciones de es­
pecialistas
y, en definitiva, la fonnación continuada, requieren la entrega generosa de
nuestrosexpertos.l..adeficiencia es mayor en la publicación
de tratados que cubran una
especialidad. Sorprendentement
e. en el presente caso la literatura técnica extranjera
tampoco ofrece una obra moderna global sobre protecciones en las instalaciones eléc­
tricas. hecho que contrasta con la abundancia
de aportaciones e infonnaciones parcia­
les. Alentemos esta anticipación que contra4ice la injusta subvaloración de nuestros
tecnólogos.
Paulino
Montan~ dedicó buena parte de su vida al ejercicio de la especialidad y
aprovechó
el vasto campo de experiencia que le proporcionó Fuerzas Eléctricas de Ca.
talu"a,
S. A. Esta 4CCXpertez» le fue bien reconocida en organizaciones y foros naciona­
les
e internacionales. Finalmente, hay que ai\adir que responsabilidades de mayor al·
canee. en
su compai\ía, han proporcionado al autor visiones que amplían las del
especialista estricto.
Lo referido. y su inquietud, explican que Paulino Montané se sintiera inducido iI
aportar sus conocimientos en fonna de tesis doctoral. El desarrollo de esta tesis contri.
buyó a impulsar una modalidad, desatendida
en nuestro país, según la cual el grado
Doctor es la culminación de una experiencia profesional.
la complejidad creciente del entorno humano requiere mayores seguridades de los
suministros de energía eléctrica.
El WEC83 creó el eslogan 4CCnergía-desarrollo-calidad
de
vida>t. Agréguese la participación porcentual en aumento de esta fonna noble, pero
cara, que constitu
ye la energía eléctrica. las evaluaciones realistas de los perjuicios cau­
sados por las perturbaciones en los suministros pondrlan de manifiesto que
es necesa­
rio dispensar una mayor atención a las perturbaciones (-).
La tesis doctoral llamó la
atención sobre la posible mejora de la calidad de los servicios, que, sin embargo, repre­
sentarla el encarecimiento de esta fonna de energía; ambos factores son importantes
para
la competitividad de la industria de un país. La vigilancia del binomio coste-fiabi·
lidad requiere la revisión constante
de las técnicas de protección, en evolución ince­
sante.
• En visión ptoSpectiva, el autor llama la atención sobre las perturbaciones de ori¡en ex·
temo, hoy poco atendidas .un. En el ruturo, tales perturbaciones eXÓlCllls pueden crear situacio­
nes crfticas.

9. XVIII Prólogo
Las ideas precedentes condujeron al autora prefigurar el concepto prolección-con­
troJ. Los sistemas de protección vigentes actúan generalmente por hechos consumados.
Hayquedesarrollar los métodos de preavisocon las concepciones que permiten las
po­
sibilidades actuales de la electrónica y de la telemática. El autor insiste en que la evolu­
ción moderna de los sistemas eléctricos requiere
la estrecha colaboración de los especia·
listas en explotación y en planificación con los expertos en protecciones.
En este
contexto, reclama una mayor profesionalidad del especial
ista en protecciones, uno de
los responsables de
la calidad de servicio.
En los dos años largos
de preparación de la tesis, Montan~ alimentó el propósito de
cubrir una parcela de
la formación continuada, de la puesta al día, importante en la tec·
nología electrotécnica.
Se trataba de transmitir sus experiencias a jóvenes in,enieros, al
tiempo que aportar una obra de apoyo para las empresas y cátedrllS. Sin duda, los cursos
de su especialidad impartidos en la Asociación Nacional de In&tnieros Industriales de
Catalui'la le han servido para la «reconversión» de la tesis.
La preparación de un texto
más general y didáctico suponía una empresa adicional que Paulino Montané y sus ca­
laboradores no dudaron en acometer. No solamente ha requerido una nueva redacción
apropiada, sino también inclusiones y exclusiones de capítulos y apartados, yespecia
l­
mente una abun dante aportación gnifica suplementaria.
Son diversas las especialidades que integran
el dominio de la generación yel sumi·
nistro de
la energia eléctrica. Si el presente eje mplo induce a otros excelentes especiali5-­
taS del país a una entrega semejante, el valor de esta obra será doble. En este sentido, hay
que agradecer a FECSA
el respaldo que no ha regatea do al proyecto. No cabe duda de
que, en
la formación postuniversitaria, las aportaciones de los ingenieros en ejercicio y
de las empresas son decisivas para que un país pueda pretender figurar en primera línea
de la tccnología. Es con hech os como se establece la tan reclamada colaboración univer·
sidad-empresa.
ENRIQUE RAs OUVA
Profesor Emérito de la
Universidad Politécnica de CataJui\a
Barcelona. febrero de
1998
INTRODUCCION
Los sistemas de protección constituyen boyen el sector eléctrico una de las más
complejas y cambiantes disciplinas, no sólo debido a la evolución experimentada en
los sistemas eléctricos, sino también a los adelantos tecnológicos introducidos
en los equipos.
Tan fulgurante es la evolución, que no resulta posible establecer normas rígidas ni
patrones invariables, basta
el punto de que los nuevos medios disponibles son más bien
fruto de la experiencia
-adquirida en el análisis continuado del comportamiento de los
elementos que componen los sistemas eléctricos-que
de descubrimientos espectacu­
lares.
El origen de este texto se remonta a las propias dificultades de encontrar materia
escrita y, sobre todo, convenientemente estructurada, de esta especialidad.
En el obligado capftulo de reconocimientos, además de la confianza
y apoyo rccibi~
dos del catedrático D. Enrique Ras Oliva. debe patcntizarse que la obra no habría sido
posible de no
contar con los medios aportados por Fuen..as Eléctricas de Catalui\a, S. A.;
siendo particularmente de agradecer la desinteresada colaboración prestada por las
Srtas. Alberich y Molí, y los Sres. Jané y Anguera, en
la confección gráfica de texto y fi·
guras, asr como en labores de corrección. y en fin, a nuestras familias, que de una forma
u
otra han visto perturbada la normal convivencia por las horas hurtadas al tiempo
libre.
Anímense todos aquellos excelentes profesionales del sector eléctrico a compilar
por escrito sus conocimientos y experiencias, ya que -por modestos que puedan pare~
cerles-resultan de incalculable valor para los noveles. Para dejar ilesa su modestia,
considérenlo
como otra de las obligaciones que les imponen su entusiasmo y carino ha­
cia la profesión.
PAULlNO MONTAN! SANGRÁ
Doctor [ngeniero [ndustrial
Barcelona, febrero de 1988

10. lujsAn I Ltzarraga Go,'1Zatel
ING_ EN ENERGIA
Reg CIP. 1\10 76625
CAPITULO 1
GENERALIDADES
la calidad del servicio en el suministro de energía eléctrica se mide, básicamente. en
terminos del numero y duración de las interrupciones en el suministro, así como por el
mantenimiento de la tensión y frecuencia dentro de unos limites prefijados o nomi­
nales.
La acción de los agentes atmosféricos, fallos del material y errores humanos hacen
que se produzcan disturbios (incidentes) en la red. Estos pueden reducirse al mínimo si
los sistemas están
correctamente proyectados, con márgenes de seguridad económica­
mente razonables, una estudiada selección de los equipos. una organización del mante­
nirnientoque tienda a detectar la parte de la red en Que han disminuido sus coeficientes
de seguridad Y. por ültimo. una adecuada sele<:ción, formación y motivación del perso­
nal encargado de la explotación.
Pero,
aun en los casos en que los sistemas eléctricos estan cuidadosamente proyec­
tados,
conservados y explotados. siempre existen posibilidades deque se produzcan in­
cidentes y, en tal caso, éstos deben ser eliminados de forma que quede desconectada del
sistema la
menor parte posible, a fin de que éste siga funcionando. Esto se logra me­
diante la implantación generalizada de equipos de protección.
En el
sentido amplio de la palabra, se puede definir el concepto de 4q>rotecciónl+
como el conjunto de equipos necesarios para la detección y eliminación de los inciden­
tes
en tos sistemas o instalaciones eléctricas.
Lo ideal
sena disponer de equipos de protección que indicasen con antelación sufi­
ciente el lugar o
zona de ocurrencia de incidentes en Jugar de limitar sus efectos.
Por el momento, los actuales equipos de protección, a pesar de su elevado grado de
prestaciones, solamente son capaces de eliminar los incidentes en un tiempo mínimo
(del orden de algunos milisegundos).
El gran reto que debe superarse en un futuro próximo, consiste en disei'larequipos
capaces
de pronosticar un incidente y, a partir de ello, tomar las decisiones que permi­
tan
evitar la presencia de avenas en la forma actual.
Los
medios informáticos y su rápido desarrollo, la evolución de los equipos de me­
dida (transformadores de intensidad yde tensión) mediante la optoelectrónica, los nue­
vos diseños de interruptores automáticos, etc., han de permitir que el método de pro­
nóstico y el
de detección por variación brusca de magnitudes, se fundan en uno solo que

11. 2 Protecciones en las Instalaciones eléctricas
permita, en definitiva, modificar el actual concepto de detección y eliminación de
averías.
En ,los capitulos Que siguen se exponen, bajo diferentes aspectos. los equipos de
protecCión: desde su descripción y enumeración, hasta su aplicación. evolución tecno­
lógica y precauciones que deben ser tenidas en cuenta.
Los conceptos básicos de protección son independientes del nivel de tensión de
que se trale. de ahí que su aplicación sea indistinta. Son las limitaciones económicas las
que, en ultima instancia, aconsejarán el número de equipos que deban instalarse.
puesto que, salvo en casos singulares. no tendria justificación proteger co n un mayor
coste
que el que pueda corresponder a lo que se protege.
1.1 Desarrollo histórico
Con la irrupción, hacia finales del siglo XIX, de los primeros sistemas eléctricos alter­
nos. empezaba una elapa entonces apenas insospechable del desarrollo
de la energía
e
léctrica. El descubrimiento del transformador permitió, alr ededor de 1885, vislum­
brar
la posibilidad de expansión a grandes áreas geográficas del transporte y distribu­
ción
de la energía eléctrica.
El crecimiento de los sistemas eléctricos fue generando unas necesidades auxilia­
res. entre las cuales
se incluyen los sistemas de protección.
Entre las muchas clasificaciones que podrían establecerse por el desarrollo histó­
rico. se
ha elegido la que fija etapas bien definidas en la evolución de los sistemas de
protccción:
1.1.1
Sistemas de protección directos
~n todos aquellos sistemas en los cuales el elemento de medida es, generalmente, el
mismo que el de corte -o está incorporado en éJ-y la magnitud que hay que controlar
normalmente
la intensidad, se aplica a la protección sin ningun tipo de transfor:
mación.
a) Fusibles
Es el método de protección más antiguo de todos los utilizados. Se basa en el incre­
mento de temperatura que sufre un conductor al ser
atravesado por una intensidad. Se
calibran de forma que el conductor se funde cuando es atravesado por una intensidad
prefijada, interrumpiendo
el circuito.
Los fusibles constituyen un método
de protección simple y relativamente econó­
mico
que además tiene como principal ventaja el hecho de eliminar elevadas corrientes
de cortocircuito en tiempos inferiores a los S ms; con ello evita que la intensidad al­
~ance s~ valor de pico y reduce por tanto las solicitaciones térmicas y dinámicas de la
m~talaclón. No obstante, presenta una serie de desventajas, como su poca precisión.
baJO poc;ler de cort~, e~vejecimiento, etc., que hacen que en la actualidad su uso quede
restnngldo a I.os
CIrCUItos de baja tensión ya derivaciones de líneas y equipos de pe­
queña potencIa de la red de media tensión.
Generalidades J
b) Relts directos
Al igual que los fusibles., protegen contra cortocircuitos. Consisten en una bobina en se­
rie con
la entrada del interruptor automático, y que, por tanto, está recorrida por la in­
tensidad controlada (lig. 1.1).
F¡g. 1.1 Rete directo.
En el momento en que, por incremento de la intensidad, aumenta la fuerza del
campo electromagnético generado en la bobina y supera la de un muelle antagonista
Que tiene el aparato. se
produce la desconexión (disparo) del interruptor automático o
se desenclava
un sistema de relojería que produce este disparo con un cierto retraso, se­
gun el modelo de relé de que se trate.
1.1.2
Sistemas de protección indirectos
Son aquellos en los que las magnitudes que hay que controlar (tensión, intensidad, tem·
peratura. etc.) se transforman en valores normalizados antes de inyectarse al relc! de
protección.
En general, estos sistemas son
más costosos que los directos al precisarse -además
de la protección propiamente dicha-transductores '1 elementos de corte. Sin embargo.
con su aparición el concepto de protección alcanza su plenitud.
Los principales
tipos son:

12. 4 Protecciones en las Instalaciones eléctricas
a) Sistemas eltctromagnlticos
La información suministrada a los relés en forma de intensidad o t ensión es transfor­
mada
por éstos en una fuerza capaz de cerrar unos contactos que establecen la continui­
dad en el circuito de disparo.
Según su construcción, los podemos c lasificar en:
-J:mbolooarmadura articulada (tip. 1.2 Y 1.3). Al superarla fuerza del campo ma,m~­
tico de la bobina el esfuerzo antagonista de un resone,la armadura se une al polo del
electroimán, arrastrando un contacto móvil Que lleva solidario.
10'IN.
CONT"'CTOS
Fig. 1.2 Relé d, émbcHo.
'. ReNn' .... ut:lll
{I_ l'
, ........ nES DE C-A
DE 1O".1lA
Fig. 1.3 Relé de armadura articulada.
Generalidades 5
-Disco de inducción (fig. 1.4). El campo magnético generado en la bobina produce un
parde giroen el disco, proporcional a la tensión o intensidad aplicada, obte niéndoSt:.
por tanto, un tiempo deactuaci6n inversamente proporcional a la magni tud medida.
_,-II--c :/'~ CON' ACTOS
DISCO
C"OJlfoIE1( OE 1'''''0
..... ILlOS DE SO .. ,,,,
Fig. 1.4. Relé de disco de inducción.
-Copa ocilindr ode inducción (tig. I.S). Al disponer el núcleo (estator)de va rios polos,
permite su utilización en aquellos relés de protecc
ión en 105 Que sea necesario co m·
parar más de una magnitud (por ejemplo: relés vatimétricos). El par de giro es pr o-­
parcional al producto vectorial de las dos magnitudes utilizada s.
'. '.
T sil. va ,vb ,cos f3. K"'utlLt:
l.'.' '1'" Ipol .. 1
Fig. 1.5 Rel' de copa o c ilindro de inducción.
!'''
Uco"

13. 6 PrOTeCCiones en las insTalaciones eléctricas
b) Sistemas de bobina mÓ VIl (fig. /.6)
los equipos de bobina móvil ocupan una situación intermedia entre los equipos elec­
Tromagnéticos y los electrónicos. Poseen algunos
elemenTOS eleclrónicos tales como
diodos, resiSTencias y condensadores, pero la medida se efectúa aún electromagnética­
mente por medio de un dispositivo de medida polarizado de cuadro móvil.
Este sistema mide por integración los valores mediOS de la magmtud de entrada.
La rapidez de este sistema es superior al electromagnético, y su consumo y tamaño
son inferiores.
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Ftg. 1 6 Rel4 de bobine móVil
e) Sistemas d, e/«trónica com·enclOnal (fig. 1 .7)
Este sistema mide por integración los valores instantáneos de la magnitud de entrada.
La aplicación de la electrónica al campo de los sistemas de protección ha permitido
desarrollar una nueva gama
de tipos de protección. así como mejorarsuscaracterfstlcas
Generalidades 7
de funcionamiento. lanlaen precisión como en rapidez como asimismo en fiabilidad y
duración.
Olra novedad imponantees la construcción modular de losequipos,lo que ha per.
milido ~ducir el volumen y simplificar el discr'\o al existir módulos de funciones espe.
cifi(';¡~ que se pueden utilizar para diverso~ tipos de protección.
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12 Ti .. ,,"PO p.opio funclono",¡ .... lo <1 .. , ¡,,'''ruplo,
Ftg. 1.7 ReI6 electrónico conveneionel.
d) Sislemas elec/rónicos digilalizados (fig. 1.8)
La aparición en el mercado de los primeros microprocesadores, a finales de los ar'los se.
senta, impulsó a los grandes fabricantes
de protecciones a diser'lu sistemas basados en
microprocesadores y aprovechar los desarrollos en tecnología de comunicaciones PQr
fibra óptica que transmiten gran cantidad de infonnación a alta velocidad_

14. 8 Protecciones en las IOstala ciones eléc tricas
El esquema básico de las protecciones digitalizadas es muy parecido al de las pro­
tecciones electrónicas.
La diferencia fundamental es que las segundas realizan la me­
dida de forma analógica, mientras que las digitales la realizan por medio de unos algo­
ritmos que operan con los valores instantáneos de la señal de entrada. Para
ello es
necesario disponer de una unidad que realice
un muestreo de esta señal y de un conver­
sor analógico-digital.
I
Transformadores de medida principales
I
+ ,
I
Transformadores de entrada
I
+
r
Filtros analógicos
I
t
I
Toma de muestras
I
+
I
Conversión analógica/digital
I
t
I
Procesado de la información
I
t
I
Interfase de salida
I
I
Equipos periféricos (interruptores. etc ... )
I
Fig. 1.8 Esquema de bloques de un rekl digital.
Las principales ventajas que presenta la introducción de los microprocesadores en
estos sistemas son:
1) Facilidad para incorporar autodiagnósticos y funciones automáticas de inspec­
ción,lo cual representa unagran mejora en
la fiabilidad y la seguridad. La supervi­
sión continua permite la verificación de los circuitos de
la CPU (unidad central de
procesamiento), memorias, dispositivos de ajuste yelementos de entrada y salida.
Generalidades
9
11) Mejora de características. La complejidad de los sistemas eléctricos requiere unas
sofisticadas características en los equipos
de protección que implican una gran
cantidad de
hardware cuando se utilizan relés convencionales, mientras que en los
relés digitales
la consecución de una característica determinada es sólo problema
de
software.
111) Mejora de la flexibilidad y la aplicación. En los relés de protección digitales las
funciones del relé son realizadas en
la medida de lo posible por software, y por
tanto
se pueden normalizar varios tipos de relés que tengan idéntico hardware.
IV) Reducción del conexionado entre equipos. La utilización de microprocesadores
posibilita
la realización de sistemas jerarquizados en los que las tradicionales
uniones entre equipos que precisan un conductor para cada una de las señales,
se
sustituyen por comunicaciones en serie en las que un solo par de conductores pue­
den transmitir
la totalidad de la información.
La aplicación de los microprocesadores es ya en la actualidad un hecho pues, exis­
ten en funcionamiento todo tipo de relés. No obstante, quedan por resolver todavía al­
gunos problomas; así, en
el caso de las protecciones, deben ser desarrollados con tecno­
logía digital nuevos esquemas de protección que satisfagan plenamente los requisitos
de los sistemas eléctricos. Respecto al
hardware, se trabaja en la miniaturización de los
periféricos, en el desarrollo de nuevos transductores y elementos con baja disipación de
potencia y en tecnologías para
la inmunidad a las penurbaciones (ruidos, sobretensio­
nes, etc.).
1.2 Planificación de las protecciones
Para proceder a la determinación de las protecciones necesarías en una instalación cual­
quiera, es preciso disponer de
la información completa de ésta, y conocer debidamente
la incidencia de la misma sobre el resto del sistema eléctrico al que está conectada. Con­
secuentemente, se debe proceder a una
planificación general de los sistemas de protec­
ción, que podría concretarse en los siguientes puntos:
a) Conocimiento detallado de la red y I o de la instalación que hay que proteger.
b) Definición concreta de las zonas de influencia de cada protección y su compona­
miento para cada tipo de disturbio previsible.
e) Definición concreta de los márgenes y zonas de solapamiento de cada sistema de
protección. Las protecciones de tipo
<<cerrado» sólo actuarán para faltas dentro del
tramode instalación limitado por los transformadores de medida que las alimentan.
Las de tipo
<<abieno» actúan al superarse su ajuste independientemente de la situa­
ción de la falta.
d) Definición de las protecciones de reserva que deben actuar en caso de fallo de una
protección principal asociada a un interruptor para cada tipo de falta.
Estas protecciones de reserva
se califican como locales cuando se hallan en la
misma estación que la protección principal y pueden estar asociadas al mismo interrup­
tor, en cuyo caso las llamaremos secundarias.

15. 10 Protecciones en las instalaciones eléctricas
®
[[] Prol.c:tión no dlreccionol
rn Protección direccionol
Fig. 1.9 Protecciones de reserva (local y remota).
Cuando la protección de reserva está situada en otra dependencia se califica como
remota. Es de destacar que las protecciones pueden asumir la doble función de protec­
ción principal y de reserva según
la localización de la falta. Así, en la figura 1.9 la protec­
ción
9 es principal para faltas en el punto B, al tiempo que es protección de reserva re­
mota para faltas
en el punto A. La protección 4 es de reserva local para ambos casos.
En caso de una falta en A y fallo de la protección l. deben disparar las protecciones
de
4.8 y 9.
Otro punto importante que hay que tener en cuenta en la planificación de las pro­
tecciones es encontrar
el óptimo entre las características, la fiabilidad y el coste. Para
ello, además de
lo dicho, es de gran utilidad conocer estadísticas fiables tanto de la red y
del equipo que hay que proteger como de los relés de protección que deban usarse.
1.3 Exigencias básicas de los equipos de protección
La protección ideal sería aquella que actuara solamente ante los disturbios para los que
ha sido instalada, que
lo hiciera en el menor tiempo posible y que su precio fuera mí­
nimo. Evidentemente, este ideal no es fácil de conseguir, por
lo que es preciso valorar
una serie de aspectos que, generalmente, son opuestos entre
si.
Los requisitos más destacables son:
l. Seguridad. La probabilidad de no actuación de un sistema o componente cuando
no debe hacerlo.
Generalidades
11
2. Obediencia. La probabilidad de actuación de un sistema o componente cuando
debe hacerlo.
3. Fiabilidad. La probabilidad de que un sistema o componente actue unica y exclusi­
vamente cuando debe hacerlo.
La fiabilidad de un equipo es el producto de la segu­
ridad y
la obediencia. Disponer dos relés en paralelo aumenta la obediencia y dis­
minuye
la seguridad del sistema; por el contrario, dos relés en serie aumentan la
seguridad y disminuyen la obediencia (fig. 1.10).
4. Precisión. La respuesta a los valores de entrada.
5. Rapidez. El tiempo invertido desde la aparición del incidente hasta el momento en
que cierra sus contactos
el relé. Solamente será interesante esta característica en las
aplicaciones donde no se introducen temporizaciones adicionales.
El aumento de
la rapidez implica una disminución de la fiabilidad.
6. Flexibilidad, para adaptarse a cambios funcionales.
7. Simplicidad. en el diseño, reduciendo al mínimo el numero de funciones e interac­
ciones.
8. Mantenimiento. Reducción al mínimo de piezas sujetas a desgaste, evitando el
mantenimiento periódico.
9. Facilidades de prueba. Se valora el que el equipo tenga incorporados dispositivos
que faciliten su verificación sin que sea necesario desconectar ningún conductor
para realizar las pruebas. ,
10. AUlOdiagnóstico. La inclusión de funciones de autoverificación en la protección.
Ésta es una de las ventajas que aportan las protecciones digitales.
11. Modularidad. El montaje de las protecciones en módulos enchufables posibilita la
localización y reparación de las averías.
12. Precio. Reducido.
1$$ 1 $$
~Oi ••• ,. r----Disparo
<±)
Lo o ... rio ele uno el. lOS 1 r.'., putat suponer un di'poro LCI a ... ",ro Ot uno el. 101 1 ,.,tI. no IUPOf'lI un disparo
11'I1,,,,pe.li yo ¡n''''''pt'th'o
lo 0 ... ..;0 Ot "'"0 ~ los 2 "ttl. no impOl ibi,ilo t' oi,po.o lo 0 .... :.1·0 dt",no de 101 1 , .. Ii, IUPO",' impOlibilidad
df Cli.po,o
Fig. 1. 10 Ejemplo de los conceptos de obediencia V seguridad.

16. 12 Protecciones en las instalaciones e léctricas
1.4 Instalaciones de un sistema eléctrico
Todos los sistemas eléctricos, con independencia de su tamaño y extensión, tienen en
su concepción global cuatro partes fundamentales (tig. 1.11):
-Generación
RED ELÉCTRICA EN su CONCEPCiÓN GlOBAL
T,oIO
o"Onq ....
CO"'UfYlOI prop'OI (tnotOl't'. )
DEULLE DE UN ESQUEMA ríp iCO EN UN CENTRO GENERADOR
Fig. 1.1 1 Modelo de red eláctrica.
-Transporte-Interconexión
-Transformación
-Distribución-Consumo
e_Iumo
Las protecciones Que se analizan en los capítulos siguientes deben proteger coordi­
nadamente cada uno
de los elementos o equipos que componen cada una de las partes
ciladas de un sistema eléctrico.
Es esencial para el experto en protecciones tener un conocimiento global del fun­
cionamien
to de un sistema eléctrico, así como del comportamiento de cada uno de sus
elementos.
En otras palabras, suele decirse que el experto debe saber «Ver la red>. con el fin de
poder diseñar las protecciones combinadas con sistemas de automatización que inci­
d
en de forma directa en el funcionamiento dinámico del sistema eléctrico.
Generalidades
13
Conviene, por tanto, resaltar que en la especialidad de las protecciones hay dos fa­
cetas, cada una de gran importancia en sí misma, pero que deben ser aunadas con el fin
de alcanzar el grado de protección deseado.
Una faceta sería la definición de las protecciones necesarias para proteger cada ele­
mento de
la red frente a incidentes propios; la otra faceta sería la definición de las pro­
tecciones que desempeñan
un papel más general en el sistema eléctrico.
1.4.1 Elementos de un sistema eléctrico
Dentro de las cuatro partes fundamentales en que se ha dividido un sistema eléctrico (o
red eléctrica) cabe citar los elementos más destacados de las mismas
(fig. 1.11):
a) Generación. Dentro de este apartado cabe citar los propios generadores, los transfor­
madores -elevadores
O reductores, según la función que desempeñen-y los servi­
cios auxiliares y / o de arranque, tales como motores, equipos de excitación, etc.
b) Transporte-Interconexión. Dentro de este apartado se incluyen las líneas y cables
que realizan
la función de enlazar los centros de generación con los centros prima­
rios de 'distribución, o bien
la unión en redes de una y otra empresas eléctricas.
e) Transformación. Corresponde a los centros donde se realiza la transformación de la
tensión, desde el nivel de transporte al de distribución.
d) Distribución-Consumo. Corresponde a las lineas, cables y transformadores necesa­
rios para distribuir
la energía eléctrica hasta la diferente gama de receptores de con­
sumo, incluyendo, naturalmente, a estos últimos.
e) Elementos asociados. Corresponde a aquellos elementos asociados o auxiliares utili­
zados para contribuir a facilitar las funciones básicas de los apartados anteriores.
Cabe incluir: condensadores, reactancias, transformadores de medida (de in­
tensidad, de tensión), dispositivos de maniobra (interruptores, seccionadores), etc.
1.4.2 Incidente en un sistema eléctrico
Todo cambio en la red no deseado se denomina «incidente,,". Puede ser causado por
faltas o por variación de algún parámetro que define
la red.
Un ejemplo de falta"" puede ser un cortocircuito trifásico, mientras que
la apertura
intempestiva
de un interruptor, una sobrecarga o subtensión serían ejemplos de varia­
ciones no deseadas.
Las faltas se pueden dividir en dos grandes grupos: las faltas serie y las paralelo. Las
primeras se caracterizan por presentar diferentes valores las impedancias de las tres fa­
ses y pueden ser causadas por la rotura de una o dos fases de una línea. Las faltas para­
lelo, o cortocircuitos, son las más comunes y se caracterizan por
el contacto eléctrico en­
tre fases o entre fase y tierra, generalmente por medio de un arco. A partir de ahora,
siempre que hablemos de faltas nos estaremos refiriendo a faltas paralelo (fig.
1.12).
• Existen diversas denominaciones para el mismo concepto; por ejemplo: disturbio, pertur·
bación. anomalia. elc.
•• También son frecuentes las denominaciones: defecto, falla.

17. 14 Protecciones en las instalaciones eléctricas
R
• •
s
• •
Follo parOlelo (cortocircuito Q tierro de lo IOle T)
R
.-•
S
• •
T ')
G
Fallo serie (desequilibrio por fotura del conductor T)
Fig. 1.12 Ilustración de f~lta serie y paralelo.
El número de faltas en un sistema está en función de muchos parámetros, entre
e
llos el nivel de la tensión, y se puede observaren las estadísticas que el número de faltas
por año y 100
km aumenta al disminuir la tensión nominal de la red. Así, las redes de
400
kV tienen 0,25 faltas / 100 km, mientras que una red de 25 kV puede alcanzar hasta
20 faltas / 100 km.
A título de ejemplo se indica
la distribución de los diferentes tipos de faltas en una
red de 400
kV.:
Monofásicas
Bifásicas
Trifásicas 78 %
19%
3%
Como puede apr eciarse, la mayoría de las faltas son monofásicas. Estos índices son
aplicables, en general, a todas las redes aéreas independientemente
del nivel de tensión.
El análisis y las estadísticas de las faltas son un aspecto muy importante que debe
tenerse en cuenta para
la definición del sistema de protección adecuado.
1.5
Tratamiento del neutro en un sistema eléctrico
El tratamiento del neutro en un sistema eléctrico es un aspecto que debe tenerse s iem­
pre presente para una adecuada protección del mismo. No es fácil dar una receta al res­
pecto: no obstante, dada su trascendencia tampoco se puede orillar. Conviene, al me­
n
os, acotar los criterios fundamentales.
Generalidades
15
Inicialmente, el tratamiento del neutro era aislado, es decir, no conectado a tierra.
El argumento más sencillo parajustificaresta tendencia es que, en caso de contacto de
una fase a tierra, permitía
-con el resto de la red en perfectas condiciones de aislamien­
to-seguir explotando el sistema o la instalación eléctrica durante un aceptable período
de tiempo, en tanto la avería fuese localizada.
Las limitaciones al uso de este sistema fueron apareciendo a medida que los siste­
mas eléctricos se mallaban y crecían en longitud, con
el consiguiente aumento de las co­
rrientes capacitivas a tierra.
En consecuencia, por el efecto de extinción y reencendido
del arco en
el punto de contacto, los fenómenos de sobretensiones pasaron a ser impor­
tantes.
Las razones que acabamos de señalar llevaron, hacia 1920, a que
la mayoría de in­
genieros
se mostraran partidarios de que los sistemas eléctricos se conectaran con el
neutro a tierra, lo que, en efecto, se hizo .
Seguidamente
se establece una tabla comparativa entre las cinco variantes men­
cionadas y utilizadas en sistemas eléctricos. (Véase figura 1.13.)
CONOICIONES
AISLAMI ENTO DEl
MATERIAL
VALOR CONtACTO
A TIERRA
SEGURIDAD PARA El
GRADIENTE DE TENSION
DE TIERRA
ESTABI
LIDAD
PROTECCIONES
ARCOS A TIERRA
EFECTOS DE FALTAS
o AVERIAS
F
ALTAS DOBLES
INFLUENCIA EN
EQUIPOS
DE RADIO
FACTOR DE
DISPONIBILIDAD
ADAPTAB
ILIDAD DE
INTERCDNEX ION
INTERRU
PTORES
AUTO MATICOS
SISTEMA DE OPERACION
o MANIOBRA
COSTE TO TAL
A
AISLADO
c..'-Ol_. bueno
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Ioho ........ tOneo ....
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r..n ... olm ..... S"-':IUO
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laltol OObIn _.
Uta. ",OIt •• InOS
B
RIGIDAMENTE
CONECTADO
A TlI:RRA
1I'''ue",o
Cl
CONECTADO
A TIERRA POR
REACTAN CIA
C2
CONECTADO
A TIERRA POR
RESISTf:NCIA
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Fig. 1.13 Tabla comparativa.
o
CONECTADO
A TIERRA FORMA
R~SONANTE
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nIOO.lQI'locOÑ~
ÓIt"'I_

18. 16 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En los ultimas años se ha comprobado que el numero de averías en sistemas aisla·
dos. con los adecuados niveles de aislamiento y sistemas de protección, no ha sido supe­
rior al de los sistemas conectados a tierra.
En EE. UU., la primera tendencia que se utilizó al conectar el neutro a tierra fue ins­
talar resistencias,
yen Europa, bobinas supresoras Petersen, con el objetivo, en ambos
casos, de limitar
el valor de las corrientes de cortocircuito a tierra, de forma que siendo
detectables no llegasen a valores
excesivos.
Con
el creciente aumento de las tensiones de transporte (más de 400 kV), dicha
SISTEMA AISLAQO
º"' .. "~" ".",,,. § Ilf-+ .. ,'-------t~ ~,,'''--------;:
A TIERRA • -:-
@)
SISTEMA CONECTADO A TIERRA
POR REACT ANCIA
@~-----,-b#----.JI R_r-C.i" ----==-=-± -J..,.. "
SISTEMA CONECTADO A TIE RRA ~
POR RESISTENCIA
@),------,--b#----.JI
SISTEMA CONECTADO A TIERRA
EN FORMA RESONANTE
'e
Icj;JL
~tT l Ttif
Fig. 1.14 Distribución de la corriente de falta a tierra.
~I~:O
Generalidades 17
tendencia, por consideraciones de coste del aislamiento, de protección y otras, condujo
al uso de sistemas rfgidamente conectados a tierra.
Resumiendo, el tratamiento del neutro puede ser:
a) Aislado
b) R(gidamente conectado a tierra
. { Reactancia
Cl
e) Conectado a l/erra por R' . C 2
eS1SlenClQ .
d) Conectado a tie rra en forma resonante
En la figura 1.14 se esquematizan las variantes anteriores.
El principio de funcionamiento del sistema conectado a tierra enforma resonante
es sustancialmente distinto a los demás, cuya simplicidad no merece mayores detalles,
y consiste en una reactancia ajustable
por tomas, conectada entre el neutro del transfor­
mador y tierra.
Cuando una fase del sistema toma contacto con tierra, una corriente inductiva
fluye de la reactancia hacia el transformador a través del contacto a tierra, al propio
tiempo que una corriente capacitiva
(1,) de la red fluye al contacto a tierra. Ambas ca­
rrientes están desfasadas 180·, con lo cual, si la reactancia del neutro del transformador
está perfectamente adaptada a
la reactancia capa citiva equivalente de la red, la diferen­
cia entre ambas será nula y en
el punto de contacto a tierra la corriente de falta será cero
(
fig. 1.14).
Se comprende que en redes cuya configuración cambia constantemente esta idea es
dificilmente mantenible y, en consecuencia, este sistema no se usa en demasía.
C
omo recomendaciones finales cabe senalar que:
-
El neutro aislado se recomienda para redes de media tensión (6 kV a 30 kV)en el caso
de industrias, servicios auxiliares de centrales térmicas y otros en que
las circunstan­
cias de
la continuidad de servicio sean vitales. También se utiliza en los generadores.
-
El neutro rígidamente conectado a tierra se recomienda para redes de 110 kV Y ten­
sión superior -con las debidas precauciones en la elección de los sistemas de protec­
ción-, así como en redes de baja tensión (400 V).
-
El neutro conectado a tierra a través de reactancia o resistencia se recomienda para
redes de media tensión (6
kV a 30 kV) en el caso de distribución de energía con red
suficientemente mallada,
yen industrias o centrales térmicas donde la continuidad
de servicio tenga elementos suficientes de reserva.
-
El neutro conectado a tierra en forma resonante no se aconseja dado su elevado coste
y sus limitaciones al exigir una red sin modificaciones frecuentes.
1.6 Cálculo de cortocircu itos
Para un correcto ajuste de los relés de protección es casi siempre imprescindible el co­
nocimiento de los valores que pueden
asumir las magnitudes de medida, tanto en con­
diciones normales de servicio corno
en determinadas situaciones, especialmente corto­
circuitos.

19. 18 ProteCciones en las instalaciones eléctncas
El cálculo más usual -y más simple- es el correspondiente al cortocircuito trifá­
sico.
ya que a partir de los datos obtenidos se puede determinar la potencia de ruptura
de los interruptores que hay que instalar. No obstante. en algunas aplicaciones será
también necesario realizar cálculos de cortocircuitos desequilibrados (bifásico y mono­
fásico).
En todo caso. al producirse un cortocircuito en un sistema en condiciones de carga,
las corrientes resultantes serán las producidas por
el cortocircuito más las absorbidas
por
la carga en función de las tensiones impuestas por el cortocircuito. Para la mayoría
de aplicaciones será suficiente considerar exclusivamente las corrientes debidas
al cor­
tocircuito; sin embargo, en especial en caso de faltas a tierra existiendo elemento limita­
dor en
el neutro y si se desea un cálculo preciso, será necesario considerar la corriente de
carga.
El valor de la corriente de cortocircuito resulta del cociente entre la tensión de ser­
vicio y
la impedancia del sistema, desde la fuente de tensión hasta el punto de cortocir­
cuito. Así,
si la tensión se expresa en voltios y la impedancia en ohmios, el resultado del
cociente es
el valor de la intensidad, en amperios. Sin embargo, como veremos, el
cálculo empleando valores relativos presenta ciertas ventajas sobre el realizado con las
magnitudes convencionales, especialmente cuando
se trata de cálculo en redes que in­
cluyen distintos niveles de tensión.
1.6.1 Cálculo
en valores óhmicos
Cuando el sistema estudiado incluye distintos niveles de tensión, se hace necesario
-previamente-reducir todas las impedancias a un mismo nivel de tensión.
Sea Z el valor de una impedancia situada en un punto de un sistema trifásico cuya
tensión de servicio es
U. Si se desea renejaresta impedancia en otro nivel de tensión U'
distinto, el nuevo valor de esta impedancia puede calcularse a partir de:
t
v
1
z
V-.J!....
.j3
l'
t
v'
1
v_..!L
.j3
V 3V' 3U' u'
P-3V·/-3V·-------
Z Z 3Z Z
V
3V' 3U" U'
P' -3V.J'-3V·-------
Z' Z' 3Z' Z'
z'
Generalidades 19
y de la condición
P-P'
resulta
u' U"'I' U' '1 2=Z.' z -z(u)
Una vez realizada esta operación, pueden sumarse todas las impedancias para de­
terminar
la impedancia total. Para hallar la corriente de cortocircuito se calcula el co­
ciente
r _ U·¡.j3
cr --z-
Naturálmente, el resultado obtenido será el valor de la corriente de cortocircuito
referida a
la tensión U'. Para hallar el valorde la corriente referida a la tensión U, deberá
calcularse
/ = r .(..!L)
cr cr U
Obviamente, el valor de la potencia de cortocircuito es independiente del nivel de
tensión.
con lo cual
P' = U' l' cr .j3
P-U·/ cr.j3
/ -l' .!:!...
cr cr
u
P=U'l'cr.j3; ! P=p'!
1 .6.2 Cálculo en valores relativos
Toda impedancia puede expresarse en valor relativo respecto a otra; de esta manera,
por ejemplo, si
Z -50
Z.-200

20. 20 Protecciones en las instalaciones eléctricas
podemos decir Que
Z -0,25 Z.; Z -25 % Z.
z-~-0,25
Z.
z -valor relativo de Z respecto de Z •.
Así, por ejemplo, es posible reducir las siguientes impedancias a una impedancia
base de 20 n.
'A lOA ISA z S 'l. 50 "l. 15 'l.
"
r
" · ,
r'
'l
c::::=:J c:::::J }-----_. -~. -----{
lOA ISO". (10.0..)
" "
En lugar de establecer una impedancia de base, se puede establecer una. potencia de
base. La impedancia de base resulta
siendo
V la tensión del sistema.
Así, para la misma figura anterior,
suponiendo V -220 V, se tiene, eligiendo una
P.-I.000VA
51 IOn. IS..n. O,lOl 0,106 0,31 6Z '101 1.000 VA)
E==:J=:J-::J
Z -~ . z -~ -z· (~)
z' V' V' . -
p.
1.000 300 3
z-(5+ 10+ 15)·---------0,619 = 62%
220' 22' 4,84
Cuando en el sistema existan diferentes niveles de tensión deberá referirse cada
impedancia a la tensión en Que esté conectada.
En el siguiente ejemplo,
suponiendo una potencia p. de I MV A, los valores obteni­
dos son:
y, por lo tanto:
Por consiguiente:
10 kV •
I
ZA -25·---2,7 % lOO MVA
3D'
I z.-5·---5 % 100 MVA
10
2
7 7 10'· .
Z --'_. ---7,7 n (refendos a ID kV)
lOO I
77 3D' .
Z -
-'_. ---70 n (refendos a 30 kV)
IDO I
V'
Z-z·­
p.
Generalidades
511.
CID
2511.
ZB ZA
Troto Ideal
10/30 kV
21
.30 kV
Si se efectúa el cálculo de los elementos del ejemplo, dispuestos del modo en Que
aparecen en la figura superior en valores óhmicos, se puede comprobar Que:
ZT -5· ( ~~ )' + 2S -4S +25 -70 n (referidos a 30 kV)
(
10 ) -
ZT -S + 25 30 '-5 + 2,7 -7,7 n (referidos a ID kV)
Los fabricantes
de transformadores, generadores, motores, y otras máquinas eléc­
tricas, suelen
suministrar los datos de la impedancia de estos equipos en valor porcen­
tual, referido a la tensión nominal de la máquina. Así, un generador con los siguientes
datos
V.-30kV
p. -120 MVA
x
ST-20%

21. 22 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Implica una reactancia subtransitoria (a 30 kV) de
(
U' )
900 18
X=x· P -0,2· 120 -1T-1,5n
La tensión de cortocircuito o reactancia porcentual de un transformador es aquel
porcentaje de la tensión nominal que hay que aplicar a un devanado para que circule
por
él la intensidad nominal estando cortocircuitado el otro devanado.
Los transformadores tienen dos tensiones de servicio, pero
el dato porcentual de la
reactancia es válido para cualquiera
de las dos tensiones. Así, un trafo 110/25 kV,
30
MV A, l/" = 12 %, supone:
X-0,12( I~~ ' )= 48,4 n (a 110 kV)
X-0,12( 2;; )-2,5 n (a 25 kV)
Evidentemente, resulta mucho más fácil recordar que, por ejemplo, «un trafo tiene
una reactancia del
12 %», que recordar que «un trafo tiene una reactancia de 48 n visto
desde
el lado A.T». Por .otro lado, al experto en protecciones, ya familiarizado con los
cálculos de cortocircuito,
le resulta muy fácil establecer mentalmente, en función de la
potencia nominal y de la tensión de funcionamiento, el valor relativo de las impedan­
cias de transformadores y máquinas rotativas. Por ejemplo, en alternadores de polos
salientes es usual considerar una reactancia subtransito,;a del
20 .;. 25 % sin necesidad
de leer la placa de características. Para trafos de dos arrollamientos, entre
15 y 40 MV A,
puede suponerse una reactancia del orden 8 .;. 12 %.
Además, el cálculo empleando valores relativos presenta algunas otras ventajas
cuando se trata de determinar los valores de potencia e intensidad de cortocircuito.
Para ilustrarlo, consideremos
el siguiente ejemplo, en el que se trata de calcular la P", y
la
1" que puede dar el generador.
Un = 3 kV
P
n = 12 MVA
X
ST
= 20 '/.
En valores óhm icos:
3' 1 8
X -0,2 . -= -'- -O 15 n
12 12 '
Generalidades 23
11,6 kA
P = !J. 3 . 11 6 = 60 MV A
ce yJ I
En valor relativo:
12
P ---=60MVA
" 0,2
60
1 ---=116kA
".j3·3 '
En efecto, conocida la impedancia, en valor relativo que presenta el sistema hasta
el
punto de cortocircuito, puede calcularse la P" según:
ya que,
pero
con lo cual,
P"-.j3U·I,,
P
B=J'3U·/
B
P = !.Ji
" z
U'
P =--
" Z
"
T
z

22. 24 Protecciones en las instalaciones eléctricas
y como
entonces
es decir,
u' ~
P ___ o p---z·
« U2'
~~
z--
p.
De la misma forma,
De modo similar, si por ejemplo una línea aporta una P" a unjuego de barras, esta
potencia de cortocircuito puede representarse por
una impedancia, en valor relativo,
referida a la potencia de base del cálculo:
9o,ros
Así, si en un juego de barras connuyen 4 generadores de potencias PI' P" PJ y P" e
impedancias relativas
Z/. Z]o ZJ y Z" se tendrá que
p C'(" -P C'C'I + P tt2 + P cc) + P tt4
P _!í+!í.+!í.+~
'" ZI Z2 Z) Z4
Generalidades 25
Sea 2 el valor óhmico de una impedancia y z su valor relativo en función de una
potencia determinada.
Si se desea expresar esa impedancia en función de otra potencia
base
1'". distinta, el valor relativo pasaría a ser z':
u'
2-=·­
p.
. 1'".
z -z·_-
U'
2-z··--
Volviendo al ejemplo anterior:
1'".
Un • l kY
P
n
-
12 MYA
XST -0,15 A
p.
= _ 0,15' 12 _ 0,15: 4 _ 0,2 base 12 MV A
3' 3
0,15· 100 15 5 -
z- -----I,6baseIOOMVA
3' 9 3
P 12 100
P -!..I---- - 60 MVA
'" z 0.2 1.6
Sean z' y z" dos impedancias expresadas en valores relativos conectadas en para­
lelo. Si se desea sustituir ambas impedancias por una impedancia equivalente Z. puede
optarse por:
1. Expresarlas en valor relativo para la misma potencia de base. Este método es el más
común.
2. Expresarlas en el mismo valor relativo, cambiando la potencia base de una de ellas.

23. 26 Protecciones en las instalaciones eléctricas
I Tomando como base P'
, ,,( P' ) z·z --
P"
z ----'--'-----'-referida a P'
, ,,( P' )
z +z -
P"
2 Tomando corno base z'
z" valdría z' si estuviese referida a una potencia P'"
z z'
----
P" P'"
p'''.p'' (Z')
-;-:
~ referida a (P'+P"')
En el siguiente ejemplo se pretende hacer intervenir las variantes antes mencio­
nadas:
Calcular
la potencia y la corriente de cortocircuito que atravesará el interruptor D
en caso de falta en el punto A
tO MVA
GI
5 kV
20 MVA
15 ."
G2
P
ee
lOO MVA
1. En valores relativos
-los generadores
13.15._
10
_
z ___ ---=2:..::.0 -4,75%(10 MVA)
13 + 15. _10_
20
-la aportación exterior
-
el transformador
-la línea 5
kV
-la línea 20 kV
P lO
=_~ __ . lOO· 10% (lO MVA)
Pcr lOO
lO
z-5·-- 100%(IOMVA)
0,5
z -lOO (5. ~~) -200 % (lO MVA)
z-lOO (IO~) -25 % (lO MVA)
20'
-la impedancia total será
Generalidades
ZT -(10' 4,75) + lOO + 200 + 25 -328,22 % (10 MVA)
14,75
-la corriente base, resulta:
en lances:
lB -_1_0 __ 288,675 A (red 20 kV)
.j320
p". _lJ. __ 1_0 __ 3,046 MVA
z 3,2822
1 _ !.M _ 288,675 _ 88 A
". z 3,2822
27

24. 28 Protecciones en las instalaciones eléctricas
2. En valores óhmicos. 5 kV
5'
2a, -0.13·--0.325 O
10
5'
2
0,=0.15.--0.1875 O
- 10
5'
2", ---0.25 O
100
5'
2,~, o = 0.05· -- 2.5 O
0.5
1 "A -_-.::2c:,0;,,:'OOO..:...:.._ -88 A
3· 131,288
P "A -0,088 . 20· J3 -3,046 MV A
1.6.3 Transformaciones estrella-triángulo
Generalidades
29
Supuesto, por ejemplo, un triángulo de resistencia R, R, RJ Y se desea convertirlo en
una estrella de resistencias " "
'J, será necesario efectuar las siguientes operaciones:
51 Rl
2"", '0 kV -10· 20' -0.625 O R,· RJ
2T - I I I + 2.5 + 5 + 0,625
--+---+--
0,325 O. I 875 0,25
2T - _ + 8. I 25 :. 8. I 25 + _1_ -8.205 O
3.076 + 5,3 + 4 12,41
1 - 5.000 _ 352 A ( d 5 kV)
" 8,2 J3 re
1". -352· ~ -88 A
20
p". = 5·0,352 J3 ~ 3,046 MVA
3. En valores óhmicos. 20 kV
20'
20, -0.13·- - 5.2 O
10
20'
20, - O, I 5 . - -3 O
- 20
20_5,2.3_1.90
8,2
20'
2", ----4 O
100
20'
2''''0 -0,05 . --40 O
0,5
2H"" 5 kV -5· (2~)' -80 O
2Hm 20 kV -JO O
2
T
-
1,
9
·
4 + 40 + 80 + JO _ 13 I ,288 O
5,9
Ejemplo:
" ----=~"--
R,+R,+R
J
R,·R
J
" -----'-"-­
R,+R,+R
J
_
---'R:..;,,~ . ",R.!." _
'J -
R, + R, + RJ
,,·(4'5)/(3+4+5)-20/12-1,6
" -3·5/12 - 1,25
'J -3 . 4/J 2 -l
Si se tiene una estrella de resistencias " " 'J y se desea convertirla en un triángulo
de resistencias R,
R, R
J
, procederemos como sigue:
.,
" . '2 + " . ') + '2' ') R -,
"

25. 30 Protecciones en las instalaciones eléctricas
EJEMPLO
Supóngase la estrella obtenida en el ejemplo anterior:
r,r,+r,r,+r,r,=_1 (10·7,5+ 10.6+7,5.6)_180_5
36 36
con lo que podemos deducir
5
R,----3
10/6
5
R,--...::....--4
7,5/6
R,-_5 __ 5
6/6
es decir, el triángulo original.
Impedancias relativas de un trafo de tres devanados
Cuando en un circuito se encuentra intercalado uno de estos transformadores es có­
modo para
el cálculo sustituirlo por una estrella de 3 brazos de reactancias de valores
X" X, Y X,.
Los ensayos de tensión de cortocircuito efectuados por el fabricante proporcionan
los valores X!l' X" Y X II de los arrollamientos, tomados dos a dos con el tercero a cir­
cuito abierto. Estos datos figuran siempre en la placa de características del aparato en
cuestión.
Entre estos valores existen las siguientes relaciones:
de donde se deducen
X,,-X, + X,
X" -X, + X,
Xll-
X, + X,
I
X, - -(X" + X" -X,,)
2
1
X, -- (X" + X" -X,,)
2
I
X, -"2 (X" + X" -XIl)
Generalidades
EJEMPLO
Supóngase un trafo con las siguientes reactancias de cortocircuito:
XAT/MT -13 % (40 MVA)
XATlBTa 14%(40 MVA)
XMT/BT -15 % (40 MVA)
X
AT-..!... (13+ 14-15)=6%
2
X"IT-..!... (13+ 15-14)-7%
2
X
BT-..!... (14+ 15-13)-8%
2
(No debe extr~ñar que, en algún caso, resulte un valor negativo.)
Comprobándose que:
XMT + XBT -8 + 7 -15 %
MT MT
0,07
1.6.4 Componentes simétricas
31
Cuando se trata de calcular cortocircuitos no trifásicos, los procedimientos antes des­
critos no son los más adecuados, especialmente cuando el sistema estudiado es de cierta
complejidad e interesa conocer las magnitudes en diversos puntos del mismo.
En estos
casos se utiliza el método de cálculo denominado de «Componentes Simétrica!», que
se
basa en que un sistema de tres vectores, entre los cuales alguno(s) puede(n) ser nulo(s),
puede ser descompuesto en tres subsistemas vectoriales denominados:

26. 32 Protecciones en las instalaciones eléctricas
-de secuencia directa o positiva (D)
-
de secuencia inversa o negativa (1)
-de secuencia homopolar o nula (O)
El subsistema directo está compuesto por tres vectores iguales en módulo y desfa­
sados entre si en
120': es decir. es un sistema trifásico equilibrado.
4
0
- 00*C
O
=0
Secuencia: Aa. 90r CO' Ao ""
El subsistema illl'/?rSO es idéntico, en su composición, al anterior. excepto que la se­
cuencia es contraria.
A,
., e,
•
A
I*8
1
-e
l
o
Secuencio: Al' CI,BI,A
1
,,,·
El subsistema homopolar está compuesto por tres vectores iguales en módulo yar­
gumento: es decir. es un sistema trifásico desequilibrado cuya resultante es el triple de
uno de los componentes.
---..... ~ ---
AO+ BO + ca:: J AO :: J BO :: J ca
Secuencio: AO BO Co'
AO BO C
o
,
..
El subsistema homopolar sólo se dará en el caso en que el sistema de panida esté
desequilibrado.
Tres vectores
R. S. T. pueden, por lo tanto. descomponerse como sigue:
R-Ro+ R, + Ro
S-So+S, +So
Generalidades
al ser de distinta secuencia los subsistemas directo e inverso,
se establece Que:
siendo a ya' operadores, en la forma:
y
Que
por )0 tan,to, puede escribirse:
a-11120
a' -I 1240
Ro-So-To
R -
Ro+ R, + Ro (1)
s -a' Ro + a R, + Ro (2)
T -a
Ro + a' R, + Ro (3)
si sumamos las tres ecuaciones nos queda:
R + S + T -(1 + a + a') (Ro + R,) + 3 Ro
pero I + a + a' -I l.Q + I 1120 + I 1240 -O
resultando
a I
R
R+S+T
0-
3
-So-To --}-,
al I
Si se multiplica por a la ecuación (2) y por a
2
la (3):
R -Ro+ R, + Ro
33

27. 34 Proteccion es en las instalaciones eléctricas
Si se suman las tres ecuaciones:
R + aS + a'T - Ro (1 + al + al) + R, (1 + a
4 + a') + Ro (1 + a + a')
al -a' . a - 1 \240· 1 \120 -1 l.Q = I
a 4 = al. a _ 1 . 1 \120 = 1 \120 - a
por lo tanto
R
R
+ aS + a'T
0-
3
Si se multiplica por a' la ecuación (2) y por a la (3):
R
-Ro + R, + Ro
a'S-a4RO + aJR, + a'Ro
aT= a'Ro + alR, + aRo
Si se suman las tres ecuaciones:
R + a'S+ aT-(Ro+Ro) (1 +a+ a') + 3 R,
por lo tanto
R
R
+ a'S+ aT
,-
3
Se demuestra, pues, que conocidos los módulos y argumentos de tres vectores cua­
lesquiera, éstos pueden descomponerse en tres subsistemas simétricos
de vectores (di­
recto, inverso y homopolar) con cuya composición puede, a su vez, obtenerse el sistema
vectorial de partida.
EJEMPLO
En una línea eléctrica se sabe que las corrientes de fases R, S, Ttoman los siguientes va­
lores:
l. = 5 llQ
Is
= 10 l2Q
Generalidades
Calcular las componentes simétricas para la fase R:
, .
1
I
_;k~D __ _
JO° I
1
I
RO
I
TO
EJEMPLO
5\30+ 10 12\0_51210= 16\210
I
RO
- •
3 3
I 5 llQ + 10 1330 _ 13 -j2,5 = 4 4 l=J.l
., = 3 _ 3 '
5 llQ + \O l2Q = 4,3 + j12,5 = 4 4 Llll
I
RO
:= •
3 3
ISI
In
35
Conectado un filtro de componentes simétricas al circuito secundario de los transfor­
madores de intensidad de una línea eléctrica, se obtienen las siguientes componentes
para la fase R:
Calcular las corrientes en la línea.
De los datos
se deduce que:
l
RO
= 1,6 \210
1.,=4,4 W
1
0
= 4,4 Lll
IN = 3/
0 = 13.2 Lll
Iso=a'l.o-1,6 L.2Q

28. 36 Protecciones en las instalaciones eléctricas
ls -Iso + lSI + lo -1,6 l2Q + 4,4 1109 + 4,4 l1!
lT -ITD + lTl + lo -1,6 1-30 + 4,4 1229 + 4,4 l1!
1.-IRo+1RI+lo-I,6 1210+4,4 l.::ll+4,4 l1!
IR = j (-0,8 -0,84 + 4,16) + (-1,44 + 4,32 + 1,432)
-j 2,52 + 4,3 IR -5 llQ
ls -j (1,6 + 4,16 + 4, 16) + (O -1,432 + 1,432)
= j 10 ls -10 l2Q
lT -j (-0,8,3 -3,32 + 4,1.6) + (1,443 -2,886 + 1,443)
-jO + O lT -O
l.
""
'r; o
Una red eléctrica trifásica (ver figura 1.15) puede reducirse a una fuente de genera­
ción con una impedancia (por fase)
20. alimentando un consumo de impedancia (por
fase)
4-. a panir de tres tensiones en bornes (V
R
, Vs, V
T
)
y ocasionando una circulación
de corrientes
IR, ls, lT en dirección a la carga.
Por consiguiente, las tensiones y corrientes que puedan medirse en cualquier
punto de
la red forinarán sistemas vectoriales trifásicos a los que se puede aplicar el mé­
todo de resolución basado en las componentes simétricas.
En el sentido de giro de los generadores determinará una ciena secuencia en las
tensiones del sistema;
si a dicha secuencia la calificamos como «directID>, se concluye
-
GENE AACIQN
l.
~
CONSUMO
lA -
l,
l.
~_/
IT
-
lp,
1
VA
y.
~.=- Y,
-
Fig. 1.15 Red eléctri ca trifásica simplificada.
Generalidades 37
que el generador no suministra otras tensiones que las de dicha secuencia, por lo que, de
medirse tensiones
y / o corrientes de secuencia inversa y homopolaren la red, éstas sólo
aparecerán en
la misma en el caso de existir alguna anomalía. Estas anomalías o dese­
quilibrios
se deben a faltas paralelo: cortocircuitos (entre fases o entre fase y tierra); o
faltas serie (apertura de una o dos fases),
y, en general, impedancias desiguales en las
tres fases.
A lA
l
S Is l
1, l
1 ~
A lA l
J s IS l
'{..¿ .. T
1, l'
Un solo punto o tierro ...... lA. 15. Ir:l: O
lA
~
Ir 15
1
•
lA l
IS
l
IT
l' l.
DoI puntos Q lierro ..... IR + 15. I
T
: lO 1-O
Is
11.1 ~ 115 11 lIT 1I 1101
lO
1,
Fig. 1.16 Establecimiento de corrientes homopolares.

29. 38 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Podemos establecer los siguientes postulados:
l.
Las componentes homopolares sólo pueden aparecer cuando el sistema trifásico
tenga resultante; por consiguiente, las faltas monofásicas y bifásicas a tierra introdu­
cen componentes homopolares.
Para que una red trifásica tenga resultante es preciso que dicha red tenga,
al me­
nos, un punto a tierra.
Las aperturas de fase o los desequilibrios de impedancias solamente producirán
circulación de corriente homopolar cuando exista un segundo punto contactado a
tierra (lig. 1.16).
2. Las componentes inversas, por tener la secuencia diferente a las directas, rompen el
equilibrio establecido por el sistema directo. Dicho de otra manera, cualquier dese­
quilibrio introduce componentes inversas; por consiguiente, toda condición de
la
red que no sea compuesta por la carga trifásica equilibrada introduce componentes
inversas.
3. Las componentes directas están presentes en cualesquiera condiciones.
1.6.4.1 Determinación de las componentes simétricas para diferentes
tipos de cortocircuitos
Para calcular las magnitudes eléctricas que se dan en un cortocircuito en un cierto
punto,
F, de un sistema eléctrico, deben conocerse las distintas impedancias de secuen­
cia directa, inversa y homopolar que presenta
el sistema, vistas desde el punto F.
También debe conocerse la tensión V'" previa a la falta en el punto F, aunque en la
mayoría de los casos, será suficiente considerar V",como la tensión nominal del sis­
tema,
V" en el nivel de tensión en que se encuentra localizado F.
En los ejemplos que siguen, se establecen, para los tipos más comunes de conocir­
cuitos, los criterios básicos que permiten conocer las diversas componentes de secuen­
cia que aparecen así como las fórmulas que, conocidas las distintas impedancias, con­
ducen a los valores de las corrientes de las distintas secuencias.
A partir de estos valores, puede construirse
el sistema de circuitos resultante en el
punto de defecto y -multiplicadas por las impedancias correspondientes-las tensiones
de las distintas secuencias. A partir de éstas puede contruirse
el sistema de tensiones re­
sultante en
el punto de defecto.
Las representaciones vectoriales no están necesariamente a escala. En cuanto a las
relaciones angulares, por simplicidad, sólo son correctas
las observadas en los sistemas
de corrientes y en los de tensión, pero no entre unos y otros.
En el defecto es evidente que:
ya que toda la tensión suministrada por los generadores se transforma en caída de ten­
sión a
lo largo de la línea.
Generalidades
'TO
Q) Cortocircuito trifósico
'. -
....!..L-
...!..L-
CO~PO~ENTES
'.0
'so
/'"
'. ~ 'T ~
.............
's~
..2..L
~
-!..L
'T
RESULTANTES
'.
Las componentes simétricas, para la fase R, se deducen de:
VD _ V. + Vs + VI _ .!:A _ O
3 3
JI:
-V. +aVS+a'VI V (1 +a+a') O
RO - '"'"' R ...
3 3
JI:
_ V. +a'VS+aV
I ,,(1 +a'+a) O
RI - - "R -
3 3
es decir, que con las condiciones expuestas al principio:
siendo
"
39

30. 40 Protecciones en las instalaciones eléctricas
de lo que se deduce
o,
lo que es lo mismo:
donde
Zd -impedancia directa, en 'lb.
b) Cortocircuito bifósico a ti~rro
A
" ---!..L -
S
, r
-
¡
~
T
'o¡
'O = '5 + ',.
-
COMPONENTES RESULTANTES
'AO
~ 'n '"
'ro 'so y ,1 Lt
'o
Generalidades
En el defecto es evidente que
de donde se deduce que
IRo - -(IR' + lo>
Por otro lado:
como
Vs y V
T
= O
VR, -VR/3
es decir.
Sabemos también que
I
VRN -VRO
RO -
Zo
IR' __ V
R
,
__ V
RO
Z, Z,
V
o
V
RO
10------
Z. Z.
Despejando V RO se obtiene
., VRN 2, Z.
"RO- -VR1-Vo
2,Z. + ZoZo + Zo2,
41

31. 42 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Sustituyendo este valor de V
RO en las ecuaciones de l
RO IR, lo tenemos:
0, lo que es lo mismo:
I
VRN (Z, + 20)
RO -
A
I
-V
RN Z.
A' -
A
lo __ VANZ,
A
A -Z,z. + Zoz. + 2,20
I 00
z, + Zo
Ao-I /.'-­
A
/A'-- 100/ •. Zo
A
lo --100/. ~
,A
donde Zd! z., Zo -impedancias directa, inversa y homopolar, en %.
e) e orlocircuito bifdsico
's~ I
COMPONENTES RESULTANTES
v.
Vs j VT
Generalidades 43
En el defecto es evidente que:
COD lo que
Como no hay contacto a tierra en
el defecto, no habrá componentes homopolares:
con lo que
se tiene
de donde
se deduce
siendo
V
s
-V
T
- VRO(a'-a)+ VR,(a-a')-O
_ (VRO -VR,)(a' -a) - O
La corriente en la fase R es nula:
de donde
se deduce
con
lo que

32. 44 Protecciones en las instalacion es eléctricas
o, lo que es lo m ismo:
Zo + z,
con las im pedancias en %.
d} Cortocircuito monof óslco
_________________________________ R
_____________________________ 5
-------== "==.~----~------~._"-------- ,
}, ·'0
COMPONENTES RESULTANTES
IT ,. lO
,'o 'so 'SI
En el defecto es evidente qu e:
1.-/s=O
V
T
= O
1
I
.+/S+/T
,,-
3
al, -a'/m + a'IT, + a/TI3 ~
I
T
,
= I
T/3
a'!/J( -04/TI> + a l/TI + a!/r/3
'o
Generalidades 45
por cons iguiente
Hemos visto que en
el defecto V
T
-O
VTO + Vn + Vo -O
VTN -lTOZO -lTOZ, -l aZo -O
de donde se deduce que
o,
lo que es lo mismo:
con las impedancias en
%.
Un ejemplo de cálculo, utilizando este método, permitirá comprobar el efecto de
los transformadores estrella-triángulo como compensadores de neutro, aumentando
el
nivel de la corriente de falta a tierra. Tomemos los datos del esquema que sigue:
EJEMPLO
l ~ H,16 Km
132 kV
Pcc :2.S00MVA
l, R ,. ,
Zo:0,8Z0
IU/13kV
393/1S74 ...
Datos linea: Zo -0,0895 + j 0,2356 % Y km
Zo -0,1965 + j 0,5895 % Y km
Corgo
Se desea calcular la corriente de falta a tierra (F) en el lado A.T. del transformador.
La carga está desconectada. Se supondrá falta en la fase R y que el trafo no absorbe nin­
guna corriente de excitación.
Empezaremos obteniendo las impedancias en t.p.u. con una potencia base de
100 MVA de los diversos elementos.

33. 46 Protecciones en las instalaciones eléctricas
100
2""" --- arco tg 6 -0,04 180,53
2.500
~ 0,006576 + j 0,039455
20hnu -32, 16 (0,0895 + j 0,2356) - 0,081 169,2
100
-0,028783 + j 0,075769
2",,,, -0,8 . 0,04 180,53 -0,032 180,53
-0,00526
+ j 0,03156
Zo"nu -32,16 (0,1965 + j 0,5895) - 0,2 171,56
100 _ 0,0632
+ j 0,1897
100 •
20",'0 -Zo.,,'o = 0,16 . - - 0,1 7 l2Q
90 -jO,17
A partir de estos valores, pueden representarse las redes de secuencia.
RED DI RECTA
0,Q41 00, S3
Z o sis •.
0,00'169.'
Z o IIn.
2
0T
-(0,006576 + 0,028783) + j (0,039455 + 0,075769)
-0,03535
+ jO, 1 1522
2
0T
-0,1205 172.94
REO INVERSA
l¡ list.
O,0811J!¿
Z i IIn.
F
F
Generalidades
RE: o H0f040 POLAR
I
lo ais',
0,0]2 t aa,53
lo Irolo
O.'~~
2""" + Zohn -0,00526 + 0,0632 + j 0,03156 + j 0,1897
-0,06846 +
j 0,22126 = 0.2315 172,8
2."", + 2m .. + 2"''''0 -0,06846 + j (0.22126 + 0,17)
-0,06846
+ j 0,4 -0.4048 180,26
Zo -0,2315172,8·0,17 l2Q _ 010168 182,53
T 0,4048 180.26 '
- 0,01322
+ jO, 1
F
0,1205 In,')1, F O,U 1 5 l2..!L!...
_)---C::::::5=--";
o;.tcto +
1,"''''10 +
Homopolor
47
'00
Ahora puede calcularse el valor de la corriente de cortocircuito y las componentes
simétricas.
En nu estro caso,
20 + 2, + 20 -2(0,1205 172.94) + 0,10168 182.53
-
2(0,03535 + j 0,11522) + 0,01322 + j 0,1 -

34. 48 Protecciones en las instalaciones eléctricas
-0,0707
+ j 0,23044 + jO, 1 + 0,01322
-0,084
+ j 0.3304 -0.341 175.78
Y, así,
3lQ
IF- -881-75.78
0.341 175.78 '
A 100
MV A, corresponde una I base de
I -~_ 100.000 _ 437 4 A
b J3u 132 J3 '
En consecuencia,
lF -437,4 . 8,8 '" 3.840 1-75.78 A
1.0 -1" -lo - 3.840 '" 1.280 1-75,78 A
3
Por
lo tanto. en el punto de falta a tierra F (falta paralelo) se tiene:
•
Sistema Trato
•
¡ I
" ~
IR: 3840 •
15 = O •
'T
O A
lO :r. 3840 A
-
L..
Interesa determinar las corrientes en el punto de desequilibrio. Desglosaremos las
componentes homopolares:
lo -1.280 1-75,78
1 .. ;. -1.280 1-75.78· 0,17 L2Q _ 562 1-66.04 A
0,4048 180,26
entonces.
Generalidades
49
IOt~ro -1.280 1-75.78· 0,2315172,8 -732 1 -83.24 A
0,4048 180,26
I
N"" -3 . 562 1 -66,04 -1.687 1 -66.04 A
IN,~ro -3 . 732 1-83,24 -2.196 1-83.24 A
CORRIENTES DEL SISTEMA
'SO
__ ._=-J
'.0
U&o ...
'TO
W='
su ...
1ll A
15 IT
l. -1.0 + 1., + lo -2/.0 + lo
'.,
1280 "
96,75 •
'. 3115 A
- 2.560 1-75,78 + 562 1-66,04
'SI
-628, 85 + 228.31 - j(2.481.56 + 513,75)
= 857.16 - j 2.995,31
l. -3,115 1-74,03 A
Is -lT -Iso + Isr + lo
Iso-I.o 1240
Iso -1" 1120 -1.0 1120

35. 50 Protecciones en las instalaciones eléctricas
1,=/T=/Ro 1240+/
RO 1120+/
0
= IRo(a+a')+/
o
= -I
RO + lo
= 1.280 1104,22 + 562 1-66,04
= -314,42 + 228,31 + j 1.240,78 - j 513,75
= -86, II + j 72 7
CORRIENl ES DEl TRAFO
---mT.-------ll-
~ ~ ~ OJ,"·
~ ISO 'TO
732 .A
'R 's 'T
112.0.
al,H·
'o
2196 A
sólo existen componentes homopolares
Con estos datos, puede dibujarse
la siguiente distribución de corrientes:
In o
.--_t----L------
;=::;;;;:::l __ ..-;_ Corgo
lo Corrienlr que sr r$,lcbletr
dentro d.1 ";0"9uIO r'sutlo :
132 1
'04 ~ 732. II . "i = 1690 G
De no estar puesto a tierra el trafo 132/33 kV, la única impedancia que resulta mo­
dificada es la impedancia homopolar. que resultaría:
y entonces:
Generalidades
o, 12 os l..!.b.!!
F
0,1205 171!9~ o.nls~
c." l..!Q..
'RO
101 = O,I016l111,S'
+
Inverso +
Homopolo,
21) + 2, + 20 = 2 (0.03535 + j 0.11522) + 0.06846 + j 0.22126
-0.13916 + j 0.4517 = 0.4726 172,87
I
F
= 3 LQ _ 6.34 1-72,87
0.4726 172,87
I
F=6.34 437.41-72,87=2.7761-72,87 A
51
F
'RO
Se aprecia. pues. que el efecto de compensador de neutro del transformador incre­
menta en este ejemplo
la corriente de falta a tierra en la proporción
yen valor absoluto
O
R
o
n16 A
S
~
-,-
100 . ( 3.840 -I ) - 38 %
2.776
3.840 -2.776
= 1.064 A
O
1
CO'!ileI
El efecto de compensador de neutro también se manifiesta en el caso de que el neu­
tro no esté a tierra en el otro extremo.
En este caso:

36. 52
y así,
Protecciones en las instalaciones eléctricas
Zo.,,, -00
ZOT ~ Zo."ro = 0,1 '¡ l2Q
Las redes de secuencia resultan:
o,lzosj 71.94
+
La corriente de defecto resulta:
I
F
= 3 VRN
Zo+ Z, + Zo
IRo~ l., =/o=~ I
F
3
).12051 ?2..~'"
'.,
+
Zo + Z, + Zo = 2 (0,03535 + j 0,11522) + jO, 1 '¡
= 0,0707 + j 0,408 = 0,4143 180,17"
I
F
= 3lQ =7
0,4143 180,14 ,24 1-80,17
IF = 7,24· 437,4 = 3.167 A 1-80,17
I -I I 3.16
7
1 O 6 1
RO -R' = 0---= . 5 -80,17
3
0,19' L!.Q..
l1omopolor
Generalidades 53
1056 ...
1056 A
.----------~------------ .... ~ r-"' __ -~--~- Corgo
lOS! A
• --------~----_r--+- __ .. .r~
1112 ..
3167 A
JI' 1 ..
Las corrientes a la izquierda del defecto son:
'RO
1056
's 'T
'R'
1056
1""" = O Las corrientes a la derecha del defecto son:
lo,,,ro = 1.056 1-80,17
resultando la siguiente distribución de corrientes:
-l~
IRQ ISO ITO
1056
IR 's 'T
1056

37. 54 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Incluso cuando la fase R está desconectada, el trafo sigue aponando corriente de
conocircuito:
F
s ____ ~ __ --------~~~ __ .... ~ .-__ ... -¡..------Co,~o
. ----------------
Al "1I' ... t,o ____ "..-_ILI _______ ) .. ~>__----...J
<1.1 l;ltrmo
En efecto, las corrientes procedentes del sistema, puesto que el trafo sólo permite
que le entren corrientes 1 en fase, son:
A
panir de aquí.pueden obtenerse:
I.L> -J.. (l. + al, + a'/T) _ J.. (-1) - -~
3 . 3 3
IR, -J.. (l. + a'/S + a/T) _ J.. (-1) - -~
3 3 3
lo -
.!.. (l. + Is + I
T
) -.!.. 2/-21
333
1 es, evidentemente. la intensidad de falta en el punto de contacto. Las tensiones fa·
se-tierra en el punto de defecto son:
V. -O
Vs -VSN -Is020 -Is,2, -1020
VT -VTN -1m2, - ITJ2, -1020
Poniendo todos los factores en función de la fase R, se obtiene:
V. -O
Vs -a' V'N -al/R020 - al.,2, -10Zo
VT -a VRN -a/R020 -a
'
/R,2, -1020
Generalidades
Sustituyendo
se obtiene:
V
II-J.. (-V
RN -.!...-2,)-.!...-2, -4.!...-2
0
) -_.!.. [3V
RN + 1 (2
0
+ 2, + 4Zo))
3 3 3 3 9
I
En nuestro caso 2L> -2,: luego V RO - - - [3 V'N + I (22
0 + 4Zo)]
9
55
Nótese que la tensión Vo que aparece en el punto F corresponde a la caída de ten­
sión (c.d.!.) producida
en el transformador por la corriente homopolar 1; por lo tanto:
12
T
- -J.. [3 V
RN + 1 (220 + 4Zo)]; 1 . 92
T
--3 V
RN
-1 (220 + 4Zo)
9
Por consiguiente,
-3V
RN
1 -----""---
92
T + 220 + 4Zo
En nuestro caso:
220 - 2 (2""" + 20".) = 2 (0,03535 + JO, 11522) -0,0707 + j 0,23044
420 -4 (Zo.,,, + Zo.,.) -4 (0,06846 + j 0,22120) -0,27384 + j 0,88504
luego:
92T + 220 + 4Zo -0,3445 + j 2,71 -2,73 182.75"
Por consiguiente:
1_ 3V
RN
_ 31'80 _1,1 197,25
2,73 182.75 2,73182,75
1-1,1· 437,4 ~ 480A

38. 56 Protecciones en las instalaciones eléctncas
Con estas consideraciones, puede dibujarse la siguiente distribución de corrientes:
'o
'RO 'so 110 "0
". ISI " Is~L ""
'·y ~y_~\L __ .~~·
160 !ti o
'RO IRI
'00
\3: I
nOI a 480. n' 71
r-------,
s ________________ ~~--~'O~ O~ .... ~_4
_________________ Jr-__ -'~O~O __ .... ._~
,----iII ........ J----.....-:-COfIJO
L-____ .... ~~----~------
1.6.5 Tablas de valores
Para efectuar los cálculos de cortocircuito en una red eléctrica, así como para analizar
las diferentes condiciones de funcionamiento, es necesario conocer las magnitudes más
características.
Seguidamente, se ofrece una serie de tablas en donde se recogen los valores de resis­
tencia, reactancia e impedancia en una serie de elememos fundamentales de la red, tales
como:
-Lineas aéreas
de alta tensión
-Cables tri polares bajo plomo
-Cables unipolares armados
-Cables unipolares no armados
- Condensadores síncronos
-Motores
-Transformadores
-Generadores
Generalidades
57
Es evidente que en dichas tablas no se pueden recoger todos los casos y situaciones
que la práctica plantea. Por otro lado, en lineas
y cables el valor de la reactancia (x) de­
pende muchísimo de la configuración del tendido, distancia entre conductores, distan­
cias al suelo, etc. No obstante, los valores intermedios se podrán obtener grosso modo
por interpolación
y, en cualquier caso, servirán de referencia para aquellas situaciones
desconocidas.
Cuando
se efectúen cálculos complejos por el método de componentes simétricas
debe tenerse en cuenta que con la excepción de los elementos rotativos,
donde sólo exis­
ten ligeras diferencias,
la impedancia de secuencia inversa asume el mismo valor que la
de secuencia directa.
R
lO 45 kV
n/km X Z
St"l'ción y po' n/km n/km
mm! fase yfase yfase
35 0.53 0.41 0.67
50 0, 36 0,40 0,54
70 0.
21 0.39 0.47
95 0.19 0.38 0.43
120 0.15 0.38 0.41
ISO 0.12 0.37 0.39
185 0.098 0.36 0.37
240 0,074 0.
35 0.36
300 0. 06 0.35 0.35
R!fj
45kV
n/k", X Z
Sl"C'Ción y por Q¡km Q¡km
mm! lase . vfase yfase
35 0.84 0.41 0.93
SO 0.58 0,40 0.70
10 0.44 0,39 0,59
95 0.32 0.38 050
120 0. 24 0,38 0,45
150 0. 19 0,37 0,42
185 0.16 0.36 0.39
240 0.12 0.
35 0.31
300 0.
10 0,35 0,36
Líneas aéreas de alta tensión
Conductores de cobre
60kV 80kV J/OkV
X Z X Z X Z
n/km n/km n/km Q¡km Q¡km n/km
yfase yfase yfas-yfase yfase yfase
0.43 0.68 ----
0,42 0,55 0, 43 0,56 0,44 0,57
0.41 0.49 0.42 0.50 0,43 0. 51
0.40 0.44 0.41 0.45 0, 42 0,46
0.39 0.42 0.40 0.43
0.41 0.44
0.
38 0.40 0. 40 0.42 0.40 0,42
0.
38 0.39 0.39 0.40 0.40 0,41
0.37 0.38 0, 38 0.39 0. 39 0.40
0.36 0,37 0,37 0.
37 0,38 0,38
Conductores de aluminio
60kV 80kV J/OkV
X Z X Z X Z
Q¡km n/km Q¡km Q¡km Q¡km n/km
yfase yfas. yfas. yfase yfase yfas.
0.43 0.95 -- - -
0.42 0, 72 0.43 0, 72 0,44 0,13
0.41 0.60 0,42 0,61 0,43 0,61
0.40 0,51 0,41 0.52 0.42 0,53
0.39 0.46 0,40 0.47
0,41 0,48
0.38 0.42 0,40 0,44 0.40 0.44
0,
38 0,41 0,39 0,42 0.40 0,43
0.31 0.
39 0.38 0,40 0,39 0.41
0.36 0,37 0,37 0,38 0,38 0,39
150kV 220kV
X Z X Z
n/km n/ km Q¡km n/km
yfase yfase yfas. yfas.
- -- -
- - - -
0,45 0.52 - -
0,44 0,48 0.45 0.49
0,43 0.46 0,44 0,
41
0,43 0.45 0,43 0.45
0,42 0,43 0,
43 0,44
0,41 0.42 0.42 0.43
0,40 0,
40 0,42 0, 42
J50kV 210 kV
X Z X Z
Q¡km Q¡km Q¡km n¡km
yfase yfase yfas. yfas.
- - - -
- - -
-
0,45 0,63 --
0,44 0,54 0.45 055
0,43 0,49 0, 44 0.50
0,43 0,47 0,43 0,
47
0.42 0,45 0,43 0,46
0,41 0,43 0,42 0. 44
0.40 0,41 0,42 0,43

39. 58 Protecciones en las instalaciones eléct ricas
Srrrión
mm!
35
50
10
95
120
150
185
240
300
Conductores de A ldrey
R.''fl
45 kV óO kV 80 kV l/O kV 150 kV
n/km X z X z X z X z X z
y por
losl!'
0.91
0.68
0.51
0.
36
0.29
0.23
0.
19
0.14
0.
12
Q(km Q(km n /km n/km n/km Q(km n/km O/km Q(km n/km
y/as(> .v/tu,. ,v/as,. y faSt! J' fas," ylast!' y/as€' y/as€' y faS!' )' fasl'
0.41 1.05 0.43 1.06 -- -- - -
0.40 0.19 0.42 0. 80 0.43 0.81 0.44 0.81 --
0.39 0.64 0. 41 0.65 0.42 0.66 0.43 0. 67 0.45 0.68
0.38 0. 52 0.40 0.54 0.41 0. 55 0.42 0. 55 0.44 0.57
0.38 0.48 0.39 0.49 0.40 0.50 0.41 0.50 0.
43 0.52
0.37 0.44 0.38 0.45 0.40 0.46 0.40 0.46 0.
43 0.49
0.36 0
.41 0.38 0.42 0.39 0. 43 0.40 0. 44 0.42 0. 46
0.35 0.38 0.31 0.39 0.38 0.40 0.39 0.42
0.41 0.43
0.35 0.37 0.36 0.38 0.37 0.39 0.38 0.40 0.40 0.
42
Cables tripolares bajo plomo, aislamiento c ompound
Conductores de cobre
JO kV 45 kV óOkV
R,. X Z X Z X Z
S
occidn n/km n/km !l/km n/km n/km O/km n/km
mm.' y porfasl .v/ose y/OSt y/ose y/ose y/ose y/ose
35 0.53 0.160 0. 55 ----
50 0.36 0. 155 0.39 0.1 65 0.40 --
10 0.27 0.145 0.31 0.160 0.31 0.172 0.32
95 0.20 0.
140 0.24 0.153 0.25 0.166 0. 26
120 0. 16 0.137 0. 21 0.150 0.22 0.162 0. 23
150 0. 13 0.135 0.19 0.147 0.20 0.158 0.21
185 0.11 0.130 0.17 0.143 0.18 0.155 0. 19
240 0.08 0. 128 0.15 0. 140 0.16 0.152 0.11
300 0.07 0.1
25 0.14 0.138 0.15 0.150 0. 17
Conduclor es de aluminio
JOkV 45 kV 60 kV
R," X Z X Z X Z
S~;d n n/km n/km Q(km n/km n(km Q(km Q(km
mm] y por fast y/ast y/ast y/ase y/ase y/ose Y/Os.
35 0.88 0.160 0.89 --- -
50 0.62 0. 155 0.64 0,1 65 0.64 --
70 0.44 0. 145 0.46 0.160 0.47 0.172 0.47
95 0.33 0.1 40 0.36 0.153 0.36 0.163 0.37
120 0.21 0.
137 0.30 0. 150 0.31 0.160 0.31
150 0. 21 0.135 0.25 0.144 0.25 0. 152 0.26
185 0.18 0.130 0. 22 0.140 0.23 0.145 0.23
240 0.
14 0.128 0. 19 0.135 0.20 0.142 0.20
300 0.11 0.125 0.17 O.IJO 0.17 0.136 0,18
110 kV
X Z
n(km n/km
yfas(' Y/tul"
S«cion
--
mm!
--
--
95
0.45 0.58
0,44 0.53
0.43 0,49
0.
43 0.47
0.42 0.
44
120
150
185
240
300
0.42 0.43
400
500
Soccujn
mm}
95
120
150
185
240
300
400
500
Srcci6n
mm}
95
120
150
185
240
300
400
500
Generalidades
Cables unipolares, armados, a te mperatura ambiente
Conductor es de cobre
59
60 k Y (aisl. compound) 60 kV (aisl. auitr) 110 k V (aisl. auite) 110 kV (oisl. aceite)
R
1fI
, X Z R,.. X Z R,.. X Z R,.. X Z
Q(km n/km Q(km Q(km Q(km n/km n/ km n/km Q(km Q(km Q(km Q(km
y/ose y/ose Y/Os. y/ose y/ose y/ose y/ost y/ose Y/Os. y/ose y/ose y/ose
0.31 0.22 0.38 0,32 0.20 0,38 0.32 0. 19 0.37 -- -
0.27 0.21 0.34 0.28 0.19 0.34 0.28 0,18 0.33 ---
0.24 0.20 0.31 0,25 0, 19 0.31 0,25 0, 18 0,31 0.24 0.18 0,30
0.
21 0.20 0.29 0.22 0.19 0.28 0.22 0.18 0.28 0,21 0, 18 0,28
0.19 0.19 0.27 0,20 0. 18 0.27 0,20 0, 18 0,27 0,19 0.11 0,26
0.
11 0.18 0.25 0,18 0,18 0.25 0.18 0,11 0, 25 0,17 0,11 0,24
0.16 0.11 0.
23 0,16 0, 17 0.23 0. 16 0,17 0,23 0,15 0,11 0.23
- --- - - 0.15 0.16 0.22 0, 14 0,16 0,22
Conductores de aluminio
60 kV (aisl. compound) 60 kV (aisl. oc,,;,e) 110 kV (aisl. aCfitt!') 220 k V (aisl. ac e;,,,)
R""
X Z R,.. X Z R,.. X Z R,.. X Z
n/km n/km n/km n/km n/km n/km n/km n/km n/km Q(km n/km n/km
y/ase y/ose Y/Os. y/ose Y/Os. y/ose y/ose y/ost y/OSt y/ast y/ase y/ase
0.44 0.22 0.49 0,46 0.20 0,50 0,46 0,19 0,50 - --
0.37 0.21 0.42 0.39 0,19 0,43 0,39 0. 18 0,43 ---
0.32 0.20 0.38 0.34 0. 19 0.39 0,33 0,18 0.38 0,32 0,18 0.37
0.
28 0.20 0.34 0. 30 0.19 0.36 0,30 0, 18 0.35 0,29 0.18 0.34
0,24 0,19 0.31 0,
25 0,18 0,32 0, 25 0,18 0,31 0,24 0.17 0,30
0.
22 0.18 0,28 0,23 0. 18 0,29 0,22 0,17 0,28 0.21 0.17 0.27
0.19 0.
11 0.26 0,20 0, 17 0,26 0,20 0, 17 0.26 0, 19 0.17 0, 25
--- - -- 0.18 0.16 0, 24 0.17 0, 16 0.23
Cables unipolares, no armados, a temperatura ambiente
Conductor
es de cob re
60 k V (aisl. compound) 60 kV (a;sl. Quitr) J JO kV (aisl. auite) 220 k V (aisl. ac~ilt)
R)Ir X Z R,... X Z R,.. X Z R,.. X Z
Q(km n/km Q(km n
/km n/km n /km n/km n/km Q(km Q(km n/km Q(km
y/ase )1 fas~ y/ase y/ase y/ast y/ose y/ase y/ose y/ast y/ost y/ose y/ose
0.22 0. 23 0.32 0.23 0,21 0.31 0.24 0,20 0, 31 ---
0.18 0.22 0.29 0. 19 0,20 0.28 0,19 0,19 0,27 - --
0.15 0.21 0.26 0,16 0,20 0.26 0. 16 0.19 0.25 0.11 0,19 0.26
0.
12 0.21 0.24 0.13 0. 20 0.24 0. 13 0.19 0, 23 0.15 0.19 0,24
0.10 0.20 0,22 0.11 0,19 0,22 0.
11 0,19 0, 22 0,12 0.18 0, 22
0.09 0.19 0.21 0,09 0,29 0,21 0,09 0,18 0,20 0, 10 0,18 0,21
0.08 0.18 0.20 0,08 0.18 0,20 0.08 0,18 0,20 0,09 0, 18 0,20
- - ---- 0.07 0, 17 0,19 0.08 0. 11 0.19

40. 60 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Conductores de aluminio
60 k V (aisl. compound) 60 k V (aisl. actitt) 110 kV (aisl. actitt) 220 k V (aisl. actitt)
SC'Cdon
mm!
95
120
150
185
240
300
400
500
R""
n¡km
y/ase
0.35
0.29
0.23
0,20
0,16
0.13
0.11
-
X Z R,.. X Z R,.. X Z R,..
n/km n/km n/km n¡km n¡km n¡km n¡km n¡km n/km
y/as. y/as. y/ase y/as. y/ase y/as. y/as. y/ase y/as.
0,23 0.42 0,38 0, 21 0,43 0.38 0.20 0,43 -
0.22 0,36 0.30 0.20 0. 37 0.31 0.19 0.36 -
0,21 0.31 0.25 0.20 0.32 0.26 0.19 0,32 0.27
0,21 0,29
0.21 0,20 0,29 0,22 0, 19 0,29 0,22
0,20 0.26 0.16 0.19 0.26 0, 17 0.19 0,25 0.18
0.19 0.23 0,14 0.19 0.24 0,14 0,18 0,23 0,15
0,
18 0.21 0.11 0.18 0.21 0, 11 0,18 0.21 0,12
--- - -
0,10 0,17 0,20 0,11
Reactancias de compensadores slncronos y motores
eléctricos de tensiones superiores a 2.300 V
ReaClancia Reaclancia
sublran.sitorio ~n ,rOn$iloria en
porcrmaje poreen/aje
Del orden Valor Del orden Valor
X
n/km
y/ase
-
-
0.19
0.19
0.18
0,18
0,18
0,17
Tipo de mdquina d. medio d. medio
Compensadores sincronos 20 a 35 30 -
MOlores síncronos
De 600 r.p.m. o más 10 a 20 17 15 a 35
De 500 r.p.m. O menos 20 a 35 30 20 a 50
MOlores asíncronos 15 a 25 25 -
Valores de las reactancias de cortocircuitos
de transformadores
-
25
40
-
Tensión en el ReaClancia
dn'onado de alta POUncia aparente en porcentaje
kV KVA de cortocircuiro
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION
Mono/dsicos
menor de 100 1,7 a 3,4
De 2.4 a 4.8
de 150 a 500
3,3 a 4,4
menor de 100 1.7 a 4.8
De 6.9 a 13.8
de 150
a 500 4,0 a 4,9
De 22 a 33 igualo menor que 500 4,1 a 5,5
De 44 .66 igufll O menor que 500 5,5 a 7,5
Z
n¡km
y/as.
-
-
0,33
0.29
0.25
0,23
0,
21
0,20
Generalidades 61
Valores de las reactancias de cortocircuito de autotransformauores con
arrollamiento terciario
en triángulo
Rt'ladón de'
transformación
120 MVA
275/132 kV
180 MVA
275/132 kV
240 MVA
275/132 kV
240 MVA
275/132 kV
500 MVA
400/275
kV
750 MVA
400
/275 kV
P(}I('II('la
.\11'..1 3,) O'
1 4 .75
5 -
10 -
15 -
30 -
45 -
60 -
90 -
120 -
110 -
425 -
600 -
800 -
RC'oclancio C'n porcl'nrajC'
dt' rorlodrcllilO
X"T,"1T X.n 8T XMT/U X"
15.0 38.0 18.0 17.5
14.6 40.2 19.8 17.5
20.0 45.0 21.6 21.7
20.0
32.5 11.5 20.5
12.0 80.0 52.0 20.0
12.0 85.0 60.0 18.5
Valores de las reactancias de cortocircuito
de transformadores de dos arrollamientos
TenSIón nom/l1al drl arroll am/C'l1Io df A. T.
X
MT
-2.5
-2.9
-1.7
-0.5
-8.0
-6.5
6.6 kl' l/kV ]}H' )JkV 66 kl' JJ2 kl' }7j Id'
4,75·6.0 4 .74·6.0 5.0-6.0 5.0-6.0 6.0 - -
6.0-7.0 6.0-7.0 6.0-7.0 6.0-7.0 7.5 - -
9.0-11.0 9.0-11.0 9.0-11.0 9.0-11.0 9.0-11.0 10.0 -
12.5·15.0 12.5·15.0 12.5·15.0 12's·IS.0 10.0-11.0 10.0 -
-- - 12.5 10.0-11.0 10.0 -
-
- - - 10.0-12.5 12.5 -
- -
- - 10.0-12.5 12,S -
-
- - - - 15.0-22.5 -
- - - - - - 15.0-20.0
- - - - - - 17.0
- - - - - - 17.0
- - - - - - 17.0
-- - - -- -
..fu
20.5
22.7
23.3
12.0
60.0
66.5
400 kl'
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
14.0-16.0
14.0-16.0

41. 62 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Valores de las reactancias de cortocircuito
de generadores s(ncronos
Secuencia
StcUencia directa inversa
Tipo y caracteristic as de mdquina X
ST X
T Xs X,
II kV polos salientes alternador sin amoni-
guadores 22,0 33,0 110 22,0
11,8 kV 75 MVA turoo.alternador 12,5 17,5 201 13,5
11,8 kV 70 MVA gas luroo.alternador 10,0 14,0 175 13,0
11,8 kV 87,S MVA gas turoo.alternador
14,0 19,0 195 16,0
13,8 kV 125 MVA luroo.alternador
20,0 28,0 206 22,4
16,0 kV 324 MVA turoo.alternador
16,0 21,S 260 18,0
18,5 kV 353 MVA luroo.alternador
19,0 25,S 265 19,0
22 kV 588 MVA luroo.alternador
20,S 28,0 255 20,0
23
kV 776 MVA turbo-alternador ,
23,0 28,0 207' 26,0
luiS AA Lizarraga GOnla:eZ
ING. EN ENERGIA
Reg CIP. N" 76625
S~u~ncia
homopolar
X.
6,0
6,7
5,0
7,5
9,4
6,0
11,0
6,0.
I 2,0
15,0
CAPITULO 2
EQUIPOS ASOCIADOS A LAS
PROTECCIONES
Se consideran como tales aquellos que suministran la información o realizan las opera­
ciones necesarias para que las protecciones puedan llevar a cabo
su cometido.
2.1
Transformadores de medida
Para el control y protección de los sistemas eléctricos es necesario disponer de informa­
ción de
su estado, es decir, conocer el valorde la tensión y de la imensidad. Estas magni­
tudes
se utilizan en relés, aparatos de medida, contadores, etc., que normalmente están
momados en paneles o pupitres centralizados.
En general, las magnitudes que se deben controlar o medir son tensiones y corrien­
tes elevadas. Los inconvenientes de utilizar directamente estas son evidentes. Por ello.
cuando
se inició el uso de la corriente alterna se utilizaron transformadores de medida
(1899) para obtener la separación galván ica de los circuitos, aparatos de medida y pro­
tecciones respecto a
la alta tensión, y reducir los valores de la intensidad y la tensión a
niveles más manejables.
En función de su utilización se clasifican en:
-Transformadores de intensidad
(TI')
-Transformadores de tensión (T/T)
Las principales características que cabe consideraren la elección de un transforma­
dor de medida son:
1. Dimensionamiento del aislamiento para la tensión de utilización y la ubicación.
2. Precisión en
la reproducción de la magnitud primaria.
3. Calentamiento del equipo
y capacidad de sobrecargas.
De la correcta definición de estos parámetros dependerá el funcionamiento de los
equipos de protección en los momentos críticos.

42. 64 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Asi. en lo referente al aislamiento existe una gran diferencia entre los transforma­
dores que deben ir destinados a servicio interior o a servicio exterior,
ya que estos últi­
mos necesitan una linea de
fuga que evite contorneos en condiciones de lluvia, niebla,
depósitos superficiales debidos a polución. ambiente salino, etc.
2.1.1.
Transformadores de intensidad
Son transformadores de medida en los cuales la intensidad secundaria es, en condicio­
nes normales
de uso. prácticamente proporcional a la intensidad primaria, desfasada
con relación a
la misma en un ángulo próximo a cero, para unas conexiones apropiadas.
Son muy parecidos a un transformador de potencia monofásico, aunque presentan
ciertas diferencias fundamentales:
_
El primario está dispuesto en serie con el circuito principal, mientras los transforma­
dores de potencia
lo están en paralelo.
La corriente primaria es, en todo momento, independiente de la carga conectada en
el secundario.
_
La carga secundaria debe ser minima, funcionando con el secundario en condiciones
similares a
las de cortocircuito.
u: primera clasificación que se puede establecer para los TII es según se utilicen
para protección o para medida. Estos últimos deben mantener su precisión hasta
el ni­
vel de corrientes próximo a la nominal, y es conveniente que se saturen rápidamente
PRIMARIO
p,
PRIMARIO
PI p,
'"
151 l Sl
SECUHOAAIOS
."
151
2S1
SECUNDARIOS
Fig.2.1 Transformador de intensidad.
EquIpos asociados a las protecciones 65
cuando ésta se sobrepase. con objeto de proteger los instrumentos de medida. En cam­
bio. cuando
se trate de protección. la precisión debe existir tanto para intensidades ba­
jas
como altas. dado que estas últimas son las que indican la existencia de falta en la red.
Por tanto. no podrán utilizarse TII de medida para protección
ya que. en caso de una
falta.
la información que suministrarian no seria correcta.
El caso contrario, consistente en conectar aparatos de medida a transformadores
de intensidad de protección, es posible. si bien se deberá tener en cuenta que en caso de
una falta
el aparato de medida recibirá una intensidad muy elevada que puede llegar a
desajustarlo o incluso averiarlo.
En el caso de que se necesiten. para una aplicación determinada, varios transfor­
madores de intensidad. de protección. de medida
O combinaciones de ambos tipos. por
razones de economia
se montan todos ellos dentro de un mismo contenedor.
A este tipo de transformadores se
les denomina de forma impropia «T 1I con varios
secundarios». cuando en realidad son varios T
1I con sus correspondientes núcleos
magnéticos independientes
(fig. 2.1). En el caso de conectarse dos circuitos secundarios
a un mismo núcleo. la intensidad suministrada sería una función de las cargas conecta­
das en ellos.
Otra posible clasificación de los transformadores de intensidad es en función de
sus características constructivas. siendo las más normales:
-Barra pasante o toroidal. El devanado primario es el propio conductor cuya intensi­
dad se mide, y sobre el circuito magnético que lo abraza se bobina el devanado secun­
dario.
Una aplicación muy importante de este tipo de transformadores es la medición de la
intensidad de falta a tierra de los sistemas trifásicos. Para ello se pasan las tres fases
por el interior del núcleo, estableciéndose en éste un flujo proporcional a la suma de
las tres intensidades,
es decir, la corriente secundaria resulta proporcional a la co­
rriente de desequilibrio del sistema primario.
-Bobinados. El circuito primario puede estar compuesto por varias espiras. Estos T 1I
son los de aplicación más común en las instalaciones. Generalmente, el bobinado del
devanado primario está realizado en varias secciones,
lo que permite, por medio de
una conexión adecuada, obtener una misma corriente secundaria con una, dos o tres
intensidades primarias nominales distintas. Para
el equilibrado de las protecciones
diferenciales
se utilizan T 1I bobinados, que permiten en la mayoría de los casos obte­
ner distintas relaciones de transformación por medio de las conexiones apropiadas
de sus devanados.
-Atravesador. Son transformadores cuyo devanado primario también tiene una sola
espira y normalmente están montados en los aisladores de las entradas de los trans­
formadores de potencia.
Si bien las potencias y número de devanados que se pueden
conseguir con este tipo de transformadores de intensidad es inferior
al de los bobina­
dos, la gran economia que representan hace que se utilicen en las instalaciones eléc­
tricas siempre que es posible.
La precisión de un transformador de medida está en función de varios parámetros.
Para su determinación
se parte del esquema equivalente de la fig. 2.2.

43. 66 Protecciones en las instalaciones eléctricas
l' ,
"
51
PI
-¡ "
I
----
I
l', ,.
u', lo E. U.
1 1 1
PI
SI
F'9. 2.2 Esquema equivalente simplifIcado de un transformador de medida.
Z', -Impedancia d el arrollamiento primario, reducida al secundario
Z, -Impedancia del arrollamiento secundario
Z" -Impedancia de magnetización
Z, -Impedancia de
la carga del circuito secundario
r, -Intensidad primaria. redu cida al secundario
1, - Intensidad secundaria
"
1" - Intensidad de magnetización del núcleo representativa de las pérdidas en el hie-
rro y en
el cobre (l. -1, + J.)
/1', -N. u espiras del arrollamiento primario
N, -N." espiras del arrollamiento secundario
R - Relación de transformación; R -NplNs
C', -Tensión primaria. reducida al secundario
V, -Tensión secundaria
En el caso de un transformador de intensidad el error será, por tanto, igual a l., que
es
el vector diferencia entre la intensidad primaria y la secundaria. y será máximo
cuando
1, e 1, estén en fase. El error puede expresarse en función de la intensidad pri­
maria:
Siendo:
Is -EslZI (Z, -Z, + Z.)
Es -2,22 . N •. ¡j. S· 10-
6
B -Inducción, en Gauss
L -Longitud circuito magnético, en cm
Ii -Error de ángulo
Equipos asociados a las protecciones
67
I! _ Permeabilidad de la chapa (Gaussl AV Icm)
S -Sección del circuito magnético, en cm 2
N ·1
H-~' B-I!H
L '
que pueden reflejarse en el siguiente diagrama vectorial.
lo = 1)1 .. , ...
I'p=lo."
E. = Us 'laZa
"
Fig. 2.3 Diagrama vecto rial del transformador de intensidad.
y sustituyendo en la fórmula del error:
e _ 450.000 _..:L::...·..:Z::!,I_
N,'·S'I!
Consecuentemente, el error dependerá del tipo de plancha elegida, dando menor
error las chapas de tipo Mumetal y siendo las peores las antiguas, de hierro. Otros facto­
res que influyen de igual manera son
el número de espiras secundarias y la potencia apa­
rente. Del análisis de esta fórmula se desprende que una forma de disminuir
el error es
aumentar el número de espiras secundarias. pero esto implica una elevación de la impe-

44. 68 Protecciones en las instalaciones eléctricas
dancia 2, y, por tanto, un aumento del error, por lo que hay que llegara un compromiso
entre todos
los parámetros en el momento de calcular un T/ I.
Un fenómeno que debe tenerse muy en cuenta en general, y en la proximidad dege­
neradores en particular, es que,
al producirse un cortocircuito, la intensidad contendrá
una componente continua cuyo valor dependerá del momento
en que se produce el cor­
tocircuito -siendo máxima
si éste se produce en el momento en que la tensión pasa por
cero-y cuya duración dependerá de
la constante de tiempo (X/R) del circuito.
La figura 2.4 muestra, para un transformador ideal de relación 1/1, las corrientes
primaria y secundaria, las fuerzas electromotrices inducidas y
las condiciones del flujo
establecido en el núcleo. Puede apreciarse que el máximo flujo es varias veces superior
al flujo alternativo, que sería el único requerido si no hubiese componente asimétrica
en
el arrollamiento primario.
Co,"ponltnlt o.i",itr;co
Ip Clombiél'lU •• 1, Itn..,.., I,akl ¡dltOII
T
"ujocU.rno
~L-~---\---'~--~---7L----\---r-- ~
Flg. 2.4 Comportamiento de un transformador ideal.
Nótese que si la impedancia de magnetización (2
0
) fuese infinita, el máximo flujo
transitorio dependería del grado de asimetría de la propia corriente primaria, es decir,
de
la constante de tiempo (X/R) del sistema primario, t., y abarcaría el total de la zona
sombreada de
la figura. Sin embargo, cuando el valor de 20 es finito, como sucede en la
práctica,
la componente asimétrica de 1, es inferior a la de l. en la cantidad absorbida
por la corriente de excitación
lo. Esto reduce la componente asimétrica en la salida U, y,
por consiguiente, se reduce el flujo unidireccional necesario para establecerla.
En la fig. 2.5 se puede ver la respuesta de un T/I al aplicarle una intensidad prima­
ria
l. con un gran contenido de componente continua, resultando una corriente 1, fuer­
temente deformada.
Equipos asociados a las protecciones
"''' h"s>ó" ... (\."dOIlO
Ip '"' ..... (100 """'0"0 '''eluc;dO 01 'Kundoroo
i. 'n't' ... ,ood ... ",,,,do,,o (o," 'O~Ddo)
" F'UIO P""'C IPO'
S Tronslo,modo. el .. ''''' ...... dOd 'olu'OdO
,",5 f,on"O'MOdor d. ¡nllt""doCl no ,olu,odo
CAAAe' EA! S TlCAS
PotPrw;:,o, (Ion 'VA, S D20
'"" '.4' A
',1'1 I I lIT ..
'.Ieno 75 le
'. ti.
Fig. 2.5 Comportamiento de transformadores de intensidad auxiliares.
69
En los sistemas de alta tensión (A.T.) y muy alta tensión (M.A.T.) resulta impres­
cindible que los transformadores de intensidad sean capaces de reproducir sin dificulta­
des las corrientes de cortocircuito de la red a
fin de evitar falsas actuaciones o retrasos
en las protecciones.
Para cumplir estos requisitos han sido desarrollados tres tipos de transformadores
según denominaciones CEI:
Tipo
TPX: sobredimensionados (sin entrehierro)
Tipo
TPY: antirremanentes (pequeilos entrehierros)
Tipo TPZ: lineales (amplios entrehierros)
En la tabla de la página siguiente se pueden comparar las características de estos
tres tipos de transformadores.
Además
de lo expuesto, y como resumen, enumeraremos las características que de­
ben tenerse en cuenta para
la elección del transformador de intensidad.
a) Tipo de instalación
Interior o intemperie.
b) Tensión nominal de aislamiento y naturaleza del mismo
La tensión nominal de aislamiento deberá ser, por lo menos. igual a la tensión de servi­
cio más elevada de
la red donde va a ser utilizado.

45. 70 Protecciones en las Instalaciones eléctricas
Sobredimensio-
nados Anrirremanenle Lineal
Intensidad nominal primaria 500 a 40.000 A 500 a 40.000 A 1.000 a 20.000 A
Intensidad secundaria loSA loSA loSA
Máxima potencia 15 VA 15 VA 15 VA
Máximo error 0,5 'MI I ,S 'MI I 'MI
Error de ángulo 60' 60' 180'
Transfonnación de la compo- Depende de la cons·
neOle continua Ex.acta Exacta tante de tiempo de la
red.
Volumen 600 'MI 300 'MI 100 'MI
Cálculo del n. o de espiras Posible Posible Generalmente no po-
sible
Componente
transitoria al inte-
rrumpir la I primaria Despreciable Despreciable Imponanlc
Remanencia Importante Inferior al lO 'MI Despreciable
La naturaleza del aislamiento puede ser: aire y resina sintética (para material
de baja tensión), aislamiento de aceite y cubierta
de porcelana o aislamiento con resina
sintélica (material de media tensión). Para alta lensión y
muy alta tensión lo usual es
utilizar aceite o hexafluoruro de azufre (SF
6
)
con porcelana exterior.
e) Reali=ación
Los Iransformadores de intensidad pueden obtenerse con uno O varios circuitos magné­
ticos. según su aplicación
y necesidades.
Cuando son varios núcleos separados. cada uno
de ellos tiene una función bien de­
finida. Por ejemplo. en
un caso de 3 núcleos sería:
-Un circuito magnético para medida o conlaje de precisión.
-Un segundo circuito magnético para alimentar, exclusivamente, una protección di-
ferencial.
-Un lercer circuito magnético para una prolección de sobreintensidad.
d) Forma conSlrUCI/I'a
Aparte de la concepción clásica. mediante un devanado primario y secundario bobina­
dos. otras formas muy corrienles son las de tipo toroidal y atravesador.
el IlIIensidades nO/llinales
Se procura utilizar valores normalizados, siguiendo reglamenlaciones nacionales e in­
Icrnacionales. a saber: UNE. VDE. CEI,
ASA, elc.
Equipos asociados a las protecciones 71
Para determinar el valor primario se toma el inmedialo superior a la intensidad de
servicio previsible en el circuito primario.
Los valores secundarios más generalizados son 5 A Y 1 A.
.0 Carga secundaria
Es el valor. expresado en ohmios con indicación de su factor de potencia, de la impe­
dancia
de los equipos conectados al secundario, incluyendo los circuitos de conexiones.
Por
la propia filosofia del transformador de intensidad, interesa que el valor óhmico sea
el mínimo posible.
Es interesante resaltar que la impedancia del circuito secundario puede no ser
constante. sobre todo cuando predominan aparatos de medida
y relés electromecánicos
que pueden saturarse. No obstante.
al comprobar la precisión de un T/I. no es necesario
considerar
la saturación de los consumos, salvo en el caso de que la precisión determi­
nada
ya resulte inaceptable.
g) POlencia nominal
Es la potencia aparente secundaria bajo una intensidad nominal determinada, teniendo
en cuenta las prescripciones relativas a límites de errores. Este concepto tiene gran im­
portancia en
el tamaño y precio del transformador.
Valores usuales:
5. 10. 15.30.60 VA.
11) Clase de precisión
Se designa con un número (0,1: 0,5; I ... ) y corresponde al máximo error de relación ad­
misible. en porcentaje. y ángulo en minutos, para una intensidad comprendida entre
0.1 y 1.2 In. con cos <p -0.8. inducción y carga secundaria entre 0,25 y I veces el valor
nominal.
Cuando
se trata de transformadores para protección, para indicar este valor se uti­
liza
un número y la letra P; por ejemplo, 5P y 10P.
La letra P indica la finalidad del transformador y el número corresponde al máximo
error compuesto para
la intensidad límite de precisión y la carga nominal. Como refe­
rencia. un transformador 5P tiene un error del
I % para la intensidad nominal; un 10P
eI3%.
1) FaClOr I/mile de precisión
La relación entre la intensidad límite de precisión y la intensidad nominal.
La intensidad límite de precisión es la intensidad primaria más elevada con la que
el transformador cumple las especificaciones relativas al error compuesto. (Se utiliza en
TII de protección.)
(El error cQmpuesto se define como el valor efica¡ de la diferencia, integrada a lo
largo de un período. entre los valores instantáneos de la inten~idad primaria y los de la
intensidad secundaria real. éstos multiplicados por la relación nominal de transfor­
mación.)

46. 72 Protecciones en las instalaciones eléctricas
j) Factor de seguridad (F,)
Es la relación entre la intensidad de seguridad del aparato de medida, (1 .. ). y la intensi­
dad primaria nominal; siendo
1" aquel valor con la intensidad primaria más baja para
que
el valor eficaz de la intensidad secundaria, multiplicado por la relación de transfor­
mación. no exceda en 0,9 veces a
la intensidad primaria con la carga secundaria nomi­
nal.
(Se utiliza en T/I de medida.)
k) Intensidad de sobrecarga
Es el valor eficaz de intensidad que el transformador puede soportar en forma perma­
nente. Generalmente acostumbra a ser
1.2 l •.
1) Intellsidad limite térmica
Es el valor eficaz más elevado de la intensidad primaria que el transformador puede so­
portar por efecto Joule durante I seg sin sufrir deterioro, estando
el secundario en corto­
circuito.
Se expresa en KA eficaces.
m) Intensidad limite dinamica
Es el valor de cresta de la primera amplitud de la intensidad que puede soportar. es­
tando
el secundario en cortocircuito. sin sufrir deterioro. Se toma como I din -2.5 I
térmica.
n) Respuesta frente a fenómenos transitorios y armónicos
De estar ubicados los T/I en instalaciones donde la presencia de fenómenos transitorios
y armónicos puedan tener importancia, deberá efectuarse un estudio minucioso de la
repercusión de las saturaciones y si las magnitudes de intensidad distorsionadas inci­
den o no en
el sistema de protección o medida.
o) Tratamiento de los secundarios
Deberá tenerse especial cuidado de que en ningún caso ningún circuito secundario del
T/I quede abierto,
es decir, que de no tener ninguna carga secundaria conectada, los
bornes de cada secundario
del T {1 deberán estar unidos o, dicho de otra forma, el deva­
nado secundario en cortocircuito.
Si no se toma esta precaución, toda la corriente primaria actúa como corriente de
magnetización
al no existir Av secundarios de compensación, con el consiguiente ca­
lentamiento del núcleo
y aparición en el secundario de una tensión que puede alcanzar
centenares de voltios.
De ello se puede derivar peligro para las personas e, incluso. es
posible
la explosión.
Normalmente.
los secundarios de los T/I se conectan en estrella. Muy ocasional­
mente.
se conectan en triángulo; por ejemplo, en los circuitos de protección diferencial
de
un transformador de potencia en conexión estrella/triángulo (fig. 2.6).
-r
l.
-
1,
-
~
'.
s ::ll!lll o
'1 1 "! " I
r
EQUIPOS
I
Equipos asociados a las protecciones
l.
-
1,
-
I EQUIPOS 1
I J I
.,J,.
Fig. 2.6 Conexiones más usuales de T 11.
73
Otra cuestión importante en el conexionado de los transformadores de intensidad
es
el conocimiento de la polaridad de los arrollamientos. La polaridad de un transfor­
mador ha de verificarse siempre y es importanlisimo respetarla, especialmente en el
caso de alimentación a relés direccionales o diferenciales. Por otro lado. los bornes de
polaridad han de aparecer convenientemente marcados en los esquemas y en los apa­
ratos.
Para obtener. en
el secundario. la corriente de neutro del sistema, es usual conectar
los 3 T /1 de
fase en estrella, formando un circuito residual por donde circula la corriente
resultante de
la suma vectorial de las corrientes de fase.
La corriente en el circuito residual no será nula. aunque el sistema primario esté
perfectamente equilibrado,
si existe un error en el conexionado del T {1 de una fase.
Cuando
la corriente circulante en el circuito primario alcance un cierto valor, podría
producirse
la actuación intempestiva del relé de neutro (fig. 2.7).
Cor ri~nt ~s primarios Corri~ntes secundarias

47. 74 Protecciones en las instalaciones eléctricas
'O
=* •
.2.-
"
Fig. 2.7 Consecuencia de errores de conexión en los circuitos de intensidad.
En la ligura 2.8 se pueden comprobar las consecuencias de un error de conexión en
el secundario de un T /1, que se traducen en un desequilibrio en uno de los relés de pro­
tección diferencial.
GENERADOR
~ ....------... o lO-
4 (
s !..4.
2.L-
}
, !I....
_/
--
o S T
I
--
I
--.. -- tI o
MOtt M
o
¡,.o ¡s" o ít>O
-
L
Fig. 2.8 Consecuencia de errores de conexión en los circuitos de intensidad.
También es muy importante el tratamiento de la puesta a tierra de seguridad en los
circuitos secundarios (lig. 2.
9). Cada circuito de corriente debe tener un único punto de
conexión a tierra. De existir, por ejemplo, dos tierras, es posible que en caso de circula-
Equipos asociados a las protecciones 75
ción de corriente porla red de tierras de la instalación A.T. pase cierta corriente a través
de los relés. produciéndose una operación intempestiva. También es posible el caso
contrario. es decir.
la no operación del relé al desviarse por tierra parte de la corriente
que debiera provocar
su operación.
Ip = o
!-----,
-t'm I
~--------------~~ 1
I
I
I
I
I
I
T t'm i
L _________________ J
I,¿j
.,.. ti,'
Fig.2.9 Consecuencias de la doble puesta a tierra en un circuito secundario de un T/I.
2. 1 .2 Transformadores de tensión
Son transformadores de medida en los cuales la tensión secundaria es, en las condicio­
nes normales de uso. prácticamente proporcional a la tensión primaria y desfasada con
relación a
la misma en un ángulo próximo a cero, para unas conexiones apropiadas.
Estos transformadores, a diferencia de los de intensidad, están conectados en para­
lelo
en los puntos en que se quiere medir la diferencia de tensión.
La conexión usual de los transformadores de tensión es entre fase y tierra, si bien
para algunas aplicaciones
se utilizan dos transformadores conectados entre fase (cone­
xión
en «V»); de esta forma sólo son precisos 2 TjT para la medida de las 3 tensiones
compuestas. Este último tipo de montaje
se utiliza, principalmente, para equipos de
medida en M.T
.. pero no para propósitos de protección, al no permitir la obtención de
las tensiones simples que son necesarias para muchos sistemas de protección. Otra ven­
taja de la conexión fase-tierra en los sistemas de neutro aislado o puesto a tierra a través
de un elemento limitador es que los efectos de una avería en
el devanado primario del
propio transformador son mucho menos dañinos para
el resto de la instalación cuando
el primario está conectado fase-tierra que cuando lo está entre fases (lig. 2.10).

48. 76 Protecciones en las instalaciones eléctricas
•
s
1 r 1
Conuió" or" ... ".ella: s. dispone .. ti 111 ucu"u~Q';O de le",ionel .;",p,,,. )' co,"p", ... IOI
"
rrf
Fig. 2.10 Conexiones típicas de transformadores de tensión.
Para la medida con precisión de fenómenos transitorios o de frecuencia distinta de
la nominal. los TIT presentan una serie de limitaciones que son mucho más importan­
tes
en los de tipo capacitivo y es por ello que en el apartado correspondiente se dedicará
una atención especial a este tema. Para
la medida de tensiones con importante conte­
nido armónico no deberían utilizarse los transformadores capacitivos. pues sus errores
de respuesta son muy importantes. En los transformadores electromagnéticos. su preci­
sión dependerá de
la capacidad de los devanados, pero su respuesta hasta el armónico
30 es lo suficientemente buena para que puedan utilizarse sin problemas en tensiones
Equipos asociados a
las protecciones 77
de hasta 30 kV. Para tensiones superiores, se presentan fenómenos de resonancia entre
la e y L Y será necesario conocer la curva de respuesta a diferentes frecuencias de cada
modelo.
Una solución alternativa para la medición
de estos fenómenos es dividir la tensión
en lugar de transformarla y para ello
se utilizan divisores resistivos. capacitivos o mix­
tos. los cuales tienen,
en vacío, la adecuada propiedad de fidelidad, aunque presentan
las desventajas de que su precisión está muy afectada por
la carga secundaria y su uso
queda prácticamente restringido a cargas
-como un osciloscopio-de alta impedancia
de entrada. Otro problema que presentan los divisores es su falta de' aislamiento galvá­
nico en
el circuito que se quie.re medir y ello obliga a realizar siempre mediciones fase­
tierra y a tomar muchas precauciones, pues
la apertura de la toma de tierra implica la
aparición de la tensión primaria en bornes del equipo de medida.
Los transformadores de tensión se dividen en dos grandes grupos:
-Transformadores electromagnéticos.
-Transformadores capacitivos.
La ventaja principal de los segundos respecto a los primeros es puramente econó­
mica. pues
el precio de los transformadores electromagnéticos para tensiones superio­
res a los
110 kV se incrementa en forma importante respecto a los capacitivos; éstos.
por contra. presentan ciertas limitaciones de respuesta ante fenómenos transitorios.
pero
su usoen las redes de A.T. y M.A.T. está ampliamente extendido. Otra ventaja adi­
cional de los capacitivos es que permiten
la inyección de senales de A.F. para comuni­
caciones.
En los transformadores de tensión no existe diferencia entre los devanados de me­
dida
y de protección.
En el peorde los casos. la máxima tensión a que puede quedar sometido el TITes la
tensión compuesta (U -J3 . V) de la red. lo que no presenta problemas de precisión.
En cambio, un T/I. durante un cortocircuito. puede verse sometido a una co rriente del
orden de 20 o más veces
la nominal.
No obstante. en caso de disponerse de varios secundarios,
se suele utilizar uno ex­
clusivamente para contaje.
De existir un solo secundario. los contadores se conectan en
un circuito protegido independiente a fin de conseguir el doble objetivo de que una falta
en los circuitos de medida (voltímetros. vatímetros. etc.) o
en los de protección no im­
pida seguir efectuando
el contaje y no anadir errores suplementarios debido a la impe­
dancia que presentan los circuitos secundarios.
En efecto. supóngase un T IT de 110 V de tensión secundaria. clase 0.2 y una poten­
cia de
100 VA. el cual está cargado a su plena potencia y que el circuito secundario tenga
una resistencia de I
n. En este caso. la caída de tensión es:
que en porcentaje será:
ti =.!..... R = 100 I = 0.909 V
V
110
0.909 100 _ 0.82 %
110

49. 78 Protecciones en las instalaciones eléctricas
y esto implica una precisión en la medida de tensión del 1,02 % (0,82 + 0,2) en lugar del
0,2 que tiene
el transformador de medida. En los equipos de con taje de las interconexio­
nes entre empresas eléctricas se limita la caída de tensión en los circuitos secundarios
al 1
%O.
Transformadores de tensión electr omagnéticos
Estos transformadores dilieren menos del transformador de potencia que los transfor­
madores de intensidad,
y en caso de precisarse varios devanados secundarios éstos es­
tán bobinados sobre un único núcleo magnético
al no existir aquí las limitaciones indi­
cadas en los T
/1 (lig. 2.1 1).
PR'toIIARIO
P'
PI
151 153 lSl 2SJ
151 251
SECUNDARIO
Fig. 2.11 Transformador de tensión. Fig. 2.12 Diagrama vectori al del transformador
de tensión.
A partir del esquema simplificado de la ligura 2.2 y considerando la parte resistiva
e inductiva de las impedancias representadas en este esquema,
se puede representar el
siguiente diagrama vectorial (lig. 2.12) en el que se han exagerado las caídas de tensión a
fin de poderlo interpretar más fácilmente.
En ausencia de carga en el secundario, la corriente primaria es la corriente de exci­
tación
l •. Al no existir corriente en el secundario, la tensión secundaria U, sería igual a la
f.e.m. inducida en el secundario E,. Se ha considerado despreciable el flujo de dis­
persión.
Equipos asociados a las protecciones
79
Si se aplica al primario del transformador una tensión constante U.' es conve­
niente trazar el diagrama de error de
la ligura 2.13, en el que se muestra, en ordenadas,
el porcentaje de error de magnitud, y en abscisas, el error de fase (o porcentaje de ten­
sión en cuadratura). Conocidos los errores para dos condiciones de carga secundaria,
por ejemplo,
en vacío y a 100 V A con un factor de potencia igual a 1, puede construirse
el diagrama de los errores para cualquier otra carga y distintos factores de potencia.
'0'
Sincorgo
J\A
f ~\
SOYA
"-
50 VA
l
!
100 YA
~
'"
.!:
"
•
"
"'--
~VA
Ad~lonlo .,
'1 o
Fig.2.13 Diagrama de error.
-1
.,
.1
.
,
•
E
o o
~
-
-
Para cada valor de la tensión aplicada se obtendrán diferentes errores para la con­
dición de operación sin carga secundaria (punto
A), y el diagrama completo se despla­
zará en
la misma proporción. Debe notarse que el error de fase con factor de potencia I
es
el resultado del flujo de dispersión, que equivale a una inductancia en serie.
En los transformadores de tensión electromagnéticos pueden aparecer fenómenos
de ferrorresonancias en función de las características de la red
y del transformador. Sin
embargo, estos fenómenos son menos frecuentes que en
el caso de los transformadores
de tensión capacitivos
y por ello se tratará con mayor detalle más adelante. No obs­
tante, cabe señalar que en los T
/T electromagnéticos prácticamente se elimina este fe­
nómeno si se conecta uno de sus circuitos secundarios en triángulo abierto y se carga
con una resistencia de valor adecuado por
la que no circulará ninguna intensidad al es­
tar las tensiones equilibradas. Ello supondrá una fuerte carga para
el transformador que
genera
la sobretensión debido a la ferrorresonancia (lig. 2.14).

50. 80 Protecciones en las instalaciones eléctricas
•
'1
'1 .,
~
fig. 2. 14 Corrección del fenómeno de ferrorresonancia cargando un secundario en conexión trián­
gulo abieno.
Una de las principales causas del elevado coste de este transformador con el
aumento de la tensión primaria es el aislamiento necesario, ya que resulta muy dificil
realizar el devanado primario en una sola bobina. Por ello
se construyen dividiendo el
arrollamiento primario en varias bobinas, con lo cual éstas sólo estarán afectadas por
una parte de la tensión total.
Estos transformadores se denominan «de cascad3» y tienen generalmente varios
núcleos, con dos bobinas en cada uno de ellos y
el circuito secundario bobinado en el
mismo núcleo de
la bobina primaria, con el potencial más bajo.
Una ventaja adicional de estos transformadores es la de disminuir los errores en
vacío debidos a la reducción de
la impedancia del primario.
Transformadores de tensión capacitivos
(TTe)
Este tipo de transformadores está constituido por un divisor capacitivo al cual se co­
necta un transformador bobinado en paralelo con la parte del divisor puesta a tierra,
cuya tensión nominal varía de 6 a 20 kV.
En serie con él, se conecta una inductancia con
núcleo de hierro que está en resonancia a
la frecuencia nominal con la capacidad del di­
visor
(fig. 2.15).
Una ventaja muy importante, desde
el punto de vista económico, es que el divisor
capacitivo del
TTC puede utilizarse para la inyección de señales de alta frecuencia en
las líneas de transporte. Para ello basta añadirle una bobina de drenaje y las proteccio­
nes adecuadas (pararrayos, seccionador de puesta a tierra, etc.) sin
que por ello se vean
alteradas de forma apreciable las características del transformador de tensión.
Como esquema equivalente
se podría utilizar el general de transformadores de
medida de
la fig. 2.2. No obstante, y a fin de poder estudiar con más detalle las diver­
sas magnitudes que afectan a su precisión, nos irá mejor utilizar
el que aparece en la
fig. 2.16.
Equipos asociados a las protecciones 81
u.
L
"
']ft
Us
= r= c, , 72011'1
'c
Fig. 2.15 Esquema de un transformador de tensión capacitivo.
el .. C2 ,', ,',
te
fs
'c 'o
u. Uc -s 'o U's
Fig. 2.16 Esquema equivalente de un transformador de tensión capacitivo.
En el que:
u.
e, + e,
L,
R,
L'
J
-tensión primaria del transformador
-capacidad del divisor
~ suma de la inductancia de la bobina L" y la inductancia de dispersión del
transformador bobinado
T (fig. 2.15)
-resistencia del arrollamiento primario del transformador
Tjunto con la re­
sistencia serie que representan
las pérdidas en el cobre y el hierro de L, y las
dieléctricas del condensador
e, + e,
-impedancia correspondiente a la inducción y a las pérdidas del hierro del
transformador
-inducción de dispersión secundaria
del transformador T, reducida al pri­
mario
-impedancia de carga reducida
al primario
-relación de transformación

51. 82 Protecciones en las instalaciones eléc tricas
-tensión secundaria del transformador T reducida al primario
-resistencia del arrollamiento secundario del transformador
T reducida al
primario
Es de destacar que los valores de Zo. R, Y L, varían con la frecuencia y la tensió n.
En el diagrama vectorial (lig. 2.17), que se deduce del esquema equivalente, se
puede observar la función correctora del error angular que realiza la bobina L, conec­
tada
en serie con el transformador intermedio T.
lp A,


'e
Vp
El

1; A'Z


Ve




•
1,



o
Fig. 2.17 Diagrama vectorial de un transformador de tensión capacitivo.
A partir del puntoA, que representa el error en vacio del TIC para la tensión y fre­
cuencia nominal, se puede dibujar un diagrama
de errores en función de la carga equi­
valente
al realizado para transformadores de tensión bobinados y tomando como lími­
tes
la plena carga resistiva e inductiva con un cos cp -0,6.
No obstante, tal como se indicó anteriormente, existen algunos parámetros, ade­
más de
la carga, que afectan a la precisión del TIC, y se puede demostrar que los errores
aumentan con
el productodeooR.C,; portanto, la frecuencia tendrá una gran importan­
c
ia en la medida. En la ligura 2.18 se pueden ver las variaciones del diagrama de errores
de un transformador de
400/ J3 kV de tensión nominal para variaciones del 1,5 % del
valor de
la frecuencia. Otro dato que se puede obtener de la relación anterior es que para
una tensión secundaria lija no es posible disminuir
la capaci dad del lado de AT, C,. al
aumentar la tensión nominal.
"
o
SI'" IOOYA
/
I
/
/
" ,1 /
/
cos \P z 1 4 /
4' /
r', 7
'"
" ../
. .,
--
f :o 50.15 H.
-u -,
Equipos asociados a las protecci ones
• o VA
o 01<.
k·
V
i ~
1 ""
1 '
,,~ ,
.'
~-\
.; ...
,
,
,

,
1 "
,
,
\" ... ,
+-. _ .. _ .. ~
~ ... ,
I
---
p-cOS'PaO,6
0,_ ·0 .• s " lOC VA
~-
l. 50,00 H, l. '.,:15 H.
o ., .,,
."
1041n.
.,. EU
+ 0,1
o
-0,1
-O,"
-O,,
Fig.2.18 Diagrama de errores.
Diagrama para 50 Hz
- -_. -- --Diagrama para 49.25 Hz
- - - - - -Diagrama para 50.75 Hz
83
La temperatura es otro de los factores que influyen en la precisión de los TIC; aun­
que su efecto sobre la parte inductiva (transformador intermedio y reactancia) es des­
preciable, no sucede lo mismo con
el divisor capacitivo. Una elevación homogénea de
temperatura sobre la totalidad de los condensadores implica un error adicional poco
importante y sus valores son semejantes al caso de las variaciones de frecuencia; pero si
se producen aumentos de temperatura diferentes en las dos ramas del divisor, esto se
traduce automáticamente en una variación importante
en la división de la tensión pri­
maria, dado que la variación de capacidad en función de la temperatura es del orden de
un 0,06
% por grado centígrado y por tanto, una diferencia de sólo 10' significa un error
próximo al 0,6 %.
El efecto de la tensión primaria sobre la precisión de este tipo de transformadores
es menos importante todavía que en
el caso de los transformadores de tensión bobi­
nados.
Todas las magnitudes indicadas anteriormente inciden directamente sobre la pre­
cisión de los
TTC en régimen estable, pero dado que estos transformadores están com­
puestos
por inductancias con núcleo de hierro junto con capacidades, podrán presen­
tarse fenómenos transitorios y oscilaciones de frecuencia en caso de variaciones rápidas
de las magnitudes primarias o secundarias; y
si se utiliza el transformador para alimen­
tar protecciones, éstas pueden aCluar de forma errónea en la determinación de la direc­
ción de las faltas.

52. 84 Protecciones en las instalaci ones eléctricas
Las oscilaciones a frecuencias diferentes de las nominales se pueden clasificar en
dos tipos:
de ferrorresonancia y transitorias. Las primeras se presentan en caso de satu­
ración de un núcleo de hierro conectado en
el interior del transformador o como carga.
y el fenómeno puede llegar a ser estable y producir medidas incorrectas y averías. tanto
en los equipos de medida
y protección como en el propio TTC.
Las oscilaciones transitorias se originan después
de una bajada repentina de la ten­
sión. al quedar una energía almacenada en el conjunto formado por las capacidades y
las inductancias. Esta energía se disipa por medio de oscilaciones más o menos amorti­
guadas. que causan una desviación de la tensión secundaria respecto a
la primaria.
Además de los fenómenos mencionados anteriormente, existen otros regímenes
transitorios durante los cuales
la respuesta de un TTC no será correcta. En la figura 2. 19
se puede observ ar el fenómeno transitorio que aparece en el circuito secundario en es­
tos
casos.
MANIOBAA
U
COf\".iól'l de lo '.""'Ó" de A 1
N\IVW
De.:on,.ió" de lo 1'"1 101'1 dlt'" 1
N!V\J
,
11 1-IO~ " ) O •• con,.iO" 15t'il",¡do dlr r.e"gonche
1rvvvN'
COrlocorcu.lo en bo'"e. de' .ecundarlo
---N\JVV'
Corlocuc",lo en bo," •• de' primario W[-
Fig. 2.19 Fenómeno transitorio.
Para reducir estas anomalías a valores y duraciones aceptables, tanto desde el
punto de vista de averías del propio transformador
como de fiabilidad de las proteccio­
nes conectadas. generalmente es suficiente
la utilización de un circuito oscilante para­
lel
o. adaptado a la frecuencia de la red, al que se incorpora una resistencia serie de
amortiguación. A este dispositivo se
le denomina «protección antiferrorresonanci3». Si
se utilizan protecciones estáticas extrarrápidas es posible que no sea suficiente este tipo
de protección
y entonces se incorpora una protección electrónica, con la cual la dura­
ción de estos fenómenos se reduce de forma drástica (fig. 2.20).
En la figura 2.2 l se muestra la sección de un TTC con todos los elementos que lo
forman.
La reactancia de compensación (5) se utiliza para el ajuste del error de ángulo
entre
la tensión primaria y la secundaria, y los terntinales de ajuste (lO) permiten corre­
gir
el error de módulo. En caso de utilizarse el divisor capacitivo para transmisión de
A.F
., se conectará el equipo de onda portadora al borne de salida; en caso contrario. éste
irá conectado a tierra.
Equipos asociados a las protecciones
85
r;;::::::======.
a TrOl'1llormodOf I!prllión bobinado
b TTC con prOIt'cd6" onl'iI."onelOnOnCio co"~ndono l
e TTC con prOIt'cci';"on,ite,rorrlP.o"onc:io .'ectrÓnico
Fig. 2.20 Oscilaciones transitorias.
I Po,c,lOnG d, oi.lorÑenlo
1 COfId,n.odo' dt ano t,n.ión (e I )
) COt'lCltn.odo,
dt It ... ,ió ... ¡ ... It,m,dio (C J )
.. Tto .... lo,modor d' t,".ió" inl"mtdio (TI T I
S
A,ot'oncio (O",,,,,n,,odo,o
, T.,m;nol" &t(U ... dOfio.
Devonodol d,l l,anUo,moClor
Dilp.olilivo amo,li{luadof
" O,vO"Odol
d, ajult,
Fíg. 2.21 Sección de un transformador de tensión capacitivo.
Además de lo expuesto y a modo de resumen enumeraremos seguidamente las ca­
racterísticas que deben tenerse en cuenta para la elección del transformador de tensión.
a) Tipo de instalación. Interior o intemperie.

53. 86 Protecciones en las instalaciones eléctricas
b) Tensión nominal de aislamiento y naturaleza del mismo. Las consideraciones indi­
cadas para los
TII son igualmente aplicables.
c) Realización. Los Trr pueden obtenerse con uno o varios secundarios, según su apli­
cación. De haber varios secundarios, es con
el objeto de separar los equipos que van co­
nectados a cada uno de ellos por razones de precisión o disparidad de funciones.
d) Forma constructiva. Inductivos y capacitivos.
e) Tensiones nominales. Se procura utilizar valores normalizados, siguiendo reglamen­
taciones nacionales e internacionales, a saber: UNE, YDE, CEI,
ASA, etc.
Para determinar
el valor primario se toma el más aproximado posible a la tensión
de servicio de
la instalación. 110
Los valores secundarios más usuales son: - Y, 110 Y .
.J3
f) Carga secundaria. Es el valor de la potencia de los equipos conectados al secundario,
incluyendo las caídas de tensión en los circuitos
si las distancias son grandes.
g) POIencia nominal. Es la potencia aparente secundaria bajo una tensión nominal de­
terminada.
Valores usuales: 5
VA, 10 VA, 15 YA, 30 YA, 60 VA, lOO YA, etc.
11) Clase de precisión. Se designan por las cifras 0,1,0,2,0,5, etc. Corresponde al error
máximo de relación admisible en porcentaje y ángulo
en minutos para una tensión de
0.8 a 1
,2 U., cos <p -0,6 y con una carga comprendida entre 0,25 a I del valor no­
minal.
i) Potencia I{mite térmico. Es la potencia límite aparente que puede ser conectada al
T
rr. fuera de su clase de precisión, sin sufrir deterioro.
Protección de transformadores de tensión
La protección del devanado secundario de un transformador de tensión contra cono­
circuitos y sobretensiones es simple y generalmente se realiza por medio de fusibles o
interruptores magnetotérmicos.
La elección de estos elementos debe realizarse te­
niendo en cuenta que un fusible de calibre muy sensible introduce un error suplementa­
rio en
la relación de transformación, debido a la elevada resistencia que presenta, y por
el contrario, un calibre demasiado elevado no aponará una protección suficiente al
transformador, dado
que la máxima corriente de conocircuito es del orden del 20 l •.
Para la protección del circuito primario, en caso de transformadores de media ten­
sión:también
se pueden utilizar fusibles, de un calibre de 2 a 3 A, ya que la carga de este
devanado es del orden de unos pocos mA.
En tensiones superiores a 30 kY no se utilizan protecciones de este tipo y sólo en
algunos casos
se utilizan relés de gases idénticos a los de los transformadores de po­
tencia.
Equipos asociados a las protecciones 87
Una avería en un transformador de medida con aislamiento interior de aceite yex­
terior de porcelana, normalmente produce una sobrepresión del aceite que llega a hacer
explotar
el contenedor. Para evitar este fenómeno se instalan «fusibles mecánicos» que
liberan esta presión en caso de faltas.
En algunos transformadores de tensión se instalan
detectores de presión que permiten medir
la presión interna.
Tratamiento de los secundarios
Al igual que en el caso de los transformadores de intensidad. es muy imponante tomar
las debidas precauciones en
el conexionado y la puesta a tierra de los circuitos secunda­
rios de los transformadores de tensión.
Las consideraciones expuestas para los T /1 son
aplicables a los T
/T con la obvia excepción de no conectar en conocircuito los circuitos
secundarios de tensión.
Cuando se instalen interruptores magnetotérmicos para protección de los circuitos
secundarios de T
/T, el hilo neutro no se conectará al magnetotérrnico, para evitar des­
conexiones-intempestivas al circular corrientes entre las puestas a tierra de los neutros
de distintos juegos de T
/T.
2.2 Interruptores automáticos
El interruptor automático es el que en definitiva materializa las órdenes de conexión
o/y des-conexión ordenadas por las protecciones y automatismos.
La misión de los interruptores es doble:
a) Unión o separación de redes o instalaciones en el caso de maniobras.
b) Separación de las zonas averiadas en el menor tiempo posible.
En este segundo caso se produce, durante la avería, un elevado incremento de la in­
tensidad, que, aunque de breve duración, puede causar daños enormes al aparellaje. De
aquí se deduce que, al igual que las protecciones, también los interruptores deben ac­
tuar en el menor tiempo posible.
En las maniobras de servicio, los interruptores deben conar intensidades desde un
amperio hasta algunos miles. Sin embargo, en las desconexiones por conocircuito. es­
tas intensidades se elevan hasta más de 100.000 A para media tensión y algunas decenas
de
kA en las altas tensiones.
Como quiera que
la desconexión de un conocircuito es la misión más dificil de
cumplir por
el interruptor y esta misión es un factor determinante de su tamaño, se uti­
liza. como medida para elegir
el más adecuado, la potencia de ruptura. que es la mayor
potencia de conocircuito que puede desconectar dicho interruptor.
Se indica en MY A
o, también, en GY
A.
Hay que precisar que la potencia de ruptura indicada en la placa de características
se refiere a la tensión nominal de trabajo del interruptor. Si se utiliza este interruptor
en una red de tensión inferior, la
poten<;ia de ruptura se reduce en la misma pro­
porción.

54. 88 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En redes de distribución, son usuales 500 MVA de potencia de ruptura, mientras
que para tensiones elevadas (110
kV a 380 kV) se emplean magnitudes del orden de
4.000
MV A a 35 GV A.
En los interruptores de corriente alterna no se interrumpe la corriente en un mo­
mento cualquiera, sino que se aprovecha
el hecho de que dicha corriente pasa dos veces
por cero dentro de cada período, es decir, a la frecuencia normal de 50 Hz,
100 veces
cada segundo.
La interrupción del circuito en el paso por cero de la intensidad se denomina ma­
niobra síncrona.
Es muy dificil efectuar esta maniobra con contactos desplazables me­
cánicamente, porque haría falta una enorme exactitud de
mando para el movimiento
de contactos y que dicho movimiento se efectuase, además, de forma extraordinaria­
mente rápida.
Es cierto que la mayoría de los interruptores de corriente alterna trabajan con el sis­
tema de maniobra síncrona, pero
la separación de los contactos metálicos no se efectúa
sincrónicamente, sino con ayuda del arco.
Si se abren dos contactos sobre los cuales
nuye una corriente alterna en un instante cualquiera, se forma entre ellos un arco que,
cada vez que la intensidad pasa por cero,
se extingue durante un tiempo muy breve para
volver a originarse inmediatamente después. Para interrumpir definitivamente
la ca­
rriente es suficiente con evitar su reencendido después de uno de sus primeros pasos
por cero.
En la construcción del espacio de ruptura de los interruptores se presta especial
atención a aquellas medidas que evitan
el reencendido del arco bajo la innuencia de la
tensión de restablecimiento. El arco recorre un camino formado por gases que se han
vuelto conductores como consecuencia de su elevada temperatura. Por encima de
3.000", aproximadamente, se presenta
la ionización de choque de las moléculas a causa
de
su movimiento térmico impetuoso. El núcleo del arco puede alcanzar temperaturas
superiores a
10.000". Aunque la temperatura del arco se adapta rápidamente a la co­
rriente respectiva, con un retraso de unos 50 milisegundos, este retraso es suficiente
para hacer posible sin medidas especiales un reencendido del mismo después del paso
de
la corriente por cero, incluso con tensiones pequeñas. Por esta razón debe refrige­
rarse el trayecto del arco procurando, además, que
el gas ionizado que integra dicho
trayecto sea sustituido
lo más rápidamente posible por gas nuevo, más frío. Para la re­
frigeración del arco
se utilizan distintos procedimientos. Uno de ellos consiste en
aumentar de forma eficaz su superficie prolongando su recorrido, como sueede, por
ejemplo, al separar rápidamente los contactos.
Otro tipo de prolongación
se consigue &~sviando el arco lateralmente mediante un
campo magnético, de manera que forme un lazo de longitud suficiente.
En este procedi­
miento se procura
-además-poner el arco en íntimo contacto con las paredes frías de
un material resistente.
Sin embargo,
el medio más eficaz para refrigerar el arco consiste en «soplarlo» me­
diante un gas o un liquido. Mientras que
el primero afecta a una mayor superficie del
arco, no penetra, sin embargo, en
el núcleo del mismo. El soplado transversal tiene la
ventaja de incidir también sobre dicho núcleo. Ninguna de las clases de refrigeración
mencionadas se emplea por sí sola en los interruptores construidos en la práctica, sino
que se realizan todas las combinaciones posibles de los distintos procedimientos
(fig. 2.22).
Equipos asociados a las protecciones 89
Ca) Cb)
e" 'di
Fig. 2.22 Sección de una cámara de corte.
Cámara de corte
-El funcionamiento de la cámara de corte es muy simple y se produce al moverse el contacto mó·
vil.
No necesita ningún tipo de válvulas ni dispositivos móviles auxiliares.
-
Con el interruptor cerrado (a) las presiones en el interior y en el exterior del cilindro son iguales.
Durante el movimiento de apertura (b V el el arco salta entre los contactos fijo y móvil.
-Con el movimiento del cilindro se genera una presión en su interior. La presión mínima de interrup·
ción es función de la intensidad. es decir. se dispone de una regulación automática de la presión
necesaria en el instante de la interrupción,
-
El barrido del arco regenera el dieléctrico entre los contactos. evitando reencendidos V perturba­
ciones en el circuito.
El alargamiento del arco unido a su enfriamiento por paredes frías se emplea para
interruptores de pequeñas potencias, mientras que unido al soplado magnético o tam­
bién a
un gas librado de las paredes puede utilizarse hasta potencias de algunos cientos
de MVA, para tensiones de hasta
15 kV.
Para tensiones y potencias mayores, los interruptores utilizan exclusivamente el
sistema de soplado. De este sistema cabe distinguir dos ejecuciones distintas: la que uti­
liza soplado propio
-la energía necesaria para el fluido es obtenida a partir de la degra­
dada en el arco-y soplado ajeno, cuando la energía necesaria se produce en una fuente
exterior.
Podemos distinguir, además, interruptores con un medio de extinción liquido, e
interruptores con un medio de extinción en forma de gas. Salvo raras excepciones, los
primeros trabajan mediante un sistema de fluido propio, en tanto que en los segundos,
dicho fluido se produce de forma ajena. Pertenecen
al primer grupo los interruptores en
baño de aceite y al segundo los de aire comprimido.
Aún
hoyes posible encontrar en estaciones antiguas un tipo de interruptor que
hasta casi 1930 se empleaba como única alternativa en los campos de altas potencias:
el
interruptor de aceite en forma de cuba (fig. 2.23).

55. 90 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Fíg. 2.23 Representación esquemática de un interruptor con cuba de aceite.
El peligro de incendios y explosiones, las limitaciones en potencia de cortocircuito
y tensión de servicio de este tipo de interruptores han conducido al desarrollo de inte­
rruptores de vacío, pequeño volumen de aceite, aire comprimido y
SF. -hexafluoruro
de azufre.
La elección de cada uno de los sistemas mencionados dependerá de los siguientes
aspectos generales:
-Tensión nominal
-Intensidad nominal
-Potencia de ruptura
-Tiempo de desconexión
-Tiempo de conexión
-Ciclo conexión-desconexión
-Ciclo desconexión-conexión-desconexión
-Elementos que hay que maniobrar
-Instalación interior o intemperie y condiciones climáticas
-Limitaciones de espacio
Instalaciones auxiliares necesarias
-Exigencias de mantenimiento
-Coste
etcétera.
Como recomendación final cabe reseñar que es fundamental para el especialista de
protecciones conocer las características de los interruptores que hay que utilizar, con
el
fin de evitar hipótesis erróneas que conduzcan a un tratamiento inadecuado de las pres­
taciones que aquéllos puedan aportar.
Equipos asociados a las protecciones 91
2.3 Fuentes de alimentación auxiliar
Son elementos fundamentales dentro del sistema de protección, cuya finalidad es sumi­
nistrar energía a determinados circuitos, para que éstos puedan llevar a cabo
su co­
metido.
La fuente de alimentación primaria es la propia tensión alterna disponible en la
instalación. Normalmente se dispone de dos alimentaciones independientes y un cam­
bio automático entre ellas.
Al no poder garantizarse la continuidad del servicio en el
100% del tiempo, las instalaciones importantes disponen de grupos electrógenos que
entran en servicio automáticamente
al quedarse «a cero» las dos alimentaciones simul­
táneamente, alimentando
los circuitos considerados como prioritarios
A pesar de estas precauciones,
es necesario almacenar energía en la instalación
para la maniobra de los interruptores y los dispositivos complementarios que deben ac­
cionarse con
la red perturbada.
La fuente de energía que se utiliza para el mando de los interruptores es, en la prác­
tica totalidad de los casos, una tensión continua, normalizada, utilizada también para
alimentar
los relés estáticos o los electromecánicos complejos (p. ej. protecciones de
distancia) por la ventaja que presenta de poderse almacenar en baterías de acumula­
dores.
La fuente de tensión auxiliar está formada por un conjunto batería-cargador, en el
cual el cargador es un rectificador alimentado por la red alterna mencionada anterior­
mente.
La capacidad nominal de una batería se expresa en amperios-hora (A-h) y es la
energía que suministraría la batería, en perfectas condiciones y completamente car­
gada, sometida a
un régimen de descarga igual al 20 % de su capacidad. No obstante, la
carga disponible en cada instante estará en función del mantenimiento y carga previa
de
la batería.
2.3.1. Baterías de acumuladores
Actualmente son usuales 2 tipos de baterías de acumuladores:
Baterías de plomo
Baterías de níquel-cadmio
Este segundo tipo ha sustituido
al hierro-níquel, actualmente en desuso.
-Baterías de plomo (electrólito ácido)
La tendencia actual es la de no utilizar baterías de plomo, salvo en instalaciones que
requieran baterías de gran capacidad.
Baterías de níquel-cadmio (electrólito alcalino)
Además de las cualidades bien conocidas de los acumuladores de plomo (Pb), los
acumuladores de níquel-cadmio (Ni-Cd) presentan ciertas ventajas complementa­
rias: mantenimiento más reducido y económico, gran duración, posibilidad de carga
a regímenes variados, nivel de electrólito visible en caso de elementos de caja de plás­
tico, menor peso, etc.

56. 92 Protecciones en las instalaciones eléctricas
2.3.2. Cargadores
Son los encargados de suministrar la tensión continua a la carga y a la batería de acumu­
ladores, pudiendo ir montados, en
el caso de baterías de Cd-Ni, en el mismo armario de
éstas.
En
la figura 2.24 podemos ver los elementos que los componen.
AUIoIENTAClON
5..ñol falla QI;",~"'ació"
(S .. ñol 10110 C.O )
RECTIFICADOR Mancio manual
(Señal follo (.c J
t----------+--~ Bo,",". ut;li¡oc:ió"
T
BATERIA ACUMULADORES
Fig. 2.24 Conjunto cargador y baterfa.
-Rectificador. Es el elemento que convierte la tensión alterna en continua. Puede ser
monofásico o trifásico, y rectificar en media onda u onda completa.
En este último
caso, normalmente
se utiliza un puente mixto formado por diodos y tiristares, éstos
gobernados por
la unidad de control.
-Unidad de control. Es el elemento encargado de regular la tensión e intensidad sumi­
nistrada por
el rectificador.
Las unidades
de control también admiten hasta tres tipos distintos de niveles de
carga: de flotación, profunda y excepcional. En funcionamiento automático esta uni­
dad selecciona
el régimen de carga entre los dos primeros. Al tercer nivel sólo se
puede acceder de forma manual y se utiliza en el mantenimiento periódico de la bate-
Equipos asociados a las protecciones 93
ría. Dado que el valor de tensión que se alcanza en este estado puede dañar los equi­
pos conectados, es necesario desconectar
la carga y alimentarla desde otra fuente o
utilizar sólo una parte de los vasos de
la batería que está siendo cargada en forma «ex­
cepcionab,.
-Filtro. A la salida del rectificador suelen instalarse dispositivos formados con con­
densadores y reactancias que permiten filtrar las ondulaciones propias de rectifica­
ción de ondas alternas, consiguiendo una tensión de salida sensiblemente aplanada.
-Señalización y alarma. Son elementos adicionales que permiten, mediante lámparas
piloto o contactos auxiliares, saber en qué régimen se está efectuando
la carga e iden­
¡ificar,
si existe, la anomalía que sufre el cargador (falta de alimentación, etc.).
A modo de resumen, enumeramos las características que deben tenerse en cuenta
para
la elección del conjunto batería-rectificador adecuado a cada caso.
l. Bateria
Tipo de batería. Existen dos tipos: ácida (Pb) y alcalina (Cd-Ni); dentro de éstas, existen
varios tipos en función de que
la descarga sea continua, con puntas, etc.
Capacidad.
En función del número de horas de autonomía y de la descarga perma­
nente, se elegirá sobre catálogo
la capacidad apropiada. Se debe tener en cuenta que, con
el tiempo, disminuye
la capacidad y que es usual encontrar baterías al 70 u 80 % de su
capacidad de carga.
Número de elementos. Estará determinado por
la tensión nominal de los equipos
que hay que alimentar y de sus márgenes admisibles.
2. Rect ijicador
Alimentación. Se deberá determinar la tensión y el número de fases de la alimentación.
Una alimentación trifásica implicará, en principio, un filtro de salida más sencillo.
Tensión de salida.
El valor nominal de la tensión de salida será función del número
de elementos, y se indicará también
la ondulación máxima admitida en la tensión de
salida, que vendrá dada por la expresión:
U
m
., -valor máximo tensión salida
U
m1n
-valor mínimo tensión salida
Um<d -valor medio tensión salida
3. Regimenes de carga
En las baterías de tipo alcalino son suficientes dos tipos diferentes de carga, de flota­
ción y excepcional con cambio manual,
si se realiza un mantenimiento correcto. No

57. 94 Protecciones en las instalaciones eléctricas
obstante, existen muchos rectificadores con dos regímenes diferentes en funciona­
miento automático -flotación
y profunda-más un tercero -excepcional, con conmu­
tación de accionamiento manual-o Los niveles de salida admiten
UDa regulación, que
será precintable.
4. Equipos de seflali=ación y medida
Para el control del funcionamiento del equipo es necesario incorporar un voltímetro y
un amperímetro para la medida de los valores de salida, así como indicadores locales o
remotos.
5. Limitadores de tellsión
U n desajuste en los reguladores de tensión puede o riginar una sobretensión que, de su­
perar los límites establecidos, sería la causa de averías de las fuentes de alimentación de
las protecciones electrónicas, y por este motivo debe instalarse un relé de sobretensión
en
la salida que desconecte el rectificador en caso de sobretensión.
La desaparición de la tensión de salida del rectificador causará la descarga de la ba­
tería y
la consiguiente bajada de tensión. En caso de que la batería alimente equipos vi­
tales (protecc
iones. telemando, etc.) es usual instalar un dispositivo de subtensión para
la desconexión de las cargas no vitales.
2.4 Equipos de señalización
La finalidad de estos equ ipos es suministrar la información básica que permita analizar
el compo
namiento de las protecciones y aparatos de interrupción y maniobra.
Lo más usual en instalaciones poco complejas es el clásico equipo de señalización
por medio de lámparas.
En caso de incidente suena una alarma acústica y se iluminan
las lámparas correspondientes a los relés e interruptores que han aCluado.
El operador
loma nota de las lámparas encendidas
y, acto seguido, pulsa el botón de borrado.
Es imponante no caer en el error de que sea el mismo pulsador el que anule la
alarma acústica y reponga las lámparas. También es un error fijar el tiempo que las lám­
paras van a mantenerse encendidas.
Conforme las instalaciones crecen en complejidad,
se hace necesario no sólo insta­
lar protecciones más sofisticadas, sino también
equipos de señalización acordes con las
circunstancias. Para estos casos son útiles los equipos osciloperturbográficos (lig. 2.25)
y los registradores cronológicos.
El registrador cronológico sustituye los equiposde señalización de lámparas, con la
particularidad de que el operador ya no debe tomar nota de las señalizaciones apareci­
das
en caso de incidente. Su gran ventaja es que las señales se registran sobre el papel de
forma cron
Ológica. con tal precisión que permite analizar con lodo pormenor el inci­
dent
e. Las señales se muestran normalmente en forma codificada (fig. 2.26), pero tam­
bién puede utilizarse una impresora de mayor número de column
as que permite la ins­
cripción literal de cada alarma recibida.
26 o 04400002 '~60
2.(,4 03000002 90260
260 02000002 ~60
260 01000002 ~60
260 OO. 00 I7IOM~3
Equipos asociados a las protecciones
-E.ll. SMT 101 ___ IDENTIFICACiÓN DE
LA INSTALACION
260 00000002 90260
259 2:lnOOOO2 90260
25' 22'n"5 25t25
259 2246:1075 25123
259 224:50492' 25127
259 22~' 2512')
25' 22432488 25131
259 22430703 3:S300
259 22000002 90260
25' 21000002 '0260
25' 20000002 '~60
25' 19000002 90260
95
Fig. 2.25 Recorte de la impresión de un registrador cronológico. En cada Ifnea: dfa juliano. hora.
minutos. segundos
y 1/100 de segundo; finalmente: la señal codificada en 5 dígitos.
,
:./\1 .. /\1 .. /V\/\/V r J\.I\j' .J'J/\A'\/I/,V'V'v'IN.J/'I/\JVI./
:;·'¡VV'.J',I\·.'V\/\, VVV\/\J.\./ .. /\J\/\,[\/\''\/I/'..['.J'I/\j\/v
/VVVVVVV'v'\,f<./\/\,I\./\,fV\/\/\./\¡
Fig. 2.26 Registro osciloperturbográfico.

58. 96 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Un equipo oscilográfico permite, merced a su memoria mecánica o electrónica, vi­
sualizar las magnitud es de tensiones e intensidades antes, durante y después del inci­
dente. Otras lineas de registro permiten controlar
el estado (abierto o cerrado) de inte­
rruptores
y la actuación de relés de protección.
2.5 Equipos de automatismo
Son aquellos equipos que desempeñan, con mayor O menor complejidad, una labor de
automatización con influencia sobre las protecciones o, en otros casos, condicionada a
éstas.
Un ejemplo de
la primera posibilidad podría ser la modificación automática de la
relación de transformación de
un transformador. Como ejemplo de la segunda posibili­
dad podría hablar
se de un equipo de reposición automática que en caso de incidente
desconecte
y conecte interruptores en una secuencia programada y atendiendo a las
condiciones particulares de cada elemento.
Uno de
los equipos de automatismo más común en las estaciones es el denomi­
nado genéricamente «de sincronismo».
Previamente a la conexión de todo interruptor
que tenga la posibilidad de acoplar
dos sistemas, es necesario comprobar que existen condiciones de sincronismo entre
ellos, es decir, que el módulo, argumento y frecuencia
de las tensiones a ambos lados del
interruptor son iguales (fig. 2.27).
La conexión de dos sistemas fuera de sincronismo es
equivalente a
un cortocircuito trifásico cuyas proporciones dependerán de las diferen­
cias entre las tensiones en
el momento de la conexión, así como de las potencias de cor­
tocircuito de cada uno de los dos sistemas independientes.
Pce (A) Pce (8 1
H-+----Y+-----~------~
ef [~J
'b l ..... io" '\Iodo barras"
'L T,n,iÓ,. "Iodo .i"te"
Pce PO',ncia d, corlad.cuilo
Fig. 2.27 Esquema de sincronismo.
S,st''''a
•
La comprobación de sincronismo puede efectua rse ocularmente por medio de un
simple voltímetro alimentado por la tensión diferencia (V
L
-
Va) de las tensiones de una
misma
fase a ambos lados (linea y barras) del interruptor. Cuando esta tensión es mí­
nima, indica que 'existen condiciones para
la conexión.
Equipos asociados a l as protecciones 97
En el caso de que la orden de conexión proceda de automatismos de reposición de
servicio o de
un reenganchador lento, se hace necesaria la instalación de ciertos disposi­
tivos que según cuales sean los equipos que controlan pueden dividirse en:
Comprobadores de sincronismo. Cuando interconectan redes que se suponen sin­
cronizadas y que no permiten la conexión en caso de diferencias de frecuencia (desliza­
miento) de
0,01 Hz; en estos casos. el desfase entre las tensiones Va Y VL será sólo fun­
ción de
la longitud de las líneas y la potencia que se está transmitiendo por otros
caminos paralelos.
SincrOllizadores. Sirven para interconectar sistemas separados, como puede ser la
conexión de un generador a la red. Los limites de frecuencia son más amplios y la orden
de conectar
se envía al interruptor con una cierta antelación (1) al punto de sincro­
nismo, igual
al tiempo de cierre del interruptor, de forma que cuando se produzca el cie­
rre ambas tensiones estén, prácticamente, en fase.
Otro automatismo de utilización generalizada es
el reconectador automático, tam­
bién denominado «equipo de reenganche». Este automatismo se instala de forma casi
exclusiva asociado a interruptores automáticos de líneas aéreas.
2.6 Equipos de comunicación asociados a las protecciones
El progresivo aumento de las cargas en las redes eléctricas y los efectos de los cortocir­
cuitos sobre los grandes grupos de generación van imponiendo unos tiempos de elimi­
nación de las faltas imposibles de obtener sin
la utilización de protecciones del tipo «ce­
rrado», esto es, con intercambio de información entre los extremos del elemento
protegido.
Cuando estos elementos tienen los interruptores próximos, como en
el caso de
transformadores, este intercambio
se puede realizar fácilmente, pero en casos, por
ejemplo de líneas, en que sus extremos están a gran distancia, es necesario establecer en­
laces de telecomunicación. en cuyo caso
el sistema de protección puede considerarse
compuesto por las siguientes partes
(fig. 2.28):
-Equipo de protección
-Equipo de teleprotección
-Equipo de telecomunicación
'QU'''O DI L-.J (ou'''o ti(
"1I01.t(.o" 11'(lIO'llOTU.c
IQul"'O QI 1--'""'''''''''''''"'-'.'''''''''''''-'''.''''''''''''' "', (OUt'O OlE t¡-t ((¡UI'O DI L -IfOU11>O Of
l[lICO,,",,""C6 I lnlaJloolUItKA TUI...-r'tt'O., "'OU((1Ot!
Sil"". 01 I (Uc.o"u .. ,t&C lO
Fig. 2.28 Esquemático.

59. 98 Protecciones en las Instalaciones eléctricas
En función del tipo de información que deba transmitirse los sistemas de telepro­
tección
se clasifican en analógicos y lógicos.
Los sistemas analógicos son aquéllos en los que se transmite una información ana­
lógica entre los dos extremos para ser comparada con la información local. Correspon­
den a este tipo de sistemas de protección las protecciones de comparación de fases, dife­
rencial, etc.
En los sistemas lógicos se utiliza la señal transmitida como información auxiliar
para las protecciones.
A
su vez, las teleprotecciones pueden ser clasificadas en:
Bloqueo. Cuando la señal que se transmite sirve para impedir el disparo de la pro­
tección.
Permiso. La señal transmitida sirve para permitir la actuación de un relé cu)'o dis­
paro está eventualmente bloqueado.
Orden. La señal transmitida sirve para la realización de un cambio en los ajustes de
la protección.
Una aplicación especial de
las comunicaciones es elteledisparo, en el cual la orden
recibida actúa directamente sobre
el interruptor sin estar condicionada a la actuación
de las protecciones locales.
Los sistemas de telecomunicación pueden clasificarse en exclusivos, cuando
se uti­
lizan sólo para protección, y compartidos, cuando
se utilizan para otros cometidos (por
ejemplo, fonía) y conmutan toda
la potencia para la teleprotección cuando es necesario.
Las vías empleadas son:
a) Hilos piloto
Históricamente, éste fue el primer medio de transmisión para el intercambio de infor­
mación entre dos instalaciones, pero en
la actualidad su uso está limitado a zonas urba­
nas o distancias limitadas. Su principal ventaja es
la simplicidad de los elementos de te­
lecomunicación, que puede ser un simple contacto en el caso de transmith señales de
corrienlecontinua o corriente alterna a
la frecuencia del sistema. o moduladores de se­
ñales de audiofrecuencia de l
02 kHz. yen caso de transmisión de senales analógicas. la
utilización de la propia intensidad o tensión de los secundarios de los transformador es
de medida.
Sus principales ventajas son:
-Reducido número de averías
-Bajo coste
-Baja inducción
de las lineas de potencia cuando se utilizan rutas separadas.
Sus principales desventajas son:
-Limitaciones de longitud
-Alto coste de tendido (en especial cuando no se realiza simultáneamente con
la línea
o cable que hay que proteger)
Equipos asociados a las protecciones
99
-Problemas de tensiones a tierra entre las dos estaciones
-Alta sensibilidad a las tensiones inducidas por las lineas de potencia cuando
se utili-
zan trazados paralelos
-Vulnerable a agentes físicos exteriores (excavadoras. roedores. humedad. desliza­
mientos del terreno. etc.).
h) Ondas portadoras superpuestas a las lineas A. T.
Es un sistema de telecomunicación que utiliza las lineas de potencia como medio de
transmisión.
El rango de frecuencias que se utiliza normalmente va de 40a 500 kHz y el
ancho de banda para cada comunicación es de 4 k Hz.
Debido a los ruidos producidos en las lineas (descargas, efecto corona, etc.)
la rela­
ción señal/ruido que se tiene en los equipos de transmisión es más débil a medida que
las longitudes de las lineas crecen.
Por ello, es recomendable (yen la práctica se procura)
no utilizar este sistema para longitudes superiores a 200 km.
Si bien para casos especia­
les y con potencias del orden de 400 W en los equipos de transmisión
se utilizan para
longitudes mayores.
El sistema de acoplamiento a la linea debe elegirse cuidadosamente, con el fin de
reducir
el efecto negativo resultante de los fenómenos atmosféricos y de cortocircuito
que aparecen en las líneas
(fig. 2.29). Existe un general consenso en que el acoplamiento
a dos fases es
el que ofrece el grado de seguridad adecuado.
Las principales desventajas
de este sistema son:
-Ancho de banda disponible pequeño
y, por tanto, limitado número de uniones
-Bandas estrechas que limitan a 5 ms
el mínimo tiempo de transmisión
-Atenuación adicional en
el caso de falta eléctrica en la linea.
c) Enlace por radio
Este sistema es independiente de los efectos de cortocircuito, pero se ve afectado por los
fenómenos de polución, atmosféricos, etc. Permite transmitir códigos complejos para
obtener velocidades superiores. Tiene limitaciones por
la orografía del terreno, lo cual
obliga a instalar repetidores, con
el consiguiente aumento de los tiempos de transmi­
sión. coste y disminución de
la fiabilidad.
No obstante, debido a
la creciente saturación del espectro de frecuencias de trans­
misión en ondas portadoras superpuestas a las líneas A.T,
el futuro apunta hacia un cre­
ciente uso de los radioenlaces.
La gama de frecuencias normalmente utilizada es: de 80 a 170 MHz y de 1.500 a
7.500 MHz.
d) Enlace por fibra óptica
Una transmisión de este tipo, como se observa en la fig. 2.30, está formada básicamente
por un sistema transmisor óptico, una fibra óptica como medio de transmisión y un re­
ceptor óptico
que recibe y demodula la señal. Los emisores son diodos LED o semicon­
ductores láser.

60. 100
.
- o
z o
;0
Protecciones en las instalaciones eléctricas
BARRAS
,....._._._._._. _-,
I I
I I
~~~~ 't11r+i ...." ..... .,.., :
L. __ ..J I
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I
L.. ___ . __ ____ . .J
BARRAS
;
~
~
f
"
o .
Fig. 2.29 Ondas pon adoras superpuestas a las Ilneas A.T.
~ ~
fiBRA OPllCA
~ OEMOouLAOOR MODULADOR q: =)
St"OI o TfO"'III\"or RtU·ptor
ItOnl",lli. óptic.o ópt,co
Fig. 2.30 Enlace por fibra óptica.
28
uu ..
;;;
o·
UO
:---
I
~
I
Senol
ttCtb,ckI
Equipos asociados a las protecciones 101
La principal ventaja de este lipo de enlace es su total inmunidad a interferencias
electromagnéticas.
Otras ventajas son:
-Total aislamiento galvánico
-
Gran ancho de banda y velocidad de transmisión
-Bajo nivel de errores
En cuanto a las desventajas que hoy ofrecen, pueden señalarse:
-Necesidad de repetidores para distancias superiores a
30 km
-Elevado coste
En todos estos sistemas, las formas de transmisión son:
On-ojJ
La forma de transmitir es por medio del paso de reposo a transmisión o viceversa .
Se utiliza para la transmisión de señales lógicas.
Despla:amiento de frecuencia
La actuación del emisor provoca un cambio de frecuencia en el equipo transmisor
que. como consecuencia, activa
el receptor. Se utiliza para transmitir señales lógicas
con una velocidad máxima de 1.200 baudios.
Desplazamiento de fase
En este sistema el emisor y el receptor están funcionando sincronIcamente.
Cuando se activa
el emisor se provoca un desplazamiento de la onda emitida con res­
pecto a
la de reposo. Este sistema se utiliza cuando se precisa gran velocidad de trans­
misión.
Frecuencia modulada
Se utiliza para la transmisión de señales analógicas y consiste en producir un des­
plazamiento de
la frecuencia proporcional a la magnitud que se quiere transmitir.
Es de destacar en este punto que en los sistemas de teleprotección analógicos se
puede utilizar un sistema de telecomunicación lógico. como en el caso de digitalización
de la señal.
Los requerimientos de los sistemas de teleprotección en un sistema de protección
dependen de
su configuración. No serán necesarios los mismos requerimientos para un
sistema de teledisparo que para uno de permiso. Así, en el primer caso se necesitará una
alta seguridad, mientras que
en el segundo una alta fiabilidad.
Los parámetros más significativos de los sistemas de teleprotección y que afectan a
la seguridad y fiabilidad, son:
-Tiempo de transmisión
-Ancho de banda

61. 102 Protecciones en las instalaciones eléctricas
-Relación señal-ruido
-Protección contra interferencias
En principio, el usuario de los sistemas de teleprotección desea un tiempo de trans­
misión muy corto, baja probabilidad de señales falsas, alta probabilidad de captura de
la señal, potencia de transmisión mínima y un ancho de banda lo más pequeño posible.
Es evidente que no se pueden dar estos requerimientos conjuntamente y lo lógico
es establecer las relaciones equilibradas entre los diferentes parámetros.
Un tiempo de transmisión muy corto implica
que el canal de teleprotección debe
ser ancho (esto
es debido a que el receptor puede ser influenciado por mucho ruido) y
que
el tiempo de decisión o de proceso de la señal recibida debe ser corto. Esto implica
empeorar
la fiabilidad y la seguridad.
Permitir tiempos más largos implica permitir un menor ancho de banda para
la
transmisión, mejorando la relación señal-ruido; al disponerse de un mayor tiempo de
decisión
se reduce el número de errores y, por tanto, se mejoran las características del
sistema. En
la tabla se pueden ver los valores típicos del tiempo de transmisión de ór­
denes.
SISfl'ma I (ms) Errores
Bloqueo 7 a 25 Una orden indeseada por I a 10 equipos año
Permiso
8 a 40 Una orden indeseada por 1 00 equipos año
Teledisparo
30 a 60 Una o rden indeseada por 500 equipos año
Luis AA L1zarraga GO.1zalel
ING. EN ENERGIA
Reg CIP. 111' 76625
CAPITULO 3
PERTURBACIONES
A mediados de los años sesenta, con el inicio de la instalación de las primeras proteccio­
nes electrónicas con transistores,
se observó que éstas eran sensibles a las perturbacio­
nes electromagnéticas. cosa que no sucedía en un nivel apreciable en las protecciones
electromecánicas o en las electrónicas con válvulas.
El progresivo aumento de las potencias de cortocircuito y de los niveles de tensión.
junto con el incremento del uso de cables de plástico no apantallados en sustitución de
los antiguos cables con cubierta de plomo. puso claramente de manifiesto
la necesidad
de
tomar en consideración los efectos de las perturbaciones.
Recientemente,
el desarrollo más importante de la tecnología electrónica ha sido la
integración en gran escala (LSI) de funciones en un solo chip. La principal ventaja del
LSI es la posibilidad de producciones masivas de elementos electrónicos de mayor fia­
bilidad a un coste relativamente bajo. con lo cual pueden ser diseñados sistemas com­
plejos antes impracticables o de coste prohibitivo que permiten reemplazar equipos
con vencionales. más caros.
Muchos de estos componentes son diseñados para consumos muy bajos y alta ve­
locidad de actuación. Así, un comparador analógico-digital puede actuar con señales de
unos pocos milivoltios en
un tiempo del orden de nanosegundos. Estos comparadores.
que
se utilizan en fuentes de alimentación o como detectores de paso por cero. pueden
verse fácilmente afectados por campos electromagnéticos radiados. Los componentes
digitales también tienen una gran velocidad de actuación con un consumo relativa­
mente más elevado
-unos cientos de milivoltios-, por lo que puede que no les afecten
las mencionadas perturbaciones, pero siguen siendo vulnerables a impulsos de tensión
de corta duración.
Todas estas dificultades encontradas durante
la utilización de los primeros relés
electrónicos
y los resultados obtenidos en investigaciones de perturbaciones efectuadas
en varios países demuestran que
se requiere tomar medidas eficaces a fin de evitar la
avería de sus componentes. actuaciones incorrectas o no actuaciones. Estas medidas
deberán observarse tanto en
el diseño de las subestaciones y del relé como en el cone­
xionado.
Tomar precauciones en uno sólo de estos campos no es suficiente para garan­
tizar
la seguridad requerida. Por tanto. son necesarias acciones coordinadas en ambos
niveles.

62. 104 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En el diseño de subestaciones se pueden tener en cuenta algunas recomendaciones
simples y no muy costosas que pueden limitarlas perturbaciones debidas a la maniobra
de los seccionadores y a las faltas eléctricas. de forma
que no excedan de unos cientos de
\'oltios.
En los últimos años estas medidas se han generalizado en varios países y con­
ciernen
al sistema de puesta a tierra de los equipos de alta tensión, los circuitos auxilia­
res
y las pantallas (blindadas) de los cables.
Esto significa que los requisitos que deberá
cumplir el constructor de relés serán
más moderados y que los relés podrán incorporar los dispositivos básicos contra per­
turbaciones. más ampliamente usados.
En todo caso. conviene señalar que el tema de las perturbaciones y su incidencia en
el funcionamiento de los equipos de protección es muy complejo y todavía está lejos de
u
na total sol ución.
La dificultad fundamental. como ya se ha indicado, se puede situar en la coordina­
ción de los relés. los equipos intermedios (transformadores, interruptores, cables, etc.),
las fuentes de alimentación. etc.
En este capítulo en particular se intentan poner de manifiesto las causas de las per­
turbaciones y a
lo largo de todo el texto se irá comentando su incidencia, con especial
énfasis en
el capítulo de experiencias.
3.1.
Tipos de perturbaciones
En las instalaciones eléctricas existen varios tipos de fuentes de perturbaciones que se­
gún
su origen y espectro de frecuencias pueden ser catalogadas en seis grupos princi­
pales.
l. Perturbaciones de
50 Hz generadas durante faltas eléctricas en el sistema A.T.
Las tensiones longitudinales inducidas (conductor-tierra) son del orden de
10 V
por cada
kA de corriente de falta. En los circuitos secundarios de tensión e intensi­
dad, puestos a tierra en un extremo,
la tensión longitudinal aparece íntegramente en
el otro extremo entre conductor y tierra.
, Perturbaciones de alta frecuencia generadas por maniobras o faltas eléctricas en
el
sistema A.T.
Los arcos que se originan durante las maniobras de A.T.,
por ejemplo manio­
bras de seccionadores, generan trenes de ondas de corriente y tensión que
se propa­
gan a través de las barras a tierra induciendo perturbaciones en los circuitos secun­
darios (fig.
3.1). Las sobretensiones se manifiestan entre conductores y tierra lo
mismo que entre conductores. La magnitud depende del nivel de tensión de la
subestación. longitud y diámetro de la conexión a tierra, mallado de la red de tierra y
la distancia entre los circuitos secundarios y la conexión a tierra. Se pueden alcanzar
10 kV si no se toman precauciones respecto al mallado de la red de tierra y el apanta­
llamiento de los cables. Puede limitarse a unos pocos cientos de voltios
si se toman
precauciones simples. Las frecuencias de estas sobretensiones dependerán del tipo
de maniobra: asi.la apertura de un seccionador presentará unas ondas amortiguadas
de pseudofrecuencia entre
100 kHz y algunos MHz mientras que en subestaciones
capsuladas de SF, esta frecuencia puede alcanzar los 20 MHz. Las maniobras de ba-
Perturbaciones
105
te rías de condensadores pueden producir sobretensiones de algunos cientos de vol­
tios. pero con
un espectro limitado a unos pocos kHz.
Borro$ d, 0110 Ilrn,ián
,
I
I
I
I
I
'rgntolo,modo'
copocitivo
Coblf "cundo.io Molla d, li,uol
Fig. 3.1 Fuente de transitorios de A.T.
3. Perturbaciones producidas por rayos.
lran$lormodo.
copocl,i",o
En lo que se refiere a perturbaciones, los rayos pueden ser comparados con una
intensidad de impulso cuya amplitud no excede de
100 kA (el valor del 50 % de la
distribución global se sitúa alrededor de 25 kA). Estas ondas de intensidad presentan
un tiempo de subida entre I y
másde 10 liS Y una semiamplitud de duración general­
mente entre los
50 y varios cientos de liS. Los datos estadísticos parecen indicar que
una amplitud elevada corresponde en general a un tiempo de subida mayor.
La forma de la tensión inducida en los cables apantallados, debido a los efectos
de estas solicitaciones, es generalmente una
onda amortiguada con una seudofre­
cuencia principal dependiente de
la frecuencia de resonancia del cable. La amplitud
de las tensiones entre conductor y tierra depende, además de otros factores, sobre
todo de
la impedancia de transferencia del cable blindado. Para cables blindados or­
dinarios puede sobrepasar I
kV durante las condiciones más severas de rayo.
4. Perturbaciones generadas por los circuitos de baja tensión.
Las operaciones de conexión y desconexión de los circuitos de baja tensión, y
más específicamente
la apertura de circuitos inductivos, son una importante fuente
de perturbaciones que ocupan un ancho espectro de frecuencia, de hasta
50 MHz. El

63. 106 Protecciones en las instalaciones eléctricas
desarrollo teórico de la tensión a través de la inductancia, durante la apertura del cir­
cuito, está dada por:
1I -~ ~ e -(~ t sen -.,JIT-;~=C=--)
donde L es la inductancia de la bobina, R su resistencia y e la capacidad de las espi­
ras de
la bobina y de la circuitería. La figura 3.2 muestra la onda resultante. En el
caso de relés de uso común este valor puede alcanzar varios kilovoltios.
------
Fig.3.2
S. Perturbaciones debidas a equipos de alta radiación.
Un cierto número de actuaciones incorrectas de equipos controlados por semí­
conductores pueden estar generadas por
la proximidad de transmisores de radio
portátiles. cuyo campo de radiación alcanza directamente al equipo o, en algunos
ca­
sos, a los conductores de entrada o salida cerca del equipo. Estas operaciones anor­
males pueden producirse por una sensibilidad elevada de los circuitos o semicon­
ductores a una frecuencia específica. La desconexión de seccionadores puede ser
también otra importante fuente de campos de alta frecuencia en las subestaciones de
A.T. Campos transitorios de valor elevado (campos magnéticos de algunos
Alm en
una gama de frecuencia de algunos MHz) son igualmente generados durante actua­
ciones normales a pocos metros de estos equipos.
6. Perturbaciones generadas por electricidad estática.
En una atmósfera seca, y en especial cuando se utilizan moquetas en la sala de
ordenadores, los operadores pueden cargarse con altas tensiones. Si se toca
un orde­
nador
se pueden generar falsas actuaciones debidas a la chispa de descarga. La capa­
cidad del cuerpo humano es de aproximadamente 1
SO pF Y las resistencias de des­
carga de
150 n, pudiendo llegar a tensiones del orden de 10 kV.
Si bien la electricidad estática no causa problemas en los grandes ordenadores
instalados en salas con aire acondicionado
donde la humedad relativa es superior al
50 'lb, en el caso de microprocesadores instalados en salas sin acondicionar han sido
detectadas falsas actuaciones e incluso averías.
Perturbaciones
107
3.2. Limitación de las perturbaciones
Se pueden considerar diversos medios de acción para prevenir las perturbaciones: ac­
tuando en
el circuito perturbador, reduciendo el acoplamiento, protección del circuito
de comunicación, protección del propio equipo, etc.
En el caso de perturbaciones debidas a maniobras de A.T. y averías, no se pueden
tomar acciones en
la propia fuente, pues las tensiones en las barras y las intensidades
inyectadas en
la red de tierra son elevadas. Es posible tomar acciones sobre los elemen­
tos característicos del acoplamiento entre
el circuito perturbador (barras, trafos, sis­
tema de tierra) y
el circuito perturbado.
Estas medidas consisten en:
-Reforzar
la malla de tierras, sobre todo en la base de los transformadores.
Reducir
la impedancia que a altas frecuencias presenta la puesta a tierra de los equi­
pos de A.T
.. en especial en caso de transformadores de tensión capacitivos.
-Utilización de transformadores de intensidad y tensión que tengan una pequeña ca­
pacidad entre
el circuito primario y el secundario.
-Evitar los paralelismos de los circuitos secundarios con losjuegos de barras
en la pro­
ximidad de estos últimos; reducción del bucle formado por
el circuito secundario de
los transformadores de tensión y
la conexión a tierra de estos transformadores.
Estas medidas serán igualmente eficaces para reducir las solicitaciones debidas a
los rayos.
La puesta a tierra de los pararrayos de A.T. debe serde baja impedancia. Una
acción en
el propio cable puede ser utilizar cables apantallados puestos a tierra en am­
bos extremos.
La reducción de las tensiones entre conductores y tierra puede exceder de
un factor de
10 y depende. entre otras cosas. de la impedancia de transferencia del cable.
La impedancia de transferencia (relación entre la tensión inducida en un circuito
de longitud unitaria formado por los conductores y
la pantalla, y la corriente en la pan­
talla) es igual
-en las bajas frecuencias-a la resistencia de la pantalla: su evolución con
la frecuencia depende de la estructura de esta última y decrece en altas frecuencias para
pantallas continuas (funda de plomo o cobre), pero para banda de acero. helicoidal o
alambrado
y apantallamiento trenzado, aumenta cuando se incrementa la frecuencia.
Sin recurrir a blindajes muy complejos es posible reducir las tensiones de modo co­
mún (es decir. entre conductores) debidas a maniobras de seccionadores por debajo de
500
O 1.000 V en los circuitos secundarios de los transformadores y por debajo de 200 o
400 V dentro de otros
circuitos de la subestación. Las perturbaciones por maniobras en
baja tensión son limitadas de forma más efectiva en la propia fuente. El montaje de
equipos de protección --diodos. varistores, resistencia más diodo, resistencia más con­
densador-en paralelo con
la bobina puede eliminar, o por lo menos limitar de forma
significativa, las sobretensiones. Esta acción en
la fuente debe ser considerada casi in­
dispensable para los relés conectados directamente a equipos electrónicos. Igualmente
se evitará colocar en el mismo cable hilos de circuitos electrónicos no protegidos y de
relés. Aun en
el caso de tramos cortos en paralelo pueden aparecer problemas impor­
tantes.
Las medidas tomadas a nivel de los aparatos constituyen
la mejor forma de protec­
ción
y. en algunos casos. complementan otras medidas tomadas solamente en su medio

64. 108 Protecciones en las instalaciones eléctricas
de acción (caso de las influencias de los emisores de radio portátiles). El apantallado, fil­
trado, utilización de separación galvánica y
el diseño apropiadO del circuito son los me­
jores medios de reducir las perturbaciones. Los limitadores para bandas pasantes de
se­
ñales utilizadas por los relés de protección. de algunos kHz. permiten, entre otras cosas,
el filtrado de las señales de entrada.
3.3. Especificaciones de ensayo para las protecciones
Las medidas y estudios realizados en estos últimos años en varios países están
ayudando a definir los requerimientos de especificación de los relés de protección con
relación a la inmunidad frente a las perturbaciones.
El cumplimiento de las especifica­
ciones del relé
se establece por prueba, pero estas pruebas deben ser:
a) Representativas de las perturbaciones que se producen en las subestaciones.
b) Simples de realizar, limitadas en número y ejecutables con un número limitado de
aparatos.
Seguidamente. a modo de ejemplo, se describen unas
normas CEI que cumplen es­
tos requisitos y que están aceptadas por los países más representativos. Estas
normas se
refieren a los siguientes ensayos:
-Tensión soportada
-
Onda de choque (255-5)
_ Disturbios
de alta frecuencia (255-4 Apéndice E)
3.3.1 Ensayo de tensión soportada
Valores de la tensión de ensayo durante I min
-Circuitos con tensión de aisla­
miento igualo inferior a 60 V.
-Circuitos con tensión de ais­
lamiento nominal superior a
60 V e inferior a 500 V
-Entre los 2 terminales de un
circuito
que contenga un con-
tacto abierto
...... .
500 V 50
Hz
2.000 V 50 Hz
El valor debe
acordarse entre
fabricante y
usuario·
• Las normas 8.S 142 indican para este caso la tensión de ensayo de 1 kV. Las normas CEI
255·5 no se pronuncian a este respecto.
Perturbaciones 109
Observaciones
-Para circuitos que se alimenten a través de transformadores de medida, la tensión de
ensayo no será inferior a 2
kV.
-Cuando se prueba entre dos circuitos destinados a trabajar a la misma tensión en ser­
vicio normal, la tensión de ensayo es reducida al menos a 500 V o al doble de la ten­
sión de aislamiento nominal (se toma la que resulte más alta).
Puntos de aplicación de la lensión de ensayo
a) Entre cada circuito y masa (o partes metálicas expuestas) conectándose juntos los
bornes de cada circuito independiente.
b) Entre circuitos independientes, conectándose juntos los bornes de cada circuito in­
dependiente.
e) Entre los dos extremos de un mismo contacto abierto. Este ensayo debe ser acordado
previamente entre fabricante y usuario, así como fijar
el valor de la tensión de
prueba ..
3.3.2 Clasificación para ensayos de onda de choque y disturbios de alta
frecuencia •
Valores de la lensión de ensayo
Los valores dependen de la •• c1ase» de tensión de· ensayo asignada a los relés o cir­
cuitos de relés. Existen las
•• c1ases» 1, 11 y 111.
(No/a. Un relé puede tener diferentes clases de tensión de ensayo para sus diferentes cir­
cuitos: alimentación, auxiliares y de salida.)
Clase 1
Los relés de esta clase no son sometidos a los ensayos de sobretensiones transito­
rias (onda de choque y disturbios de alta frecuencia).
Se trata de relés que forman parte
de un equipo de protección y no es necesario aplicarles tensiones de ensayo de este tipo.
puesto que
el equipo (como conjunto del que forman parte) será ensayado de acuerdo
con su propia
•• c1ase».
Clase 11
Los relés O circuitos de relés con niveles de tensión de ensayo clase 11, son:
a) Aquéllos cuyos circuitos auxiliares (circuitos de alimentación) están conectados a
una fuente de tensión que se utiliza exclusivamente para alimentar relés estáticos.
Si
los conductores son cortos y no existen conmutaciones en los otros circuitos conec­
tados a la fuente de tensión, los niveles de tensión transitoria sobre los conductores
de alimentación serán bajos (inferiores a I kV).
b) Aquéllos cuyos circuitos de alimentación de entrada no están conectados directa­
mente a transformadores de medida o donde exista un buen apantallamiento
\'
puesta a tierra de los conductores de conexión. .

65. 110 Protecciones en las instalaciones eléctricas
,) Aquéllos cuyos circuitos de salida estén conectados a sus cargas por hilos de corta
longitud.
d) Aquéllos en que no se requiere normalmente tensión de ensayo (clase 1), pero si un
alto grado
de seguridad.
Clase lIf
Tensión onda de choque
Tensión
disturbios alta frecuen­
cia para relés estáticos:
Modo longitudinal'
-Modo transversal"
1
kV cresta
1 k V cresta
pri­
mer semiciclo
0,5 k V cresta pri­
mer semiciclo
Los relés o circuitos de relés con ni veles de tensión de ensayo clase III son los si­
guientes:
a) Aquéllos cuyos circuitos auxiliares (circuitos de alimentación) están conectados a
baterías centrales, etc.
Debido a las largas longitudes
de línea, pueden aparecer en este caso transito­
rias y elevadas tensiones longitudinales en los conductores de aliment ación, asi
como tensiones transversales como consecuencia
de la conmut ación en otros circui­
tos conectados a la misma batería central.
b) Aquéllos cuyos circuitos de alimentación de entrada están conectados a transforma­
dores de
medida o cuando los conductores son de gran longitud con apantalla­
miento y puesta a
tierra poco eficaces.
e) Aquéllos cuyos circuitos de salida están conectados a sus cargas a través de condu c­
tores de gran longitud, puesto que en este caso pueden aparecer tensiones transito­
rias longitudinales elevadas en los terminales de salida.
d) Aquéllos para los que, a pesar de estar dentro del grupo clase 11, se requiera un alto
grado de
seguridad.
Tensión onda de choque
Tensión disturbios alta frecuen­
cia para relés estáticos:
Modo longitudinal
Modo transversal
5
kV cresta
2,5
kV cresta pri­
mer semicido
1 k V cresta pri­
mer
semici clo
• Entre un circuito y masa o ent re dos circuitos independientes (lig. 3.3).
Entre entrada y salida del mismo circuito (fig. 3.4).
0,.(10 de
choque
Oi,turbio. d.
¡l,lIo F •• c ...... c;a
o.
0'
.... 'odo' onda d. choque
I
.¡
o.
0' . ..
e
o
... .rodor d. di sturbIos d. Alta "'ltc"'.r>eio
CircuilOS ' .. d."."d;I .. I'I'I del ••••
Capacidod 0,5 p"
Ind ... <:IO"<;;O I,S ... 101
I
Perturbaciones
0'
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• •
'--'----
1
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c"jo d.1 ,.té
• I I •
e e
~rc~ ~I-f~
l l l
AI;mtnIOdon. d.1 'eh!'
coneclodol 01 "",mo
I
l
Fig. 3.3 Modo longitudinal.
Di" .... bios de
""0 "'ltcu ... do
Co c.
O.
0'
J-
.. It.odor ondo dlt choque
0' ..
"Ruldor d. di,turbios d. Allo fncult"do
A a ,¡.cu ila. if'ldep.ndi. nIU d.1 , • .•
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I
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• I 1
• J
~1 r ~
l l l
....i .... "lador •• d.¡ •• ,IÓ
con.dado& al "'i ......
l
Fig. 3.4 Modo transversa!.
111

66. "2 Protecciones en las instalaciones eléctr icas
3.3.3 Ensayo de onda de choque (fi9. 3.5)
100
Definición de la onda de choque
Tensión de cresta ..... .
Tie
mpo de subida
Tiempo de caída
Energía
u (°1.'
, ..
••
"'~
50...u5
La indicada en 3.3.2
(+0-10% )·
1,2 liS ± 30 %
50 liS ± 20 %
0,5 Joule
± 10 %
ONDA DE CHOQUE
¡-.. , 1 ....
--"71-r-
• ¡.... .,
" I'l ••
•
¡....
1:
I
I
I
"
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1/ V
" ... -/1 I
I I
I
I
t-.lo'Y-
~
--
lo lcielol
la fi)ola
Apro •. lS .... 25 mi
Cadencia d. aplicación d. lo. Ir." •• d. onda.: 400 por '.9'-1ndo
Duracicín d.1 e"lo)'o; 1 '.9I1ndol
ONDA DISTURBIOS DE ALTA FFlECUENCIA
Fig.3.5
I
I
I I
I I
"
I ,
!-y __ r-
¡....
• Como los ensayos repetidos de onda de choque pueden reducir la vida de los materiales. los
valores indicados sobre tensión de ensayo solamenle serán aplicables a los reles en eSlado nuevo.
Si es necesaria una repetición de las pruebas la tensión de cresta que debe utilizarse es el 60 %de la
indicada.
Perturbaciones "3
Puntos de aplicación de la onda de choque
a) Entre todos los bornes exteriores conectados juntos y a masa (modo longitudinal).
b) Entre todos los circuitos independientes del relé con los bornes de cada circuito in­
dependiente conectados
juntos (modo longitudinal).
c) Entre bornes de un mismo circuito (excepto circuitos de contacto)
(modo trans­
versal).
Nota I
Cuando los diferentes circuitos de un relé (de medida, auxiliares, salida) corres­
ponden a «clases» de tensión de ensayo diferentes,
la prueba que denominamos con
una
e) se lleva a cabo con la tensión correspondiente a la «clase» asignada al circuito.
Las restantes pruebas
se realizan a la tensión de ensayo correspondiente al circuito de
«clase» más alta .
Nota 2
Estas pruebas se llevan a cabo con el relé desconectado de todas sus alimenta­
ciones.
Nota 3
Estas pruebas están consideradas como ensayos de <<lipa» y no se realizarán nor­
malmente sobre
la totalidad de la pan ida.
3.
3.4. Ensayo de disturbios de alta frecuencia
Definición de la onda de disturbios de alta frecuencia
(tren de ondas) (fig. 3.
5)
Forma
Frecuencia
Tensión
Cadencia de repetición
Duración del ensayo
Onda oscilatoria amoniguada
cuya envolvente decae al 50 %
de su valor de cresta inicial al
cabo de 3 a 6 períodos
1
MHz ± 10%
La indicada en 3.3.2 (+ 0%
-10 %)
La onda de ensayo es aplicada
al relé bajo prueba a
una ca­
dencia de 400 veces
por se­
gundo
2 seg· (+
10% -0%)
• E.cepto para reh's con un tiempo de respuesta superior a 2 s. en cuyo caso la duración del cn­
sayo debe ser suoerior al tiempo de respuesta del relé.

67. 114 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Puntos de aplicación de la onda de disturbios de alta frecuencia:
a) Entre cada juego de bornes de entrada o salida y tierra (modo longitudinal).
b) Entre todos los circuitos independientes del relé (modo longitudinal).
e) Entre b ornes del mismo circuito (modo transversal).
Nota I
Las partes metálicas accesibles del relé serán conectadas a tierra.
Nota 2
La prueba e) no es aplicable a circuitos de salida con contactos metálicos, pero debe
ser aplicada a circuitos de salida
de semiconductores.
Nota 3
Cuando los diferentes circuitos de un relé (de medida, auxiliares, salida) corres­
ponden a «clases» de tensión de ensayo diferentes,
la prueba e) se lleva a cabo con la ten­
sión correspondiente a
la «clase» asignada al circuito. Las restantes pruebas se hacen a
la tensión de ensayo correspondiente al circuito del relé de «clase» más alta.
Nota 4
Estas pruebas se llevan a cabo con el relé alimentado.
Nota 5
Estas pruebas están consideradas como ensayos de tipo y no será necesario reali­
zarlos con
el resto de la partida.
3.3.5 Ensayos de disturbios por campos electromagnéticos radiados
En la actualidad, no existe ninguna norma de ámbito internacional referente a este tipo
de ensayos. No obstante, en 1982 CEI publicó
un proyecto de norma en el cual seespeci­
fica un ensayo consistente en verificar el correcto funcionamiento de un relé colocado
en
el interior de un recinto apantallado.
El recinto es de unas dimensiones como las que se indican en la figura 3.6 y el en­
sayo consiste en que un equipo emisor emita con una potencia de
10 W barriendo las
frecuencias de
25 a 500 MHz con una velocidad máxima de barrido de 1,5 . 10-
1
déca­
das/s.
Pruebas como las indicadas anteriormente son adecuadas para la homologación de
un equipo por parte de los fabricantes, pero son caras y difíciles
de realizar por parte
de los usuarios. Por esta razón está en estudio la confección de una
Norma Internacio­
nal, siguiendo
lo indicado en la Norma Sueca a este respecto, en la cual se realizan las
pruebas con
el relé montado y comprobando que actúa normalmente con una intensi­
dad de campo
E -10 V/m.
El valor de E para un radioteléfono dado se obtiene de la aplicación de la fórmula
k
E--Ji>
r
donde:
E -valor de
la intensidad de campo eléctrico en V 1m
r -distancia entre el emisor y el relé, en metros
P -potencia del emisor en vatios
Perturbaciones
115
K -constante, con un valor de 1,6 para antenas de LI4 y de 1 para antenas de LI8
Estas pruebas deben realizarse para todas las frecuencias que se utilicen, pues es fá­
cil encontrar protecciones complejas que presenten ciertas anomalías para 75 MHz,
ninguna para
150 MHz y otras diferentes para 450 MHz, dado que las perturbaciones
de menor frecuencia entran por
el cableado mientras que las de frecuencias elevadas
afectan directamente a los componentes.
104;'''"'0 211'1
EqUI PO o probor
Fig. 3.6 ReCinto apantallado para pruebas.
3.3.6 Ensayos de disturbios por descargas de electricidad estática
Al igual que en el caso de los campos electromagnéticos radiados, no existe ninguna
norma de ámbito internacional para
las descargas por electricidad estática. En la misma
propuesta de norma CEI mencionada anteriormente, existe un apartado referente a
la
electricidad estática. Las pruebas propuestas se realizan solamente en los puntos a los
cuales tiene acceso
el operador con un mínimo de diez descargas por punto y con un in­
tervalo mínimo de un segundo. Existen cuatro niveles diferentes de severidad de
la
prueba, siendo el mínimo de 2 kV y el máximo de 15 kV.

68. 116 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Las características del generador de descargas son muy parecidas a las del cuerpo
humano y, por lo tanto, el condensador de almacenamiento de las energías es de
150
pF + 10 'lb y la resistencia de descarga de 150 n ± 5 'lb.
La polaridad de la tensión de salida será siempre positiva; en la figura 3.7 se mue s­
tra la forma de onda tipica de la intensidad de salida del equipo de pruebas.
O.'
O.'
0.1
5,.,tlO'I.
~ 10"1 :!:)O'I.
Fig. 3.7 Forma de onda típica de la intensidad de salida del generador.
3.4 Perturbaciones y su medio ambiente
Despues de las consideraciones de carácter general y de la descripción de los ensayos
normalizados expuestos en los apartados anteriores sobre perturbaciones, es conve­
niente
analizar el conjunto de una instalación.
En la planificación de los dispositivos de control y protección de cualq'uier instala­
ción eléctrica,
el medio ambiente en el cual deben funcionar determina el tipo de apa­
rato
apropiado. el nivel de las señales, disposición de los equipos y de los cables de cone­
xión, el c.
Como ejemplo, se ha considerado oportuno examinar el caso de una central nu­
clear.
por ser el tipo de instalación donde, por su complejidad, se puede encontrar una
gama más amplia de tipos de instalaciones y de perturbaciones. En la figura 3.8 se mues­
tra
ellal'our de los cables e instalaciones de lacentral; se pueden definir cinco tipos dife­
rentes de instalaciones
-1,11,111, IV. V-ordenadas de menor a mayor grado de severi­
dad. En el resto de industrias e instalaciones eléctricas en las cuales existen equipos
eléctricos concentrados, pueden existir las mismas fuentes de perturbaciones. Un edifi­
cio de oficinas puede
estar expuesto a las mismas perturbaciones que el ejemplo selec­
cionado.
Los cinco tiposde instalaciones están presentes en procesos industriales ordinarios
tales como acerías, papeleras, aunque las instalaciones no tengan la misma trascenden­
cia que en las centrales nucleares.
CO'tIO de plotudo"
I :-lro", ... ;sor ••
i ~ "'d;(Qció ..
Perturbaciones 117
t
0--------'
tri:: T'o",dllCto,t'S (. :1 Co""ol
Fig. 3.8 Ejemplo de layout de cables y tipos de instalaciones (A·EI en una central.
Las perturbaciones atmosféricas son comunes a las industrias dispersas. como
pueden ser las plantas químicas y las redes eléctricas en áreas residenciales. En estos ca­
sos,
la dispersión geográfica es suficiente para clasificar un sistema como del tipo V.
Instalaciones tipo I (A)
Este medio ambiente es el que tiene el nivel de perturbaciones más bajo y se utiliza para
instalaciones
con ordenadores. Las señales usadas normalmente son pulsos digitales de
pocos voltios y frecuencia del
orden de I a 10 MHz.
Los
equipos disponen de su propio transformador de alimentación y no debe co­
nectarse a éste
ninguna carga inductiva (relés, motores, etc.), ya que causan perturba­
ciones severas en los ordenadores. Esta consideración debe extenderse a todo el equipo
auxiliar no relacionado directamente con los ordenadores, como por ejemplo los siste­
mas de aire acondicionado.
La red
de tierra es el llamado «suelo» de ordenadores, constituido por conductores
de más de 10 mm' de sección, formando una retícula (por ejemplo, 0,75 m x 0,75 m)
unida en los cruces. Deben tomarse precauciones para evitar que pasen por esta malla
corrientes
de falta externa.
Los
armarios, a fin de minimizar las perturbaciones de alta frecuencia. estarán lo
más juntos posible y conectados a tierra por conexiones cortas.
Además de este sistema de tierra, todos los armarios estarán conectados al conduc­
tor de tierra del cable de alimentación.

69. 118 Protecciones en las ¡nstalaciones eléctricas
Los conductores de señal deben ser apantallados y puestos a tierra en ambos extre­
mos con conductores cortos, preferiblemente con conexiones también apantalladas.
En algunas ocasiones es necesario instalar un ordenador en una caseta de un par­
que de alta tensión, quizá debajo de una línea de 400
kV. En estas localizaciones el
campo eléctrico puede tener un nivel sobre tierra de 10 kV/m, que es excesivo para la
mayoría de ordenadores. Los aparatos pequeños y armarios con microprocesadores
son capaces de funcionar en este medio ambiente, pero los microordenadores con uni­
dades
de memorias de disco son fácilmente afectados por las perturbaciones.
Los ordenadores, según su diseño, pueden tener reacciones distintas con
el apanta­
llado contra perturbaciones. Para ser efectivo,
se requiere una malla tupida donde las
varillas de hierro están apantalladas
,juntas y con un intervalo máximo de 5 cm. Los ca­
bles de señal deben ser apantallados y conectados con conectores coaxiales. En estos ca­
sos.
el factor de atenuación puede llegar a 1.000. nivel que puede ser adecuado. El factor
de atenuacion de contenedores de chapa de hierro simples tales
como los armarios de
control, varia de 3 a 5 y puede ser inadecuado bajo condiciones de perturbaciones seve­
ras.
En tales casos. se recomienda que la habitación completa sea apantallada de forma
que
el campo original de 10 kV 1m sea reducido un centenar de veces. Por ejemplo, una
plancha de aluminio con agujeros de 6
mm de diámetro, que sumen una superficie co­
rrespondiente
al 46 %, tiene un factor de apantallado de 200 dentro del rango com'pleto
de
la alta frecuencia. Un edificio normal, con cubierta de hierro y paredes de hormigón,
puede tener
un factor de atenuación del orden de 10.
Insla/acio nes tipo II (B)
Se utilizan para señales analógicas de niveles próximos a los 10 mV y frecuencia de
hasta
1kHz o señales digitales de unos pocos voltios y hasta 100Hz (por ejemplo, medi­
dores de
Oujo de neutrones, impulsos para medición de la velocidad, etc.). Correspon­
den a este tipo de instalaciones las salas de control.
Al sistema de alimentación solamente se pueden conectar cargas filtradas. Los ca­
bles de tierra dentro de
la sala de control deben disponerse de forma que se evite el paso
de las elevadas corrientes de faltas externas. Los cables de señales deben situarse a una
distancia superior a
30 cm de los cables de control y alimentación no filtrada para ten­
siones inferiores a 250 V, Y a una distancia superior a un metro para niveles de tensión
superiores. Los aparatos instalados deben ser ensayados de acuerdo con la clase
11.
Insta/aciones tipo 111 (e)
Se utilizan para control y señalización con señales analógicas de nivel superior a
1 V Y frecuencias inferiores
al kHz, y convertidores de medida de 1-5 mA y 10 V. Las
medidas de indicación y control digital utilizan niveles superiores a los
10 V, 5 mA.
Este medio ambiente puede ser considerado
como normal y los equipos externos
son puestos a tierra al sistema general. Los conductores
de señales, incluso en distancias
cortas,
no son mezclados en el armario con conductores que pueden causar perturba­
ciones. Puede ser suficiente verificar los equipos con pruebas del nivel
11.
Perturbaciones 119
IlIsta/aciones tipo IV (D)
Son aquellas que incluyen cables o conductos en los cuales no pueden separarse los con­
ductores de «electrónica» de los causantes de perturbaciones.
Asimismo. se incluyen las conexiones con interruptores de alta tensión, transfor­
madores
de tensión e intensidad, etc. Las señales analógicas y digitales utilizadas tienen
niveles superiores a los
10 V Y 100 mA.
A los equipos con este tipo de instalaciones se les aplicará los ensayos de nivel
111.
Es recomendable la utilización de cables con pantalla puesta a tierra en ambos ex­
tremos y tendidos paralelos al cable de tierra de la subestación. Las puestas a tierra de la
pantalla deben ser lo más cortas posible, sin superar nunca los 20 cm.
Instalaciones tipo V (E)
Están constituidas por conductores de señales que se extienden por áreas exteriores a la
red de tierras, como es
el caso del control remoto, señales de y para presas, grandes com­
piejos químicos. etc. Los circuitos de señal pueden estar «flotando» o puestos a tierra en
un punto.
Las perturbaciones de baja frecuencia son causadas por faltas a tierra en
la subesta­
ción o en las lineas, mientras que las perturbaciones de media frecuencia son causadas
por descargas eléctricas. Dada
la gran probabilidad de que se generen tensiones muy
elevadas. es importante
el uso de descargadores como protección, con lo cual los equi­
pos podrán ser diseñados para soportar las pruebas de clase
111; así, una protección con
descargadores de gas. puede soportar corrientes transitorias de
10 kA. Los tubos descar­
gadores
de gas necesitan un cierto tiempo (1 ms) para cebarse y a menudo se utiliza un
varistor
como protección de reserva a fin de absorber la primera punta. Puede suceder
que el varistor seleccionado limite a 110 V y se intente probar el aparato en un ensayo
de clase
111. Si se instala un tubo descargador de gas que limite a 200 V, una descarga
eléctrica destruiría fácilmente
el varistor antes de que se cebe el tubo. Es por tanto im­
portante que
se realicen los ensayos tipo con la protección adicional.
La figura 3.9 muestra un ejemplo de protección por medio de tubos descargadores
de gas. Si los tubos no se ceban simultáneamente, se genera una elevada tensión de
modo común. Para evitar esto. se utiliza una combinación de tubo con tres electrodos,
dos conectados a tierra y uno entre las partes de utilización.
Se pueden emplear varisto­
res para absorber
el pulso debido a la diferencia de tiempos de encendido.
Nótese que
la transmisión de señal no funciona durante el tiempo en que el tubo
conduce.
Si se requiere que las conexiones de señal puedan funcionar incluso bajo condicio­
nes extremas,
se pueden utilizar otros métodos, más caros. La figura 3.10 muestra el uso
de
un transformador de aislamiento que funciona como un filtro efectivo para las ten­
siones de modo común de baja frecuencia. Las tensiones de modo serie (las señales) no
se ven afectadas.
La tensión se toma de un transformador inicial de aislamiento. La pantalla del ca­
ble (o un conductor de tierra puesto a tierra fuera de la estación) va conectada sobre
el
transformador a tierra.

70. 120
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1 ...
Protecciones en las instalaciones eléctricas
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sistemo d" tiene ck lo ulo(ió,..
Fig. 3.9 Instalaciones tipo V. Protección por tubo de descarga de gas.*
Como se ha indicado anteriormente, en la clasificación de los tipos de una instala­
ción influyen las condiciones
de la puesta a tierra y la proximidad entre los cables de se­
ñal y las fuentes de perturbaciones. Los conductores de señales de control y los de ali­
mentación con tensiones generalmente inferiores a 250 V para, por ejemplo, un equipo
automático, no están sujetos a grandes cortocircuitos, por
lo que no causarán perturba­
ciones de baja frecuencia. No obstante, las perturbaciones de alta frecuencia deben ser
tenidas en
,uenta debido a las posibles cargas inductivas no filtradas a que están conec­
tadas.
En cables de potencia a alta tensión sí se pueden producir cortocircuitos de gran
corriente de falta, por
lo que pueden inducir perturbaciones de baja frecuencia en cables
sensibles próximos.
C>
<J
r Transformador d, ai,lomiento
] [t--------i==:~~--t_-----] _ Cobllt' op~nloll~ÓO COI'I
f'le'Yodo olslOmlenlQ
<Sil' lo 1"0",0110
Fig. 3.10 Instalaciones tipo V, Protección con transformador de aislamiento.
En la figura 3. 11 y su tabla se muestra un ejemplo esquematizado de las distancias
que hay que considerar.
Como resumen, puede decirse que todo cable de señales sometido a perturbacio­
nes puede afectar
al funcionamiento de un equipo electrónico. Esto puede ser evitado
• El cable apantallado tiene un aislamiento a tierra superior a la mayor tensión de falta a tierra
de la estación. La pantalla se pone a tierra en las dos estaciones y todos los conductores de señal es­
tán protegidos por tubos descargadores de gas. Cuando el tubo está cebado después del transitorio
inicial, se puede desarrollar una corriente estab le de 50 Hz. Es necesario comprobar que el tubo
puede soportarla. Mientras el tubo está conduciendo. la conexión de señal no funciona.
Perturbaciones 121
introduciendo barreras a las perturbaciones. Las barreras basadas en relés, optoacopla­
dores y transformadores actúan como aislamiento galvánico y son particularmente
efectivas contra perturbaciones de baja frecuencia. Dado que estas barreras tienen tam­
bién un cierto acoplamiento capacitivo
(PF) entre las entradas y las salidas, cabe esperar
una cierta cantidad de acoplamiento.
Dmoflcltu fl'('OInl'"dodas ,"11 mf'tros ~tlfrl' los
C'tIhlt'S tk miO/I' 1M (UMIt'J dI" ,,",urbaclOfln
Conductor" dI" COfto Condue/orf'! dI" ron·
Tlpodl' Irol l' of""l'rUOClQnN /101 )' o/",tl'n/QC/Qnn
/11$10'
NII't'ldC' Pu¡<Slo Q f/t'rro di'
< 110V ('ti 101111101dl"I > 2201'", longl/udl'J
10C/ml
prlll'ho 1m ('quIpos < Jm > 3m < 1m > 1m ObJ('fI'QClOfl(!$
,
NIvel local e5pc- > O,] > ,
> 1 > 1 Medio Imbienle prOltlldo. ellml'
elal en la sala de nación de relés y eOflllC10S. Ali·
ordenadores mcn~ción desde un lransfonnador
propiO.
11 11 St5lemas de tIerra > 0.1 > 0,3 > O,] > ,
M«lio ambienle con pocas penur·
de proteCCión le- bacionu. Alimentación libre do
ne~t penurbaciones.
tlt 11/111 Sistema de lIerra 0.51.nlo > 0.1 > O., > 0.3 Medio ambiente normal.
de proteccIón
le-cable
neral
'V 111 SIStema de lIerra Distinto > O., > 0.3 Medio Imblenle difIcil. ConSIdera·
de protección
le- cable ble Icoplamlentocon lal ruentesdc
neral
o SIstema perturbaciones de alta frtcuenclI.
de tierras de
,.
subcstaclón
V
"'
SIStemas de lIerra Pueden apar«er perturbacIones de
de diferentes alta tensIón para scñlJcs ltansmlU-
subcs
laclonu dll fuera del .area de lIerras.
,Im c::=: ===========::~
I
o/
1,~,§~~~~- ~-~
& 2; ílc:J-i>
C::~:,d. c:::::=: ==========..~ I ~
,. ·1
lo uporatión pued .. redu<;ue e-n
di.,ondo. c.orIO •• El, Dentro de uno
condu<ciOn de (O bl ••
Fig.3. 11 Ejemplo sobre las distancies para perturbaciones de los cables de señales de control en
instalaciones
11 y 111.

71. 122 Protecciones en las instalaciones eléctri cas
Los filtros, varistores y condensadores supresores también pueden ser considera­
dos como barreras para
la reducción de impulsos.
Es posible convertir una instalación de un nivel alto de perturbaciones en otra de
nivel inferior utilizando relés auxiliares para aislar la fuente de perturbación.
La utilización de fibra óptica elimina los problemas de perturbaciones en los cables
pero no en los equipos. Además,
la utilización de fibra óptica implica instalaremisores,
receptores y generalmente multiplexores que sí
se ven afectados por las perturbaciones.
Por todo ello, estos sistemas de comunicación sólo se utilizarán cuando
se justifique
por razones económicas.
luisAn Uzarraga GO,7lalel
ING. EN ENERGIA
Reg CIP. r.r 76625
CAPITULO 4
ENUMERACION y DESCRIPCION
DE LOS SISTEMAS DE PROTECCION
MAS USUALES
4.1. Protección de sobreintensidad
Se trata de la protección más extendida en su aplicación. Controla la intensidad de paso
por
el equipo protegido; cuando el valor es superior al ajustado en el relé, se produce la
acción subsiguiente (por ejemplo, se dispara un interruptor, se activa una alarma óptica
o acústica, etc.).
En principio. las protecciones de sobreintensidad admiten
su clasificación en dos
grandes grupos, en función del tiempo de operación:
-A tiempo independiente
- A tiempo dependiente
4.1.1 Protección de sobreintensidad a tiempo independiente
Un relé de sobreintensidad a tiempo independiente operará siempre en el mismo
tiempo para todo valor de intensidad superior al ajustado en
el propio relé.
La figura 4.1. muestra esquemáticamente un relé de sobreintensidad a tiempo inde­
pendiente, compuesto por un elemento de control de corriente, de tipo
<<todo o nadro>,
que excita
un elemento de temporización ajustado a un valor determinado que puede
ser nulo, en cuyo caso se puede hablar de un relé «instantáneo».
Casi todos los relés de sobreintensidad incorporan una unidad de sobreintensidad,
denominada «elemento instantáneo», en serie con
el relé de sobreintensidad a tiempo
dependiente, de forma que ambas unidades están recorridas por
la misma corriente.
Usualmente esta unidad se ajusta a un valor muy superior
al de la intensidad de arran­
que del elemento a tiempo dependiente.

72. 124 Protecciones en las instalaciones eléctricas
I
I
I
I
I
I
I
I
I
+-+T--
I
1
1
I
I
1>
-------,
1>
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
.... -3-+----Oisparo
I
I L _____________ ...J
Fig. 4.1 Relé de sobreinlensidad a tiempo independiente.
El siguiente ejemplo ilustra la utilidad de la «unidad instantánea». Previamente se
han
de efectuar algunos cálculos de cortocircuito. Se supone que en caso de cortocir­
cuito
en la estación B, la intensidad es de 1.200 A. Para faltas más allá de la estación B,
lógicamente la
intensidad alcanzará valores inferiores, al aumentar la impedancia
(fig. 4.2).
e
•
600A
1.200 A
Fig. 4.2 Selectividad entre elementos instantáneos.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 125
Con los ajustes indicados en la figura 4.2 se garantiza que el elemento instantáneo de
la protección en la estación A sólo puede actuar para cortocircuitos en el tramo AB. En
caso de cortocircuito, por ejemplo en la salida 1, si la intensidad es superior a 600 A la
protección
de esta línea desconectará instantáneamente su interruptor.
En ocasiones, los puntos
A y B forman parte de una misma estación, las distancias
son casi inexistentes y las intensidades
de cortocircuito en A y B, idénticas. Aun asi es
posible que los relés instalados en
A dispongan de disparo rápido selectivo con los ajus­
tes
de las salidas (fig. 4.3).
e
•
600 ...
600 ..
1.10004
Fig. 4.3 Selectividad mediante temporización adicional.
En este caso, el disparo ordenado por la unidad instantánea de los relés de la pro­
tección
A se temporiza ligeramente para que en caso de falta en una salida, por ejemplo
en la línea 3 -en cuyo caso cerrarían contactos el relé de la línea 3 y también el del gene­
rador A-, exista el margen de tiempo suficiente para que abra el interruptor de la línea 3
(fig. 4.4).
Acluoción de lo protección 1
Tiempo d. op.,lu'o d,1 interruptor
1-_________ ::::t 100 T 200 "",
Il'IitÍo d.1
cortocircuito
Cierre del
(OrIIO(/O
Fig. 4.4 Análisis selectividad.
Tiempo (1,
IGbr •• (.comdo
d.' rel.
L
Fin d,1
cortocircuito
Ap""tufo cle'
tOntcclO

73. 126 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Un retardo de 0,3 s puede parecer muy conservador, pero no es aconsejable bajar
de este valor. Los tiempos de apenura de los interruptores automáticos oscilan entre 35
y I 10 ms, dependiendo de la importancia del elemento de la red al que van asociados.
Los tiempos más
conos corresponden a interruptores de lineas y equipos de muy alta
tensión. Por
el contrario, en la red M. T. los inlerruptores tienen tiempos de apertura su­
periores.
Tanto en uno como en otro caso, en el supuesto de cierre sobre cortocircuito
el tiempo de apenura prácticamente se duplica. De ahí el por qué del retardo mínimo
de 0.3 s.
4.1.2 Protección de sobreintensidad a tiempo dependiente o tiempo
inverso
Un relé de protección de sobreintensidad a tiempo dependiente operará en un tiempo
que es función del valor de la corriente. de forma que
cuanto mayor sea ésta, menor será
el tiempo de actuación. Por este motivo, este tipo de relés suelen denominarse «3
tiempo inverso». Los fabricantes pueden suministrar relés con diferentes característi­
cas de operación: a tiempo normal inverso (N. l.), muy inverso (M.I.), extremadamente
inverso
(E. l.), etc.
El tiempo de operación y la corriente están relacionados por una ecuación que de­
fine
la curva de operación característica del relé
siendo:
Ip -intensidad de paso
la = intensidad de ajuste
D, k = constantes de diseño
tiempo de operación (s)
El exponente D define el tipo de característica (N.!.; M.I.; EJ., etc.) (fig. 4.5).
Para
un cociente Ip {la y un exponente D dados, el tiempo de operación será tanto
mayor cuanto mayor sea k. Por consiguiente, dentro de una característica determinada
por D, laconstante k define los tiempos de actuación, y por ello suele hablarse de «carac­
terística Normal Inversa, tiempo cortO», «característica muy inversa, tiempo largo», et­
cétera.
Lo normal es que un relé de sobreintensidad, dentro de su característica, ofrezca no
sólo una curva de aCluación, sino una familia de ellas (fig. 4.6). Mediante un dispositivo
adecuado, se puede acceder a las diferentes curvas
comprendidas entre los limites supe­
rior e inferior de
la familia, adecuándose así la protección a las necesidades particulares.
Esto se suele hacer en
la práctica rotulando el recorrido del citado dispositivo con
números del I
al 10. En la posición 10, la curva ajustada es la representada por la ecua­
ción característica.
En la posición 8 , los tiempos de operación serán el80 % de los ante-
Enumeración
y descripción de los sistemas de protección más usuales 127

74. 128 Protecciones en las instalaciones eléctricas
riores, etc; finalmente, en la posición 1, los tiempos de operación serán el 10 % de los
obtenidos a partir de
la fórmula característica. En definitiva, se puede definir la si­
guiente ecuación global:
( -k Ie" (s)
(ia)"-I
donde 0,1 .,¡;; Ie,.,¡;; I
La posibilidad de seleccionar la curva de operación puede inducir a errores en el
ajuste. Generalmente, las indicaciones en
el dispositivo de selección son simplemente
orientativas. Por tanto,
lo ideal es comprobar la curva ajustada haciendo pasar co­
rriente por
el relé y verificando unos cuantos puntos. La figura 4.7 muestra un circuito
típico para estas pruebas. Un medidor de tiempo
se pone en marcha inmediatamente
cuando empieza a pasar
comente por el relé. El paro del cronómetro se efectúa con el
cierre del contacto de disparo del relé.
A'ronqulr Poro
--""""'vr----'
Al cronOmOl'IfO
Fig. 4.7 Circuito de pruebas.
Unode los valores más importantes por determinar es el valor de la intensidad que
hay que aplicar al relé para que éste empiece a funcionar. En teoría, la intensidad de
arranque
ha de ser precisamente la intensidad ajustada, aunque debe admitirse una
cierta tolerancia.
Se considera correcto que el relé «arranque» para una corriente com­
prendida dentro del margen
larr - 115 % laj ± 10 %
La figura 4.8 muestra un típico relé electromagnético de sobreintensidad a tiempo
inverso. Dispone de
un solenoide de tomas múltiples que constituyen el ajuste del relé
para varias intensidades. Los polos del solenoide actúan sobre un disco de inducción:
para ello, cada polo está partido, con una espira de sombra, en una de
las porciones. Me-
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 129
diante la acción de esta espira de sombra se produce un giro del disco con una velocidad
mayor cuanto mayor sea
el flujo en el solenoide, ya que cuanto mayor sea la comente
-como sea que las espiras son fijas-mayor serán los amperios-vuelta producidos.
En el eje del disco de inducción se encuentra el contacto móvil; el dial de tiempos
rotulado entre
I y 10 permite acercar o alejar el contacto móvil del fijo, es decir, permite
seleccionar
la curva de operación dentro de la familia.
Finalmente, un imán permanente controla la velocidad del disco amortiguándola,
a
fin de evitar «rebotes» en el contacto y conseguir un retroceso lo más suave posible. El
frenado es tanto más intenso cuanto mayor es la velocidad de giro. Por otro lado, la
magnetización aplicada al imán permitirá establecer la característica de operación den­
tro de la gama: normal, muy o extremadamente inversa.
Espiro dt .. omblO
r F"nodo
,~
~Oí:sc:o el. ;flducd6n
'7.,,1
ojus .•
---t:..:.I
~2
Fig. 4.8 Relé de sobre intensidad a tiempo inverso.
Se ha visto anteriormente que el tiempo de operación de un relé de este tipo varía
según
la corriente que lo atraviese. Por tanto, para especificar el ajuste de un relé no
basta decir que está ajustado, por ejemplo, a 300
A. Además se debe definir algún pará­
metro que indique
la curva seleccionada dentro de la familia y, teniendo en cuenta que
las indicaciones del dispositivo que especifica
el número de curva son orientativas, lo
ideal es definir el tiempo de actuación para un determinado cociente (lp / la). Por
ejemplo:
300 A -
1,5 s con Ip /Ia -5

75. 130 ProteccIones en las instalacIones eléctricas
o.
lo que es lo mismo:
300 A -
1,5 s al 500 %
Cuando se emplea siempre el mismo cociente Ip / la, ya no es necesario detallarlo,
pues queda sobrentendido:
3OOA-I,5s
Al dibujar las curvas de distintos relés para estudiar su selectividad, no se deben ol­
vidar las unidades de disparo instantáneo
si se desean evitar faltas de selectividad. Aun
en
el caso de existir retardo adicional, es posible que no haya selectividad con los ele­
mentos a tiempo dependiente a
su vanguardia para el caso de corrientes elevadas, como
ilustra
la figura 4.9.
[0
t(S)r----------,--r------------------,
0,35
Q) 0
611: 0,1 S
ZOt"lO ,i"
'~I.( I;'ti"o"
Fig. 4.9 Curvas de selectividad.
Un rele de inducción electromagnetico presenta ventajas e inconvenientes, siendo
de destacar el
tiempo de reposición. Este tiempo es el que necesita el relé, después de
operar. para pasar de nuevo a las condiciones iniciales.
En este relé el disco invierte un
cieno tiempo en retornar a su posición inicial.
Ihco~.ClDOO'
eul'H"Ó"CO
Flg.4.10 Esquema básico de protección con reconectador automático.
Enumeración y descripcíón de los sistemas de protección más usuales 131
En el ejemplo de la figura 4. 10. la protección de sobreintensidad, cuando actúa,
realiza simultáneamente dos funciones: disparo
-con su temporización-del interrup­
tor, y activación del reconectador automático.
El reconectador, transcurrido un tiempo
(del orden de 1 s), excitaría
la bobina de cierre del interruptor, con lo que se produciría
un (<reenganche».
Si persistiese la avería, el relé de sobreintensidad debería operar en el
mismo tiempo que en la ocasión anterior, pero esto sólo ocurrirá si el disco ha llegado a
su posición de reposo. De no ser así, el relé actuará en un tiempo inferior.
Desde este punto de vista, esta característica del relé constituye una ventaja,
ya
que, en caso de avería permanente, se consigue desconectar la linea en un tiempo infe­
rior al prescrito, lo
que evita mayores desperfectos.
Fig. 4.11 Esquema básico de un sistema selectivo.
En la figura 4. 11 se observa lo que puede suceder cuando existen dos protecciones
en
serie. En principio, para la avería representada, la protección más inmediata será la
que desconectará su interruptor y excitará el correspondiente reconectador automá­
tico. Sin embargo, en los dos relés habrán avanzado los discos de inducción, de forma
que de persistir la avería en el
momento del reenganche, puede darse el caso de que am­
bos relés disparen, con la consiguiente interrupción en el suministro comprendido en­
tre ambos relés. Este fenómeno no es, afortunadamente,
muy frecuente.
Este ejemplo pone de manifiesto las ventajas que un relé «electrónicQ» presenta
frente a
un relé «electromagnéticQ». En el relé electrónico es posible conseguir una
mayor exactitud en los parámetros de ajuste (toma de arranque, curva característica,
etc.) y también
-al no existir inercia mecánica-un valor y un tiempo de reposición im­
posibles de conseguir en un relé de inducción electromagnético. Por otra parte, hay que
significar que los relés electrónicos tienen su talón de Aquiles en la fuente de alimenta­
ción auxiliar.
En algunos esquemas de protección, incluso con relés electrónicos, no se
precisa fuente auxiliar de alimentación, pues la energía necesaria para la operación de
los relés
la toman éstos del propio circuito de corriente. Mediante un percutor se actúa
sobre el mecanismo de desconexión del interruptor.
Otro sistema de desconexión consiste en excitar la bobina de disparo del interrup­
tor con
la propia corriente secundaria de los transformadores de corriente. La limita­
ción de este sistema es que
la mínima corriente ajustable es la corriente necesaria para
activar el solenoide del interruptor.

76. 132 Protecciones en las instalaciones eléctricas
4.1.3 Protección de sobreintensidad con frenado de tensión
Algunos relés de sobreintensidad a tiempo inverso incorporan un elemento muy útil
para mejorar
la selectividad entre protecciones. Este elemento controla la tensión de la
red en el punto de instalación del relé. Cuanto menor sea ésta, menor será el tiempo de
actuación del elemento de control de la corriente. Este tipo de relés se clasifican en:
«controlados por tensión»
y «frenados por tensión».
En
el relé de sobreintensidad con frenado por tensión, el valor de arranque del ele­
mentode inducción está en función de la tensión de la red. Por ejemplo, al 100 % de ten­
sión
el valor de arranque es exactamente el ajustado; conforme la tensión disminuye se
reduce asimismo el valor de arranque. En caso de tensión nula (O %) el arranque se pro­
duce con sólo
el25 % del valor ajustado. La figura 4.12 muestra la curva superior de la
familia de un relé de sobreintensidad para diferente tensión.
En la figura 4. 13 puede verse que incluso con idénticos ajustes en los tres relés, A. B
Y C, la función de «frenado por tensión» establecería que fuese el relé Cel primero en ac­
tuar para
el conocircuito representado.
En el relé «controlado por tensión» la intensidad de arranque no se controla de
forma continuada como en el de «frenado», Únicamente se varía el valor de arranque a
un valor inferior cuando la tensión desciende por debajo de un determinado nivel.
Suele emplearse
el 63 % como nivel de conmutación.
En este supuesto, y volviendo a la figura 4. 13, la tensión entregada a los relés B y C
es inferior
al 63 % de la nominal. Por tanto, si se desea mantener la selectividad entre
protecciones,
la intensidad de arranque del relé B deberá ser superior a la del relé C.
'a
100·'
50
25 1-"
o
V
V
50
"'Olleo o)
1/
100 Y
'a
100"/
o
5
o 50 1GOI¡
Controlado por lensión
G.ólico b)
los gráficos a) y b) muestran la forma en que la tensión de la red influye sobre la in­
tensidad de arranque para los dos tipos de relé.
4.2
Protección de sobreintensidad direccional
En la práctica. se dan casos en que se precisan más parámetros para conseguir la necesa­
ria selectividad entre protecciones. La figura 4.
14 pone de manifiesto que, en el caso de
Enumeración y descripción de los sistemas de protección
más usuales
'0 _ _
.._-_ ... ¡
0,1 0,2 0,3 'o
. 110 .... .. ,
o v
'1 "'-' .-••
( I pIlo 1
Fig. 4.12. Caracterrsticas tiempo/corriente en un relé de frenado por tensión.
Fig. 4.13 Niveles de frenado.
133
I

77. 134 Protecciones en las instalaciones eléctricas
que los circuitos l y 2 estén funcionando en paralelo, es prácticamente imposible garan­
tizar
la selectividad entre protecciones y en definitiva desconectar un circuito, en caso
de avería, manteniendo en funcionamiento
el otro.
Si aparece una falta en el punto e, la intensidad que la estación (A) aporta al corto­
circuito se bifurcará sobre
ambos circuitos (1 Y 2) en una proporción que dependerá de
las distancias
1, 1+ x
(1, > 1,)
1, I-x
Si en la estación (A) las salidas cuentan con un equipo de protección contra so­
breintensidades,
la protección 2a tenderá a actuar antes que la protección la, ya que
1, > 1,.
Una vez ha disparado el interruptor del circuito (2), en el circuito (/) aumentará
(en mayoro menor grado) la corriente y, si el cortocircuito no se elimina de una manera
natural. disparará
el interruptor del circuito (1) al actuar su protección de sobreinten­
sidad.
En el momento en que esto se produzca, la estación (S) quedará sin alimentación,
con
la consiguiente pérdida del mercado y los problemas inherentes a toda interrupción
del servicio.
Supongamos que en
la estación (S) (fig. 4.15) las entradas están provistas de relés
de sobreintensidad no direccional.
En primerlugar, los ajustes
de sobreintensidad de cada una de las protecciones 1 by
2bdeben ser superiores a los de cada una de las salidas bx, byy bz, ya que, de otro modo,
un cortocircuito, por ejemplo en la salida bJl, podría provocar el disparo de los interrup­
tores
lb y 2b.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 135
,.,
b,
, .,
"
lb
'"
,,,
2, lb
b.
Fig. 4.15 Detalle de d istribución de intensidades.
Por otro lado, no existiría selectividad entre las protecciones lb y 2b; en caso de
cortocircuito en uno de los circuitos alimentadores, por ejemplo
el 2, la corriente que
circula a traves
de las protecciones lb y 2b sería prácticamente la misma y se produciría
el disparo de ambos interruptores ya que, evidentemente, los ajustes de sus proteccio­
nes serían idéntico
s.
En la práctica, la protección de este tipo de circuitos se confia a un equipo de so­
breintensidad direccional, cuya actuación precisa, además de que se supere
el ajuste de
intensidad. que
la potencia circule en una dirección determinada.
(A) ---.
_ lB)
, , lb o
~~~-+--------~ ,,----~-----------+'~+-~~----~~ S'
--.. Rel' no (li, ~ct;CII'>c1
Rel .. · " .... cclonol f c:;¡ruo eonlocto con Dalt!ncio en el senl ido indicado PO' lo Ilecho)
Fig. 4.16 Esquema con relés de sobreintensidad direccionales.
Suponiendo que se instalen protecciones de sobreintensidad direccionales en los
interruptores
lb y 2b de la figura 4. l 6, igual que sucedía en el caso mostrado en la figura
4. l
5, parte de la intensidad de cortocircuito proveniente de (A) pasará a través de los re-

78. 136 Protecciones en las Instalaciones eléctricas
les direccionales lb Y lb; sólo el relé 2b detectará una circulación de potencia en el sen­
lido en
que ha sido ajustado y disparará su interruplor propio, quedando el cOrlocir­
cuilo
alimenlado a Iravés del interruplor 2a, hasta que dispare su correspondienle
prolección
de sobreinlensidad. El servicio no se interrumpe ya que el circuito (1) per­
manecerá conectado en sus extremos.
Al eSlablecer las seleclividades de eSIOS relés direccionales con el resto de protec­
ciones,
no será necesario tener en cuenta los valores de ajuste de las salidas SI y S2 de la
instalación
B, dado que para cualquier falla que se produzca en ellas los relés direccio­
nales instalados en
lb y 2b la «verám, en contradirección y no operarán. No sucede lo
mismo con las ajustes de la y 2a, por lo que se deberán establecer las correspondientes
selectividades con los
mismos crilerios que si se tralara de relés de sobreintensidad no
direccionales.
4.2.1 Principio de la protección de sobreintensidad direccional
Una prolección de eSle tipo suele dividirse en dos elementos.
a) Un elemenlo direccional, que controla el senlido de circulación de la potencia.
b) Un elememo de sobreintensidad, que controla la magnitud de la corriente.
De forma general, puede decirse que el elemento direccional permite la actuación
del
elememo de sobreintensidad cuando la corriente (es decir, la polencia) circula en un
senlido
determinado. La fig. 4. 17 ilustra el principio básico. Si se aplica tensión a una
reactancia pura. la corriente que se establecerá retrasará en 90" la tensión aplicada.
'l
r 0,0,00
-
Xl -21tfL
--
"
1 =--
XL 90"
,
-
"
"
-El veClor l. tiene como módulo:
-El argumenlo de l. es:
- -arg 1, -arg l' -1t12
El flujo creado por la corriente Iv está en fase con ésta y, por tanto, retrasará tam­
bién
90· respecto a la tensión V.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 137
Así, si a un elemento de copa de inducción se le aplican una tensión y una corriente.
se crearán
dos flujos 0 v Y 0,. El flujo debido a la corriente I irá en fase con ésta, mien­
tras
que el flujo debido a la tensión V retrasará 90· respecto a la misma.
Núclto movnílico
Fig. 4.17 Unidad direccional.
En un elemento de inducción, el par máximo de giro se obtiene cuando el ángulo a
entre 0 v Y 0, es de 90·; es decir, cuando el ángulo entre Ve I sea O·. Se dice entonces que
el ángulo de par máximo es O· (fig. 4.18).
L P.N.
~
A8AIR
l.PM.(-)
"
CERRAR
L P 104.1+)
l. P. Io4.
l.P.N.
l.}
1-1
l"n~o por má.imo
l;n~o tKI' nulo
Posi'IYO
H~gol¡YO
Fig. 4.18 Definiciones tí picas de un relé direccional.
Si la copa de inducción es libre de girar en los dos sentidos, puede establecerse que
habrá un
par máximo positivo y un par máximo negativo, según se defina el sentido de
giro.
Solidariamente a la copa
de inducción puede montarse un contacto que gira con
esta; en el caso de
que la copa gire en el sentido prefijado, tenderá a cerrar un contacto

79. 138 Protecciones en las instalaciones eléctricas
que puede utilizarse para propósitos de señalización o maniobra de interruptores. En la
construcción típica del relé, sólo se permite el giro de la copa en un sentido: el de cierre
del contacto.
En algunos modelos de relés, se inserta una resistencia en
el circuito de tensión del
elemento direccional. Con ello se consigue que la corriente
1 .. creadora del flujo 1Il .. re­
trase a
Ven un ángulo determinado (ángulo interno del relé) y se modifique la caracte­
rística de operación. Hay relés que están construidos
de forma que este ángulo interno
(a) es conmutable. Si, por ejemplo, el valor normal es de 70' (ind.) e intercalando la re­
sistencia pasa a ser
45' (ind.), los ángulos (ep) de par máximo serán, por lo tanto, de 45'
(cap.) o 20' (cap.) respectivamente, como se muestra en las figuras 4.19 y 4.20.
l P N.
'/1,
,
l P "'. (-)
Fig. 4.19.
1 -corriente en el circuito amperimétrico
1Il,. flujo debido a 1
V
= tensión aplicada al circuito voltimétrico
/, -corriente en el circuito voltimétrico
III ,. flujo debido a V
l.P,"'.C+)
L P,N,
a = ángulo de desfase entre Ve 1, (circuito voltimétrico)
I{J -ángulo de desfase entre Ve 1 (para obtener el par máximo positivo)
l P.N
Fi9·4.20.
Enumeración y descripción
de los sistemas de protección más usuales
Así,
el par viene dado, en general, por la expresión:
cuando:
a, con su signo:
Par -
k· V'¡' sen (ep -a)
I{J-a Par nulo
I{J -180 + a Par nulo
I{J -90 + a Par máximo positivo
I{J -270 + a Par máximo negativo
(-) si 1, retrasa con respecto a V (inductivo)
(+) si 1, adelanta con respecto a V (capacitivo)
139
Para conseguir que la unidad de sobreintensidad a tiempo dependiente opere ex­
clusivamente cuando la dirección de la corriente sea
la correcta, basta hacer que el con­
tacto del elemento direccional cortocircuite las bobinas de sombra en los polos del ele­
mento de sobreintensidad.
Una vez cerrado el contacto de la unidad direccional, la operación de la protección
queda supeditada al valor de
la corriente. En ese momento entra en funcionamiento el
elemento de sobreintensidad, que puede ser a tiempo inverso o instantáneo, o bien
el conjunto de ambas características.
Según sea la situación en
el plano del vector 1 (suponiéndole siempre la misma
magnitud)
el valor del par creado en la copa de inducción variará según los valores la
diferencia de ángulos.
Ángulo
é,.-él Par
± 90' P máx
O' 0180' O
30' o 150'
1 P . -max
2
60' o 120' .:fl P máx
2
Además de lo expuesto hasta ahora, en la característica de actuación de un relé di­
reccional siempre hay que tener en cuenta la llamada «zona muerta».
En esta zona se
supone que la actuación del elemento direccional será dudosa, ya que el par creado es
débil (fig. 4.21).

80. 140 Protecciones en las instalaciones eléctricas
L P,M. (+)
__________ ~~-.~~~--_V
L.P.M.(-)
Ftg. 4.21 Zonas de operación indefinida en un ralá direccional.
4.2.2 Protección direccional de fases
La magnitud más crítica en un relé direccional es precisamente la tensión de referencia,
también llamada «de polarizacióm). Interesa que, en cualesquiera condiciones, llegue al
relé una tensión mínima. de forma que pueda efectuarse
la correcta determinación de la
direccionalidad.
Si se dispone de un relé de sobreintensidad direccional que controle la corriente de
la fase R y está polarizado con la tensión fase R-tierra, al producirse una falta en bornes
del transformador de tensión, es muy posible que
la tensión aplicada al relé no sea sufi­
ciente para garantizar su adecuada actuación.
Por esta razón
se utilizan tensiones entre fases para polarizar relés direccionales;
los posibles tipos de conexión
se definen por el ángulo en que la tensión de polarización
aplicada desfasa a
la tensión de la fase a la que está conectado el elemento de sobreinten­
sidad
(fig. 4.22).
VR
VT &. _______ -i;.vs
YS-YT
Flg. 4,22 Tensiones simples y compuestas en un sistema trifásico.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales
Así, para
el relé de la fase R pueden darse los siguientes tipos de conexión:
90·
indo
90· cap.
ISO· indo
30· cap.
30·
indo
ISO· cap.
V
T
-Vs
Vs -
V
T
VT-V.
V. -V
T
V. -V,
Vs-V.
141
El tipo de conexión se escoge en función de las características de la red. Por ejem­
plo.
la impedancia de una línea aérea tiene un argumento comprendido entre 30 y 80·.
Si los relés de fase de la protección direccional de sobreintensidad se conectan a 90· cap.
y
el ángulo característico (o de par máximo) del relé es 3S· cap., la línea de par máximo
quedará a
SS· ind., que es el valor medio entre 30 y 80· (fig. 4.23).
,.
,.
I'IE-----'----\15 -\lT
Fig. 4.23 Angulos de conexión en una Ifnea aérea.
Por tanto, este tipo de conexión es idónea para la protección de equipos y circuitos
con elevados ángulos inductivos. En cambio, en un cable subterráneo, la resistencia óh­
mica predomina sobre
la reactancia, obteniéndose generalmente argumentos de impe­
dancia entre O y 30·
indo En este caso, será interesante conectar los relés a 30· cap. y utili­
zar relés con ángulo característico de valor nulo próximo a
15" cap. (fig. 4.24).
VA_ \lT
,.
Fig. 4.24 Angulas de conexión en un cable subterráneo.

81. 142 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Es importante observar que en el caso poco frecuente de cortocircuito trifásico en
las proximidades de los transformadores de tensión que alimentan la protección, todas
las tensIOnes de polarización asumirán valores que
no pueden garantizar la correcta ac­
tuación de los relés direccionales. Pese a todo, los
modernos relés electrónicos tienen un
limite muy bajo para la tensión de polarización, llegando hasta
0,1 V.
4.2.3 Protección direccional de neutro
Los relés direccionales de neutro merecen un comentario adicional. En el caso de corto­
circuitos a tierra,
la tensión que se lleva al relé para propósito de polarización es la ten­
sión residual del sistema. Esta tensión puede obtenerse
por medio de la conexión en
«triángulo abierto» de los secundarios de los transformadores
de tensión (fig. 4.25).
---.. OIRECCION DE DISPARO
_l.
,S
_IT
..¡,.
lIM:IR+/Sf.IT
[1-
1 Uo ¡ ... ELE 1, I
¡
1 " /
,. '-
k
os
I
I
"
>--
I ....
--
Fig. 4.25 Obtención de las magnitudes de medida para un relé direccional de neutro.
La figura 4.26 muestra detalladamente las magnitudes involucradas en el caso de
una falta monofásica a tierra en la fase
R. Se supone que las condiciones normales
de servicio introducen
un factor de potencia inductivo, de forma que la corriente IR re­
trase a
la tensión V R en un ángulo de 20 + 30". Al producirse el defecto a tierra, la ten­
sión fase R-tierra en
el punto de medida disminuye a consecuencia del mayor nivel de
corriente
IR' La corriente IR, cortocircuitada la carga por la falta a tierra, asume un
nuevo ángulo respecto a
V R (se ha considerado que el ángulo característico del circuito
es altamente inductivo, del orden del 60·, lo que es típico para
una línea aérea). La apa­
rición del cortocircuito desequilibra los sistemas vectoriales
de tensiones e intensida­
des, apareciendo los vectores resultantes
U .. IN' que vienen relacionados por
U
O--I
N
2
0
Vo--lo 20
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 143
'.
'.
'r _---.,f...
'r .E. ____ ....,-_-"" 's
uo::vo=o IN * o
's
CONDICIONES NORMALES
'.
'.
'. c..-'-_____ ~ 's
fALTA MQNOfASICA R_flERAA
VECTORES ENTREc.AOOS AL RELE DIRECCIONAL
Fig. 4.26 Polarización por tensión de relés direccionales de neutro.
A diferencia de los relés de fase, el ángulo entre la tensión y la intensidad de neutro
no es función del argumento de la impedancia del equipo protegido, sino del de la impe­
dancia homopolar de
la red hasta el punto de instalación. Así, si la red está puesta a tie­
rra rígidamente o por medio de una reactancia limitadora,
el ángulo será predominan­
temente inductivo.
Si en algún punto del sistema fuese insuficiente la tensión residual para polarizar
un relé direccional o
si los transformadores de tensión de que se disponga no satisfacie­
ran las condiciones necesarias para suministrar la tensión residual, el relé puede ser po­
larizado a partir de la corriente de neutro de un transformador de potencia local o con
la
corriente de neutro de un compensador. La corriente de neutro y la corriente residual de
linea estarán en fase
y, por consiguiente, el relé deberá diseñarse para, con esa condi­
ción,
dar el par máximo. La corriente de neutro circulará siempre de tierra a red, mien­
tras que, según donde esté situada la falta, la corriente residual de línea circulará en una
u otra dirección a través del relé; esto conforma
el comportamiento direccional.
Cuando se conectan en paralelo más
de un transformador con neutro a tierra, debe ins­
talarse un transformaoor de corriente para cada uno de los neutros, con sus devanados
secldarios conectados
en paralelo al relé.

82. 144 Protecciones en las instalaciones eléctricas
.... f---OIRECCION DE DISPARO ...---D1RECCION DE DISPARO
-
L--
..- I
-
I
-,- I
¡,-
-
~ -
<L¡
I I I
~ "
I I
'-----
SIN CO MPENSADOR
~ ... I
-
CON COMPENSAOOR
Fig. 4.27 Conexiones para polari zación por corriente c on transformador.1 / A.
La figura 4.27.muestra la conexión del relé direccional para los casos más comunes
de puesta a tierra del sistema.
El convenio adoptado es que el relé cerrará su contactos
cuando
las corrientes que recorran las bobinas de operación y polarización estén en
fase. Surgen casos especiales en los que debe examinarse detenidamente la distribución
de corrientes de secuencia homopolar.
Un transformador estrella / estrella no
es apropiado para polarizar relés direccio­
nales aunque ambos puntos de estrella estén a tierra. Un transformador de corriente co­
nectado a uno de los neutros no sería conveniente,
ya que la polaridad de la corriente
puede invertirse según en qué lado del transformador esté
la falta. Tampoco sería con­
veniente conectar dos transformadores de corriente en paralelo,
ya que la corriente re­
sultante tenderia a ser nula.
Los transformadores de tres devanados, con uno O más de ellos conectados en
triángu
lo, si son adecuados para propósitos de polarización. En el supuesto de que sólo
uno de
los puntos de estrella estuviese conectado a tierra, un transformador de co­
rriente conectado
en ese neutro bastaría para polarizar al relé. Sin embargo, si están a
tierra los dos puntos de estrella
es preciso emplear un transformador de coniente en
cada neutro. como en la figura 4.28, y conectarlos en paralelo con el relé. Para que la po­
larización
sea satisfactoria, las relaciones de los transformadores de coniente deberán
elegirse teniendo en cuenta que en
el transformador de potencia las conientes prima­
rias son inversamente proporcionales a
la relación de tensiones.
Una variante de este método
es utilizar un transformador de corriente sobre el de­
vanado triángulo, siempre y cuando este devanado
no tome carga, en cuyo caso debería
emplearse
un transformador de coniente en cada fase del triángulo para impedir que un
desequilibrio de carga o corrientes de cortocircuito provoquen una polarización inco­
rrecta.
Enumeración
y descripción de los sistemas de protección más usuales
T
I
I
I
I
1I0llY
"
I ~
I
,--------------/
2201lY I"UfNTE
lOO I ~ A
- T
\,-----______ 1
Fig.4. 28 Polarización por corriente con transformador A/ 6/ A.
145
Muchos sistemas de potencia utilizan autotransformadores rígidamente conecta­
dos a tierra
y un devanado en triángulo para el intercambio de potencia de una a otra
red; particularmente cuando
la relación de tensiones es menor de 2: l.
La conexión a tierra única del neutro de los autotransforrnadores puede no ser con­
veniente para la polarización. Para toda falta a tierra en
el lado B.T., la coniente de neu­
tro circulará hacia
<<arriba»; pero, para faltas a tierra en el lado de A.T. la coniente
puede dirigirse de
<<arriba abajo» o viceversa, o incluso puede ser nula.
Si la dirección de la corriente en el neutro fuese siempre hacia «arriba», indepen­
dientemente de
la situación de la falta, puede polarizarse el relé direccional con un
transformador de corriente en el neutro.
En circunstancias extremas, la tensión residual puede ser baja debido a la baja im­
pedancia de los transformadores de alimentación conectados, mientras que, en otros
casos,
se da la posibilidad de que los transformadores locales estén todos desconecta­
dos.
En tal caso se emplean relés con sistema de doble polarización; los devanados del
relé son energizados, respectivamente, por la tensión y
la coniente residuales. Es proba­
ble que una u otra de estas cantidades sea insuficiente, pero
al aplicarlas simultánea­
mente se complementan para entregar
el par adecuado.
No obstante, la posibilidad de actuación incorrecta de un relé polarizado por ten­
sión
es muy remota para cualquier condición práctica del sistema.
4.3 Configuraciones típicas en protecciones de sobreintensidad
En un sistema trifásico con neutro aislado, si se desea proteger un equipo contra corto­
circuitos se debería, en principio, instalar tres relés de sobreintensidad, uno en cada
fase.
Analizar¡do los posibles cortocircuitos que pueden darse, resultan ser cuatro. a
saber:

83. 146 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Conocircuito bifásico R -S
Conocircuito bifásico S -
T
Conocircuito bifásico T -R
Conocircuito trifásico R -S -T
J.
-~ 1>
Flg.4.29 Protección de sobre intensidad en una red con neutro aislado.
Si se instalan sólo dos relés, en las,fases Sy T(fig. 4.29), todo un conocircuito será
detectado por
-al menos-un relé. En caso de avería de uno de los dos relés, sería impo­
sible detectar uno de los cuatro casos.
Es imponante hacer notar aquí el hecho de que,
para reducir costes,
los relés electrónicos suelen construirse con un único elemento de
medida y una única fuente de alimentación.
La avería de la fuente o del elemento
de medida suponen
la inutilidad de toda la protección.
El criterio de seguridad resulta muy dificil de establecer; no obstante, en los casos
de gran responsabilidad es suficiente con tres relés,
uno por fase. En el supuesto de que
los relés precisen una tensión auxiliar de alimentación se procurará que
su procedencia
sea segura.
De cualquier forma, en una protección el relé no es el único elemento; pue­
den fallar otros. como por ejemplo
la bobina de apertura del interruptor, el mecanismo
de éste,
la batería de la estación, la circuitería, etc.
En conclusión, en el caso de una red con el neutro aislado. lo usual es instalar dos
relés en las fases.
En el caso de sistemas con neutro puesto a tierra, el número de posibles conocircui­
tos
es siete, a saber:
trifásico
R -S -T
bifásicos R -S; S -T; T -R
monofásicos R -N; S -N: T -N
También en este caso se puede ahorrar un relé de fase (fig. 4.30). Es usual que la co­
rriente de conocircuito en
el caso de faltas monofásicas sea inferior a la que se produce
en
el caso de faltas entre fases (sobre todo si en el neutro del sistema se instalan impe­
dancias limitado
ras). En algunos casos, esta corriente de conocircuito monofásico
puede llegar a ser inferior a
la corriente normal de carga del circuito protegido y, puesto
que
los relés de fase han de estar ajustados necesariamente por encima de ésta, la única
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 147
Fig. 4.30 Protección de sobreintensidad en una red con neutro a tierra.
forma de detectar las faltas a tierra es instalar un tercer relé que controle la corriente de
neutro.
Se suele instalar dicho relé en el circuito residual de los transformadores de in­
tensidad.
Si'n embargo, lo más correcto será obtener esta intensidad residual haciendo
pasar
-si ello es posible-las tres fases por el interior de un transformador toroidal, dado
que en
el circuito residual pueden aparecer corrientes debidas a la diferente respuesta de·
los tres transformadores.
El error puede ser muy imponante, sobre todo en el caso
de componente asimétrica en las corrientes o en
el caso de saturación porconocircuitos
violentos.
En conclusión, en
el caso de una red con neutro a tierra lo usual es instalar dos relés
en las fases y uno en
el neutro.
4.4 Protección diferencial
Las protecciones diferenciales constituyen sistemas de protección absolutamente selec­
tivos o «cerrados», es decir, sistemas en los cuales la operación y selectividad dependen
únicamente de
la comparación de las intensidades de cada uno de los extremos de la
zona protegida.
4.4.1 Principios básicos
Las protecciones diferenciales están basadas en la primera ley de Kirchhoff, que dice
que «
la suma vectorial de todas las intensidades que llegan a un nudo debe ser cero».
Si se considera el elemento que hay que proteger como un nudo y se instalan trans­
formadores de intensidad en cada
una de sus entradas-salidas (2,3 ... n) la protección
puede ser un simple relé de sobreintensidad que ordene disparo en
el momento que esta
suma no sea cero, lo que equivale a una falta interna.
En condiciones normales, es decir, sin anomalía en la
zona comprendida entre los
transformadores de intensidad,la corriente «pasa» a través del elemento protegido.
Lo
mismo ocurre en el circuito secundario de los transformadores. El equilibrio entre am­
bas corrientes secundarias
no produce ninguna corriente en el circuito «diferencial»
donde está instalado el relé de intensidad (fig. 4.31).

84. 148 Protecciones en las instalaciones eléctricas
"
ElEMENTO
"
PROTECIOO
", ,',
" ~
1
f
"
", ,
Fig. 4.31 Protección diferencial.
Naturalmente, esto es sólo teoría. Los transformadores de intensidad tienen erro­
res de transformación, en módulo y argumento, no siempre despreciables.
" "
ElEt./ENTO
>;< •
PROTEGIDO •
W
I
"1
CORTO
", 'í
CIRCUITO
" ¡
1
r
", ,',
Fig. 4.32 Falta externa.
Por ejemplo, en el caso de falta externa (fig. 4.32), las corrientes de cortocircuito
pueden ser muy superiores a las normales. Porconsiguiente, también los errores
se mul­
tiplican. Esto lleva a
la conclusión de que el relé diferencial debe tener un ajuste mínimo
que garantice la estabilidad de la protección en ocasión de cortocircui los externos. En el
supuesto que el relé diferencial se ajustara para evitar disparos incorrectos, de forma
que no actúe con corrientes diferenciales inferiores a l A, Y los transformadores de in­
tensidad fuesen, por ejemplo, de relación 800
/5, esto supondría que, en caso de falta
interna,
el relé no operaría para desequilibrios inferiores a 160 A.
Existe otro fenómeno que también puede influir sobre este tipo de protecciones: la
saturación
de los transformadores de intensidad. Esta saturación puede producirse bien
por la propia magnitud de
la corriente de cortocircuito o por la posible componente asi­
métrica en la forma de onda.
La desigual respuesta de los transformadores produce fal­
sas corrientes diferenciales. Para este problema existen varias soluciones.
La primera
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales
149
de ellas consiste en temporizar el disparo del relé diferencial el tiempo suficiente (del or­
den de 0,5 .. 0,8
s). Esta solución es inaceptable cuando la protección se aplica a equipos
de gran responsabilidad
y costo (trafos y generadores), ya que el mantener 0,5 s un posi­
ble cortocircuito interno puede
dar lugar a grandes desperfectos.
Una segunda solución
es disponer de un relé diferencial extrarrápido, capaz de de­
cidir
si debe o no actuar dentro de los 5 ms siguientes al cortocircuito, cuando aún no se
ha producido
la saturación en los transformadores de intensidad.
En el caso de falta interna, el circuito diferencial está siempre recorrido por la co­
rriente de falta
(1 d -1 F)' tanto en el caso de que el cortocircuito esté alimentado por un
solo lado
del elemento protegido como si lo está por los dos (fig. 4.33). Por otro lado, la
suma aritmética de las intensidades en los circuitos secundarios 1 A -l 1, 1+ 1/, I resulta
ser. asimismo, igual a la corriente de falta,
si se suponen en fase las dos corrientes que
confluyen
al cortocircuito.
En cambio, para una falta externa, la corriente diferencial Id tiende a ser nula -a ex­
cepción del efecto producido por los errores de transformación-, mientras que
1 A es del
orden de dos veces la intensidad que
el elemento protegido aporta al cortocircuito ex­
terno.
y
"
I
" -
" -
ElEIo4["NTO
PROTEGIDO
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PROTEGIOO
..'í- ",
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Id a Il't • I'Z ) = I F
Fig. 4.33 Falta interna.
~"
I
" 4"
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I
J
•

85. 150 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Del examen de las figuras 4.32 y 4.33 se deduce que en cualesq uiera condiciones de
falta interna:
Mientras que, en caso de falta externa
Para aument
ar la seguridad del relé, algunos modelos incorporan lo que se deno­
mina "función de frenado por corriente
circulante», que bloquea el disparo de la prot ec­
ción en caso de que la intensidad diferencial (l.) no supere un porcentaje preestablecido
de la intensidad antagonista o de frenado (1 AJ.
Con esta función de frenado, se consigue insensibilizar el relé para los desequili­
brios que pueden darse en caso de faltas externas; en cambio, el relé puede seguir
ac­
tuando correctamente para faltas internas. Las pendientes más usuales están en el mar­
gen comprendido entre el 20 + 60 %.
En los relés que incorporan la función de frenado, se dice, por ejemplo, que «el relé
tiene una pendiente del 50
%». Esto quiere decir que para que el relé opere es necesario
que
la corriente diferencial sea, al menos, la mitad que la corriente antagonista.
En la figura 4.34 se detallan diferentes situaciones de falta con el esquema com­
pleto de un relé diferencial.
La figura 4.35 muestra la característica de operación de un relé diferencial, con una
pendiente del
50 % Y una corriente mínima de operación de I A.
Incluso en un relé con frenado es preciso un ajuste mínimo que cubra desequili­
brios diferenciales. Para ilustrar este concepto, imagínese
una protección diferencial
ap
licada a una línea aérea de ciena longitud y, por consiguiente, con una ciena reactan­
cia capacitiva.
Al conectar la línea desde un extremo, la corriente capacitiva resulta ser una co­
rriente diferencial e igual
al 100 % de la corriente circ ulante en el circuito exterior. La
corriente mínima de actuación del relé diferencial ha de ser supe rior a la corriente capa­
citiva de
la línea si se desea evit ar el disparo.
En las conexiones en vacío de transformadores es usual obtener una elevada co­
rriente de magnetización en
el devanado que ha sido conectad o. Como quiera que el
otro devanado no lleva corriente, la corriente
de magnetización aparecerá en el circuito
diferencial de
la protección.
El valor de esta corriente para transformadores de potencia superiores a
10 MV A y
núcleos de grano o rientado puede ser, en los instantes iniciales, de hast a:
5 a 10 l. al conectar el lado A.T.
l
Oa 20 l. al conectar el lado B. T.
La magnitud y duración de esta corriente depende, entre otras cosas, d e:
-el diseño del transformador
-grupo de conexión
,
EnumeraciÓn y descripción de los sistemas de protección más usuales 151
HEIoI[NTO
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~ t
lu~
l,=t 11 1I (i!'
lu
Fig. 4. 34 Esquemas de detalle de funcionamiento.

86. 152 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Fig. 4.35 Función de frenado en un relé diferencial.
-sistema de puesta a tierra
-
si hay otros transformadores en paralelo
En general, la duración puede ser de algunos segundos.
Las modernas protecciones diferenciales cuentan con un elemento para
el frenado
por corrientes magnetizantes. Este elemento se basa en
el hecho que en las corrientes de
este tipo hay una componente de segundo armónico muy superior a
la que aparece en
las corrientes de cortocircuito.
Algunos transformadores (sobre todo los acoplados a un generador) pueden verse
sometidos, ocasionalmente, a sobretensiones de corta duración. Los transformadores
con núcleos de grano orientado tienen una densidad de flujo magnético elevada. Por
este motivo,
la corriente de excitación con sobretensiones del 20 al 30 % puede llegar a
valores de lOa
100 veces su valor normal. Esta corriente podría provocar la actuación
de
la protección.
Las protecciones diferenciales modernas cuentan con
el hecho de que las corrientes
de excitación, con altas densidades de flujo, contienen una
componente del quinto ar­
mónico relativamente grande. Lo usual es
montar en el circuito diferencial dos circui­
tos
Le resonantes para las frecuencias de 100 Hz y 250 Hz, respectivamente. La tensión
obtenida (suma de ambos)
se resta de la tensión diferencial. El resultado es el que se
compara con la tensión producida por la corriente circulante (fig. 4.36).
La relación de espiras entre TI y T, determina la pendiente del relé.
Evidentemente, al asegurar más y más
la correcta operación de una protección di­
ferencial de transformador, también
se diminuye la sensibilidad del relé. En las faltas a
tierra generalmente resulta inferior
la corriente de cortocircuito, en especial cuando
existe
una impedancia limitadora entre el neutro y tierra. El valor de esta impedancia
sumado a
la resistencia del arco puede hacer que la corriente del cortocircuito provoque
un desequilibrio que la protección diferencial sea incapaz de detectar.
Enumeración V descripción de los sistemas de protección más usuales 153
~
I
'. i 1,
~
TRANSf'ORIoIADOR
(
o

"
)
" -
r~
.!l-..'1.-
I
I
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!ttn.¡óft '¡Hulan'.
1 '"nliOn chf.'l'ndal
1·"·,",,;,., ... ·,-"_do ormó Ñto)
l·-··-"~
11·, S·)
Fig. 4.36 Frenado de 2.
0
y 5.
0
armóni co.
1 'OOO'Ó" ••
Idillll'"ntio!
O
Doeroción
_tirCl,llon,.)
No se debe olvidar que, en el caso de un transformador, el relé diferencial tiene a
uno y otro lado distintas relaciones de transformación. Así, un relé ajustado a l A, con
transformadores de intensidad de relaciones 1.000 /5 Y 4.000
/5, operará para desequi­
librios de 200 A en
el arrollamiento de A.T. y 800 A en el de B.T. Si este arrollamiento
está puesto a tierra a través de una impedancia limitadora, es posible que una falta a tie­
rra no supere los 800 A de desequilibrio.
4.4.2. Mezclado de intensidades
Las protecciones diferenciales clásicas tratan de reflejar exactamente en los circuitos se­
cundarios las corrientes que recorren los circuitos primarios.
En el circuito secundario
se
monta un relé por fase.
En la figura 4.37 se aprecia que el circuito diferencial es un circuito de 4 conducto­
res y 3 relés diferenciales.
Es económicamente muy interesante reducir el número de re­
lés y conductores que hay que utilizar. Para conseguirlo se recurre al «mezclado» de in­
tensidades, que consiste en realizar una suma de las tres intensidades multiplicadas por
unos coeficientes determinados, con
la condición de que la intensidad suma nunca sea
nula para todo tipo de falta.

87. 154 Protecciones en las instalaciones eléctricas
~ ~
~ -..!.1!.
~ I '"
C? $ $ ,., .. d,"""".'''-
I
Fig. 4.37 Esquema secundario trifásico.
La solución física de esta suma se realiza por medio de un transformador auxiliar
con varias tomas en
el arrollamiento primario. Las corrientes 1 R, 1 s' 1 T se conectan a to­
mas distintas. Por
lo tanto, la corriente de salida 1 es la resultante de la mezcla de las co­
rrientes de entrada
(fig_ 4.38)_
,
siendo A, B, e coeficientes proporcionales al número de espiras.
"
~+
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Fig. 4.38 Relé diferencial con mezcla de intensidades.
Supóngase que el número de espiras (N) es el mismo en ambos arrollamientos. Su­
póngase, además, que cada tramo de arrollamiento primario abarca
N/ 3 espiras_
Entonces, para conseguir
la misma corriente I de salida, serán necesarias distintas
corrientes de entrada:
IR-N-I-N; IR-I
2 2
I
S
-
3
N-I-N; Is·
3
-1; Is-1,5/R
1 I
lT -3 N -1- N; ; -1; lT -3 IR
N 1
l.s---I-N; ~=I ; I.s-3/.
3 3
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 155
En el caso de alimentación trifásica, se tiene que:
pero
con
lo que
En resumen, si una corriente Id produce la operación del relé diferencial, para
cada tipo de falta se precisará una corriente distinta, según se relaciona en
la siguiente
tabla:
Tipo de falta
Corriente
necesaria
R Id
S 1,5 Id
T 3 Id
RS 31d
ST 3
Id
RT 1,5 Id
RST 1,73 Id

88. 156 Protecciones en las instalaciones eléctri cas
El «mezclado» de intensidades tiene ventajas y también inconvenientes, ya que la
sensibilidad de la protección depende del tipo de cortocircuito. Esto no es muy grave en
el caso de cortocircuitos polifásicos ya que las intensidades de falta son elevadas. En el
caso de cortocircuitos monofásicos, en particular en la fase T del ejemplo, pudiera suce­
der que
la protección diferencial no los detectase (es sabido que es usual limitar la co­
rriente de falta a tierra en determinadas tensiones de distribución).
Es práctica usual en las protecciones que utilizan este tipo de mezclado condicio­
nar
el disparo de la protección diferencial a la actuación de un elemento de sobreinten­
si dad (arrancador), con lo que se consigue tener una sensibilidad independiente de la
fase afectada por la falta.
En ocasiones, el sistema de protección realiza un mezclado de las componentes si­
métricas de las intensidades en vez de mezclar las corrientes en sí mismas (lig. 4.39).
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Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 157
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Fig. 4. 39 Mezcla de componentes simétricas. bl '.11. i"tuftO
Este sistema es de coste superior a los anteriores, por lo que sólo se utiliza en aque­
llos casos en los que
se precisa una gran sensibilidad. Normalmente no se utiliza la com­
ponente homopolar, sino las componentes directa e inversa.
La componente inversa
está presente en todo tipo de cortocircuito desequilibrado.
La componente directa está
presente en cualesquiera condiciones. Puesto que
la presencia de componente inversa
es sinónimo de anomalía, su proporción en la mezcla es superior a la de la componente
directa. Los valores más generalizados son
A --1 Y B -6.
4.4.3. Detección de faltas resistentes
Suponiendo que en un arrollamiento de 25 kV de un transformador se limita la co­
rriente de falta a tierra a un máximo de 600
A, se comprende que, si aparece una falta a
Fig. 4.40 Funcionamiento de la protección diferencial de neutro.
tierra, el valor de la corriente de cortocircuito puede ser tan pequeño que no pueda ser
detectado por
la protección diferencial de fases, al pasar por el devanado de operación
una corriente inferior
al valor de ajuste.
Por este motivo.
es usual instalar una protección denominada diferencial de neu­
tro o protección Holmgreen.
La filosofía de esta protección se basa en que, en condicio­
nes normales del servicio, no pasa corriente por
el circuito residual de los T / 1.
Esta protección, que puede montarse aislada o conjuntamente con la protección
diferencial de fases, no
se ve afectada por el hecho de que el transformador tenga o no
cambia\lor de tomas.
La figura 4.40 muestra cómo se comporta este tipo de protección
ante faltas a tierra, intemas o externas, con alimentación unilateral.

89. 158 Protecciones en las instalaciones eléctricas
¿Qué tipo de relé deberá utilizarse para la protección diferencial de neutro? En
principio parece que no existiría inconveniente alguno en que este relé fuese amperimé­
trico (de baja impedancia). Sin embargo, se verá en el siguiente ejemplo (fig. 4.41) que
es más conveniente emplear un relé voltimétrico (de aha impedancia).
Si se supone un transformador de potencia 30 MV A con una reactancia de corto­
circuito del 8
%, que trabaja, en secundario, a 11 kV, con una resistencia de puesta a tie­
rra de 6,35
n que limita a 1.000 A la comente de falta a tierra en el secundario, la co­
rriente
nominal resulta:
1, -
30.000 _ 1.574 A
llJ)
en caso de cortocircuito trifásico:
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Fig. 4.41 Ejemplo trato 30 MVA.
Los T 11 tienen las siguien1es características:
s-30 VA; clase 1; 1.50015 A
-r
Es posible que, a plena carga, el error de los T 11 sea del orden del 2 %; es decir,
0,1 A en
el secundario. En el caso de un cortocircuito trifásico el error podrá alcanzar el
4
% (2,6 A en el secundario).
4
19.675 _5 __ 2,6 A
100 1.500
Y este valor, llevado al
primario
2 6 1.500 _ 780 A
, 5
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 159
Es decir, para impedir una operación intempestiva del relé (amperimétrico) por
una falta externa, debe dársele un ajuste que cubra los posibles errores de los T / 1, con
lo cual la protección es muy insensible. Así, en el caso de un cortocircuito a tierra, para
que sea detectado por
la protección deberá tener, como máximo, un valor óhmico de
Un relé vohimétrico puede resolver este problema de una forma más satisfactoria.
A plena carga, en bornes de cada T 1l aparecerá una caída de tensión
máxima de
30
V---6V
5
En el caso más desfavorable para la protección, es decir, el cortocircuito trifásico
con lo cual
v -12,5' 6 - 75 V
De esta tensión, el relé sólo podrá ver una pequeña parte producida por los errores
de los T 1
1, ya que teóricamen1e los T 1 I de fase entregan al relé un sistema trifásico y si­
métrico de tensiones.
En el caso de una faha interna, monofásica a tierra, no pasa corriente de cortocir­
cuito por
elT / I de la fase afectada, pero si por el TI I de neutro. Esto equiva le a que el
TI I de neutro trabaja en condiciones similares a las de circuito abierto.
Obsérvese que. aunque
la l sea pequeña y también la tensión en bornes del prima­
rio. la tensión que se obtendrá a bornes del relé será
una tensión elevada:
u -U 1.500. U -300 U
I P 5 • s p
Esto en teoría. pues la saturación magnética del transformador implica un limite
en la tensión secundaria. Sin embargo, no es dificil
encontrar tensiones entre 100 Y
150
V.
En caso de una falta externa, pasa la misma corriente por el TI I de neutro que por
el
de la fase afectada y, por tanto. como estas corrientes producen caídas de tensión
opuestas, el relé queda sometido a una tensión relativamente baja.
Por tanto, un relé de tensión es lo más adecuado para esta protección. Para deter­
minar el ajuste de la protección, lo ideal es medir la tensión a bornes del relé en condi­
ciones de máxima carga
y. a continuación, calcular la tensión que aparecería en el caso
de cortocircuito trifásico externo.
El relé de tensión se ajustaría a un valor superior al
ubtenido en el cálculo.

90. 160 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Si el transformador funcionase al 10 % de la plena carga y la tensión en bornes del
relé fuera de
0,2 Y, cuando eltrafo trabaje a plena carga se puede pensar que la tensión
será de 2
Y. Si la reactancia de cortocircuito del transformadores del 8 %,Ia intensidad
de cortocircuito trifásico será
12,5 veces la nominal y la tensión a bornes del relé 25 Y.
Se ajustará el relé a 25 + 30 Y.
La experiencia de utilización de este tipo de protección muestra que deben tomarse
precauciones
en la elección del relé que vaya a emplearse, habida cuenta de las magnitu­
des de tensión que pueden producirse.
La instalación de resistencias YDR (Vo/tage Dependent Resistor) en paralelo con el
relé ofrece protección a éste y permite utilizar equipos sin necesidad de que respondan a
unas características especiales.
4.4.4 Protección diferencial longitudinal
En el caso general de protección diferencial de un circuito trifásico se precisa montar
tres relés diferenciales conectados a las fases y
el neutro, es decir, son necesarios 4 con­
ductores entre los dos extremos.
Aun utilizando
el mezclado de corrientes, que permite reducir el número de relés y
de conductores, no
se resuelven todos los problemas que pueden presentarse en el caso
d~ protección de líneas o cables.
Para
un reparto eficaz de cargas entre los secundarios de los T / l de ambos extre­
mos
lo ideal es que la longitud de los hilos pilotos entre los T / I Y la protección, a cada
lado de ésta, sean iguales.
Como ello no
es posible en el caso de lineas O cables de cierta longitud, por estar el
equipo de protección en una de las dos dependencias, es evidente que los secundarios
de los T / 1 más alejados
se resentirán.
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Fig. 4.42 Principio de funcionamiento.
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Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 161
Aun suponiendo vencido este obstáculo, e instalado el relé en un punto dado, se
haría preciso enviar los impulsos de disparo al interruptor de cada extremo, incremen­
tándose
el coste y las dificultades de los circuitos auxiliares.
El sistema de protección que resuelve estos problemas es el de «protección diferen­
ciallongitudinab>. Existen dos versiones, según los relés utilizados, que reciben
el nom­
bre de protección diferencial longitudinal de
comente o de tensión. En definitiva, una y
otra versión precisan de dos hilos piloto y dos relés, uno en cada extremo del circuito
protegido.
En la figura 4.42 se define el principio de funcionamiento de una protección dife­
rencial clásica, que consiste en
un relé que detecta la diferencia de comente entre extre­
mos del cable que
se protege. En servicio normal, suponiendo que el cable no tiene nin­
gún fallo de aislamiento y despreciando
la 1 capacitiva, las corrientes l' , el', son
idénticas y
la corriente que mide el relé es Id -l' , -l' 1 -O.
Para que haya fidelidad en la medición es imprescindible que el relé esté situado
precisamente en el punto medio (M) del circuito del cable piloto, pues este punto es
donde
no hay tensión entre los dos hilos cuando en los primarios hay la misma co­
mente en ambos extremos. Las tensiones E, y E, en bornes secundarios de los T / 1 son
las que corresponden a las caídas de tensión en
el cable piloto producidas por las co­
mentes secundarias r, e l' ,.
Si, contrariamente, el relé estuviera situado en otro punto quedaría falseada la me­
dición, como
se desprende en las figuras 4.43 y 4.44, según sea el relé diferencial de in­
tensidad o de tensión.
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I
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Fig. 4.43 Relé de intensidad.
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E,
E,
En la figura 4.43 se considera un relé de intensidad con resistencia nula, por lo que los
puntos
A' y B' (son un solo punto) están al mismo potencial; esto se traduce en que las
tensiones
E I Y E, producidas por l' , y r, son diferentes y en consecuencia las relacio-

91. 162 Protecciones en las instalaciones eléctricas
nes de transformación no serán rigurosamente iguales por quedar afectados los
TI) de
diferente corriente de excitación. Este error de relación
lo medirá el relé cuando real­
mente en los primarios de los
TI) no exista diferencia de corrientes. El punto A' B' so­
lamente es accesible en los extremos del cable piloto, donde los errores serán más acen­
tuados.
En la figura 4.44 se considera un relé de tensión con resistencia infinita. En este
caso. el relé mide cierta tensión
(e) cuando tendría que medir e -O por ser iguales las co­
rrientes primarias.
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Fig 4.44 Relé de tensión.
Como consideración de caráct
er general, hay que tener en cuenta que eh el caso de
que el tendido de los cables piloto sea paralelo al circuito protegido (una línea aérea)
pueden aparecer unas tensiones inducidas peligrosas en
el circuito piloto. En una línea
aérea, con una falta a tierra, la línea y los cables pilotos se comportan
como dos espiras
paralelas de un transformador sin núcleo, y en los extremos de los cables piloto se pre­
senta una diferencia de tensión longitudinal
U/, Esta tensión longitudinal afecta a todos
los cables piloto
y, por tanto, todos ellos quedan sometidos al mismo potencial y no se­
rán dañados por ello. Sin embargo, debido
al reparto de su capacidad a tierra, en los ex­
tremos aparece entre
el hilo piloto y tierra una diferencia de potencial igual a la mitad de
la tensión inducida.
La tensión longitudinal inducida (U,) por la corriente (3/
0
) de falta a tierra puede
cortocircuitarse a través de tierra con la instalación de dos
TI) de aislamiento con un
devanado a tierra en su punto medio. Puede circular una pequeña corriente
i, que re­
duce
la tensión longitudinal inducida a la caída de tensión que i, produce en la resisten­
cia del terreno y también la resistencia óhmica del semidevanado secundario del
TI)
(frg. 4.45).
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales
163
GENERADOR
lI.
'"
",
r.- ~
l'
Trans'ormador
d~ oislomi.nlo
~ ~
Fig. 4.45 Protecci6n de los hilos piloto con transformadores de aislamiento.
Como el circuito es simétrico, las corrientes i, en los dos semi devanados son igua­
les y opuestas
y. por tanto. no se transfiere al primario ninguna corriente de igualación;
los relés están totalmente desacoplados.
La reducción conseguida de la tensión longitudinal inducida puede ser del orden
del
75 'lb.
4.4.4.1 Protección diferencial longitudinal de intensidad
El esquema de la protección diferencial longitudinal por circulación de corriente se
muestra en
la figura 4.46.
En condiciones normales o durante una falta exterior, las intensidades de cada
lado del circuito producen unas caídas de tensión
U, y U
2 idénticas (despreciando los
valores de las intensidades de
«fuga» del circuito y asimismo los de las intensidades de­
bidas a desigualdades entre los transformadores de intensidad); en consecuencia. no
circula intensidad a través de los cables piloto
y de los elementos de operación de los re­
lés de porcentaje; en cambio, los elementos antagonistas reciben corriente para ejercer
su cometido.
En el caso de cortocircuito interno, la tensión en una de las resistencias R es nula
(si ocurre en un circuito provisto de alimentación unilateral) o bien opuesta a la del
otro extremo (cuando
el circuito tiene alimentación bilateral); aparece una tensión

92. 164 Protecciones en las instalaciones eléctricas
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Fig. 4.46 Esquema de principio.
v, -V, de un valor sustancial y los elementos de operación de los relés son recorridos
por una corriente proporcional a
la corriente de falta, con lo que se produce su actua­
ción, disparando cada uno de ellos de forma simultánea
el interruptor correspon­
diente
(tig_ 4.47)_
Cuando la impedancia de la bobina de operación del relé es igual a la resistencia de
los hilos piloto, se obtiene un mínimo consumo del dispositivo de protección; también
es mínima
la caída de tensión en la resistencia de acoplamiento y, en consecuencia, es
mínima
la tensión entre los hilos piloto_
A diferencia de
la protección diferencial clásica, la pendiente del relé puede ser de
un valor reducido,
ya que la corriente de equilibrio entre los T /1 de ambos extremos se
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Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales
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Fig.4.47 Funcionamiento en caso de falta interna.
reparte, por un lado, entre los hilos pilotos y los elementos de operación de ambos extre­
mos, y por
el otro, por una de las resistencias_ Es usual una pendiente del orden del
5 + 10%_
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Fig. 4.48 Esquema de principio.
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93. 166 Protecciones en las instalaciones eléctricas
4.4.4.2 Protección diferencial longitudinal de tensión
La protección diferencial longitudinal de tensión se basa en un artificio consistente en
tener accesible en cada extremo
el punto medio eléctrico, en donde se sitúan sendos re­
lés de tens ión conectados según el esquema de la figura 4.48.
El funcionamiento es como sigue: en ambos extremos del cable piloto se instala
una resistencia de acoplamiento
(R
K
) de valor igual a la R interna del relé menos la re­
sistencia
de una cuarta parte del cable piloto. El relé de cada extremo está conectado en­
tre los puntos
Mb, que son imagen del puntoAB. Con esta disposición y suponiendo ali­
mentación unilateral, cuando hay una fuga en
el cable protegido, es decir, cuando en
general la corriente que sale
(/,) es inferior a la que entra (/,), el punto O se desplaza hacia
E" ya que esta tensión disminuye de acuerdo con 1" y los relés miden la mitad de lo que
mediría un relé situado en
AB, según muestra la figura 4.49.
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Fig. 4.49 Funcionamiento en caso de fuga.
En el caso de alimentación bilateral y suponiendo un cortocircuito franco, el com­
portamiento es
el que se indica en la figura 4.50 a.
En el caso que toda la corriente es aportada por un extremo (fig. 4.50 b), o sea, que
1, -O, entonces los T /1 de ese extremo quedan inactivos y su secundario tiene aplicada
la tensión E,. En este caso se observa que los relés continúan midiendo también la mi­
tad de la tensión en
AB.
4.4.4.3 Supervisión de los hilos piloto
El estado del circuito piloto de una protección diferencial puede controlarse fácilmente
mediante
el sistema que se muestra en la figura 4.51. En funcionamiento normal, cir-
Enumeración
y descripción de los sistemas de protección m ás usuales 167
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Fig. 4.50 Funcionamiento en el caso de falta interna.
cula por el circuito piloto una corriente continua de valor i,; en el caso de rotura de un
hilo, la corriente pasa a ser i,/2 ya que se ha doblado la resistencia del circuito; un relé a
mínimo de corriente. con
un ajuste i. < i, daría aviso de la anomalía. Otro relé a má­
.imode corriente. con un ajuste id > i, daría aviso en el caso de cortocircuito en los ca­
bles piloto. Ambos relés deben tener una cierta temporización. unos lOs. para que las
señalizaciones sean fiables.
Cabe senalar que
la misión fundamental del dispositivo de supervisión consiste en
dar una alarma mediante la cual se tenga conocimiento de anomalía en los hilos piloto.

94. 168 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En
tanto no se repare totalmente la avería en los hilos piloto, es preciso poner fuera
de servicio
la protección diferencial longitudinal si se quieren evitar disparos intempes­
tivos.
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Fig. 4.5 t DIspositivo supervisión de los hilos piloto.
4.4.5 Protecciones diferenciales de barras
La característica que se debe exigir con mayor rigor a una protección diferencial es que
sea estable para las faltas fuera de la zona protegida. y máxime en el caso de la protec­
ción di ferencial de barras.
Al examinar la figura 4.52 para el caso de falta externa, se aprecia que en el terminal
en falta los transformadores de intensidad deben
transformar toda la corriente de falta
1,. en tanto que los transformadores de intensidad del resto de terminales sólo deben
transformar una parte de
la corriente total de falta.
En las barras de A. T. y M.A.T., las potencias de cortocircuito pueden alcanzar va­
lores de decenas
de miles de MV A, incluso para faltas monofásicas. En estas condicio­
nes, las posibilidades de actuaciones incorrectas
por el fenómeno de saturación de los
transformadores de medida
aumentan considerablemente. A esto ha de añadirse la apa­
rición de
componente asimétrica, que puede ser muy importante ya que en estas redes
se obtienen cocientes X/R elevados.
Como solución elemental a estos problemas, cabría utilizar un relé diferencial a
tiempo independiente en lugar de un relé instantáneo, pero ello
no es viable por ser ne­
cesidad fundamental
la rápida eliminación de la falta, especialmente en las redes A. T. Y
M.A.T.
Las protecciones diferenciales de barras que
cumplen los requisitos de estabilidad
y rapidez se pueden clasificar en los tres tipos siguientes:
-de alta impedancia
-de transductores lineales
-con estabilización.
Enumeración y descripción
de los sistemas de protección más usuales 169
BARRAS
t
o) "0110 eah'nO
+ + +
i'
BARRAS . " ,
t t t • .?-
Fig.4. 52 Principio básico de operación de una protección diferencial de barras.
4.4.5.1 Protección diferencial de barras de alta impedancia
En este esquema de protección diferencial.
el relé de medida es un relé de tensión conec­
tado a transformadores de intensidad co nvencionales, pero de idénticas relaciones de
transformación y características.
La suma de las intensidades de todos los T/I se debe
realizar lo más próxima posible a los bornes secundarios de los transformadores de in­
tensidad
-a fin de disminuir la resistencia del bucle-y en un punto equidistante de unos
y otros a fin de igualarla. La diferencia fundamental con las protecciones diferenciales
clásicas es que
se utiliza, sustitu yendo al relé amperimétrico. un relé voltimétrico y una
resIstencIa de ajuste del orden de
1.000 a 3.000 n. y que en algunos casos se incluye un
filtro para elimin
ar la posible componente continua de la tensión.
En la figura 4.53 se muestra el esqu ema unifilar de una protección diferencial de
alta impedancia en una barra con tres terminales. Ant
es de describir su funcionamiento
es interesante recordar
el comportamiento de los TII ante faltas internas y externas:
-En faltas externas.
el circuito secundario de un transformador t otalmente saturado
puede representarse sólo
por su resistencia total en corriente continua.
-
En faltas internas.el circuito secunda rio de los T/I sin carga pueden representarse
por una ImpedanCIa de magnetización predomina ntemente inducti va y con una el e­
vada constante de tiempo.

95. 170 Protecciones en las instalaciones eléctricas
SARAAS
• •
e
Fig. 4.53 Esquema de una protección diferencial de barras de alta impedancia.
En caso de una falta externa, la tensión en bornes del relé diferencial sería teórica­
mente nula, pero aparecerá
una cierta tensión debida a errores de transformación y a sa­
turaciones
de los T 11. Por el contrario, en caso de una falta interna, aparecerá una ten­
sión
motivada por la elevada resistencia del relé ( = 2.000 n ) que para los transforma­
dores
de intensidad es equivalente a circuito abierto. Para limitar esta tensión,
generalmente
-al igual que en las protecciones diferenciales de neutro de transformado­
res-se instala un varistor, en paralelo con el relé, de características apropiadas.
El ajuste del relé voltimétrico deberá ser superior a la máxima tensión que puede
aparecer en sus bornes
en caso de una falta externa y suponiendo el transformador de
intensidad del terminal en defecto completamente saturado.
Suponiendo en las barras de la figura 4.53 una potencia de cortocircuito de 10.000
MVA a 200 kV, Y que los
T/I son de relación 1.000/1 A,la intensidad secundaria será:
1
_..!ss..... -~.ooo _ 26 KA primo - 26 A seco
"J3u 3·220
que se suponen repartidos entre las dos alimentaciones.
Al estar saturado, el transformador de intensidad de la salida en falta se compor­
tará
como una resistencia y, por tanto, el esquema equivalente será el de la figura 4.54.
IS ,..
Rn+ Re
•
e ;--I
f 1:
I,¡~ ~IA UR
'--1
ATI : Resistencia ele' deyonado ucunClo,io CI.' T 1I
Ay¡" Re
liS
pt ... ,Ra.Re. Resislencia del bucle hosla el punlO de unión de los clrcuilOs secundarios
Flg.4,54 Esquema equivalente de una protección diferencial de barras de alta impedancia.
Enumeración V descripción de los sistemas de protección más usuales 171
Si la resistencia del transformador de intensidad y la del bucle son de 3.5 n, la ten­
sión
U. que aparecerá en bornes del relé será:
U. -Is' (RTI + Rcl-26·3,5 - 91 V
Este valor será el valor de referencia limite para proceder
al ajuste del relé.
Consecuentemente,
el ajuste del relé diferencial, para que se mantenga estable la
protección para faltas externas, será función de la máxima intensidad de cortocircuito y
de
la resistencia tanto de los transformadores de intensidad como del bucle con mayor
resistencia.
La sensibili<lad de la protección para faltas internas será:
/s min -
U. + (Iv + N ·1,)
R.
donde:
N -Número de terminales conectados a la barra
1, -Intensidad de excitación secundaria que toma el Tila la tensión de ajuste del relé
R. -Resistencia interna del relé
U.-Valor de ajuste del relé en voltios
Iv -Intensidad que toma el varistor a la tensión de ajuste del relé
En el ejemplo analizado se supone:
R.-2.500 n
N -3
1, -0,09 A
Iv -.0,02 A 91
Is mm - + (0,02 + 3·0,09) -0,3264 A
2.500
que, en A.T .. representará -0,3264· 1.000 _ 326 A
I
La sensibilidad mínima del relé diferencial será función del ajuste del relé, de las
características
de los TII y del número de terminales conectados a la barra.
4.4.5.2 Protección diferenci al de barras con transductores lineales
En este tipo de protección diferencial se utilizan transductores lineales de intensidad,
sin núcleo de hierro, con
lo cual se eliminan completamente los problemas de errores
por saturación
de los núcleos magnéticos. Los transductores lineales utilizados tienen
una precisión del orden del I
% y en el secundario se obtiene una tensión proporcional a
la intensidad primaria. En la figura 4. 55 se representa una protección diferencial con
transductores lineales para
el caso de falta interna y externa. El relé de medida es, tam­
bién en este caso, un relé voltimétrico conectado en serie con los transductores.

96. 172 Protecciones en las instalaciones eléctricas
.AARAS
"
.ARRAS
, ) , I , t
-1
I t
Fig. 4.55 Principio de una protección diferencial de barras con transductores lineales.
En caso de falta externa, la tensión que aparecerá en bornes del relé diferencial es
prácticamente nula y estará originada
por los posibles errores de los transductores. La
peor situación se producirá c
uando el transductor de la salida en defecto tenga el má­
ximo error de clase en
un sentido y todo el resto de alimentadores lo tengan en sentido
contrario.
En este caso, la tensión Que aparecerá en bornes del relé, para la máxima imensidad
de cortocircuito, resultará:
donde:
1
", -Máxima intensidad de cortocircuito
e - Error del transductor en t.p.u.
R, Relación de transformación del transd uctor en V/A
En consecuencia,
la máxima tensión Que aparecerá en caso de falta externa -y por
tanto el valor mínimo de ajuste del relé-será igual a la tensión correspondiente a la má­
xima intensidad de defecto multiplicada
por dos veces el error.
Si la falta es interna, la tensión que aparecerá en bornes del relé diferencial será la
suma de las tensiones generadas por los transductores y, suponiendo que el relé se ha
Enumeración
y descripción de los sistemas de protección más usuales 173
ajustado con un factor de seguridad K respecto a la tensión máxima para defectos exter­
nos,
la protección será capaz de detectar faltas de:
'm,.=I",K·2e
si se suponen T/) de clase t y un factor de seguridad de 1,5 se tendrá:
I
'm'.-'", 1,5·--·2-/", m" 0,03
100
Este esquema de protección diferencial es muy simple y
no se ve afectado por el nú­
mero de terminales, como en el caso de alta impedancia. Su tiempo de actuación puede
ser
muy corto y es inmune a los fenómenos de saturación. No obstante, presenta el in­
conveniente de precisar la instalación de transductores lineales para su uso exclusivo.
4.4.5.3 Protección diferencial de barras con estabilización
La principal ventaja de
la protección diferencial de barras con estabilización es que
puede alimentarse de transformadores de intensidad normales, de diferentes relaciones
de transformación,
que pueden a su vez ser utilizados (con ciertas restricciones) para
otras protecciones.
Cuando existen transformadores de medida de diversas relaciones de transforma­
ción, se deberá instalar transformadores auxiliares
qu~ igualen las relaciones a la rela­
ción más elevada de todos los T
/1 existentes.
El esquema de conexionado de estas protecciones es idéntico al de la figura 4.52.
Las diferencias están en el relé diferencial, más complejo, a fin de evitar actuaciones in­
correctas por faltas externas.
Un sistema de estabilización
comúnmente utilizado consiste en llevar al relé de
medida, además de
la suma vectorial de las intensidades secundarias para el elemento
motor,
la suma aritmética de sus valores absolutos que actúan como elemento antago­
nista (fig. 4.56).
En el
transformador TM se tiene la suma vectorial de las intensidades secundarias.
Esta
suma es convertida en CM en una intensidad continua, obteniéndose en R, una
tensión UM proporcional a la intensidad diferencial.
IUAAAS
t
I
Al
U"
-r
el
UA
" el
A.
Fig.4.56 Esquema de una protección diferencial de barras con circuito de estabilización.

97. 174 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Las intensidades de todos los terminales alimentan, además, a través de los trans­
formadores
TA, los puentes rectificadores CA; su salida, proporcional a la intensidad,
provoca una caída de tensión
UA en R" que será proporcional a la suma aritmética de
las intensidades. Esta tensión de estabilización, a través del diodo
D" carga el conden­
sador
C, de forma inmediata. Al disminuir UA, C, se descarga a través de R)-R, con un
cieno retardo. La relación entre R) y R, es la que establece el grado de estabilización de
la protección. La tensión aplicada al relé, U
R
, será UM-UA, y en el caso de que la diferen­
cia sea positiva, podrá funcionar
el relé diferencial, según la curva de actuación indi­
cada en
la figura 4.57.
Fig.4,57 Característica de operación de un relé diferencial con estabilización.
Además del criterio de estabilización descrito, es común que las protecciones dife­
renciales de barras para redes de
A. T. Y M.A. T. incorporen otros criterios que deben cum­
plirseademás de
la actuación del elemento diferencial. Uno de los criterios es incorporar
un elemento de comparación de fases y permitir el disparo sólo cuando no exista ningún
terminal cuya corriente esté en oposición de
fase con las otras. Para ello se convienen las
ondas senoidales de cada termi nal en ondas rectangulares y
se comprueba que no existan
pulsos negativos cuando los demás son positivos
y viceversa (fig. 4.58).
Fig. 4.58 Esquema de bloques de la supervisión por comparación de fases.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 175
En otros diseños de relés diferenciales de barras se realiza la medida tanto para la
semionda positiva como para la negativa, y para que se permita el disparo son necesa­
rias condiciones de disparo en dos semi ondas consecutivas. Con este criterio se trata de
eliminar disparos incorrectos por faltas exteriores con un elevado contenido de compo­
nente continua.
Este último criterio puede mejorarse por la aplicación de una unidad de medición
rápida, que en un tiempo inferior a los 2 ms (y por tanto con los
Tll aún no saturados)
detecta si la falta es interna o externa y, en el primer caso, conmuta la protección du­
rante 40 ms para que realice disparo con medición de una sola semionda.
En las protecciones diferenciales de barras con estabilización que incorporan otros
criterios de seguridad en
el disparo, es usual que tengan un único elemento de medida,
lo que obliga a instalar transformadores mezcladores en la entrada, de lo que resultan
distintos valores de actuación según el tipo
de falta.
En la figura 4.59 se muestra el esquema para una fase de una variante de protección
diferencial de barras con estabilización que utiliza en su diseño algunos de los princi­
pios de las protecciones de alta impedancia.
la
'.,
Fig.4.59
'.,
" n,
'"
l,
'" BARRAS
'"
,
'.,
'd'
'<l
¡Ud'
·0'
Rd'1
J ..
.."
Esquema de una protección diferencial de barras con frenado.
'.,
d.
O, O,
'.,
Las intensidades secundarias de los transformadores de intensidad alimentan
transformadores auxiliares que sirven para igualar las relaciones de transformación.
Las salidas de estos últimos
se conectan a una serie de diodos a cuya salida (bornes I y 2)
se tiene
la suma de todas las intensidades. En caso de servicio normal o defecto externo
la intensidad de entrada será casi igual a la de salida y por tanto se obtiene una corriente
diferencial mínima. Las intensidades
de paso originan en las resistencias R
S
'2
una ten­
sion de frenado
Us que asegura la estabilidad del relé diferenciql.

98. 176 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Al producirse una falta interna o una falta externa severa (que satura el transforma­
dor de intensidad de la línea en falta) aparecerá una intensidad diferencial de desequili­
brio
Id"la cual pasa a través de la resistencia de ajuste Rd" y de un transformador de
intensidad auxiliar
T .... d.
La intensidad secundaria de este transformador auxiliar es rectificada en el puente
de doble onda
y produce una caída de tensión Vd] en la resistencia Rd]. En el caso de
que esta tensión sea superior a la de frenado la intensidad
IR' será positiva y actuará el
relé diferencial dR. En caso contrario, la intensidad IR' tendría sentido contrario y pasa­
ría a través del diodo
D2 bloqueando la actuación del relé diferencial.
El tiempo de actuación del relé diferencial debe ser del orden de 1 + 3 ms para ase­
gurar
el funcionamiento de la protección diferencial aun en el caso de que se saturen rá­
pidamente los transformadores de intensidad de línea.
Con este tipo de protección diferencial de barras se obtiene un gran frenado para
las faltas externas
y un frenado despreciable para las faltas internas, debido al efecto
shunt de los transformadores de intensidad pasivos (fig. 4.60).
•. 5 ' .. '.5
o) CorOCI.,i.,ic01o de trenado poro 1011010
•• relno,
b) Corocle,í.,ic01o de operación poro foltoli
¡nrelnos
Fig. 4.60 Características de frenado y operación de una protección diferencial de parras con
frenado.
4.4.6 Protección diferencial transversal
Se conoce con este nombre un sistema de protección que detecta el desequilibrio en las
corrientes de dos circuitos conectados en paralelo.
La filosofia de este sistema de pro­
tección no
es la de una protección diferencial, puesto que no se comparan las corrientes
de entrada y salida. No obstante, puede realizar
-con limitaciones-funciones similares
a las de una protección diferencial. Este sistema de protección
se suele aplicar a circui­
tos o equipos en paralelo, sin derivaciones intermedias.
En esencia, el sistema consiste en comparar, fase a fase, las corrientes de uno yotro
circuito. Asi. el relé de la fase R mide la corriente 6/. -1.,-1.,. En condiciones norma­
les o en el caso de falta externa, el valor de 61 ha de ser nulo. Naturalmente, hay que
contar con toda la gama de errores
ya comentados anteriormente y, además, con las di­
ferentes impedancias de uno y otro circuito.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 177
Cuando se produce una avería en alguno de los dos circuitos protegidos, entonces
~/>O (fig. 4.61).
I • ',. '1
61a,,-IIIO
01 "0110 in',rrlO
I le " .. "
".".1/1
&1.',-11,,0
Fig. 4.61 Protección diferencial transversal.
El inconveniente de esta protección es que el relé no puede detectar determinados
casos de falta interna cuando
las dos corrientes sean de similar magnitud, como sucede
en la estación A en el caso mostrado en la figura 4.62.
"
-
--­
llll:lll o
Fig. 4.62 Falta en un extremo de la línea.
-al!)r. I
•
Si también en el otro extremo existe el montaje de protección diferencial transver­
sa
l. funcionaría en primer lugar la protección del extremo B y seguidamente la protec­
ción del extremo
A. A este tipo de actuación se la denomina «secuencial».

99. 178 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Otro inconveniente de esta protección es que -en ejecución básica-han de dispa­
rarse los interruptores de
ambos circuitos, ya que no discrimina en cuál de ellos se en­
cuentra
la avería, por lo que su campo de aplicación práctico se reduce a la protección
de arrollamientos de generadores.
Una posible solución a este problema consiste en incluir en el esquema un ele­
mento de balanza que conduzca
el disparo al interruptor por el que circula mayor co­
rriente.
4.5 Protección de comparación de fase
Las protecciones de comparación de fase forman parte de los sistemas de protección ab­
solutamente selectivos o cerrados.
4.5.1 Principios
básicos
El principio básico de actuación de este sistema de protección consiste en comprobar la
fase de la intensidad en los dos extremos de la línea.
No obstante,
la rcalización práctica conlleva determinadas dificultades en orden a
conseguir los adecuados niveles de seguridad y fiabilidad.
La figura 4.63 ilustra el principio de funcionamiento de este sistema de protección
aplicado a una linea que une las estaciones
A y B. Los transformadores de intensidad en
una y
otra estación están conectados simétricamente. Con la linea en condiciones nor­
males de servicio o en caso de falta externa, las corrientes son «entrantes» en un ex­
tremo y «salientes» en
el otro. Rectificadas en media onda, convertidas en pulsos rec­
tangulares y transmitidas de un extremo a otro
de la línea. la combinación en cada
extremo de las señales local y remota da como resultante una señal continua, sin
«huecos»,
A •
I 'A 2!- ~
1~8~1~1'~~-~----~~=-~~'A~ 'f.
~ ~ (V\. ~,.
I~iii ~·t!i.
I'Á •• 1.,
I ,
Wj Wj ~S. "mn,m, SA. ', ... m',". • i ! ! i
~A". ~A".
FI9. 4.63 PrinCipio básico de operación de un sistema de protección por comparación de fase.
Condiciones normales de servicio o falta externa.
Enumeración Y descripción de los sistemas de protección más usuales
179
La figura 4.64 ilustra las condiciones de falta interna. En este caso, la corriente es
«saliente» en ambos extremos.
La combinación de las señales local y remota da como
resultante una señal con «huecos» de
180", si se suponen en fase las f.e.m. aplicadas a
uno y otro extremo de la línea.
'A -
~
I
11 1ft.
t
' .
fA .J,.
1
r.
1,..'.
(V\' :rv'l'B , A
~ ~ '-A
~ '.
~"
T,on .. Ift¡.¡ón ~,.
I I 1" •
--
~S"S. S .... S8
F,g.4.64
Principio básico de operación de un sistema de protección por comparación de fase.
Condiciones de ralta interna con alimentación bilateral.
De lo expuesto se deduce que el sistema de protección por comparación de fase es
un sistema que transmite
el signo (+) o (-) de la corriente existente en el primario de los
transformadores
de intensidad. Por consiguiente, es un sistema híbrido con ciertas ca­
racterísticas de protección diferencial analógica, pero basado, principalmente. en
el sis­
tema de teleprotección. Así, el sistema puede operar según los principios de «bloqueo»
y «permiso» de disparo. con
la intervención de un canal de comunicación apropiado. El
medio de comunicación para este tipo de protección puede ser cualquiera de los ullhza­
dos habitualmente para
la teleprotección: radio, onda portadora, hilo piloto, etc. No
obstante.
la tendencia general es la utilización de la onda portadora a través de la propia
línea.
Es muy importante la elección del método de acoplamiento: fase-tierra, entre fa­
ses. etc. El coste es superior cuantas más fases se empleen para el acoplamiento. La zona
protegida por este sistema de protección
es la comprendida entre los transformadores
de intensidad a uno y
otro lado del equipo y su filosofía de operación no le permite ac­
tuar como protección de reserva para faltas en las líneas salientes de la siguiente esta­
ción.
Cuando el sistema opera a «bloqueo», la seguridad está totalmente condicionada
a
la disponibilidad del canal de comunicación.
El principal campo de aplicación del sistema de protección por comparación de
fase
lo constituyen las líneas de transporte en M.A.T. Sin embargo, con algunas simpli­
ficaciones. puede aplicarse a líneas y cables de A.T y M.T.
Al exponer la teoria de operación del sistema, se ha planteado en condiciones
«ideales>>: huecos de 180" para faltas internas y señal combinada sin huecos para faltas
externas.
En la práctica, son posibles huecos de 60" a 90" para faltas internas, yen condi­
ciones normales, aparecen huecos de hasta 30". Los motivos, básicos, son:

100. 180 Protecciones en las instalaciones eléctricas
-
La corriente capacitiva de la línea establece un desfase entre las corrientes de uno y
otro extremo, tanto mayor cuanto mayor sea la longitud de la línea protegida.
-
El tiempo de transmisión de la señal por onda portadora no es nulo; esto introduce
un error adicional
en el ángulo de desfase.
-Existen errores de respuesta en todos los elementos que intervienen en el sistema,
principalmente en los TII y en
el propio relé.
-La intensidad de carga superpuesta a la de falta hace que el desfase entre las dos ondas
sea inferior a
180".
-La resistencia de defecto en caso de falta interna tiende a reducir el ángulo entre las
intensidades de
ambos extremos.
Por consiguiente
-como siempre que se analizan las condiciones prácticas-exis­
tirá un valor critico al
que ha de ajustarse el comparador angular que establezca la dife­
rencia entre las condiciones que deben y no deben desencadenar el disparo.
Al valor angular adecuado se le denomina ángulo de estabilidad (lig. 4.65).
f----!--+I ' ••
Fig.4.65 Angula de estabilidad (<f>E:) en el sistema de protección por comparación de fase.I MA e 'Me
son las corrientes de modulación local V remota, El disparo se produce cuando el desfase entre am­
bas es superior al valor ajustado.
La figura 4.66 muestra la filosofia linal de decisión del disparo; una puerta NOR
controla el tiempo en que no coinciden ambas señales. La salida excita un temporiza­
dor;
si el hueco detectado es superior al tiempo establecido (a 50 Hz, 1 ms -18°) se ex­
cita la salida de disparo.
Un ajuste de 2 ms producirá el disparo cuando el hueco sea su­
perior a
36°.
,'-'-'-'-'-'-',
s. ~
;:csoO----1If ) 00)0 1 I~HI----· :. ':i:~~~:
L._._._S "~ ._._ .~
Flg. 4.66 Decisión de disparo. Se produce cuando durante un tiempo superior a 2 ms (36°) no
existe señal local o remota.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 181
4.5.2 Mezclado de intensidades
Una vez analizados los principios fundamentales del sistema de protección por compa­
ración de fase. se describen las ejecuciones más usuales para su aplicación en redes trifá­
sicas.
Al igual que ocurre con las protecciones diferenciales, para la protección de una lí­
n.ea trifásica cabe considerar
la instalación de un sistema fase a fase (segregado) o un
sIstema (no segregado-mezclado)
que opere con cierta combinación de las tres corrien­
tes o de sus componentes simétricas. En
el caso del sistema segregado, a costa de un
mayor equipamiento, precio y necesidad de un canal de comunicación más ancho. se
obtienen las ventajas de una mayor obediencia y de poder obtener órdenes de disparo
independientes para cada fase.
Cuando se utilice el sistema de mezclado y se desee dis­
poner de disparo monofásico. se precisa combinar el sistema con un dispositivo que se­
leccione
la fase que debe ser desconectada.
El
mezclado de intensidades. tal como se planteaba en el caso de protecciones dife­
renciales longitudinales. presenta el problema ya expuesto de tener diferentes sensibili­
dades segun la falta afecte a una u otra fase, o par de fases, y sólo se utiliza en proteccio­
nes muy sencillas de M.T. en
donde el precio del sistema de protección es un factor
determinante.
En las protecciones de comparación de fase no segregadas para redes de
A.T.
y M.A.T. se utilizan disenos con mezclado de componentes simétricas.
En la figura 4.67 se muestra a modo de resumen una tabla con las componentes si­
métricas que aparecen para cada tipo de falta y que servirá para estudiar los diversos ti­
pos de
mezclado posibles y los problemas que presentan.
Componentes simétricas
Tipo de falta Directa Inversa Homopo/ar
Sin falta, en carga SI NO NO
Monofásica SI SI SI
Bifásica SI SI NO
Bifásica a tierra SI SI SI
Trifásica
SI NO NO
Fig. 4.67 Tipos de falta y componentes simétricas que aparecen.
Aparentemente. bastaria la componente directa, 'o. para detectar todo tipo de fal­
tas. Sin embargo no debemos
olvidar la corriente de carga de la línea, 'L' que también
circula en caso de falta en
la línea. Por tanto, el desfase entre los vectores 'o resultantes
(lOF + 'OL) en cada extremo depende básicamente de la relación entre las corrientes 10F
e IIlL' En las redes M.A.T., es normal que no exista una gran diferencia entre la máxima
corriente de carga y la mínima corriente de cortocircuito que se desee detectar en caso
de faltas resistentes. Por consiguiente, esta solución no puede darse como válida para
un esquema de aplicación general.
En cuanto a la componente homopolar, su aparición discrimina absolutamente las
condiciones de carga de las de cortocircuito; sin embargo, sólo aparece en el caso de fal-

101. 182 Protecciones en las instalaciones eléctricas
tas a tierra. En definitiva, tampoco sirve por sí sola para un esquema de comparación de
fase de aplicación general, pero nótese que seria casi perfecta para protección de un
equipo en que fuese imposible una falta polifásica (por ejemplo, un circuito de tres ca­
bles unipolares).
La distribución de la componente homopolar sobre la red es muy distinta de las
componentes directa e inversa que son prácticamente idénticas. Esto hace que apenas
se utilice en el mezclado.
La componente inversa tampoco es válida por sí misma, ya que teóricamente no
existe en las faltas trifásicas.
FALTAS ~ONOI"ASIC.S" TIERAA
RN ~N TN
ri'r A A
'1 lO 'o 1,
FALTAS S'F"SICAS A TIERRA
RSN sr. TRN
'. '. '.
¿
1,· ~
" "
'. '.
"
ttAl TAS e'''''SICAS
RS ST TR
'. '. '.
~ t ~
" "
"
FALTA TAIFASICA R5T
f "".'.
Flg.4.68 Salidas del filtro de secuencias para las faltas de la tabla anterior. El filtro extrae las com­
ponentes simétricas de
la fase R. La posición espacial entre los vectores difiere según el tipo de
falta.
En las figuras 4.68,4.69 Y 4.70 se analiza el resultado de las componentes simétri­
cas para diferentes faltas, así como las resultantes
que se obtienen según el tipo de
mezcla.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 183
El resultado de estas consideraciones, conduce a que los sistemas de protección por
comparación de
fase utilicen un mezclado de componentes directa e inversa, sin consi­
derar
la componente homopolar. En la mezcla, se toma mayor proporción de compo­
nente inversa para minimizar los efectos de
la corriente de carga.
lo
1
M
-
/,-­
K
1
M
-intensidad mezcla
1, -componente inversa
lo -componente directa
K -constante
El valor de la cons:ante K está íntimamente ligado con el ángulo de estabilidad.
En las figuras 4.69 y 4.70 se obtienen distintas salidas de un posible mezclador. Se
representan los seis casos de faltas monofásica y bifásica (RN, SN, TN, RS, ST y RT)
con una corriente de carga de valor similar a
la componente directa de cortocircuito
monofásko. Para mayor simplificación
se consideran 90" de desfase entre la corriente
de carga y la componente directa. Uno de los extremos es de menor potencia de corto­
circuito que
el otro, pero es capaz de suministrar mayor corriente homopolar.
BARRAS A
E:3
1
t
v. -
1
,~.
FALTA RN
I
AFD
.L-'AlO
/~I"I-
FALTA SN
FALTA TN
e.RRAS B
ES]
-
v.
,~.
1
'." r 7"BO
'.,
." 'T
~
'B'

102. 184 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Tipo de mezcla Ángulo entre
(1,.) Tipo de Jaita 1 M
, e 1
MB
RN
ID SN
120"
TN
RN SSO
ID + 1, SN ISSo
TN 101°
RN SSo
ID + 1, + lo SN ISO"
TN l6So
RN 70°
I -~ SN 3So
, S
TN 37°
Fig.4.69 Faltas monofásicas. Se muestran las componentes simétricas y la corriente de carga en
I
uno y otro extremo de la línea. Para las condiciones analizadas, la combinación 1 1--º-resulta
la más adecuada. 5
FoliO
aARRAS 9
BARRAS A
i
E3 El I I
~ -
VA '." v.
~ J,
FAl T A RS
laFO
'AFO
'.'::J IAI~
.. IALO lULO
FALTA S1 laFO
'A'
'B'
Enumeración y descripción de los sistemas de protecc ión más usuales 185
F AL T A 'R
'oFO
'AFO
V IAl,
Tipo de mezcla
ID
ID + 1,
ID + 1, + lo
1, _ ID
S
IAlO
t ..... '"
'BlO~
Ángulo entre
Tipo de Jaita 1
M
, e 1
MB
RS
ST
120"
TR
RS 95°
ST O"
TR 70"
RS 3°
ST 70"
TR ISO
,
Fig. 4.70 Faltas bifásicas. Se muestran las componentes simétricas y la corriente de carga en uno
y otro extremo de
la línea. Para las condiciones analizadas. la combinación It - ~ resulta la
más adecuada. 5
Para los casos expuestos, la combinación resultante con K -S Y sin incorporar la lo
es la más estable, a pesar de que el ángulo de desfase es en un caso el doble que en los
otros.
Si el discriminador está ajustado, por ejemplo a 2 ms, el ángulo de disparo admite
un máximo de
180 - (2. 3~~) _ 144
0
(a SO Hz)
lo que resulta un valor adecuado, con un buen margen de tolerancia para las condicio­
nes de servicio.
4.5.3 Elementos de arranque
Para la transmisión de la señal existen dos variantes en la forma de utilizar el canal de
transmisión: en forma continua y en forma discontinua.
En la segunda, los relés
de
ambos extremos transmiten sólo en caso de detectarse falta en la red. Para ello se pre­
cisan unos elementos denominados «de arranque» que normalmente vienen incorpo­
rados en
el propio relé.
Existen dos niveles de arranque:
el de ajuste bajo (AS) y el de aj\lste alto (AA). La fi­
gura
4.7 l ill}stra esta necesidad; en la parte superior, con sólo un nivel de arranque. el

103. 186 Protecciones en las instalaciones eléctricas
sistema de protección podría producir disparos intempestivos para faltas externas de
magnitud próxima a dicho nivel de arranque. Así,
si en la estación B no actúa el arran­
que debido a
la intensidad capacitiva o por tolerancias del sistema, en A se producirá un
disparo incorrecto.
En la pane inferior de la misma figura se muestran las mismas con­
diciones de falta externa para un sistema con dos niveles de arranque.
El AB pone en
funcionamiento
la transmisión de la señal, lo que permite al sistema estabilizarse ante
falta externa, independientemente de que, como antes, sólo opere
el AA en A .
•
8
le
I~
no.
If]) 1
-
1
W. fJ1
ll~'
~
A 8
le
I
ISO"
't
9
1
1
ll~'
-t .. .. ~- ...
1"
I
'0'"
.. 'l-
'00 "
Flg. 4. 71 Necesidad de dos niveles de arranque. La diferencia entre ambos establece que siempre
exista transmisión entre los extremos para que pueda haber disparo. (AS a 800 A; AA = 900 A).
La diferencia entre los valores de operación del AA y AB debe cubrir la máxima in­
tensidad capacitiva de
la linea más los errores de todos los elementos que intervienen
en
la detección (T/I, relés. etc.).
La existencia de dos niveles de arranque resulta muy útil para garantizar la estabili­
dad del sistema
al eliminarse una falta externa. De existir un único nivel, la reposición
en ambos extremos debería ser totalmente sincrónica ya que, en caso contrario, se pro­
duciría un disparo intempestivo
al eliminarse una falta externa. En cambio, cuando con
dos niveles, se da ciena temporización (t,) a
la recaída del AB, se consigue que, una vez
desactivado
el AA al eliminarse la falta, aún exista transmisión, dando tiempo a la re­
caida del AA en el otro extremo. En tal caso, aunque los AB se desactiven asincrónica­
mente,
ya no hay riesgo de disparo por cuanto los AA ya se encuentran desactivados
(fig. 4.72).
Para mayor seguridad, algunos sistemas realizan una transmisión continua (no
modulada) en
el instante de reponerse el AB para, de esta manera, bloquear la posible
actuación del discriminador del otro extremo. Obviamente,
si el relé local ha emitido el
disparo al detectar una falta interna, debe impedirse esta transmisión de seguridad de
forma que pueda producirse el disparo en
el otro extremo de la linea. La duración
de esta transmisión continua (t'
,) suele ser de 0,1 a 0,3 s (fig. 4.73).
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 187
Fig.4.72
I f Al T " I CAAGA
••
L
Retardo de seguridad entre la reposición del AA y AS para estabilizar el sistema de pro­
tección durante
la eliminación de una falta externa .
I fAl lA I CARCa
i IL-.-__ _
I
••
1I1/1fl/VI/I,/I/I,flflflfl/'III/I1l/' Slrllol Iro", Mi I i do
,
r-" -o.-t¡.'---I'. --
Fig. 4. 73 Transmisión -no I'flodul¡ada-de seguridad a la reposición del AS para bloquear la medida
en el otro extremo al eliminarse una falta externa.

104. 188 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Usualmente los elementos de arranque vienen incorporados en el propio relé y mi­
den las corrientes aplicadas. una cierta combinación de éstas, o bien las
componentes
simétricas de las mismas. Existen dos formas básicas de arranque: por nivel y por im­
pulso. En el
primer caso. el arranque se produce cuando la magnitud controlada alcanza
el valor ajustado.
En el segundo caso. el arranque se produce cuando se detecta un incre­
mento súbito superior a un valor
dado y se mantiene durante un tiempo considerado
suficiente para detectar una posible falta interna;
normalmente unos 0.5 s. Cuando el
arranque se efectúa por nivel un temporizador controla el tiempo de transmisión, anu­
lándola tras un tiempo que, generosamente. cubre el tiempo máximo de manteni­
miento de una falta en la red; usualmente. son 5
+ 10 s.
AjU$lp
niwc>1
........ · .. ·l
..-:.:;."O:::. ... = . .::".,,·~"'. __ ............... -====
Fig. 4.74 Arranques por nivelo incremento SÚ,bito en la magnitud controlada.
En algunos relés se utilizan los dos tipos de arranque ya que, aunque el de impulso
tiene ventajas sobre
el de nivel. no podría detectar faltas en las que la magnitud contro­
lada
se incremente lentamente ( fig. 4.74).
Cuando la magnitud controlada sea la corriente -o la componente directa de la co­
rriente-el ajuste del arranque de nivel debe ser, necesariamente, superior a la máxima
corriente de carga de la línea; en
cambio. el ajuste del arrancador de impulso puede ser
perfectamente inferior a dicho valor.
4
.5.4 Transmisión de la señal
La transmisión de la señal no se efectúa de forma continua por dos motivos fundamen­
tales. Uno de ellos son los límites impuestos por la Administración para las transmisio­
nes en determinadas
bandas de A.F. El otro motivo es la fatiga de los elementos A.F. del
sistema;
la transmisión continua implica un mayor dimensionamiento de éstos.
De aplicarse la transmisión
continua. es necesario dis poner de elementos que con­
trolen
la decisión del relé de comparación de fase, al igual que se hace con las proteccio­
nes diferenciales longitudinales. Para ello bastarían
detectores de máxima corriente o
de componente inversa, o
-también-las señales de arranque de un relé de distancia. In­
cluso con transmisión permanente es necesario establecer un nivel
mínimo de intensi­
dad para transmitir
la señal de un extremo a otro O para permitir el disparo según tra­
baje el sistema a permiso
O bloqueo. Hay que tener presente que, en el caso de una línea
funcionando en vacío, se tendría solamente
la intensidad capacitiva en un extremo, y al
no equilibrarse
la señal de este extremo con la del opuesto se producirían disparos inco­
rrectos.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 189
Otra nueva clasificación que admiten las protecciones de comparación de fase es
según se
compare solamente la semionda positiva (media onda) o las dos semiondas
(onda completa,full wave). En el primer caso. se utiliza generalmente un sistema de co­
municación del tipo
on-ojJ, esto es, la transmisión se permite en sólo uno de los semipe­
ríodos.
Así, el relé
de cada extremo de la línea incorpora un oscilador de A.F.; general­
mente, la frecuencia del oscilador es idéntica
en ambos relés. La salida del oscilador,
.ma vez amplificada, se inyecta a la línea controlada por los pulsos de la señal local, a la
~ se denomina «corriente de modulación» y se representa por 1
M (fig. 4.75)
Fig. 4. 75 Modulación (Dn/Dff) de la señal A.F.
A.r.osc:iloclor
s.ñol inyeclodo
Q Lo h"n"a
En el segundo caso, se utilizan sistemas de desplazamiento de frecuencia y es nece­
sario un canal dúplex, pero
presenta la ventaja de un menor tiempo de detección de las
faltas, inferíor a
10 ms (lig. 4.76).
A
local 1-)
loc:ol (+)
10400UlAQOq
CANAL
(41.A2) .....
•
Al ",minal B
!--__ Oisporo

105. 190
F'9 4. 76
Protecciones en las jns talacianes eléctricas
fALTA INTERNA FALTA EXTERNA
1,.-Ir-1.-
1'-1'-1'-
SEf04I~HO'" ,.)
LOCAL « 1 )
1-1-1-
MARK RECIBIDO (2) · 1-1-1-
fL.
Ir-1.-Ir-
· 1'-1'-1'-
SEIo4I-QHOA (-)
LOCAL (3)
f-r--~
SPACf RECIBIDO (4 )
1-1-1-
(3)"'0 «) ["2)
'" <,
.~
PERMISO A ....
I ·
I r+-++-+-+-
DISPARO
I
-ir-
0(>1
PrinCipiO de funCionamiento de un sistema de protección por comparación de fase en
modo full·wave por desplazamiento de frecuencia.
4.5.5 Análisis funcional
En la figura 4. 77 se muestra el diagrama de bloques de un relé de comparación de fase
que utiliza para modular la señal de Alta Frecuencia una ciena combinación de las
componentes simétricas normales de las corrientes de línea.
La transmisión se efectúa
sólo
en caso de actuar los arrancadores; éstos también operan con las componentes si­
métricas.
Las intensidades secundarias de los transformadores de intensidad entran tam­
bién dentro de
la protección, donde pasan por un filtro de secuencias a cuya salida
se tienen señales proporcionales a las componentes simétricas. Estas señales son
llevadas a los arrancadores de nivel y
al mezclador, el cual, según una función deter­
minada, producirá una señal de salida que
se utiliza para el control de la transo
misión.
En algunos casos en que se desea minimizar los errores debidos a la corriente capa­
citiva, se establece un umbral de modulación que en caso de sistemas de media onda
consiste en utilizar este umbral como
cero para distinguir entre semiondas positivas y
negativas; se deja de transmitir solamente
la pane de la semionda que supera este um­
bral, con lo cual se consigue que
el hueco resultante sea más pequeño y, por tanto, una
protección más segura. No obstante, en caso de producirse faltas con valores de intensi·
dad elevados,
el efecto de este •• umbral de modulación» se reduce considerablemente
(fig. 4.78).
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 191
f-__ .-CAH4l
Flg. 4.77 Diagrama de bloques de un relé de comparación de fase con mezclado de componentes
simétricas.
l.".Ouilodo,
Flg. 4.78 Esta.blecido ~I adecuado ~~bral de modulación, se transmite ser\al para un intervalo su.
penor a
180 . Se mejora la estabilidad del sistema en condiciones da carga o falta externa.

106. 1 92 Protecciones en las instalaciones eléctricas
El demodulador se encarga de leer la señal de A. F. presente en la línea, filtrarla para
extraer las frecuencias que no interesan y
dar una salida en función de que exista o no
señal de A. F.
Debido a las tolerancias se hace necesario distinguir muy bien cuándo existe señal
o ruido. Así,
el demodulador incorpora un atenuador que mejora la relación señal­
ruido:
el ajuste de este atenuadordebe efectuarse teniendo en cuenta que el propio canal
de comunicación (la línea) es
un gran atenuador, especialmente en condiciones climáti­
cas desfavorables
(fig. 4.79).
Stñol tombinoc:!o •. F.
~ Solido cltl alt"uodar
Salido d,. dormodulodor
~Oilporo
----V/////////////////////////////$////////,
Fig. 4.79 Funcionamiento básico del elemento atenuador-demodulador. Se mejora la relación se­
ñal / rUIdo en la señal A.F. Cuando los pulsos de salida del demodulador superan el valor ajustado
para
el ángulo de estabilidad. se produce el disparo.
La salida del demodulador es llevada al discriminador, el cual, si está activado el
arranque AA. controla el tiempo en que no existe señal ni local ni remota. y si este
tiempo supera
el ajuste establecido da orden de disparo que. por tratarse de una protec­
ción con mezclado, será trifásico.
Si se desean disparos monofásicos será necesario dis­
poner de
un selector de fases que decida la fase que deba desconectarse.
4.5.6
Dispositivos de pruebas
La protección de comparación de fase es un sistema de protección que depende para su
funcionamiento del sistema de telecomunicación, por lo que los relés incorporan siste­
mas de comprobación del canal de comunicaciones.
Si se utiliza el sistema de transmisión continua, un simple detector de presencia de
señal del extremo opuesto será suficiente para comprobar
el funcionamiento de la co-
Enumeración
V descripción de los sistemas de protección más usuales 193
municación, pero en el caso de transmisión controlada por arrancadores es necesario
incorporar una prueba de reflexión de señal controlada por un reloj. Esta prueba con­
siste en que cuando un extremo de
la línea (terminal A) recibe la orden del reloj, manda
una señal al otro extremo de
la línea (terminal B), el cual al recibir la señal activa su emi­
sor reflejando
la señal al terminal A. En éste, simultáneamente con la emisión, se activa
un temporizador y
si no se recibe la señal del terminal B durante este tiempo se genera
una alarma de «Fallo vía», utilizable,
si se desea, para bloquear la actuación de la pro­
tección.
La periodicidad de estas pruebas es del orden de I a 4 horas, iniciándose alter­
nativamente desde uno y otro terminal.
Además de esta prueba automática del canal, todos los sistemas de protección por
comparación de fase incorporan, generalmente, dispositivos que permiten simular
la
carga óhmica de la línea y verificar el emisor sin emisión real a la línea, aparatos de me­
dida con memoria que dan
el nivel de emisión y recepción, puntos de prueba, etc.
4.6 Protecci ón de comparaci ón direccional
Entre las protecciones de tipo «cerrado» los sistemas de comparación direccional son
los
que necesitan más sencillas características del equipo de telecomunicación. El
tiempo de transmisión deja de ser crítico, aunque, evidentemente, tiene una influencia
directa en
el tiempo necesario para la decisión de disparo.
El principio de funcionamiento básico de una protección de comparación direccio­
nal se basa en unos equipos detectores de
la dirección de la corriente (ángulo entre la U e
f) enlazados por medio de un canal de comunicación. En el momento en que la direc­
ción de todos los terminales es
la adecuada ,<hacia línea», se produce el disparo de todos
los terminales.
En el caso de que algún terminal detecte corriente en dirección «barras»
no se produce
la orden de disparo. De lo indicado anteriormente se desprende que este
tipo de protección se puede utilizar para
la protección de líneas con más de dos termina­
les (fig. 4.80).
A
,.-,
-..
1.
B
8ARRAS e
t
't
~
a) FALTA INTERNA El'! todos 105 •• ,,,..1,,0Ir5 se drlrclo circulatiÓfl el,. (oHie"'e
en dlre,dó" ",í"IrQ"

107. 194 Protecciones en las instalaciones eléctricas
•
B
b) FALTA EXTERNA Uno de 101 1.'mi"ol.1 de'eclo c:ircuIOC:fÓn de corri.",Ic­
~ di'.cciÓn ·borro ..... filo debe ut¡lIzor •• poro impedir
la operación en A ., a '1 puede co".~i, .... mhiendo una
uñol de bloqueo o no .",hiendo lo '."'01 d. ~,,,,ho
Flg 4.80 Principio de operación de un sistema de protección de comparación direccional.
En las protecciones modernas de comparación direccional, para la detección de
fallas asimétricas (monofásicas o bifásicas)
se utilizan unidades de sobreintensidad di­
reccional de secuencia inversa a
fin de minimizar los efectos de la inducción mutua, fal­
tas resistentes, carga de la linea y lineas con compensación serie. Para la detección de las
fallas trifásicas se utiliza un elemento de minima impedancia direccional de secuencia
directa.
En el mercado existen esquemas de protecciones de comparación direccional
cuyo canal de comunicación actúa según las filoscITas de bloqueo o desbloqueo (per­
miso).
La elección entre un sistema y otro estará en función de las necesidades de ve­
locidad de eliminación de la falla y de las de obediencia o seguridad del sistema de
protección.
En la figura 4. 81 se muestra el esquema de bloques de un terminal de protección de
comparación direccional con un canal de comunicación que actúa
por el principio
de desbloqueo (permiso).
Las tensiones e intensidades
se aplican a los detectores de dirección, los cuales dis­
ponen de dos salidas: una que se activa para faltas en dirección
<<linea» (DL) y otra (DS)
para faltas en dirección «barras».
Cuando en uno de los extremos, alguno de sus detectores indique dirección ,<linea»
y ninguno indique dirección «barras» se produce una emisión;
si además se tiene señal
de recepción desde
el otro extremo, se produce el disparo.
Al tratarse de un sistema que utiliza el principio de desbloqueo, si no se recibe señal
del extremo opuesto debido a estar abierto
el interruptor (lo que puede ocurrir al efec­
tuar una prueba de la linea) o no llegan a actuar los detectores por
no disponer en ese
momento de potencia de cortocircuito suficiente, no se tendría disparo en
el extremo
que ha detectado
la falla; para ello es necesario incorporar al sistema una función de rc­
nexión de
la señal, llamada también «eco».
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales
r----------
I
I
I
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I
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I
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I .l
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TElECOIolUNltACION
I
I
I
I
I
__ J
195
Fig. 4.81 Diagrama esquemático de un terminal en un sistema de protección por comparación di­
reccional.
Esta función genera un impulso de transmisión (-50 ms) después de la recepción
del permiso de disparo del otro extremo de la linea, siempre que no exista criterio «di­
rección barras» en
el extremo local.

108. 196 Protecciones en las Instalaciones el éctricas
4.7 Protección de sobretensión y subtensión
La tensión. junto con la frecuencia, es una característica nominal de un sistema eléc­
trico.
En consecuencia, los diferentes equipos conectados al sistema eléctrico han sido
diseñados para una tensión nominal determinada
y, por consiguiente, soportan sobre­
tensiones de un cierto porcentaje sin averiarse.
Existen elementos ciertamente sensibles a las sobretensiones;
por ejemplo, trans­
formadores, generadores, baterías de condensadores, etc. En contrapartida, existen ele­
mentos que no deben funcionar a tensiones muy inferiores a la nominal, como moto­
res, reguladores, etc.
Las protecciones
de sobre y subtensión deben operar en un tiempo prudencial, per­
mitiendo la posible corrección de la desviación de la magnitud nominal que intentarán
efectuar los dispositivos reguladores.
Por consiguiente, es usual utilizar relés a tiempo
inverso o relés a tiempo independiente con tiempos de operación comprendidos entre 2
y 20 s.
El disparo instantáneo sólo se emplea en aquellos casos en que la sobretensión es
de gran magnitud.
Los relés empleados para
la detección de sobre y subtensión son, básicamente, los
mismos que los descritos para las protecciones de sobreintensidad, sustituyendo las
bo­
binas amperimétricas por voltimétricas. No obstante, debería matizarse que en los relés
de sobretensión es muy importante
el factor de reposición.
Los relés deberán conectarse a los transformadores de medida entre fases, especial­
mente cuando
el sistema está puesto a tierra y se desean tiempos de operación muy cor­
tos. De esta forma,
el relé no se verá afectado por las sobretensiones que se producen en
las fases sanas en
el caso de falta monofásica a tierra, ni por el descenso de tensión en la
fase afectada mientras dura la falta. Hay que tener en cuenta que en la práctica, aunque
el neutro esté conectado efectivamente a tierra siempre hay una cierta impedancia
que, en caso
de falta, da lugar a un desplazamiento de las tensiones de las fases sanas
(lig. 4.82).
Us
Fig.4. 82 Falta monofásica RN en un sistema puesto a tierra. Las fases sanas soportan una sobre·
tensión, mientras que
la fase afectada sufre una subtensión. Las tensiones entre fases se mantienen
estables.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 197
4.8 Protección de frecuencia
En los sistemas eléctricos de corriente alterna. la frecuencia es una de las magnitudes
que delinen
la calidad del servicio. y para mantener estable su valor nominal es necesa­
rio que exista, permanentemente, un equilibrio entre
la generación y el consumo.
En caso de romperse este equilibrio. se hace necesario tomar acciones inmediatas
sobre la red y para ello se utilizan relés de sobre o subfrecuencia.
Los relés de frecuencia de tipo electromecánico tienen generalmente
un elemento
de medida basado en
el sistema Ferraris. Una de las bobinas (A) del relé está conectada
en serie con un circuito resonante constituido por un condensador (e) y una inductan­
cia
(L) con tomas para el ajuste preciso de la frecuencia. La otra bobina (B) tiene una re­
sistencia en serie y por tanto la intensidad que la recorre será proporcional a la tensión
aplicada (lig. 4.83).
¡
u
1
(+)
Sobt'elr.cu'lICio
'- '- '-~- '-'- '- '- '-'--'
e
•
• •
• •
I
I
t 1 i
L._._. _._._._._._._.-.J
Fig. 4.83 Relé de frecuencia electromecánico.
A la frecuencia de ajuste, no existe par de giro en el disco. Al aumentar O disminuir
la frecuencia. el disco tenderá a girar en uno u otro sentido cerrando el contacto que co­
rresponde a sobrefrecuencia o sub frecuencia.
Los relés de frecuencia electromecánicos presentan una serie de limitaciones im­
portantes. tales como:
-Poca precisión en
el ajuste del valor de actuación. Escalones de 0,2 a 0,6 Hz.
-Tiempo de actuación dependiente de
la tensión y la velocidad de variación de la fre-
cuencia (lig. 4.84).
-Variaciones de la sensibilidad del relé en función de la tensión aplicada (lig. 4.85).
Los relés de diseño electrónico
no presentan ninguno de estos problemas y han re­
legado totalmente a los relés electromecánicos.

109. 198 Protecciones en las Instalaciones eléctncas
I.S00
1.000
I Hz' S
.00
O.SHZ/S
0,2 HZ I S
Vanaclón delllempo de actuación de un relé de rrecuen cia electromec ánico con la ten·
s¡ón
y gradiente de la frecuen cia.
00
•• "
100"'.IUII
Fig. 4.85 Variación de la sensibilidad con la tensión.
A pesar de que tecnológicamente los relés de frecuencia electrónicos podrían reali­
z
ar la medida con un valor de la tensión muy bajo (inferior a 10 %), por razones de utili­
zación es necesario
bloquear el funcionamiento del relé para una tensión de aproxima­
damente
el 50 % de su valor nominal. El bajo consumo del relé y la sencillez del diseño
permiten que normalmente se utilice como alimentación auxiliar la propia tensión de
medida.
En la figura 4. 86 se muestra el diagrama de bloques de un relé de frecuencia electró­
nico. En él se puede ver que la señal senoidal, después de ser transformada a un nivel
adecuado para los circuitos electrónicos, es llevada a un filtro pasa-banda y, posterior­
mente. es convertida en
onda cuadrada.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 199
r---------------,
I ESCAlON 1 I
l I
l I
I
l l
L _______________ ~
r----- -----------,
I ESCALeN 2 I
l r4C+)
~~* I
l '-~---'
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l
o.t.ag, CI' graCli.nl.
(ClllelI'
l I
L _________________ ...J
r----------------------,
I ESCALaN J I
I I
I
I I
I l
L _________________ -1
Fig. 4.86 Esquema de bloques d~ un relé de frecuencia electrónico.
Un detector de flancos de subida controla el funcionamiento de un contador. el
cual realiza la medida del período de la onda contando las ondas que le llegan proceden­
tes del oscilador en
el lapso de dos señales del detector. Aquí es donde interviene la fun­
ción de bloqueo por mínima tensión;
el detector de tensión sólo permite que exista sa­
lida del oscilador cuando
el nivel de tensión es superior al establecido.
Posteriormente. se comprueba en un comparador
si el número de pulsos medidos
es superior o inferior
al correspondiente al ajuste. lo cual implicará subfrecuencia. o so­
brefrecuencia. respectivamente.
El resultado se lleva a la lógica de disparo, producién­
dose éste en función de
si se ha programado disparo en caso de sobre o subfrecuencia, y
siempre que
se realice un mínimo de tres medidas consecutivas .
Dadoque en una subestación es normal disponerde varios escalones de frecuencia, y
que algunos de ellos
se utilizan para disparos por sobre o subfrecuencia y otros para repo­
sición decargas.los modernos relés electrónicos están construidos de forma modular con
una parte común
-que incorpora la fuente de alimentación, transformador de entrada,
contador, etc.-y tarjetas individuales por escalón con
el ajuste de frecuencia, la lógica de
disparo (por sobre o subfrecuencia),
el comparador y el relé de disparo.
Para ciertas aplicaciones especiales será necesario disparar rápidamente en caso de
que
el gradiente (dI/dI) de bajada de la frecuencia supere un valor determinado. En tal
caso
se utilizan módulos incorporados a los relés de frecuencia electrónicos que reali­
zan
la medición de forma analógica. La salida del convertidor de onda senoidal a rec­
tangular
se conecta a un amplificador que da una salida de corriente continua propor­
cional a
la frecuencia. En una etapa diferenciadora posterior, se obtiene una señal
proporcional
al valor (dI/dI) que es comparada con el ajuste previo del relé, activán­
dose
el relé de salida en caso de superarse este valor.

110. 200 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Para la medida de la frecuencia de una onda de tensión no es necesario digitalizar
la onda. sino que basta, como se ha indicado anteriormente, detectar los pasos por cero.
Esta caracteristica tan sencilla de los relés de frecuencia es la que ha permitido que sean
la primera generación de relés que se hayan podido adaptar a la tecnologia del micro­
procesador.
4.9 Protección de distancia
Con el nombre genérico de «protección de distancia» se conoce toda una gama de relés
cuya unidad de medida actua en función del valor
de la impedancia por :ase d~l .ele­
mento protegido. Probablemente. la denominación correcta sería
la de «rele de mmlma
impedancia» o «relé de
minima reactancia». Sin embargo, dado que el prIncIpal campo
de aplicación de estos relés
lo constituyen las líneas de transporte y que la ImpedanCIa
-o reactancia-de una línea es proporcional a su longitud. ha ventdo a denommarseles
«relés de distancia».
El relé de distancia tiene
un principio de funcionamiento relativamente simple,
pese a
su complejidad aparente. Sin embargo. su aplicación práctica como prote~ción
exige tener en cuenta multiples factores tales como: la resistencia de arco. las dlst.'"tas
potencias de cortocircuito en uno y
otro extremo, el efecto de la no transposlclon de
conductores.
el efecto de la impedancia mutua homopolar en líneas paralelas, el efecto
de
la corriente de carga de la línea protegida, etc.
Lo más relevante, es conocer los fundamentos
de este tipo de relé. Para ello, se
parte del estudio del comportamiento de un circuito monofásico simple. como el de la
figura 4.87.
y'
1
l
1
lL Impedof\cio del conductor
le; Impedo~lo de cargo del circuito
y' hnloión nominal de .. ,vicio
K
ls Impedonc;a de la fuente de alimentación
Fig 4.87 Circuito monofásico en carga.
En condiciones de servicio normal, circulará por el circuito una corriente de carga.
1, _ determinada por:
v
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 201
Al cerrar el interruptor K se provoca un cortocircuito en el extremo B; la corriente
en el circuito será
V
IccK---­
Zs + ZL
Al cerrar el interruptor L se provoca un cortocircuito en el centro del conductor
A-B; la corriente en el circuito será
V
IccL-----
Zs+~
2
v
~
2
En todo momento, el cociente V /1 resulta ser la impedancia del circuito «vista»
desde
A y, obviamente, para faltas entre los puntosA y B, en la línea, el cociente V /1 es
directamente proporcional a
la distancia desde A hasta el punto de cortocircuito. Por
consiguiente, resulta fácil conocer
si existe o no una falta en la línea midiendo la impe­
dancia desde
el punto A (punto de medida). Cuando
VA
- < ZL
lA
entonces existe una falta en la línea A-B. Naturalmente, si la potencia de la fuente de ali­
mentación,
la carga conectada y la tensión fuesen constantes, también lo sería 1 e y, por
consiguiente, un relé de sobreintensidad ajustado
por encima de 1 e bastaría para desco­
nectarel circuito en caso de falta en
el mismo. Este no es el caso de una red de transporte
de energia, donde
lo unico que permanece invariable es el valor de la impedancia de los
elementos no rotativos. De aqui
la necesidad de algun tipo de relé que. independiente­
mente de las condiciones de servicio, sea capaz de detectar faltas eléctricas en función
del cociente
ji /1, es decir, de la impedancia.
4.9.1 Sistemas de medida
a) Caraclerislica de m¡'nima impedancia
La medición de la impedancia vista desde un punto de la red, puede realizarse fácil­
mente mediante un relé
de balanza como el de la figura 4.88, en el que el par antagonista
es proporcional a
la tensión en el punto de medida y el par motora la intensidad que re­
corre
el elemento protegido.
El ajuste del relé se consigue variando el numero de espiras de la bobina motora, de
forma que
el par motor y el antagonista estén equilibrados en el momento que el co­
ciente entre
la tensión y la intensidad aplicadas al relé sea igual a la impedancia ajustada
ZM'
Al producirse un cortocircuito, aumenta la intensidad 1 y disminuye la tensión J'. Y
si el cociente entre ambas es inferior a ZM el par motor superará al antagonista y el rclé
cerrará su contacto de disparo.

111. 202 Protecciones en l as instalaciones eléctricas
A
z,
1
I.ZFL : v
1
I • il L+--_J-F'Qr molor
"" •• , ...... " • .../ '--_ ~_..J
Disparo
Fig. 4.88 Relé de balanza c onectado para operar a mínima impedanc ia.
En un plano R-X el lugar geométrico de los puntos que cumplen la ecuación
,­
I
,
es un circulo centrado en el origen y de radio 2
M (fig 4.89).
~---~---~~ -~~.
Fig. 4.89 Característica de operación de un relé de mínima impedancia.
Con diseño electrónico también se pueden conseguir relés de minima impedancia.
El efecto balanza se consigue por la polaridad de la tensión que aparece en bornes de la
resistencia R h según la intensidad 1" proporcional a la corriente de linea, sea mayor o
Enume ración y descripci ón de los sistemas de protección más usuales 203
menor a la intensidad 1" proporcional a la tensión en el punto de medida, afectada por
el ajuste que se introduce en el transformador V (fig. 4.90).
}.
Rh
,. v
Fig. 4.90 Principio de medida de mínima impedancia. Balanza electrón ica.
b) Caracten 'stica de m(nima impedancia direccional
El relé de minima impedancia descrito en el apartado anterior no es direccional y, por
tanto, ante una falta externa en dirección contraria a
la linea, si el valor de la Z M es infe­
rior
al ajuste, se produciría un disparo incorrecto.
Si a la unidad de impedancia se le añade una unidad direccional que controle a la
primera, se puede obtener una característica de actuación como la indicada en la figu­
ra 4.91.
En
la citada figura se muestra también el detalle de este control, consistente en un
contacto del elemento direccional que mantiene cortocircuitada
la bobina motora de la
báscula, y por tanto anula su par motor si la dirección de la falta no es la correcta.
( 1 > ContoCIO d~1 elemento direccionol)
t
V
1
Z(
r-------,
•
ro I
ro 12.2-
ro I
___ ..J
+
Disparo
0.) Esquema de conlrol
Di~PQro
x
función Z (
>J;:----t---R
Funció" 1)
-
b} Diagrama de funcionamiento
Fig. 4.91 Característica de operación de un relé de mínima impedar.c ia con control de direcciona­
lidad.

112. 204 Protecciones en las instalaciones eléctricas
El elemento detector de direccionalidad debe ser lo suficientemente sensible para
dar una medida correcta de la dirección de la falta en cualesquiera condiciones. El caso
más desfavorable
lo constituye el cortocircuito en los bornes de los transformadores de
medida.
En este caso V = O, con lo que el elemento direccional pierde la tensión de po­
larización y
el elemento de balanza pierde el par antagonista.
Las características de impedancia, tanto las direccionales como las no direcciona­
les
no se emplean generalmente en los elementos de medida de las protecciones de dis­
tancia. y
su uso, como se verá más adelante, queda restringido a funciones de arranque
y aplicaciones especiales.
e) Caracle,. [slÍca Mha
Los relés de distancia con característica Mho combinan las características de los ele­
mentos
de mínima impedancia y direccional. La ejecución electromecánica consiste en
una copa de inducción que puede girar entre cuatro polos en
lasque existen dos pares de
bobinas
en oposición ya los que se les aplican las siguientes tensiones:
E, = -V+ IZ
M
La tensión Ven el punto de medida (fig. 4.92) será igual al· Z FL' Sustituyendo en
las ecuaciones anteriores se obtiene:
E, -IZFL
ZFl.I: '(
1
'M
o) !:squ~mo de lo red b) Rel é oe ino\,l e ción
Flg.4.92 Obtención de las magnitudes necesarias para la medida de la distancia por un relé Mho.
En un elemento como el descrito, la copa de inducción gira en uno u otro sentido
en función del desfase entre las tensiones aplicadas a sus juegos de bobinas. Nótese que.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 205
según sea ZFL > ZM o ZM > ZFLY para una misma posición espacial de E" el vector
E, asumirá posiciones opuestas (fig. 4.93). -
o) 1"0110 ._1",,.0
Zf~ > z...
"
v
"
._._J
"
J
. __ . __ .tl
el I'bllo ¡",,,'rlO (di.po,o)
Zn < Z""
Fig.4.93 Posiciones relativas de E, y E
2 ante distintos tipos de faltas. considerando solamente la
impedancia de la Ifnea.
Si diseñamos el relé de forma que tenga su par máximo cuando E, y E, estén en
fase, éste operará cuando
se cumpla: '
arg
E, -90 < arg E, < arg E, + 90
que es equivalente a
arg
ZFL -90 < arg (ZM -ZFd < arg ZFL + 90
El lugar geométrico de los puntos que cumplen esta ecuación es el situado en un
círculo de diámetro
ZM' como se indica en la figura 4.94. Obviamente, la impedancia
de ajuste
ZM a la que esté ajustado el relé debe ser la imagen de ZL y, por tanto, tener
idéntico argumento.
x
o) Falta •• '.''''0
Jt Arg.( ~~.zFL)

\.
Arg. (Z~ -Zft)X
A ,
Zn+ 90'
Z~·Zn
:::=:=,.L.._ •
b) Falto .,...lli""lt. e) Falta 1,..I.rfIG (d¡sporo)
Fig. 4.94 Falta externa. en ellfmite. e interna para un relé Mho.

113. 206 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En diseno electrónico, el relé de copa de inducción puede ser sustituido por un cir­
cuito muy simple
denominado «detector de coincidencia», que constituye la base de la
mayoría de disenos electrónicos de protecciones de distancia y también de compara­
ción de fase.
El circuito de la figura 4.95 realiza la comparación tanto del semiperíodo
positivo
como del negativo de E I Y E 2 Y tiene un tiempo máximo de detección de las fal­
tas del orden
de 15 ms. Antes de entrar en el comparador, las ondas senoidales de E I Y
E 1 son transformadas en rectangulares y, por tanto, la detección de la falta sólo será fun­
ción del argumento entre
E I Y E"
y
No re. 11'1
E
2 & '1+
E, S' IZ
Io4
-V+·--I __ ./
E2 : '1-
I
E:l ; IZIo4-V---I __ ./ Coinc:id.nc:io
'+' I ~ O,.den de
~ disparo
y
1 I
1--1011'11 180· ~
IZ ... -V I I ,..-----,
I ... ·t . I I
,.". ."".',
I
coincidencia
Orden
__ ~I ~~ ~ ~L ____ _
~5m .. ·:fiL.....-l+---....J..!ñL...~ --+-1--'~5 ... j ~ 1m.
, , , II
------lr 611'11-1 :-6ml -: :-6ml -:!-¡ ____ _
I 1
-----....¡. i--~ : 1--
•
5
l. , I I pi
I operación relé I reposición '11'1.
Fig. 4 95 Detector de coincidencia. CirCUi to completo.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 207
Ellemporizador de 5 ms. situado a la salida de la puerta ORo es el que realiza la me­
dida de
la diferencia de argumenlos E. Un desfase superior a 90' implica un tiempo de
coincidencia inferior a 5 ms para una frecuencia de
50 Hz, mientras que un tiempo su­
perior
al del ajuste equivale a un desfase inferior a 90' y, por tanto, ordena el disparo.
Dado que
la salida ha de excitar a un relé, se hace necesario un nuevo elemento que
convierta
el pulso de coincidencia en una señal no pulsatoria: es decir, un convertidor
pulso-señal. Cualquier impulso a
la entrada origina una salida continua de 6 ms: la en­
trada
no-resel mantiene el estado de la salida durante el intervalo de no coincidencia.
Desaparecida
la senal flo·resel. la salida se mantiene durante el tiempo de reposición
restante (en
el ejemplo, 1 ms).
Si en la fórmula de medida de la característica Mho (arg E, -90' < arg E, < arg
E, + 90') se modifica el valor de 90', varía el lugar geométrico de los puntos que cum­
pl~n la ecuación. Si se aumenta el tiempo de coincidencia necesario, la característica de
actuación tendrá
la forma de <dente», y si se disminuye, la forma de «tomate» (fig. 4.96).
l.
Follo interno
Fig. 4.96 Caracter(sticas tipo «lente. y «tomatel.
Con el diseno electrónico es sencillo conseguir estas modificaciones, y para ello
sólo se debe variar
el ajuste del temporizador según la fórmula
1-e x 20 _..E....
360 18
1-tiempo de coincidencia, en ms
e -ángulo de coincidencia, en grados
Por supuesto, los circuitos comparadores que en
la práctica incorporan los relés de
distancia no son de
la simplicidad del anteriormente expuesto, ya que el relé ha de ope­
raren ocasiones con magnitudes de medida distorsionadas por la respuesta de los trans­
formadores de medida, particularmente en los transformadores de intensidad. Por este
motivo,
el comparador se complementa con otras funciones tendentes a mejorar la se­
guridad del relé -a costa de aumentar el tiempo de disparo-, como por ejemplo no deci-

114. 208 Protecciones en las instalaciones eléctricas
dire! disparo hasta haber obtenido 2 pulsos consecutivos de coincidencia en un inter­
valo de 20 ms
(1 período). lo que supone que la medida se ha efectuado en el
semiperiodo negativo y en el positivo. consecutivamente.
d) Caracter(sticas Milo ofJset
Un relé Mho off-set tie ne una característica circular. típica del re lé Mho, pero que no
pasa por el origen del diagrama R-X.
Este tipo de característica se ob
tiene haciendo pasar la intensidad 1 por dos impe­
dancias.
2. y 2". con lo que se obtienen dos tensiones: El y E, (fig. 4.97).
El - -V + /. 2M -f [l. (ZM - ZFL)]
E, -V + /. Z. -f [l· (ZFL + 2.)]
siendo 2" la impedancia de ajuste del relé y 2. una impedancia variable. 2. y 2
M pue­
den tener distinto argumento.
1
Flg 4 97 ObtenCión de las magnitudes necesarias para la medida de la distancia por un relé Mho
off-sel.
La ecuación que define la actuación del relé en este caso será:
arg
E, -90 < arg El < arg E, + 90
que equivale a
a
rg (ZFL + 2.) -90 < arg (ZM -ZFt) < arg (ZFL + Z.) + 90
El lugar geométr ico de los puntos que cumplan esta ecuación en el plano X-R será
un círculo de diámetro ZM -Z. (fig 4.98).
Los elementos de medida. t anto en el diseño electromecánico como en el estátic o.
serán idénticos al de la característica Mho.
Como puede a
preciarse en la figura 4.98. la característica Mho-off-set. en compara­
ción con la Mho. permite un mayor alcance en resistencia.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 209
o) !"OLlo •••• r"o
Ar,.CIFL·ZA)-'O
Fig. 4.98 Característica de actuación de un relé Mho off-seto
e) Caracter(stica de m(nima reactoncio
La impedancia que mide un relé de distancia es la suma de la impedancia propia de la lí­
nea
y otras magnitudes resistivas, tales como la posible resistencia del arco. Dicho en
otras palabras, el valor medido será
la reactancia de la linea más una resistencia que va­
riará en función del tipo de falta (más o menos resistiva).
Si al elemento motor de un relé de balanza se le aplica una tensión proporcional al
producto de
la intensidad y la reactancia de ajuste y al elemento antagonista, una ten­
sión proporcional
al producto de la tensión y el seno del ángulo entre la tensión y la in­
tensidad. entonces
Vmot-l,Xm
V'O! -V sen <p -V (!n.) -IZFt
ZFL

115. 21 O Protecciones en las instalaciones eléctricas
siendo:
X
FL
-reactancia del bucle medido
ZFL = impedancia del bucle medido
y
el relé actuará cuando:
Vmol > V:lnl
IX
m > IX
FL
; que equivale a X .. > X
FL
En el plano de impedancias se obtiene una recta paralela al eje de las R y despla­
zada
un valor igual a X ... Si se le anade, además, un elemento de sobreintensidad direc­
cional, como
en los relés de impedancia, se logra una característica como la de la ligu­
ra
4.99.
/
/
./0 Angulo por mó.irno
:......_----.-.
r 'ul'ICió,,~ (DirttciOflol)
Fig.4.99 Característica de operación de un relé de mínima reactanciacon y sin control direccional.
En diseño electrónico. se empleará igualmente el detectorde coincidencia ajustado
a 90·, como en
el caso del relé Mho. pero las magnitudes controladas en est.e caso serán
E,-IX ..
E, -IX"" -V
siendo X .. el valor aj ustado
f) Caraeter(sliea de m(nima reaetancia direccional combinada con m(nima impe­
dancia
La característica de operación del relé de mínima reactancia, con control direccional, es
una característica del tipo «abierto», sin limitación sobre
el eje de resistencia.
La impedancia de carga de la línea Zc es predominantemente resistiva, por lo que
ha de incluirse algún
otro condicionante que evite los disparos en condiciones de servi­
cio normal.
La solución, en el diseño electromecánico, será añadir un elemento de mí­
nima impedancia.
La lig. 4.100 muestra el esquema de bloques y la característica de
operación resultante.
Enumeración
y descripción de los sistemas de protección más usuales 211
~fttrodo,
b) C.,oc.lt,islica d. aptroció"
Fig.4 100 Diagrama de bloques V característica de operación de un relé de mfnima reactancia con
control direccional combinado con mínima impedancia.
g) Caracter(stica poligonal
En diseño electrónico no es necesario incluir una unidad de mínima impedancia para
limitar la característica de disparo en
el eje resistivo. Basta con ajustar el comparador a
45· y sustituir
X .. por una impedancia 2 .. de argumento 45" y módulo.Ji X ... mante­
niendo las mismas magnitudes de entrada
que en el caso de característica de mínima
reactancia.
La figura 4.1 01 a muestra la característica poligonal de operación de un relé electró­
nico en
la que el valor máximo de la resistencia que puede medir es igual al de la reac­
tancia ajustada.
En el caso de que se desee aumentar el alcance en el eje de las R, basta
añadir a
la reaclancia 2 .. el valor de resistencia deseado, R" Y se obtendrá una mayor
sensibilidad para las faltas resistivas (lig.
4.101 b).
--~ ___ -L ______ ~~.
o) Volor d. Aal
Fig. 4.101
Caracterrstica de operación de un relé poligonal.

116. 212 Protecciones en las instalaciones eléctricas
La característica poligonal debe combinarse con una unidad direccional para obte­
ner
el conjunto de prestaciones básicas de la protección de distancia. Esto puede conse­
guirse utilizando un elemento Mho o bien un relé direccional normal.
El resultado de
ambas combinaciones
se muestra en la figura 4.102.
------....
" ,
,
,


I
I
I
I
I
I
I
>-,,-L--_.
•
Fig.4.102 Combinación de la caracterrstica poligonal con un elemento direccional.
4.9.2. Escalones de medida
La figura 4.103 muestra una línea que une las estaciones A y B. En el extremo A se dis­
pone de un relé de distancia que se ha ajustado
al 100 % de la impedancia de la línea y
que debe detectar y despejar las faltas que
se produzcan en dicha línea.
En
la figura se han representado dos faltas, F" F 2, al 90 y al 110 % de Z L' Debido a
los errores de los transformadores de tensión, intensidad y circuitería del relé, es posible
que
el relé en A actuase, en algunos casos, para la falta F
2
, y en otras ocasi'ones no ac­
tuase para
la falta F,.
• •
c;en~rodor
"
da
"
I
I
'l
I
.,.
I
,.
'0·'. lL ·1
l·
110'1. lL • I
Fig.4.103 Faltas próximas all(mite del alcance de un relé de distancia.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 213
Para conseguir una cobertura total de la línea protegida sin que se planteen proble­
mas de selectividad
ante faltas externas, así como para conseguir protección de reserva
de las líneas salientes de la estación remota, los relés de distancia disponen de varios es­
calones de medida, en general tres.
El primer escalón cubre un ajuste:
ZM'
= 80 % ZL sin temporización adicional
Con ello
se consigue evitar disparos para faltas situadas fuera de la línea protegida.
Las situadas en
el 20 % final de la línea habrán de ser detectadas por el segundo es­
calón, para cuyo ajuste se debe
tomar el 100 % de la impedancia de la línea protegida,
más un porcentaje
de la impedancia de la línea más corta de las líneas de salida de la si­
guiente subestación. Se aplica a este escalón una temporización comprendida entre 0,3
y 0.5 s. Este ajuste no debe ser muy conservador
ya que hay que considerar la aportación
de corriente
al cortocircuito procedente de otras líneas conectadas a barras de la subes­
tación lejana.
e •
'e
f----l~,
1---------'.,
l
l
'l'
o
-
Fig. 4. 104 Subalcanee en un relé de distancia producido por la aponación de otras líneas. El subal­
canee es tanto mayor cuanto mayor sea el cociente le I lA'
Así, en el caso de la figura 4. 104, suponiendo que la línea Be esté conectada. la co­
rriente en
la línea en defecto será:
Si
el segundo escalón de la protección de distancia en A está ajustado cubriendo el
20 % de la línea de salida BD y el cortocircuito se sitúa justo en ese punto, se demuestra
que la protección en
A no puede detectarlo pese a estar en su zona de disparo debido a la
aportación de 'e, que hace que la impedancia «vista» desde A resulte:
V, -',ZL + ZLl (l, + 'el
V, -" (ZL + Zu) + 'eZu
V, -',ZM2 + (leZul

117. 214 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Teniendo en cuenta este aspecto, en la práctica, un ajuste razonable del segundo es­
calón
de las protecciones de distancia podrá abarcar el SO % de la linea más corta de las
lineas de salida de
la siguiente subestación sin plantear problemas de selectividad.
La configuración de la zona protegida en un relé de distancia de 3 escalones de me­
dida
se muestra en la figura 4.105, en la que 1,,/, Y 1 J son los tiempos en los que se auto­
riza
el disparo en caso de que ZF < ZM'
"
"
"
G~nerador
• •
4
I e
Q) 'zl I
I 4 ,
1
1 I
I 1
1
~IMl ---! I I
'.,
• I I
1 • '., • I
Fig.4.105 Alcances convencionales de un relé de distancia.
El ajuste del tercer escalón debe cubrir sobradamente la linea más larga saliente de
la estación remota con una temporización de I a 1,5 s, consiguiéndose con ello tener
una protección de reserva lejana de las protecciones
de la subestación B. Debe tomarse
la precaución de que la impedancia de carga, Zc, no entre dentro de la zona de disparo
del tercer escalón. Esto es muy dificil que ocurra con características de disparo Mho y
elip
ticas, pero no imposible con características poligonales; especialmente en aquellas
en que no es posible variar
la compensación de resistencia para cada escalón.
Es usual que mediante un contacto externo se elimine transitoriamente la tempori­
zación de un escalón de medida del relé de distancia.
Lo más corriente es la conmuta­
ción a segundo escalón. Esta función es muy útil, por ejemplo, durante
la conexión ma­
nual del interruptor; en caso de cualquier falta en la linea,
el disparo se produce
instantáneamente,
ya queel segundo escalón cubre con creces la totalidad de la longitud
de la linea.
4.9.3
Aplicación de las protecciones de distancia a redes trifásicas
En el caso general, el relé de distancia se instalará en una linea trifásica de tres conducto­
res
R, S, Tcon la red puesta a tierra. Por consiguiente, deberá detectartodo tipo de cor­
tocircuitos que puedan producirse en
la linea protegida.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 215
Básicamente, los cortocircuitos pueden clasificarse en:
-Trifásicos (RST)
-Bifásicos (RS, ST, TR)
-Monofásicos (RN,
SN, TN)
A continuación estudiaremos
las relaciones entre las intensidades y tensiones que
se establecen para cada uno de los tres tipos básicos de faltas.
a) Corlocircuito trifásico
.AARAS
C~".rodo'
'. •
I.~ '"
O)
•
I.~
,
" ~
Y~ Ys
YA
~JJ ••
,Ir
Y'.
l.
'.
" "
Y',
" '.
l.
Fig. 4.106 Corrientes y tensiones en un cortocircuito trifásico RST.
Para cada fase, es evidente que
y también
V. -l. (ZFL + RF)
Vs -Is (ZFL + RF)
VT -IT (ZFL + RF)
v. -Vs -(IR -/
5
) (ZFL + RF)
Vs -VT -(/s -I
T
) (ZFL + R
F
)
VT -VR -(/T -l.) (ZFL + RF)

118. 216 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Por consiguiente, para detectar un cortocircuito trifásico existen seis posibilidades
de medir la impedancia del «bucle» ZF:
b) Cortocircuito bifásico
BARRAS
Genltrodor
IS
'o ~
In o
O)
s
" ~
,
" ~
J
T
Ys
YA
~
&
-!-~-!-
r
•
-
V'o Vo V-o
Fig. 4.107 Corrientes y tensiones en un cortocircuito bifásico.
Es evidente que
Vs -Is (ZFL + ~) -VT -IT (ZFL + ~)
Vs -VT = (ls -IT) (ZFL + ~)
e
e
e
1,
En consecuencia. para los tres distintos casos de cortocircuito bifásico es posible
medir la impedancia del bucle Z F:
Enume ración y descrip ción de los sistemas de protección más usuales
el Cortocircuito monof ásico
Generador
--0 _
././
'o
'."
y'
•
lS
•
S
,
'.
lARRAS
V
T
'Ft e
e
e
V~
Y
T
Y
S YA
"
~ lO. l J
ZNFL_~ ·2,..t.
" 11 t __ -< ___ ~ ___ .
o
' .
v. V-,
Flg.4.108 Corrientes y tensiones en caso de cortocircuito monofási co AN.
Es evidente que
VR -IR ZFL + IN (kN ZFL + R
F
)
VR -ZFL (IR + kN IN) + IN RF
217
'.
El factor k
N
, denominado «factor de compensación homopolao>, es un valor que
establece
la proporción entre la impedancia de retomo ZNLY la impedancia de fase de la
línea ZL. y es igual a

119. 218 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En el caso de una línea, su valor suele estar comprendido entre 0,5 y l.
Mientras que
la impedancia de una línea puede calcularse con gran aproximación,
en función de sus características constructivas,
no ocurre lo mismo con la impedancia
de retorno,
ya que depende no sólo de la sección del posible conductor de tierra, sino
también de la resistencia de
la torre, de su puesta a tierra, de la resistividad del terreno,
etc. Cuando
se desea conocer este valor con la mayor exactitud es aconsejable determi­
narlo por ensayo, de acuerdo con
el montaje de la figura 4.1 09. Los tres !=onductores de
fase se conectan a tierra en un extremo de la línea, mientras que en
el otro extremo,
donde
se va a efectuar la medida, se aplica una tensión Voa los tres conductores simul­
táneamente.
El valor de la impedancia homopolar por fase (2
ocl de la línea resulta del
cociente
Vol l o·
310 10 II
r----~ ..... +------c:==>------_1-__,
'o Zl
-+----c:::=:::r-- - - -
'HL
2L
3'0 3
t
'0
1
l HL
Fig. 4.109 Determinación del factor k
N
.
y la impedancia homopolar por fase es
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 219
de donde
Para los tres posibles casos de falta monofásica, es posible medir
la impedancia del
bucle 2
F
:
V.
ZFt.N. -
l. + kN IN
Vs
ZF,,,,,, ...
Is+kNIN
VI
ZF.INI -
1
1 + kN IN
De lo visto hasta ahora se deduce que tres relés de medida, con sus bobinas de ope­
ración conectadas a las siguientes magnitudes
Relé
R: V.
Relé S: V
S
Relé T: VI
(l. + k
N IN) 2
M
(15 + k
N IN) 2
M
(11 + kN IN) 2M
medirían correctamente los tres casos posibles de falta monofásica. Además, en el caso
de falta trifásica,
al ser IN -O, cualquiera de estos tres relés podría operar.
Del mismo modo, para detectar cualquier cortocircuito entre fases serían necesa­
rios tres relés de medida con sus bobinas de operación conectadas a las siguientes mag­
nitudes:
Relé
RS
Relé ST
Relé TR
v. -Vs
Vs -VI
V
I
-V.
(l. -Is) 2
M
(ls -/
1
) 2
M
(11 -l.) 2
M
Estos tres relés medirían correctamente los tres casos de falta bifásica. Además. en
el caso de falta trifásica. podría operar cualquiera de ellos.
De ello se deduce que los elementos de medida de falta bifásica pueden operar en
caso de falta bifásica y trifásica. pero. sin embargo. medirían incorrectamente las faltas
monofásicas. Por otro lado. los elementos de medida de falta monofásica pueden ope­
rar efectivamente en caso de falta mono y trifásica. pero medirían incorrectamente
las
faltas bifásicas.

120. 220 Protecciones en las instalaciones eléctricas
4.9.4 Particularidades de la medida en las faltas monofásicas
En un caso real de cortocircuito, la impedancia de falta Z Fl consta de una resistencia y
de una reactancia proporcionales al punto de localización de la falta,
R FL' X FL' El corto­
circuito incluye una cierta resistencia
de arco, R F' Por consiguiente, la impedancia Z
vista
por el relé es distinta, en módulo y argumento, de la impedancia propia del tram~
de línea, ZFL'
A primera vista puede parecer
Que un relé de mínima reactancia no tendría proble­
mas en la medida,
ya Que opera sólo con la medida de la reactancia. Esto es cierto en
ausencia
de carga. Con la línea en carga, cuando el valor de R F sea parecido a la impe­
dancia de carga,
la corriente Que medirá el relé vendrá dada por (fig. 4.110):
En consecuencia
ZF- V
F
IF(ZFL + RF'Zc)
RF+ Z,
lo cual modificará el ángulo entre V Fe I F' por lo Que el relé, según los casos, detectará
una reactancia distinta de
la de falta, X FL'
'.
1, a",. t' e
-
'.
'n
le
-
1; J It,
.,.
'e
Fig.4.110 Efecto combinado de la resistencia de defecto y la impedancia de carga.
. Cuando ~n relé de distancia «ve» una falta a una distancia menor Que la real, se
dIce
Que el rele «sobrealcanz3». Cuando el relé «Ve» la falta más lejos de lo Que en reali­
dad está, se dice
Que el relé «subalcanzal).
La figura 4.111 muestra otros de los inconvenientes Que presenta el relé de mínima
reactancia.
La resistencia de arco, R F, estará recorrida por la'suma de las corrientes I Af.
l. procedentes de ambos extremos del circuito AB.
Por consiguiente:
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales
V" = 1, (ZFLA + RF) + l. RF
.!:ll. (ZFlA + R
F
) + ~RF
1, 1,
221
siendo Z F' la impedancia Que «veríal) el relé A de alimentarse la falta exclusivamente
por ese lado. Nótese que si existe diferencia angular entre 1, e l. la corriente (1, + l.)
A
•
ZFlA ZFUt
r..-
la
VFA
A,. J 1A"'a
1
' .
Fig. 4.1 l' Variación del alcance en un relé de mínima reactancia producida por la alimentación bi­
lateral de la resistencia de defecto.
presentará un ángulo distinto para 1, Y para l., de forma que adelantará a una de ellas y
retrasará a la otra.
El resultado es que la resistencia aparecerá como una reactancia que
provocará subalcance de uno de los relés y sobrealcance del otro.
Este problema sólo es relevante para faltas cerca del punto de ajuste del relé. Con
el
fin de evitar disparos por sobrealcance. aumentando con ello la seguridad de las protec­
ciones, los fabricantes de relés de mínima reactancia y de característica poligonal in­
cluyen ciertas correcciones en
el elemento de medida que consisten en una pequeña in­
clinación
(a -2° a 100) de la característica (fig. 4.112).

121. 222 Protecciones en las instalaciones eléctricas
------~------------~~------~~ R
Fig. 4.112 Caracterrstica de disparo poligonal, corregida para evitar actuaciones incorrectas por
sobrealcance debidas al efecto de la resistencia de falta.
Para líneas largas, la característica de disparo circular (Mho) con tensión de polari­
zación obtenida en las fases sanas, permite una buena compensación de la resistencia
de defecto por cuanto
la característica crece de tamaño tanto más cuanto menor sea la
Pcc en la estación. En las líneas cortas la característica poligonal es más ventajosa por
la posibilidad de ajustar independientemente R y X.
Veamos cómo
se modifica la característica circular en un relé Mho cross-polarized.
Para una falta RN, la tensión de polarización aplicada será la correspondiente a las fases
sanas
U
TS
• Poniendo VS y VT en sus componentes simétricas resulta:
pero
por consiguiente
siendo
-1
V., - =-.!.I!. ZSI
3
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales
con lo cual
y si suponemos ZSD -ZSI -Zso -Zs:
y como V. = l. ZF
Por otro lado. la tensión de operación es
es decir.
por consiguiente
IR (ZM -ZrJ
u"., -f [ (ZFL + Zs) l2Q 1
v •• -f [ ZM -ZFL 1
y puesto que la ecuación que define este elemento de medida es
arg
(ZFL + Zs) 1-90 < arg (ZM -ZrJ < arg (ZFL + Zs) 1 + 90
223
el resultado es la modificación de la característica. ampliando el círculo, como se mues­
tra en
la fig. 4.113.
4.9.5 Particularidades de la medida en las faltas bifásicas
La falta bifásica a tierra presenta ciertos problemas al elemento de medida de faltas bi­
fásicas, especialmente cuando son muy próximas
al punto de medida. Para que el ele­
mento de medida de faltas bifásicas no operase sería necesario que
la impedancia
homopolar de la fuente detrás del relé, Z,." fuese muy superior a
la impedancia di­
recta, Zs.

122. 224 Protecciones en las instalaciones eléctricas
I
)
I ,
" If'N
'N'
o
o •
•
IO/\.Hou IU
I
J
-1,-
lW A¡..,.'e de' ,.14 "'"O
Zwp "¡" •. e "It' ,.,4' politono!
15 .... o.doMio d. lO '".n'lt .o"¡YOI.,,,'., la cual de'It,,,,11'OO e' lo ......... del círculo de dispor.
de. ,e,I ""HO . Con , ..... CD"'¡'~v,oc iá" d. lo red dodo, e. chculo de .,i.po,. vorlo con lo
IOcolil:otiÓt> d. lo tollo.
Fig_ 4.113 Característica de disparo de los relés de distanCia Mho y poligonal. Representación
comparativa.
e
ZFL 15
e
•
US'
ZFL 1,
.L e
Generador Vs V,
1 1
..
15
KH 2Fl
IN
IN
F,g.4. 114 Falta bifásica a tierra.
En el caso normal, ante una falta bifásica a tierra, el relé de falta bifásica mide ro­
rrectamente la impedancia, independientemente del valor de la resistencia de falta a
tierra
(R F)' Sin embargo, los elementos de medida de falta monofásica ven modificado
su alcance debido a que
R F está recorrida por la suma de las corrientes de fase.
Enumeración Y descripción de los sistemas de protección más usuales
Vs
-ZFL + RF
IN
-ZFL + RF
Is+kN/N Is+kN IN Is k
-+ N
IN
V
T
IN
-ZFL + RF -ZFL + RF
IT+kN/N
I T+kN/N
IT
-+kN
IN -2/s sen <¡> 1 (90 - '4»;
. IN - 2/s sen <¡> l<t.=..2Q
IN _ 2sen <¡> l<t.=..2Q
Is
I
Supongamos <¡> -30· (sen <¡> --l:
2
por consiguien te:
y suponiendo kN -I
~=2 -2
1
130-90;
Is
~- I 1-60
Is
IN
IN -2/
T sen <¡> 1(+ 90 - '4»
IN -2/, sen <¡> ~
!J,¡ _ 2sen <¡> ~
1,
i_ 2 ·~ 190 -30
I
T 2
i_ I I.QQ
1,
I _ 0,57 RF 1-30
J3l1Q
225
La figura 4.115 muestra la impe.;lancia real de la falta (ZF) y la vista por los elemen­
tos de medida de falta monofásica (Zs
y Z,). Puede observa= que, para la fase en re­
traso
(1) la impedancia vista es superior a la real (el relé sub-alcanza). En cambio, para

123. 226 Protecciones en las instalaciones eléctricas
0.
510
'o
1,.. I')
z ... (S)
•
Fig. 4. 115 Falta bifásica a tierra, sobrea/canee de la fase en adelanto para la medida de falta mono­
fásica.
la fase en adelanto (5) la impedancia vista es inferior a la real (el relé sobre-alcanza).
Esta modificación del alcance no presenta problemas para faltas muy próximas al
punto de medida, pero
el sobrealcance de la fase en adelanto puede plantear problemas
de selectividad.
Los relés de distancia modernos incorporan
un circuito discriminador que actua
en
el caso de falta bifásica y presencia de corriente de neutro, para que se mida siempre
la falta monofásica a tierra de la fase en retraso.
4.9.6 Particularidades
de la medida en las faltas trifásicas
Se ha visto que una falta trifásica puede ser detectada mediante un:
-elemento de medida de falta monofásica.
-elemento de medida de falta bifásica alimentado con las tensiones y corrientes de dos
de las fases en defecto.
Es obvio que en caso de falta próxima al punto de medida, las tensiones de polari­
zación de los elementos de medida tenderán a ser nulas.
En tales condiciones no puede
garantizarse
el disparo. El problema no afecta exclusivamente a la línea en defecto; el
resto de relés de distancia de la estación podrían, del mismo modo, disparar en contra­
dirección.
Para solventar este inconveniente, es usual que el elemento de medida que debe
detectar las faltas trifásicas incorpore
un circuito de «memoria» en la tensión de polari­
zación.
La solución se aplica igualmente a relés de diseño electromecánico y electrónico.
Este circuito, que sólo actua sobre
la tensión de polarización, produce una cierta ten­
sión de salida aun en caso de faltas próximas
al punto de medida, que darían lugar a una
tensión de polarización nula.
Consiste en un circuito sintonizado a
la frecuencia nommal de la red que «memo­
riza» la tensión previa a la falta y lo hace el tiempo suficiente para que el elemento de
medida tome
la correcta decisión direccional.
Este circuito de memoria modifica dinámicamente la característica de disparo del
elemento de medida y permite medir correctamente faltas próximas.
Enumeración y descripción de 105 sistemas de protección más usuales 227
Sea un elemento de medida para faltas bifásicas del tipo Mho autopolarizado y con
memoria de tensión. Este elemento de medida utiliza una tensión entre fases
(V Aa) Y
una diferencia de corrientes
(1 A -1 a), porlo que su alcance es el mismo para faltas bifá­
sicas
AB y para faltas trifásicas ABe.
Se supone que este elemento de medida forma parte de un relé de distancia de di­
seño electrónico y que
la medida de la distancia se efectua por medio de un comparador
angular (fig. 4.116) .
VOp"Z/04fIA-:a)-VAB
VPOL" VAB
'NO
T.",porizodor d, coirltid..,clo
Tiempo
op.rad';n: S ",.
Ti,mpo n- posición: I mi
Fig. 4.116 Circuito de memoria de la tensión de polarización.
,
1 nmediatamente después de producirse el cortocircuito (lo), la característica diná­
mica establecida por
el circuito de memoria evoluciona hacia la característica estática.
El tiempo de operación del elemento de medida es el que determina cuál es la caracterís­
tica dinámica que hay que utilizar en
el momento del disparo. En lo referente a la ten­
sión de polarización
V Aa, el tiempo 1) depende de la constante de tiempo del circuito y
de la magnitud de la tensión de falta a
la entrada del circuito de memoria. General­
mente, esta constante de tiempo
se calcula de forma que sea suficiente para obtener dis­
paro para faltas en
el primer cuadrante (fig. 4.117).
I
Z
Flg.4.117 Característica dinámica de disparo establecida por el circuito de memoria en la tensión
de polarización.

124. 228 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En el caso de coincidir una falta al energizar la línea, si la tensión se toma de trans­
formadores de tensión situados lado línea,
el circuito de memoria no tendrá ninguna
tensión y será inoperante. Para solucionar esta situación se dispone de un dispositi
vo
adicional como el de la figura 4.118.
1. I I
I
1 >
I I
I AND
y.
I I I
I
Y.O
I
1. I ..
I
I I I
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Y, I
.. o
I I
I
I
COfluió"
Y,' 1 I
Fig.4.118 Circuito detector de faltas trifásicas al conectar la línea sobre una falta.
4.9.7 Elementos de arranque
La función de estos elementos consiste en detectar la presencia de faltas en el sistema,
con independencia de
si corresponde o no efectuar el disparo. Esta última decisión co­
rresponde a las unidades de medida. Consecuentemente, hay que considerar los ele­
mentos de arranque como unidades auxiliares de los elementos de medida.
Los sistemas de arranque utilizados son:
-de sobreintensidad
-de sobreintensidad con subtensión
-de impedancia
Cada fase
(R, S, 7) dispone de su propio elemento de arranque y, en algunos casos.
se incluyen además elementos de arranque de secuencia inversa y / o homopolar.
al
Elementos de arranque de sobreinfensidad y con subtensiólI
Los elementos de arranque por sobreintensidad pueden presentar problemas de sensi­
bilidad
en el caso de lineas muy largas. faltas resistentes o potencias de cortocircuito pc-
Enumeración V descrioción de los sistemas de protección más usuales 229
quenas. dado que la máxima corriente de carga de la línea puede ser del mismo orden de
magnitud que las corrientes de cortocircuito.
En estos casos, es usual incluir, además,
un elemento que arranque cuando se produzca una subtensión simultánea con presen­
cia de corriente en la línea
por encima de un determinado nivel (fig. 4.119).
-------------------r---
0,75
0,50
0,25
.O~---i--~--------~--------~------_r----
Fig. 4. 119 Caracterfstica de arranque de sobreintensidad y sobreintensidad con subtensión.
El ajuste de sobreintensidad en este sistema combinado puede ser inferior a la in­
tensidad de carga de
la línea, y también cumple la función de evitar la actuación del ele­
mento de arranque cuando
la línea está desconectada y, por tanto, la tensión es nula.
En algunos casos, se añade una tercera posibilidad de arranque que consiste en
aprovechar el hecho de que, en un cortocircuito,
el ángulo entre la intensidad y la ten­
sión es próximo a 90' (arg
umento de la impedancia de línea: 60 + 80'), mientras que el
ángulo de carga es próximo a
O'. En estos casos, se produce arranque cuando el ángulo
entre Ve
I está entre ciertos límites y la intensidad supera el umbral prefijado.
1
I
1)
I I
ANO '
I
Y I
±:I' l J
~
Y (
I
I I
' '----
.t.rrofllilUt
I ANO
.J J
o.
I I I
I
1 )
I
I
1 ')
L
I I
Fig. 4.120 Esquema de bloques de un elemento de arranque.

125. 230 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En la figura 4.120 se muestra el diagrama de bloques de un elemento de arranque
que actúa por las condiciones de sobreintensidad, subtensión con intensidad y ángulo
de falta.
El principal problema que presentan estos arrancadores es la dificultad de su
ajuste,
dado que su valor de actuación, en ohmios, dependerá de la potencia de cortocir­
cuito, y su alcance en km dependerá, además, del tipo
de falta. Por contra, tienen la ven­
taja de
que es muy fácil evitar el arranque por sobrecarga de la linea, al ser éste un valor
en amperios, magnitud
que coincide con las de ajuste.
b) Elementos de arranque de impedancia
Existen muchos tipos de elementos de arranque basados en la medida de la impedancia,
siendo los más comunes los de
mínima impedancia y los Mho-off-set.
La utilización de elementos de arranque de característica Mho convencional pre­
senta
la dificultad de que no existe tensión de polarización en la energización de una li­
nea con una falta trifásica próxima (por ejemplo, tierras olvidadas en la línea), por lo
que el relé no actuará.
El ajuste de los elementos de arranque debe ser tal que no se produzca su actuación
por sobrecargas y que a
su vez supere el ajuste de medida del tercer escalón (fig. 4.121).
En el caso de que el tercer escalón tenga un ajuste elevado, en líneas de gran longi­
tud, puede suceder que aparezcan dificultades en
la utilización de elementos de arran-
Coroc,.,í"¡CQ dit
o"onq ..... circulo, ,
.". .... ---:
" .­
" ./
/ " , '
I ' I ,
e
. .
I
0'01:1.'15101:0 cflt I
ouonqUIt el/plico ~
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"",
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I
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I
I
I
I
r CoroeleríslicQ de (or90
I
I ,'._-
I
I
Fig. 4.121 Caracter(sticas de arranque circular y elfptica.
Enumeración V descripción de los sistemas de protección más usuales 231
que con característica circular, ya que es posible que ésta corte a la característica de
carga. Para estos casos existen elementos de arranque con características elípticas o len­
ticulares.
Los elementos de arranque de mínima impedancia controlan, generalmente, una
tensión correspondiente a
la tensión simple y una intensidad igual a la intensidad de
fase menos
la intensidad residual.
En algunos casos, el relé de distancia incorpora una función de «disparo por
arranque» con una temporización superior a la del tercer escalón de medida. Se utiliza
como reserva local en caso de fallo de
la unidad de medida, para faltas muy resistentes
y como reserva remota en caso de fallo de protecciones o interruptores de otras subes­
taciones con localizaciones de falta fuera del
alcan~e de las unidades de medida.
4.9
.8 Protecciones conmutadas
Una protección de distancia completa necesitaría para cada escalón seis elementos de
medida (tres monofásicos y tres bifásicos) para detectar con seguridad todo tipo de fal­
tas. Un
relé. tan completo tiene un coste muy elevado y sólo se aplica en redes de
M.A. T., donde
se precisa una gran obediencia y seguridad. El relé de distancia más utili­
zado es
el de «conmutación de medid.,>. En este relé se dispone de un solo elemento de
medida
al cual se entregan las magnitudes oportunas, según el tipo de falta detectado
por los elementos de arranque.
En los sistemas de medida en los que se utilice una tensión de polarización para el
elemento direccional, se intenta que ésta sea de las fases sanas.
Evidentemente. un relé con un único elemento
de medida, especialmente en di­
seño electromecánico. requiere una gran cantidad de circuitos de conmutación. Por
ello. en
el caso general. el relé de distancia incorpora dos elementos de medida, uno de
ellos conmutado para faltas mono-trifásicas.
El segundo elemento de medida no es con­
mutado y detecta las faltas bifásicas.
Este segundo elemento está conectado a las siguientes magnitudes:
E, -(V. -Vs) -ZM (/. -/s)
E, -(Vs -Vr) -Z., (/s -Ir)
Este elemento de medida es capaz de operar para todo tipo de faltas bifásicas.
Veamos
el comportamiento de la unidad bifásica para una falta TR.
BARRAS
'.nlt.odo,
'.
•
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'"'-'
J
"
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• '. "7-1
t
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• •
III III

126. 232 Protecciones en las instalaciones eléctricas
en caso de falta
TR
E, = Vo -V s -ZM lo
lo
--IF
E, -V o -Vs + ZM IF
Vo + Vs + VT - O; -Vs -Vo + VT
E,-2Vo + VT+/FZM
VT -V T -IF• Zs
2V
o
-2(V
o
-l
o
Zs)
lo - -IF
E, -2Vo + 21F ZS + V T -/F Zs + IF ZM
2Vo+ VT-(VT-Vo)a
'
V
T
-Vo-21F(Zs+ZFL)
E, = 21F [al ZFL + Zs (+ + al) + ~ 1
E, -21F [al ZFL -11 Zs l2Q + ~ 1
2 2
E, -(V. -VT) -z" (/s -IT)
l. -O
IT -/F
E, -(Vs -VT) + ZM IF
Vo + Vs + VT -O ; Vs - -(Vo + VT)
E, - -(2 V
T + Vo) + ZM IF
2V
T-2V
T-21FZs
Vo -Vo -lo Z.
(2 VT + Vo) - 2 V T + Vo - ZS<21F + lo)
lo --/ F
(2V
T
+ V
O
)-2V
T
+
Vo-/FZs
E,--(2VT+ VO)+/F(Zs+ZM)
2V
T
+
VO-(VT-V,.} 1 1-60
V T -Vo -21F (Zs + Z.J
E, -2al
F (Zs + ZFL) + IF (Zs + ZM)
E, -21F [a ZFL + ~ + Zs (+ + a) 1
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales
E,
= 2IF [ a ZFL + 11 Zs l2Q + ~ 1
- 2 2
En resumen, y despreciando el factor multiplicador
común (21 F), se tiene:
E, _a' ZF-11zS l2Q+~
2 2
E, -aZF + 11zs l2Q + ~
2 2
Si, para
mayor simplicidad, se supone nula la impedancia de la fuente, Z.
Z
E, -aZF+ ~
- 2
la ecuación que define la característica de operación del relé viene dada por
arg E, + 180 < arg E, < arg E,
233
y se demuestra que corresponde a una circunferencia de diámetro ZM y radio ~
2
" 'e".'. i ........
c .... ;t .... I
1&0 •• r" e eZ,. • 1 .. J « a.,_ ,.1 1, • 1 .. 1 ( .. '1' 'eZ, • ht I
1"' T -¡-
Fig. 4.122 Falta bifásica lA externa. en el límite e interna.

127. 234 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En la figura 4. 122 se muestra la posición de los vectores para faltas TR externa, en
el límite e interna, con idéntico valor angular de ZFL'
En los relés de distancia conmutados. los elementos de arranque, como hemos
visto. establecen el tipo de falta que existe en la red y entregan las magnitudes corres­
pondientes
al elemento de medida. Obviamente. en los instantes iniciales deben entre­
gar las magnitudes correspondientes al primer escalón; después, si persiste el estado de
«arranque», e ntregan las correspondientes al segundo escalón y así sucesivament e.
En la figura 4. 123 se muestra el esquema de principio de la conmutación de alcance
de una protección de distancia.
Mediante dos temporizadores controlados por las unidades de arranque, y un ele­
mento de medida. se consig ue~ los tres escalones de medida. En cuanto se detecta falta
arrancan los temporizadores; si no es posible el disparo instantáneo. porque ZF > ZM"
transcurrido el tiempo ajustado en T~ se compara la impedancia de falta ZFcon una im­
pedancia Z,,, mayor que Z,,,. con lo que el relé dará disparo para faltas si
ZF < Z",
Si aún ZF fuese mayor que Z"u. transcurrido T
J se intercala otra impedancia ZMJ
de modo que
, ,

/
(c-;J
"1)
L;J
,-)
~
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, l-.
1
,
........ 1
,/ "-
I '.,--
1 , .,
'M'
• 1. 2N I
ZM3) 2M2) 2MI
Flg 4.123 ObtenCión de tres escalones de medida en un relé de distancia conmutando la impe­
dancia de ajuste
ZM'
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 235
con lo que el relé dará disparo si
A
modo de resumen, conviene ret ener que las protecciones de distancia sin con­
mutación, con 18 elementos de medida (6 por escalón), se utilizan para la protección de
líneas de M.A.T., en las cuales se requiere una gran obediencia. Generalmente, la avería
de un elemento de medida no impide que se elimine la falta, como máximo, en un
tiempo algo más largo.
La disminución de seguridad que supone tener más unidades de medida se com­
pensa con la eliminación de conmutaciones, que pueden falsear en un momento dado
la medida del relé.
u ~
UNIDAD 1--
UNIDAD 1--
UNIDAD 1--UNIDAD UNIDAD
, INTERRUPTOR I
.,¡w.
DE DE AJUSTE DE DE
RRAHQUE
1--
CONMU' 1--
,
.1--
NEOIOA DISPARO
TACtON COMPEN
t
1
t11'1Itd_unfdad de tiempo
UNIDAD
OE
SEÑAlI-
ZACION
Fig. 4.124 Esquema de bloques de una protección de distancia conmutada.
Dentro de las protecciones conmutadas, el abanico de posibilidades es muy
grande. Sin embargo, en las modernas protecciones electrónicas se tiende a un único
elemento de medida. En la figura 4.124 se muestra el esquema de bloques de una protec­
ción de distancia conmutada que incorpora un cuarto escalón de disparo por arranque.

128. Luis An UzalTaga GO,1za:e.
ING. EN ENERGIA
Reg CIP. N' 76625
CAPITULO 5
RECOMENDACIONES
PARA
LA PROTECCION
DE INSTALACIONES ELECTRICAS
Después de conocer el funcionamiento y particularidades de algunas protecciones de
aplicación general.
es necesario conocer otras que, o bien derivadas de las anteriores o
bien de concepción especifica. también forman parte de
la familia de protecciones.
El mejor conocimiento y adecuado diseño de cada una de ellas se consigue anali­
zando sus prestaciones aplicadas a las instalaciones que deben proteger.
En este capitulo se describen las protecciones que deben ser utilizadas en las dife­
rentes instalaciones de una red eléctrica sobre la base de una solución óptima.
Evidentemente. en
la medida en que los equipos que hay que proteger sean de poca
potencia. o bajo coste. habrá que limitar
el número de protecciones por razones de co­
herencia. Pero. aun en estos casos. como podria ser en instalaciones de baja tensión o
equivalentes. no hay que confundir
la simplicidad por la fiabilidad y éste es, en defini­
tiva.
el reto permanente al que hay que enfrentarse y dar respuesta en la realidad.
5.1 Protecciones de generadores
En un sistema eléctrico, los generadores constituyen un elemento claramente diferen­
ciado del resto de equipos que constituyen
el sistema. Obviamente, en caso de que el
sistema esté perturbado por cualquier causa (cortocircuito, pérdida de estabilidad, des­
censo de frecuencia, etc.) los generadores han de mantenerse en servicio siempre que
sea posible, en un intento de evitar el '<apagón» general, de desastrosas consecuencias.
Esto no siempre
es posible debido, principalmente, a sus limitaciones mecánicas y tér­
micas. Por otro lado, los generadores, como máquinas rotativas, padecen los disturbios
de la red de forma muy diferente a como los sufren
el resto de equipos, no rotativos.
Naturalmente, también pueden producirse averías internas en sus arrollamientos
rotó rico o estatórico. Algunas de estas averías, aunque de poca significación en cuanto a
magnitud, son muy dañinas para
la máquina. La detección de tales faltas internas pre­
cisa de sistemas de protección de cierta sofisticación.

129. 238 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Por todo ello,
la protección de los generadores merece un punto y aparte al hablar
de
las protecciones de un sistema eléctrico. Conforme aumente la potencia de las má­
quinas, sus sistemas de protección son más y más complejos (fig. 5.1).
~r~=-
I L95'"
"'ínlma
1m .daneia
"la p,o!~cc ión da.rendol
d .. 1 bloque
8ARRAS
TlI
1----oQTII
".,
Fig.5.1 Protecciones en generadores de potencia entre 20 y 100 MVA.
Para los grandes alternadores, se instalan equipos de protección compactos, usual­
mente diseñados por
el propio constructor de la máquina, que incorporan los relés de
protección propiamente dichos, los transformadores auxiliares de intensidad y tensión,
las fuentes de alimentación para los relés y las bobinas
de disparo, el equipo de señaliza­
ción, relés auxiliares, equipos de vigilancia de los circuitos de disparo, etc.
En estos ca­
sos. las protecciones están normalmente agrupadas en dos paneles de protección.
La
distribución de protecciones entre los dos paneles se realiza intentando que las protec­
ciones de
un panel tengan la réplica de reserva local en el otro. En el caso de que esto no
pueda cumplirse, se duplican las protecciones para disponer de la correspondiente re­
serva.
Cada panel tiene
su propia fuente de alimentación y efectúa los disparos con distin­
tas baterías de acumuladores,
intentando alcanzar un elevado nivel de obediencia del
sistema de protección (fig. 5.2).
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas
l A lo prol. dUeuncial d.' tralo de 810que
1 A la pral. dif.rendol de' Bloque
I
I
I
I
L._.
Tlerro en
e' rolar
lierra Klator
100·' •
. _.~
, 1
NOT A Los grupos de profección 1 y 2 paro mo.,or .~u'¡dod
--•• alimenton .,efectúon los di sparos Con distintos bol eríos
BARRA!l
Interruptor
Flg. 5.2 Protecciones en generadores de más de 300 MVA.
239
En el lado opuesto se encuentran los generadores de las minicentrales. Se trata,
normalmente, de generadores de muy baja potencia, alimentados por un salto de escasa
altura. Estos generadores
se conectan a una toma de distribución M.T. cercana. Las pro­
tecciones que incorpora el generador suelen ser las mínimas indispensables, pero deben
añadirse algunas protecciones especiales que contemplen la forma en que
el generador
está conectado al sistema
(fig. 5.3).
En las siguientes páginas se describen las protecciones usuales en grandes y peque­
ños alternadores.
5.1.1.
Protección diferencial de generador
La protección diferencial de generador deberá incluir elementos de frenado a fin de evi­
tar actuaciones intempestivas en caso de cortocircuitos externos debidos a errores de
respuesta de los transformadores de intensidad, especialmente durante
el periodo sub-

130. 240 Protecciones en las instalaciones eléctricas
transitorio, originados por la componente asimétrica de la intensidad de
falta. Interesa
que los circuitos de corriente secundarios y los relés diferenciales sean de bajo consumo
para que los transformadores de intensidad respondan mejor a las altas intensidades
que pueden esperarse (fig. 5.4).
Falto o tierro
red ultrlor
Mádma tensión
Mínima tensión
BARRA S
TIT Interruptor
I'S~O~b:r.~'~~~en~.~id~a~dt- __________________________________________ ~
L TII
Ti erro en
el rolor
Mínimo
ucitación
Flg.5.3 Protecciones en minicentrales « 5.000 kW) conectadas a una línea de distribución M. T.
GENERADOR -r
,.---
,
E.loto,

I

I
I
,
.. --
EIl'ml'nlos d.lrf'nodo
,í-·.-f-·-·---·,
-,J=-
i i
i i
i .,..,.---+ E li!'m1'N05 dI' opl'roción
L._ .. ._.-._.-._.-.J
Fig. 5.4 Protección diferencial de generador.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 241
Existen tres modalidades de ap licación en la protección diferencial del conjunto
generador-transformador-barras.
Tal como puede apreciarse en la figura 5.5, las tres soluciones utilizadas van desde
la separación en tres protecciones diferenciales independientes (caso a) hasta la globali­
zación en una sola (caso
e).
eAFtAAS
Prol. Oil~, ~ndol Trola PrOI.Oill'rt'",ciOI Sorro&
BARRAS
G TRA"'O
, )
Prol. Oit.renciol Globol
Fig. 5.5 Modalidades de protección diferencial.
Lo usual en grandes instalaciones es la utilización de la variante a.
5.1.2 Protección de sobretensión
Se emplea para prot eger las máquinas o los transformadores, en caso de servicio sepa­
rado de red, frente a elevaciones excesivas de tensión, por funcionamiento anómalo
del
regulador de tensión o falsa maniobra con regulador manual. Esta protección se insta­
laba antaño prácticamente sólo en
centrales hidráulicas, ya que, en este tipO de centra­
les. había que contar con fuertes sobretensiones
al producirse una pérdida brusca de

131. 242 Protecciones en las instalaciones eléctricas
carga, y tener lugarel típico «embalamiento». Hoy en día se incluye también esta senci­
lla protección en los turbogeneradores, ya que los reguladores de tensión, cada vez más
complejos, pueden tener fallos de actuación.
Por otro lado, los turbogeneradores p o­
seen reactancias transitorias considerables que pueden ocasionar, en caso de descone­
xiones a plena carga,
la aparición de puntas transitorias de tensión, que pueden estar
próximas a las máximas solicitaciones de tensión admisibles en el generador y el trans­
formador del bloque. En estos casos, es necesario supervisar la rapidez de intervención
del regulador de tensión.
La protección de sobretensión ha experimentado, por tanto.
una creciente importancia. empleándose incluso en versión de dos etapas (instantánea
y temporizada) incluidas en
el mismo relé (fig. 5.6).
ctfNERAOOA
--o

/
':"
,.
,.
I I~I: . -
I L u. _
~
Fig. 5.6 Protección de sobretensión.
En una minieentral, conectada en «T>. sobre una línea de distribución, el relé de so­
bretensión es un relé de máxima tensión a tiempo independiente cuya principal finali­
dad es desconectar la central de la red en el caso de que la tensión de distribución al­
cance un valor elevado y sostenido. El relé de sobretensión suele conectarse a una
tensión compuesta de forma que no
le afecten las sobretensiones que se producen en las
fases sanas en ocasión de falta a tierra.
5.1,3.
Protección de subtensión
Esta protección se instala en minicentrales. Su misión consiste en detectar corto­
circuitos polifásicos en
la línea de distribución de media tensión. La mayoría de alter­
nadores de estas minieentrales son de muy baja potencia. por
lo que después del pe­
riodo subtransitorio su aportación de corriente al cortocircuito es, en general. débil y
probablemente insuficiente para provocar el disparo de los relés de sobreintensidad
(lig.5.7).
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 243
ÚNUMT
IHlUIIIU"'OA I
NEMOOlt lRA,.O
r:;- i
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(Ü}
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J .. -
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CJ CJ
Ji
CJ
Fig. 5.7 Protección de subtensión.
Tres re lés de mínima tensión controlan las 3 tensiones compuestas del sistema
-para detectar cualquier falta polifásica-y actuan independientemente sobre el inte­
rruptor.
5.
1.4 Protección contra falta a tierra en la red exterior
LiNEA M T.
G!:H[AAOOfI IAA"O
IHI[AItU"OR
'"
u.
® I oi ••• ,.
Fig. 5.8 Prote cción contra (alta a tierra.

132. 244 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Esta es también una protección tipica de minicentrales conectadas a una linea de
distribución M.T.
Es usual que el transformador de la minicentral opere con neutro ais­
lado a
fin de no aumentar la corriente de falta a tierra en la red M.T. En el supuesto de
falta a tierra en
la propia línea es preciso desconectar el generador de la minicentral para
evitar que
se mantenga el arco. La protección se basa en un relé de máxima tensión que
mide la tensión residual -indicativa de desequilibrio a tierra- y tiene una temporiza­
ción adicional de 5 + lOs para lograr cierta selectividad en el caso de falta a tierra en otra
linea de
la red de distribución procedente del mismo embarrado (fig. 5.8).
5.1.5
Protección de pérdida de excitación (sub-excitación)
La pérdida de la excitación de un alternador puede producirse por:
-Apertura no intencional del interruptor de campo.
-Circuito de campo abierto o en cortocircuito.
-A vería en el regulador automático de tensión.
Cuando un generador, con una cierta carga, pierde su excitación, pierde también el
sincronismo con la red y pasa a funcionar a una frecuencia superior a la del sistema, ab­
sorbiendo de és
ta la potencia reactiva que necesita para la excitación. La máxima po­
tencia que puede estar suministrando un generador para mantener el sincronismo
al
perder la excitación, depende de sus caracteristicas.
®
COl'u:lrI'lIOdo' ,íncflmo Iub-.. diodo
Motor ,ínctol'lo sub-e.citodo
Generador de inducción de'pue', d.
petde, lo •• cilodó"
I AdelQl'llodo
-------I-'~:.....----_ MW \'Solienle5'
1040101 ,ioctono SObr.-ellCitado
(ol'lI:1_"Iodo, dncrono lobr. -.ocilodO J-
jo4\/A, "So,ie"'eS"
l/1.lro,oc:Jo
® ]~
C.mp. 1 rr
Fig. 5.9 Diagrama de funcionamiento de una máquina síncrona.
En el caso de un generador de polos salientes esta dentro del 15 + 25 % de la poten­
cia nominal: para turboalternadores, puede ser sólo del 3
+ 5 %.
El resultado es un sobrecalentamiento de la parte final del estátor y de porciones
del rotor
si la máquina funciona asi durante cierto tiempo. La tensión en bornes del ge-
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 245
nerador varia periódicamente debido a la variación de la corriente reactiva absorbida
de
la red. En los momentos en que la tensión es baja podrian fallar los motores de induc­
ción auxiliares,
lo que ocasionaria la pérdida de la central.
La pérdida de sincronismo también puede producirse con el circuito de excitación
en perfectas condiciones.
En este caso, seria debido a cortocircuitos en la red exterior o a
la operación con carga capacitiva elevada y, por tanto, un campo relativamente débil.
En estas condiciones, el par de la máquina sufre fuertes oscilaciones con variación de
corriente, potencia
y factor de potencia.
Podria recuperarse
el sincronismo si la carga se redujese suficientemente, pero si
esto no ocurre en pocos segundos, será necesario desconectar el generador de la red y
volverlo a sincronizar (lig. 5.9).
Los generadores síncronos no están diseñados para operar asincronamente
y la sa­
lida de
la máquina oscilará según las oscilaciones del rotor en un intento de volver a sin­
cronizar.
La pérdida de sincronismo no requiereel disparo inmediato a menos que con­
lleve un importante descenso de
la tensión de salida que ponga en peligro la estabilidad
del sistema.
Se conocen casos en que algún alternador ha estado funcionando fuera de
sincronismo al perder
la excitación, sin resultar dañado, por espacio de varios minutos.
En pequeños generadores no suele instalarse protección contra pérdida de excita­
ción.
Si se instala, es normal que se limite exclusivamente a controlar, mediante un
shunt,
la corriente de excitación. Si ésta desciende por debajo del valor mínimo (por
ejemplo, el 8
%) se produce la actuación del relé, con un cierto retardo, del orden de
2
+ lOs (lig 5. 10).
G
u<
I"t~rrl,lp'o'
d.compo
® ---1_----. Disparo (óolormo)
} • , ... d'.,,;,
Fig. 5 .10 Protección simple contra subexcitación.
La protección de pérdida de excitación que se instala en grandes alternadores, tra­
baja con
la impedancia medida en los terminales del estator. La figura 5. 11 muestra la
curva de funcionamiento de un generador y su transformación al diagrama de impe­
dancias. Para cada
punto de la curva existe un ángulo p que permite leer el valor de la
potencia trifásica aparente (S). El valor de la impedancia aparente, en valor secundario,
viene dado por
U' I
z-_.(.!L)
S "V

133. 246 Protecciones en las instalaciones eléctricas
siendo:
u -tensión nominal, en kV
S - potencia aparente, en MV A
r, 1 -relación de transformación de los T 11
r, V -relación de transformación de los T /T
NVA,
'·Satienl.'"
Angula dell .~ "'0"';1'10.
limite pot' lo corrienle del ellolo.
A"gulo del t.P no",;"ol
-l<E=::==',---f---IotW -A 1~====:JQ¡:::::f::::==- •
MVA,
"Entrante,"
límilt Por colrl'llo",lenla del
I.nol dlll ellolo.
-,
Fig 5.11 Diagrama de impedancia de un generador.
La figura 5.12 muestra la curva de estabilidad y su transformación al diagrama de
impedancias.
En esta figura, Ves la tensión en los terminales en t.p. u.; X, es la impedan­
cia equi valeme del sistema
-tal y como se ve desde l os terminales del generador-o X, es
la reactancia síncrona del alternador. X, y X, están expresadas en l.p.u. en base a los
MVA de la máquina.
J'
J,
V
G 1
Q)~t --J.- ~
J,
-~4T--~~---R
V2 1 1
-(-+-)
2 Xs Itct
,-"1---'¡--7'<---MW en I.p ,u.
'o
Fig. 5.12 Curva de estabilidad.
Recomendaciones para la1>rotección de instalaciones eléctricas 247
La figura 5.12 puede completarse incluyendo las curvas de funcionamiento del ge­
nerador y la correspondiente allimitador de mínima excitación (fig. 5.13). Suponiendo
una cierta carga en MW de
la máquina y suponiendo que vayan aumemando los MVAr
absorbidos
al disminuir la corriente de campo, la impedancia vista desde los terminales
es
la representada por la curva A de la figura. Si el regulador de tensión está en servicio,
ellimitador de mínima excitación impide la operación a un nivel que perjudicaría tér­
micamente a
la máquina. Si el regulador no está en servicio, la impedancia continuaría
disminuyendo hasta que operase
el relé.
Fig. 5.13 Curvas del generador y del limitador de mínima excitación.
Si la tensión fuese alta se produciría una alarma. En caso de que la tensión fuese
baja se dispara
la máquina tras una cierta temporización. A menudo, el relé incluye un
elemento direccional para impedir el disparo en caso de falta próxima al otro lado del
transformador de bloque. Con esto se obliga a que la zona de trabajo del relé sea la que
~e muestra sombreada. Se consigue así una protección de pérdida de excitación, con un
relé direccional de mínima impedancia y un detector de mínima tensión. En términos
estrictos,
se trata de un relé Mho off-set, ya que el centro de la curva característica está
desplazado respecto al origen de impedancias.
5.1.6
Protección de cortocircuitos entre espiras
Los cortocircuitos emre espiras son roturas de aislamiento entre espiras pertenecientes
al mismo arrollamiento o a arrollamientos paralelos de
la misma fase. Aparecen espe­
cialmeme en alternadores con gran número de conductores por ranura,
es decir, en uni­
dades con tensión relativamente elevada y de baja potencia. Las causas más corrientes
dc esos cortocircuitos son las sobretensiones producidas por fenómenos atmosféricos o
deterioros mecánicos del aislamiento.
En máquinas que sólo poseen uno o dos conduc­
torcs por ranura,
la probabilidad de cortocircuito emre espiras es baja: esta se limita so­
brc todo a
la cabeza de la bobina, sobre la cual pueden ejercerse grandes fucrzas y P"'­
sloncs externas.

134. 248 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Cuando se produce un cortocircuito entre espiras pueden aparecer grándes co­
rrientes de circulación, así como fuertes densidades de corriente; es por ello que tales
defectos deben ser eliminados
lo más rápidamente posible, a fin de evitar la destrucción
de otras partes del bobinado. A menudo, cuando
se produce un cortocircuito entre espi­
ras, también se produce un fallo de aislamiento contra
el hierro del estátor, pudiendo
provocar
el funcionamiento de la protección contra defectos a tierra del estátor.
a) Protección de l os cortocircuitos entre espiras en máquinas con un arrollamiento
por
fase
Un cortocircuito entre espiras implica una disminución de la tensión inducida en la
fase afectada. En consecuencia, se establece una diferencia de potencial entre el punto
neutro de los arrollamientos y
el punto neutro de las tensiones en los bornes de la má­
quina. Dicha diferencia de potencial
se utiliza para detectar un cortocircuito entre espi­
ras.
La suma de las tensiones de fase se realiza con la ayuda de un transformador de ten­
sión trifásico de acoplamiento magnético.
En el lado de A.T., el punto neutro de dicho
transformador se une
al punto neutro del alternador. A los bornes del arrollamiento
secundario, conectado en triángulo abierto, se conecta
un relé de máxima tensión
(fig. 5.
14 a).
• S l
u>
•
s
~
v, Ys
Dj,pcuo
AV"VR t..,s +Vr • o
COMido".' IIG,",IIolt"' .. U • u.
Q) b)
Fíg. 5.14 Protección contra conocircuitos entre espiras.
En condiciones normales, el relé permanece en reposo. Cuando se produce un cor­
tocircuito entre espiras,
la diferencia de potencial mencionada anteriormente debe pro­
vocar
la operación del relé de tensión. La tensión máxima durante un cortocircuito en­
tre espiras que abarcase todo
el arrollamiento sería igual a la tensión de fase.
Dado que en condiciones normales aparece en los bornes de
un arrollamiento en
triángulo
la suma del tercer armónico en las tres tensiones de fase, esta protección debe
ser insensible a los armónicos. Pueden utilizarse, por ejemplo, los relés tipo Ferraris que
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 249
son polarizados por una tensión compuesta, exenta de armónicos (fig. 5.14 b). La ten­
sión del arrollamiento en triángulo
del transformador también se conecta al segundo
par de bobinas.
El acoplamiento resultante es únicamente proporcional a la compo­
nente
50 Hz de la tensión e independiente de los armónicos de tercer orden.
En el caso en que se utilicen tres relés tipo Ferraris, polarizado cada uno de ellos por
una tensión compuesta, puede conseguirse lo siguiente:
l. Determinar la fase en defecto.
2. Ajustar
la misma sensibilidad para las tres fases.
Debido a la unión del punto neutro del alternador con el del transformador de ten­
sión. ese esquema puede también utilizarse, sin dificultad, para alternadores con neutro
a tierra limitado mediante una mayor o menor resistencia.
Para precisar la sensibilidad necesaria de una protección contra cortocircuitos en­
tre espiras,
es necesario determinar -en función de la disposición del arrollamiento-a
partir
de qué mínimo número de pasos de bobina es posible el contacto entre partes de
arrollamient~ de la misma fase. Entonces, podrá deducirse la tensión mínima que
queda cortocircuitada en
el momento del contacto. Esta tensión debe ser detectada por
el re
lé de protección contra cortocircuitos entre espiras y ha de ser superior al máximo
,valor
de las asimetrías que aparecen en condiciones normales. Es usual ajustar el valor
de operación. aproximadamente,
al 2 % de la tensión nominal. En los alternadores de
polos salientes son posibles y admisibles grandes asimetrías de tensión.
En consecuen­
cia. es necesario
un ajuste más alto del relé.
Por otra parte, es necesario temporizaresta protección a
fin de evitar que el relé tra­
baje debido a maniobras de explotación (por ejemplo una variación rápida de
la excita­
ción que provoque asimetrías de corta duración en las tensiones de
fase), a fenómenos
transitorios en
la red externa, etc.
b) PrOTección de corTocircuiTOS enTre espiras en máquinas con neUTro aislado
.1' con I'arios arrollamientos por fase
En estos alternadores, cuando aparece un cortocircuito entre espiras en una de las bobi­
nas
(R ,), la tensión en la fase afectada es mantenida -en parte-por el arrollamiento en
paralelo
(R ,). En este caso, es más indicado medir la corriente de circulación entre las
dos bobinas, en lugar de medir
la tensión. Para ello, se conecta un relé de sobreintensi­
dad entre los dos puntos neutros (N" N,) de los conductores del arrollamiento (fig.
5.15). En condiciones normales del servicio, apenas circula corriente a la frecuencia
fundamental. Solamente circula una cierta corriente armónica (principalmente
el ter­
cer armónico).
Cuando se produce
un cortocircuito entre espiras, aparece una circulación de co­
rriente entre
el conductor en defecto y el conductor sano paralelo de la misma fase, que
puede ser detectada por
el relé de sobreintensidad.
El ajuste del relé ha de ser superior a la corriente normal de armónicos (alrededor
del 5 %de
la corriente nominal para las pequeñas máquinas y alrededor del 3 %de la co­
rriente nominal para las grandes).
Si el relé posee un filtro pasa-bajo con el fin de elimi­
nar
los armónicos, la sensibilidad que puede conseguirse será más elevada.

135. 250 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Esta protección puede utilizar se también cuando el alternador tiene tres arrolla­
mientos paralelos por fase, lo que puede conducir a tres puntos neutros distintos. Este
tipo de protección, evidentemente, sólo es utilizable en alternadores con neutro
aislado.
r
N,
N,
I
®-...L~ Disporo
.¿..
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A,
. ,
V 5,
"
J
" /
T,
Fig. 5.15 Neutro aislado V .... arios arrollamientos por fase.
•
•
e) Protección de cortocircuitos entre espiras para máquinas con neutro puesto a tierra
y varios arrollamientos por fase
En este caso, la puesta a tierra del neutro se realiza mediante un transformador cuyos
extremos del primario están unidos a los dos puntos neutros, estando puesto a tierra
el
centro del arrollamiento primario. De esta manera, este transformador no presenta im­
pedancia suplementaria para las corrientes que circulan hacia tierra puesto que existe
compensación (fig. 5.
16 a). En efecto, estas corrientes son idénticas en los dos conducto­
res de arrollamiento. Por
el contrario, cuando se produce un cortocircuito entre espiras
circulará una corriente desde un punto neutro hacia el otro e inducirá una corriente en
el arrollamiento secundario del transformador, lo que provocará la actuación del relé
de corriente.
Otro método consiste en comparar, con ayuda de un relé diferencial, las corrientes
en
los diferentes conductores de arrollamiento de la misma fase (fig. 5.16-c) o en las
uniones
de los puntos neutros a tierra (fig. 5.16 b). Si se controlan, dos a dos, las corrien­
tes de
fase de un alternador trifásico, la protección estará constituida por seis transfor­
madores de corriente y por un relé diferencial trifásico (protección diferencial transver­
sal). Además, puede discriminarse la fase afectada. Esta utilización supone la existencia
de una distribución simétrica de las bobinas en paralelo en las ranuras del estátor. Pue­
den aparecer corrientes diferenciales de toda
la serie de armónicos desde el segundo
hasta
el décimo. Diferencias de bobinado con relación al eje med io de los dos semi­
arrollamientos producen también diferencias de fase y sus correspondientes conientes
de circulación, lo que pudiera impedir un ajuste lo bastante sensible (fig. 5.16 e).
Es necesario destacar que los cortocircuitos entre espiras no pueden ser detectados
ni por un relé diferencial convencional ni por un relé de asimetría. Los relés diferencia­
les no funcionan cuando
se produce un cortocircuito entre espiras, ya que la corriente es
igual en lado
<<neutro» yen <dado bornes» de alternador. El relé de asimetría (compo­
nente inversa) no podría detectar determinados cortocircuitos entre espiras, a menos
que sea
de extraordinaria sensibilidad.
Recomendac
iones para la protección de Instalaciones eléctricas 251
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N,
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Fig. 5.16 Neutro a tierra y varios arrollamientos por fase.
5. 1 .7 Protección de contactos a tierra en el estátor
N,
"
-
•
•
A pesar de las mejoras introducidas en la elaboración de los aislamientos de las máqui­
nas eléctricas de A.T., sigue siendo
el contacto a tierra una de las averías más frecuentes.
Tanto el contacto entre espiras como entre devanados ambos se inician la mayo na de
las veces a consecuencia de un contacto a tierra en
el estátor. Por ello, con el empleo
de esta protección se puede evitar con antelación el contacto o cortocircuito entre espi­
ras y sus catastróficas consecuencias.
Por este motivo, debe intentarse:
a) Detectar contactos a tierra en toda la zona de los devanados, inclusive el centro de
estrella.
b) Desconectar el generador y su excitación lo más rápidamente posible, en caso de
contacto a tierra en
el estátor.

136. 252 Protecciones en las instalaciones eléctricas
e) Mantener las corrientes de contacto a tierra tan pequeñas que no produzcan daños
en la chapa del estátor.
d) Aumentar de tal forma la selectividad de la protección, que sea insensible frente a
penurbaciones y contactos a tierra en
la red.
Para cumplir con
la premisa «baja intensidad de paso a tierra», se aconseja trabajar
con
el neutro del generador aislado o puesto a tierra a través de alta impedancia. En co­
nexiones «en bloque»,
se tiene la ventaja de tener la máquina separada galvánicamente
de
la red externa. con lo cual las penurbaciones de la red no influyen directamente en la
protección contra contactos a tierra en el estátor. Sin embargo, siempre existe una ciena
influencia a través de
la capacidad del transformador de bloque; de forma que en caso
de falta a tierra en
la red exterior también aparece ciena tensión entre la estrella del ge­
nerador y tierra.
I
1
'N
T
'.
I
I!
G!N!AADOR
~
{ "
'o 7
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1
f· $
'.
V
s
V
r
¡¡¡
Flg. 5.17 Puesta 8 tierra de un generador.
, r
"
'.
La figura 5. 17 muestra uno de los esquemas típicos de puesta a tierra de un genera­
dor. Se realiza por medio de una resistencia conectada al secundario de un transforma­
dor
de potencia. de relación V, / V,.
El valor de, p' determina el máximo valor que puede asumir la corriente de falta a
tierra
IN'
El valor real de R PT. en ohmios primarios, viene dado por:
RPT _ 'p, .(~)2
De este valor. puede deducirse la máxima corriente de falta a tierra
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 253
siendo:
V
N UN -Tensiones nominales fase-tierra y compuesta del generador, en voltios
'p, -Impedancia de puesta a tierra, en ohmios secundarios
V, V, -Tensiones primaria y secundaria del trafo de puesta a tierra en voltios
IN -Corriente de falta a tierra, en amperios
Este valor de
IN es el que se obtendría -despreciando la impedancia del arrolla­
miento-para una falta a tierra a bornes de salida del generador, donde se dispone del
pleno valor de tensión
(V). Cuanto más cerca del neutro se encuentre la falta, menor es
la tensión disponible para producir corriente.
I
v.
Rp,
1
pero
GENERADOR
I.----- .---.-.- .-.~
. __ 1II.Zg (1-a).Zg .
"
lI. Zg (l-.). Zg
~~"~-- __________ ~~-+ __ s
I i
L._._. ___ ~ ._. ___ ._.~
con lo cual, despreciando el valor de Z"
con x en t.p.u., desde el punto neutro.
Por tanto.
el ajuste dado al relé de tensión -en voltios primarios-supone el grado
de protección del arrollamiento.
Véase un ejemplo con
los datos siguientes:
Tensión nominal del generador:
Transformador de puesta a tierra:
11 kV
11.000/ 240 V

137. 254
í
1
Protecciones en las instalaciones eléctricas
Resistencia secundaria:
Ajuste del relé
de tensión:
R
pT
-0,2725 (_'_'_) 2 -572 n
0,24
IN m II.~ -11,1 A (máx.)
572·
3
0,2725 n
18 V
Tensión de disparo -18· _,_,--825 V (primarios)
0,24
porcentaje no protegido -
~ . 100- 13 %
11.000
J3
porcentaje protegido - (100 -' 13 %) -87 %
I-----< • ..¡~ Zona protegida
I
o 13 100
'l. ',. ',.
(OV)(825V) ( 1t.OOO V)
'IJ
Naturalmente, cuanto menor sea el ajuste del relé de tensión, mayor será la zona
protegida del arrollamiento.
Otro aspecto de interés es el contenido de tercer armónico en las corrientes del ge­
nerador. Como se aprecia en la figura 5. 18, los terceros armónicos están en fase y su re­
sultante es el triple del valor del armónico. Esta corriente pasa por el neutro y podría
producir un disparo intempestivo si el relé no incorpora algún filtro que elimine el
tercer armónico. Si tomamos los valores del ejemplo anterior, la tensión de 825 V, so­
bre la resistencia
de 572 ohmios, supone una intensidad de sólo 1,44 A Y por tanto muy
débil.
La figura 5.19 muestra otro posible esquema para la protección de falta a tierra en
el estátor.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 255
l.
l.
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Flg. 5.18 Comportamiento del tercer armónico.
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Fig. 5. t 9 Esquema tensión residual.

138. 256 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Este sistema mide la tensión resultante del sistema vectorial
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)Voan.!-.)
Fig. 5.20 Tensiones medidas en caso de faltas a tierra en el estátor.
•
l·
El valor de VD es usualmente nulo, excepto cuando existe una falta a tierra. En la fi­
gura 5.19 se ha representado un bloque generador-transformador. Dado el grupo de co­
nexión del transformador,
el generador sólo puede dar corriente de falta a tierra en caso
de falta en
el propio alternador o en el bobinado B. T. del transformador.
Aquí también existe
el problema de la tensión de tercer armónico. Los relés que
haya que emplear deben incluir un filtro de dicho armónico. Normalmente, los relés es­
pecíficos para este cometido amortiguan
el tercer armónico a un valor de 15 + 30 veces.
La figura 5.21 muestra otro esquema para deteclar faltas a tierra en el estátor. A
este método
-también aplicado en transformadores- se le denomina «diferencial de
neutro
.. o «de falta a tierra restringida». En caso de falta externa, circula una corriente
por
el circuito diferencial y la tensión a bornes del relé es reducida. En el supuesto de
falta interna, no puede establecerse esta circulación de corriente y aparece una tensión
elevada a bornes del relé de tensión. Este sistema no
se ve afectado por el tercer armó­
nico. pues las corrientes armónicas recorren de igual modo lodos los transformadores
de medida.
1 '·1
I
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas
GENERADoR
R.r -
Fig. 5.21 Esquema diferencial de neutro.
257
Todos eSlos sistemas adolecen del mismo defecto. Si la falta está muy próxima al
centro de la eSlrella, es muy posible que la protección no detecle el desequilibrio de len­
sión o corrienle producido.
Si se quiere proteger el 100 % del estalor hay que buscar re­
lés y montajes más complejos.
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100.,.
.,
~t~. ____ ¡-______ ~) ______________ _+--~--------.~--._(+I
•
'0 '"
Fig. 5.22 Esquema basado en el tercer armónico.

139. 258 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Uno de los sistemas consiste -precisamente-en trabajar con el tercer armónico.
Cuando
se produzca un contacto a tierra del estátor, la corriente del tercer armónico
en
el neutro será tanto menor cuanto más cerca del neutro se produzca el contacto
(
fig. 5.22)
En efecto, con el generador en servicio, por el neutro del generador circula la co­
rriente
de tercer armónico 1], que produce una c.d.!. en la resistencia de puesta a tierra
R
PT' El relé de mínima tensión, que cubre el 100 % del estátor, dispone de un filtro que
refuerza la tensión de tercer armónico. En cambio. el relé de máxima tensión, que cubre
el 90 %. dispone de filtro de rechazo de tercer armónico. En condiciones normales, el
contenido de lercer armónico mantiene abierto el contacto a. Para que se produzca el
disparo es necesario. además, que la tensión sea la de servicio. Esto evita el disparo
cuando
la máquina está parada o se encuenlra regulando la velocidad.
Para inslalar esta protección es importante conocer
la corriente de tercer armónico
que
la máquina enlrega en lodas las condiciones de servicio. Obsérvese también que el
relé de control de la tensión de servicio está conectado a una tensión compuesta.
Otro sistema, más sofisticado que los anteriores, consiste en inyeclar en
la puesta a
tierra una tensión (fig. 5.23). Normalmente
se trata de una lensión con una frecuencia
tf) dislinta a la fundamental (f) y que no coincida con la de ningún subarmónico. En
condiciones normales. mientras no exista un contacto a tierra, apenas circula corriente
de esla
frecuencia. Sólo en caso de contaclO a tierra se cierra el circuito.
Transformador
de tensión
12 Hz
GENERADOR
-:-c±)~ .. ,-----...... ~ Disparo
Fig. 5.23 Esquema con inyector de baja frecuencia. Cobertura del 100 %.
La corriente será tanto mayor cuanto más cerca de la estrella se encuentre el con­
lacIo a tierra.
El ajuste del relé ha de ser tal que quede garantizado que sólo funcionará
para defectos en
el estátorde la máquina. Como normalmente se instala también la pro­
lección
al 90 %, se ajusta el relé del 100 % para cubrir, como máximo, el 10+ 20 % del
arrollamiento del estátor.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 259
5.1.8 Protección de falta a tierra en el rotor
Un contacto a tierra unipolar en el rotor de un generador síncrono no perturba, por sí
solo,
el servicio de la máquina.
En la mayoría de los casos, esta protección se instala solamente para dar una
alarma:
Se deja a criterio del personal de servicio el momento más convenienle para
qullar de servicio
la máquina y efecluar una medida exacta del contacto a tierra (por
ejemplo, durante
el servicio nocturno, con carga débil).
El gran problema aparece con el segundo contaclO a tierra; en este caso queda anu­
lada una parte del arrollamiento inductor.
Aparte de los efeclos térmicos sobre los conductores del rotor,
la doble falta a tierra
supone una distorsión del flujo magnético creado por
el arrollamiento inductor, de
forma que
la fuerza atractiva puede ser muy poderosa en un polo y muy débil en el polo
opuesto.
ESla fuerza desequilibradora gira según lo hace el propio rotor, produciéndose
una violenta vibración que puede dañar los cojinetes e inc/uso desplazar el propio ro­
tor.
El alternador corre gravísimo peligro.
Son varias las posibilidades de deteclar
el primer contacto a lierra del circuilo de
excitación.
a) Mélodo del pOlenciómelro
Este sistema de detección es el más simple. Se lrata de una resislen~ia con una toma
intermedia conectada en paralelo con
el inductor. La toma media está conectada a tie­
rra a través de
un relé que no aClúa en condiciones normales. Cuando se produce un
contacto a lierra aparece una tensión a bornes del relé y éste cierra, con una cierta tem­
porización,
un contacto de alarma (fig. 5.24).
Este sistema presenta
un inconveniente. Cuando existe un contacto a tierra en las
proximidades del centro del arrollamiento del rotor,
el relé no queda sometido a nin­
guna
~ensión y .no produce alarma. El problema se resuelve mediante otra toma del po­
tenclometro.
SI. no eXiste contacto a tierra, al conmutar la toma tampoco opera el relé.
Esta conmutación debe efectuarse periódicamente y tomar
la precaución de volver el
conmutador a su posición original.
b) MélOdo de inyección di' corrien/e cOll/inua
El relé, alimentado por una tensión c.a., inyecla una lensión de c. c. (L'
m
)
en el polo
ROlO,
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Fig. 5.24 Mélodo del potenciómetro.

140. 260 Protecciones en las instalaciones eléctricas
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Fig. 5.25 Método de inyección de e.e.
negativo del circuito de excitación y controla el paso de corriente. El filtro elimina las
componentes alternas procedentes de
la tensión de excitación. Cuando disminuye la re­
sistencia de aislamiento (Rais)
se produce una circulación de corriente que ocasiona el
cierre de un contacto de alarma con una temporización de 5 + 10 s. El ajuste mínimo
del relé depende de
la capacidad respecto a tierra del arrollamiento (fig. 5.25).
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Flg. 5.26 Método de inyección de c.a.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 261
La temporización es necesaria para evitar que el relé trabaje por el incremento de la
corriente capacitiva ocasionada por el aumento de la tensión de excitación, que suele
producirse cuando se regula muy rápidamente.
e) Método de inyección de corriente alterna
En este sistema, se inyecta una tensión alterna al circuito de excitación por medio
de un transformador y
se controla el paso de corriente. Cuando se produzca un contacto
a tierra, el paso de corriente ocasiona
el cierre de un contacto de alarma. Se utiliza una
cierta temporización, del orden de 5
+ lOs. El condensador e establece una barrera a la
c. c. de la excitación para evitar descargas a través del relé. Un fil!ro pasa-banda permite
rechazar las frecuencias de valor distinto a
la fundamental que pueden encontrarse en la
tensión de excitación (fig. 5.26).
5. 1 . 9 Protección de retorno de energra
La protección contra retomo de energía, o potencia inversa, tiene como finalidad sepa­
rar el generádor de la red cuando falle la energía motriz del mismo, esto es, cuando la
turbina ya no sea
la que arrastre al generador sino que sea éste el que, como motor, haga
girar a la turbina. Esta protección es, en realidad, una protección de
la turbina, ya que
solamente
es ésta la que puede estar sometida a esfuerzos anormales en dicho estado de
servicio.
La potencia activa absorbida en estas condiciones es, en caso de turbinas
de condensación, muy reducida y supone aproximadamente del 1 al 3
% de la potencia
nominal. En turbinas de contrapresión es mayor del 5
%, yen accionamientos Diesel
del
10%. Para detectar este reducido retomo de energía, debe disponerse, por tanto, de
un relé muy sensible,
el cual estará sometido normalmente a la potencia nominal total
en contradirección.
Una protección electrónica moderna contra retornos de energía permite un ajusté
desde 0,5
% de la potencia activa nominal. La desconexión de la máquina se produce.
sin embargo, con
un retraso más o menos largo, en función de la actuación de las válvu­
las
de cierre rápido de la turbina. Con ello se asegura que no se produzcan disparos in­
tempestivos en caso de fenómenos de penduleo de potencia o durante
el proceso de sin­
cronización.
Puesto que en situación de motorización las corrientes son equilibradas, la protec­
ción de potencia inversa puede conseguirse con
un relé monofásico (fig. 5.27).
El relé de potencia inversa típico consiste en un elemento de sobreintensidad direc­
cional.
La unidad direccional mide el producto l· cos <p; es decir, potencia activa de una
fase. Algunos modelos de relé incorporan una entrada que introduce una cierta tempo­
rización para
dar tiempo al cierre de la válvula de admisión.
5.
1.10 Protección de carga asimétrica
Cualquier asimetría, es decir, carga desequilibrada, produce corrientes de secuencia in­
versa. Estas corrientes, que giran en sentido inverso
al establecido por el campo, produ­
cen un flujo de frecuencia doble de
la nominal, induciendo corrientes importantes en el
campo y en el cuerpo rotórico, sobre el que causan un fuerte calentamiento.

141. 262 ProteccIones en las instalaciones eléctricas
GENERAOOR
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Fig. 5.27 Protección potencia inversa.
Los turbogeneradores son especialmente sensibles a las cargas asimétricas. Mien­
tras que. antiguamente.
se aceptaban asimetrías de un IDa un 15 % de la corriente no­
minal. hoy
se admiten en máquinas de gran potencia valores de asimetría mucho me­
nores.
Se calcula alrededor de un 6 % para máquinas de gran potencia, si bien se discute
ya la necesidad de limitar las cargas asimétricas al 4 %.
Existen ejecuciones de relés. de una y de varias etapas, permitiendo ajustar un de­
terminado tiempo a cada valor de asimetría.
La ejecución normalmente más empleada
es la de dos etapas. con la cual se obtienen dos posibles respuestas: una señalización re­
tardada en caso de asimetría leve. y un disparo. también retardado. en caso de fuertes
aSImetrías.
Existen. además. relés con características de operación y reposición dependientes
del tiempo y de
la intensidad. que se pueden adaptar a las características «tiempo/co­
rriente asimétrica» de
la máquina.
Esta protección dispara en tiempo largo
en caso de detectarse asimetrías débiles, y
en tiempo reducido
si estas asimetrías son fuertes. Se instala, sobre todo, en turbogene­
radores y
constit~ye una solución óptima para todos los casos de asimetría que se pue­
dan presentar.
El típico relé de corriente inversa consta de un filtro que extrae de las corrientes de
fase una tensión proporcional al contenido de corriente de secuencia inversa. En la fi­
gura 5. 28. de la página siguiente, se muestra un circuito en el cual, con corrientes de se­
cuencia directa. no hay corriente de salida.
En cambio, las componentes inversas sí pro­
ducen corriente de salida. Las componentes homopolares quedan anuladas en
el
triángulo.
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Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas
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en corrientes
inversas
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1., -¡IRI + l.zl
J -J,. + J,Z + J'I - J'I
en corrientes
directas
Iro -lrRD + 'rZO
1'0 = J,.o + lIzo
1,. + J,z --J.o
1 -1,. + I,z + 1 ... -O
Fig. 5. 28 Esquema interno de un raid de cargas asimétricas.
~
263
•

142. 264 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Muchos de estos relés disponen de una salida que da una intensidad proporcional a
la corriente inversa (/,), con lo cual, instalando un simple miliamperímetro en el cuadro
de mando,
se dispone de información de la 1, presente en el estator.
5.1.11 Protección de mínima impedancia en la estrella del generador
Como protección de reserva rápida contra cortocircuitos en el generador, derivaciones
del mismo, transformadores o
en las barras colectoras, se emplea, en grandes generado­
res. una protección de impedancia colocada en
la estrella del generador, a la que se co­
nectan las intensidades de los transformadores de la estrella y las tensiones de los trans­
formadores de salida del generador.
Para este fin, se utiliza una protección de impedancia muy simple, de un solo esca­
lón de mínima impedancia (fig. 5.29).
En ocasiones. la energía para la excitación del generador se toma de los propios
bornes del generador.
Si se produce un cortocircuito en las proximidades del generador,
la tensión en bornes del generador descenderá en un cierto grado, con lo cual la exci ta­
ción
no recibe energía suficiente, de forma que quizá no pueda aportar la corriente de
cortocircuito suficiente para hacer actuar a
la protección de impedancia si sus elemen­
tos de arranque actúan por sobreintensidad. Para esta aplicación resulta necesario
un
sistema de arranque por subimpedancia o bien una combinación adecuada de tensión­
intensidad, de forma que, aunque la corriente descienda por debajo del valor ajustado,
al mantener la tensión baja pueda actuar la protección correctamente y efectuar el
disparo.
Tanto
el generador como los transformadores de bloque y servicios auxiliares dis­
ponen
ya de sus propias protecciones. Por consiguiente, en la protección de mínima im­
pedancia
se ajusta en ocasiones el escalón de medida, cubriendo, incluso, todo el trans-
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Fig. 5.29 Protección de impedancia en la estrella del generador.
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" bloqut
A' hola
" S.S ... ....
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 265
formador de bloque y parte de las líneas de salida. Consecuentemente, se introduce
un cierto retraso para permitir que actúen las protecciones del equipo, en particular
donde se encuentre el cortocircuito.
La temporización empleada oscila entre 0,5 y 1 se­
gundos.
5.1.12 Protección de mínima impedancia en el lado de A.T. del
transformador
En grupos de generación importantes, cuando entre el transformador de bloque y la ins­
talación de maniobra de A.T. existe una línea aérea o cable de longitud apreciable, se
instala en
el lado A.T. del transformador de bloque una protección de mínima impe­
dancia.
La labor de esta protección de impedancia es detectar rápidamente tanto cortocir­
cuitos en
la red de alta tensión (barras colectoras), en dirección (<hacia línea», como las
faltas en «dirección-máquina».
En la mayoría de los casos se elige el mismo tipo de pro­
tección de impedancia que
el empleado para las líneas de la red A.T. Es necesario, por
consiguiente. que esta protección sea ajustable a ambas direcciones.
Suele emplearse un relé de distancia de tres escalones de medida. Dos de ellos ac­
túan
en caso de faltas en dirección «hacia línea» y, al menos, otro en «dirección genera­
doo>. Normalmente. este último tiene un tiempo de actuación instantáneo ( " 20 ms ).
La temporización de los escalones en dirección «hacia linea» se ajusta de acuerdo a la
selectividad con los relés de las líneas de salida (fig. 5.30).
A¡u"" tiempO.
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Oiru. Gdor._-t __ ._ OIr.c..li,.foO
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"1-
Fig.5.30 Protección de impedancia lado A.T.
5. 1 . 13 Protección de subfrecuencia
En el momento en que en un sistema eléctrico se rompe el equilibrio entre la generación
y
el consumo. se produce una variación de frecuencia proporcional a esta diferencia e
inversamente proporcional
al total de la energía reglante en ese momento.

143. 266 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En caso de que resulte un superávit de generación, éste se corrige fácilmente por
medio de los reguladores de las máquinas, pero en caso contrario,
si las máquinas están
al máximo de su producción, se origina una caída de frecuencia. En este caso, es particu­
larmente importante que no
se produzca la desconexión de ninguna máquina de la red a
fin de evitar que empeore la situación. No obstante,los álabes de las turbinas de los gru­
pos pueden entrar
en resonancia para frecuencias inferiores a la nominal y producirse
con ello averías.
En la figura 5.3 l se puede ver un ejemplo de las limitaciones que tiene una turbina
de un grupo de 1.000
MV A.
La protección que suele instalarse en los grandes grupos térmicos está constituida
por dos relés de frecuencia,
el primero de los cuales normalmente está ajustado a
48 Hz-3 s y el segundo es de operación instantánea y tarado a 47 Hz.
Fr~c:u~",ia (MI)
5J.3
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10 ".,n
Fig. 5.31 Limitaciones de frecuencia en una turbina de 1.000 MVA.
El tiempo que puede estar funcionando una turbina a una frecuencia por debajo de
la nominal es también función de la potencia que se está generando en ese momento;
por ello, en algunos generadores
se instala un monitor que controla el tiempo que la fre­
cuencia está por debajo de un límite (49 Hz)
y la potencia que está produciendo.
En el caso usual de que el grupo pueda seguir funcionando después de producirse
un gran salto en la potencia que genera, lo que se hace es disparar el interruptor de A.T.
del grupo, permaneciendo éste
en funcionamiento sobre los servicios auxiliares. No
obstante, los saltos bruscos desde
el lOO % a menos del 10 % de la potencia pueden cau­
sar
un embalamiento y la consiguiente sobrefrecuencia, o problemas de esfuerzos tér­
micos en
la caldera, y terminar disparando definitivamente el grupo a los pocos se­
gundos.
Para mitigar este salto
y con ello asegurar el funcionamiento de la central se opta,
en algunos casos, por la solución de efectuar una
(<Ísl3», que consiste en dejar la central
funcionando sobre
un mercado local inferior a la plena potencia de la central, con lo
cual se puede volver a sincronizar rápidamente al sistema una vez normalizada la fre­
cuencia.
En grandes grupos nucleares se presenta a menudo un triple problema, consistente
en que son incapaces de soportar grandes saltos de potencia, no tener mercados próxi­
mos sobre los cuales quedar en
(dsl3» y, el más importante, tener que mantener la ali-
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 267
mentación de sus servicios auxiliares generales. (Recordemos que los consumos auxi­
liares vitales para
la seguridad disponen de fuentes autónomas locales.)
Para mantener los consumos auxiliares generales que permitan un rápido acopIa­
miento a
la red de la central nuclear, se precisa formar una isla en la que se incorpore
una central hidráulica que pueda atender dichos consumos.
Para ello se debe instalar un automatismo en la central nuclear que, en función de
la frecuencia, realice la transferencia de los servicios auxiliares y, posteriormente, des­
conec
te todas las líneas de la subestación, exceptuando aquellas que lo interconecten
con
la central hidráulica. Anteriormente, se ha debido desconectar consumos en la cen­
tral hidráulica, de forma que, aun en
las peores condiciones de generación, esté en dis­
posición de alimentar los servicios auxiliares de la central nuclear.
En el diseño de las islas se debe extremar la atención en reducir al mínimo el nú­
mero de «puntos fronteras», pues
el fallo en uno solo de ellos hará completamente inefi­
caz todo
el automatismo; parella es aconsejable dejar el mínimo consumo en un caso, o
generación, en
el otro, que garantice la estabilidad sin necesidad de apurar los límites si
ello lleva aparejado aumentar el número de puntos en los que se debe actuar.
5.1.14 Protección de sobrevelocidad
En un generador acoplado a la red es prácticamente imposible que se produzca una so­
brevelocidad, pero en los casos en los que
se desacopla de la red mallada para funciona­
miento sobre servicios auxiliares, o
en casos de «islas», se pueden producir sobreveloci­
dades por fallo o lentitud del regulador.
La detección de la sobrevelocidad se realiza generalmente de forma mecánica, por
medio de
un dispositivo centrífugo de bolas. Otras formas de detectarla sobrevelocidad
puede ser por medio de un relé voltimétrico conectado al indicador de velocidad, que es
un generador de núcleo magnético permanente que suministra una tensión proporcio­
nal a
la velocidad. Los relés de sobrefrecuencia también pueden ser utilizados para este
fin.
La protección de sobrevelocidad no debe disparar el interruptor de máquina, pues
con ello todavía provocarían un embalamiento adicional, y lo que se debe hacer es ce­
rrar
lo más rápidamente posible la entrada a la turbina.
5.1.15 Protección de energización involuntaria o de «máquina muerta»
pesar de las precauciones debidas, existe el riesgo de energizar los generadores invo­
luntariamente.
En algunos casos se han causado severos daños a la máquina.
La energización trifásica de un generador, bien esté en paro o girando, hace que
éste se comporte como un motor de inducción.
La máquina, en este punto, presenta al
sistema esencialmente la reactancia subtransitoria
y puede esperarse que la corriente
absorbida fluctúe desde una a cuatro veces el valor nominal, dependiendo de
la impe­
dancia del sistema equivalente.
La tensión en bornes de la máquina puede oscilar desde
el 20
al 70 % de la tensión nominal, de nuevo dependiendo de la impedancia equiva­
lente del sistema. Pueden aparecer magnitudes elevadas de corriente
y tensión de má­
quina
(3 o 4 veces la corriente y 50al70 %de la tensión nominal) si el generador está co­
nectado a un sistema «fuerte». Valores pequeños de corriente
y tensión (J a 2 veces la

144. 268 Protecciones en las instalaciones eléctricas
corriente y 20
al40 % de la tensión nominal) son representativos de sistemas «débiles»,
es decir, de baja potencia de cortocircuito.
Cuando un generador se comporta como un
motor de inducción trifásico, pueden
desarrollarse grandes corrientes en el rotor durante el período de aceleración. Aunque el
rotor puede resultar
dañado térmicamente por un exceso de corriente, el tiempo necesa­
rio será del orden de varios segundos.
El punto más crítico es el cojinete, el cual puede
ser dañado en una fracción de segundo debido a la baja presión del aceite.
Por tanto, es
esencial eliminar esta anomalía rápidamente.
Los relés convencionales de protección del generador no garantizan un disparo rá­
pido en caso de energización involuntaria.
En el relé tipo Mho off-set contra pérdida de
excitación,
la operación es imprevisible cuando se consideran el ajuste y las tolerancias
del relé;
el tiempo de operación será, en cualquier caso, del orden de varias centésimas
de segundo.
El relé de impedancia de retaguardia y el relé de potencia inversa suelen
operar con un ajuste típico de tiempo de I
... 2 o 10 ... 20 s, respectivamente.
Para máquinas importantes y de gran tamaño se incluyen adicionalmente protec­
ciones rápidas contra energización involuntaria, capaces de actuar
en pocos milisegun­
dos
(fig. 5.32).
El relé adecuado para esta protección será trifásico, estático y de alta velocidad.
Tres unidades de sobrecorriente dan disparo instantáneo si las tensiones en los bornes
del generador están por un cierto tiempo
(1,) debajo del valor de operación fijado (por
ejemplo,
85 %), y simultáneamente en dos unidades de subtensión. Un temporizador
(lJ) impide el retraso de la función instantánea que podría prOducirse mediante el pulso
de
la tensión transitoria, por encima del ajuste de subtensión, que puede aparecer en los
bornes de la máquina cuando
el interruptores cerrado involuntariamente. Otro tempo­
rizador
(1,) se activa cuando actúan los dos relés de subtensión y el tiempo fijado (unos
2
s) impide disparos del relé ante faltas externas próximas. Otro relé opera si desaparece
la tensión de una de las dos unidades de subtensión y
da una alarma de <<anomalía ten­
siones» con una cierta temporización
(1,).
El tiempo de operación de las unidades de sobrecorriente suele ser de, aproximada­
mente, 4 ms.
5.1.16 Fatiga en el eje
Los generadores y la red de transporte actúan como un sistema interactivo y asi las fal­
tas eléctricas y determinadas maniobras en la red producen pares de torsión oscilantes a
lo largo del eje turbina-generador.
Las consecuencias de este efecto son acumulativas y van reduciendo, de forma pro­
gresiva, la vida útil del eje. Esta reducción sólo puede ser estimada
por medio de estu­
dios muy sofisticados en los que intervienen gran número de variables, tanto de carác­
ter eléctrico como mecánico. Los resultados de todos los estudios realizados coinciden
en que las principales causas de este fenómeno son:
a) faltas eléctricas en la red externa
b) conexiones fuera de sincronismo
e) resonancia subsíncrona
d) oscilaciones con la red (penduleo)
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 269
UC.
(f)
e
--~I---+----------------~--t--- Oi,pOfO
OA
U) .t~
OA
Fig. 5.32 Protección de energización involuntaria.
y que en el caso de falta eléctrica, el efecto se ve multiplicado por un factor superior a 10
cuando ésta ,;a seguida de una reconexión sin éxito. .
Otro punto de acuerdo entre todos losestudios
es que los problemas empIezan a ser
críticos para grupos térmicos de más de 500
MV A. Esto se debe al hecho de que:
La relación entre
la inercia del eje y la potencia de la máquina decrece a medida que
aumenta
su tamaño.
_
Se incrementa la densidad de corriente y flujo.
_ Suelen estar conectados a redes de A.T. de gran potencia de cortocircuito.
En cuanto a la valoración del efecto que los diversos tipos de perturbaciones tienen
sobre
el eje,los resultados ya difieren de forma ostensible entre lo realizado en Europa y
los
EE.UU. No obstante, en la tabla de la página 270, podemos dar los sIgUIentes v~I~­
res de orientación. Para este tipo de problemas no existe, por el momento, protecclOn
específica, por lo que procede tomar medidas sobre las protecciones de la red y, de
forma especial, en
la filosofia de reconexión automátIca cerca de las centrales.
5. 1 .
17 Disparos de las protecciones
La aCluación de las protecciones indicadas anteriormente se debe traducir en acciones
de disparo que estarán en función del esquema de conexionado del generador con
el

145. 270 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Consumo de vida
Incidente por inciden/e
Falsa sincronización 20%
Conexión sobre falta trifásica 10%
Falta trifásica y reconexión sin
éxito hasta 100 %
Falta monofásica
y reconexión sin
éxito
1%
Deslizamiento de polos después de
una falta externa violenta
20%
resto de equipos (transformadores elevadores, transformadores de arranque, barras,
etc.)
y del tipo de protección que ha actuado.
Como regla general, se puede afirmar que toda protección que detecta un conocir­
cuito debe disparar de forma instantánea los interruptores de máquina, excitación y
bloquear
la entrada de agua o vapor a la turbina. El resto de protecciones realizarán los
disparos en función del esquema
y de la posible gravedad del defecto detectado.
Cuando sea posible, interesa la parada gradual
de la máquina en lugar del disparo, esto
es, disminuir
la carga para después desconectar el interruptor y evitar la sobrevelocidad
con los consiguientes esfuerzos en
el eje de la máquina.
En los generadores que no disponen de la posibilidad de quedar en «isla», el dis­
paro del interruptor de máquina, sin previa reducción de carga, debe de ir acompañado
del disparo del interruptor de excitación para evitar con ello sobretensiones peligrosas
originadas por
la pérdida brusca de carga y el tiempo de respuesta del regulador de
tensión.
..... '":': ........... .
.. -_/
u -.". "
........ .... ,~ ............... ..
................... ¡-;.:.: .......... ..
.'-L-L-~-L-L~~ ~b-~
o) Di.poro .,rnullci,.~o _tI ¡"Itrr\,lplor dI'
WlCiq",i_ , uc,loc:ió"n
-............ ..
.. -'-" I~
V
I O¡"¡'¡ó"", l'
Fig.5. 33 Registros oscilográficos de variación de la tensión y frecuencia al disparar el interruptor
de máquina y excitación.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 271
En la figura 5.33 se muestran dos registros oscilográficos con la variación de la ten­
sión
y la frecuencia al disparar el interruptor de un generador hidráulico de 12 MV A a
plena potencia con
y sin desconexión del interruptor de excitación. Se observa que el
efecto de freno del campo sobre la velocidad es inapreciable, mientras que la elevación
de
la tensión es del 60 %.
En los grandes generadores que disponen de protecciones agrupadas en dos paneles
de protección, es
común el uso de matrices de disparos (fig. 5.34). Las señales de actua­
ción de las protecciones entran por las filas venicales, mientras que las órdenes de dis­
paro
y señalización salen por las horizontales. Por medio de diodos situados en las in­
tersecciones se consigue seleccionar las acciones a realizar
por las distintas protec­
ciones.
PROTECCIONES
TitUO
Oilfttndol SobrltltnsiÓn Ulolor
Tirffo
rolo.
(0'9°
o.iméuico
I ACCIONES
I
-+-- Disparo ;"1'''11010' ",óquino
I
I
I
-+ - Poro moquino
I
I
I
-t - ois"oro ;"'IU.uplo' udlo .. iÓ,.
I
I
I
-t - Alarmo
I L ___________________ _
Fig. 5.34 Esquema de la matriz de disparos de un generador .
5.2 Protecciones de transformadores
Las averías en los transformadores pueden producirse por:
-causas externas: sobretensiones, sobrecargas, conocircuitos en
la red, subfrecuencia .
-causas internas: defecto a masa, conocircuito entre espiras o entre fases, defecto en
el
núcleo por fallo de aislamiento, fallo de elementos asociados (atravesador, cable,
etc.).
En las páginas siguientes se describen los dispositivos usuales de protección para
grandes transformadores, de potencia superior a 5 MV
A. Los transformadores de me­
nor potencia disponen, generalmente, de fusibles como protección contra conocircui­
tos
y un termómetro para detectar sobrecargas.

146. 272 Protecciones en las instalaciones eléctricas
BARRAS A.T.
[-----1
[--------~I~---------------.
I
1(5-Ó --1-------.....J
I I •
I lr----,=--~I""""I=----1I,
s-l----~
® ~
M6
[ _______ ~L_ __________ ~
1 ProteccIÓn de lobrecarga térmtea 4 ProteccIÓn dlfer ... cl8l de neutro
2 Protecctón d. ,obtelnlenl.dad 5 Protección de cuba
3 ProtecctÓn diferent:!.1 de fel" B Protección Buckholl
BARRAS 1oI.l.
Fig. 5.35 Protección par. un tralo A.T./M. T.
En la figura 5.35 se plantean las protecciones usuales para un transformador
ATjMT.
5.2. 1 Protección primaria contra sobretensiones
Los transformadores, debido a la buena calidad de los aislantes y no contener partes en
movimiento, pueden ser construidos a precios razonables, con una rigidez dieléctrica
equivalente
al aparellaje de alta tensión. Consecuentemente, la protección contra so­
bretensiones se
lleva a cabo con los dispositivos previstos en las instalaciones para la
coordinación del aislamiento (pararrayos y descargadores).
El aislamiento de los transformadores y del aparellaje corresponde a un nivel supe­
rior, mientras los pararrayos constituyen un nivel inferior o nivel de protección.
Se pre­
cisa, pues, que cada linea conectada a una instalación esté equipada de pararrayos y
si
las conexiones interiores de la instalación son largas, hay que prever además pararrayos
conectados lo más cerca posible del transformador. Es usual
por razones de economía
instalar solamente pararrayos en
el transformador y no en las líneas.
A pesar de
la coordinación de aislamiento pueden producirse descargas en el borne
neutro de los transformadores que operan a neutro aislado a causa de fenómenos cono-
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 273
cidos, provocando oscilaciones de tensión, lo que aconseja instalar un pararrayos en el
punto neutro.
Si el transformador dispone de un conmutador de tomas instalado en el neutro, es
asimismo necesario, para asegurar su protección, instalar un pararrayos en
el borne
neutro.
5.2.2 Protección de las instalaciones de refrigeración
Para aquellos transformadores que por
su potencia precisan de refrigeración forzada, es
sabido que, en caso de fallo de las instalaciones auxiliares que aquélla precisa, su poten­
cia queda reducida de acuerdo con especificaciones que
el constructor facilita.
Para ese caso, aparte de las oportunas alarmas que den cuenta de una situación
anómala, deberá disponerse de un automatismo que
al cabo del tiempo permitido des­
conecte
el transformador. Similar resultado se puede obtener con un control por termó­
metro de contacto de
la temperatura del aceite.
5.2.3 Proiección Buchholz
La detección de avenas internas en transformadores con baño de aceite y depósito de
expansión se efectúa de forma muy sensible con la protección Buchholz. Además de los
defectos de aislamiento, esta protección detecta la rotura' de conductores, los contactos
defectuosos, así como
el calentamiento del hierro (núcleo) y sobrecargas en la parte in­
terna de los bornes pasa tapas del transformador.
Además de las avenas eléctricas,
la protección Buchholz puede detectar las varia­
ciones de nivel del aceite, resultado de una fuga.
Su funcionamiento está basado en queel arco que
se produce en caso de avería des­
compone térmicamente
el aceite aislante del transformador, provocando un desprendi­
miento de gas que sube a
la superficie en forma de burbujas, que se acumulan en el cubí­
culo señalado en
la figura 5.36. Este gas puede hacer funcionar al menos una de las
boyas, dando una alarma;
en caso de una violenta presencia de gas, la otra boya provoca
el disparo.
Algunos textos definen
al relé de gases como «el selectivo por excelencia». Esta
afirmación
se basa en el hecho de que, al no controlar ninguna magnitud eléctrica, sólo
el aceite no interfiere con ningún otro sistema de protección. La experiencia demuestra
que
se producen actuaciones intempestivas de los relés de gases, muy especialmente en
los grandes transformadores, coincidiendo con faltas externas
al transformador. Ello es
debido a que cuando hay
un cortocircuito los sistemas auxiliares de refrigeración (mo­
tores)
se desaceleran y se producen seguidamente movimientos bruscos del aceite, que
pueden ser interpretados erróneamente por el relé Buchholz, dando
el disparo inco­
rrecto.
5.2.4 Protección de sobrecarga
Para poder obtener la máxima utilización y asegurar la continuidad de la explotación,
un transformador debe ser capaz de soportar sobrecargas durante períodos cortos de
tiempo.

147. 274 Protecciones en las instalaciones eléctricas
TOflqut del
Iron"c.tn'lQdor
C,re"'IU d.
-oIot ... o, "i.poro
Fig. 5.36 Protección Buchholz.
Circuito d. 0101''''0
Circuito eh "i.poro
Necesariamente, es preciso controlar estas sobrecargas con el fin de evitar un enve­
jecimiento prematuro del aislamiento de los devanados.
Para este control se suele utilizar una protección térmica y un control de
la tempe­
ratura del aceite.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 275
Las protecciones ténnicas clásicas consisten en un relé que controla la inlensidad
que circula
parel transformador. Esa intensidad incide sobre un bloque bimetálico que
provoca
su actuación por acción del calor, ofreciendo constantes de tiempo hasta su ac­
tuación de
15 a 80 minutos. (Algunos sistemas compensan la innuencia de la tempera­
tura ambiente.)
El inconveniente de este sistema es que sólo controla la intensidad circulante y no
está asociado a la temperatura del aceite del transfonnador.
Topo 6e1
tonqu-e
tJD~Jl~
Arrotbnilt,.Io ~f==:r ... , ..
lonqw
lndKodOf d.
1.~lotu'o
-Auillt ----
lubowpitor
Fig. 5.37 Protección de sobrecarga del arrollamiento de un transformador.
Los nuevos sistemas combinan ambas magnitudes, con lo cual se obtiene un resul­
tado más satisfactorio y
se reducen los riesgos de funcionamientos intempestivos
(fig. 5.37).
Adicionalmente, continúa utilizándose un control, por termostato o por termóme­
tro de contacto, de la temperatura del aceite.
5.2.5 Protección del dispositivo de regulación
Es usual que los transformadores AT/MT dispongan de regulación en carga. El disposi­
tivo, motorizado, cambia
la relación de transfonnación modificando el número de es­
piras de uno de los arrollamientos, normalmente
el de A.T.

148. 276 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Un cortocircuito
en la caja de regulación significa una falta interna en el transfor­
mador, que puede ser detectada por las protecciones de
la máquina. Sin embargo, es
usual disponer de una protección específica del tipo Buchholz en la caja de regulación.
Esta protección Buchholz controla
el paso de aceite en dirección al depósito con­
servador y tiene
la particularidad de que suele incorporar un dispositivo de retención
del contacto de disparo, de forma que
es imprescindible reponer el contacto a la posi­
ción de «servicio» antes de intentar
la posterior conexión del transformador.
5.2.6 Protección diferencial
La protección diferencial es muy apropiada para detectar las faltas que se producen
tanto
en el interior del transformador como en sus conexiones externas, habida cuenta
de que
los transformadores de intensidad de la misma abarcan dichas partes de la insta­
lación. Conviene recordar que
la protección diferencial de un transformador debe dis­
poner de elementos de filtrado que eviten desconexiones intempestivas debidas a
la co­
rriente de excitación
(fig. 5.38).
Normalmente, se trata de elementos que responden a los armónicos segundo y
quinto. '
EI segundo armónico es característico de la corriente de magnetización; el
quinto armónico aparece en caso de sobreexcitación de la máquina. En un buen relé, a
panir de cierto nivel desaparece
el frenado por quinto armónico, ya que una fuerte so­
breexcitación tiende a producir una avería.
'.
i'
r--Ciclo
I •
"
'r
Fig. 5. 38 Oscilograma de las corrientes de magnetización en la conexión en vacío de un transtar·
mador.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 277
En la protección diferencial de transformadores se dan varias circunstancias que
dificultan su planteamiento, a saber:
_ Las corrientes a uno y otro lado del transformador son de distinta magnitud.
_ Los transformadores de intensidad,
al emplear relaciones de transformación distin­
tas no compensan esa diferencia.
El ~rupo de conexión del transformador introduce un desfase entre las comentes pri­
maria y secundaria.
_
Si los transformadores de intensidad se conectan en estrella no pueden compensar
este desfase.
_
En la sensibilidad del relé diferencial debe tenerse en cuenta el efecto producido por
la regulación (si existe).
Si uno de los arrollamientos puede dar corriente de falta a tierra y el otro no, será pre­
ciso filtrar las componentes homopolares presentes en sólo un lado del transfor­
mador.
La protección diferencial no se ciñe exclusivamente al transformador, sino que cu­
bre
la zona comprendida entre los transformadores de intensidad. Por lo tanto, quedan
protegidos todos los equipos que forman parte del bloque de transformación; por ejem­
plo,
el regulador de tensión MT /MT y el compensador de neutro (fig. 5.39).
__ ..,~ __ BARRAS .... T.
TA,."O
.... T.' ... J.
1"
t--_
J
...... r<-'----;;I =-1----11.
",
-- 1"""1
1'2 ~ [----------~------,-=, .=,;; •• :-'-i----~
__ ... ___ .ARRAS M,T.
Fig.5. 39 Protección diferencial para un transformador A.l./M.T. En la M.T. existe un regulador
de tensión y una balada de condensadores. La puesta a tierra se efectúa con una bobina en zig-zag.

149. 278 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Los inconvenientes antes citados conducen a introducir en el circuito unas cone­
xiones secundarias complejas debido a
la introducción de transformadores de intensi­
dad auxiliares necesarios para compensar las diferencias angular y de magnif\¡d en las
corrientes, y
-en caso de aparecer-para eliminar las componentes homopolares
(lig. 5.40).
-c- r-----------,
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., comp.nlO OQI,,.
Aquí pueo .. hab., componenl ••
di'KkJ ¡nn''''o ., homopolor
Fig. 5.40 Distribución de las componentes homopolares.
r-
Seguidamente se comentan varios ejemplos de cálculo de protecciones diferencia­
les aplicadas a transformadores de uso frecuente.
Se desea dotar de protección diferencial a un transformador de las siguientes carac­
teristicas (lig. 5.41):
Potencia nominal:
Tensiones nominales:
Grupo de conexión:
Reactancia de cortocircuito:
30MVA
105 ± 15%y26,4kV
D Ynll
X",-12 %
De estos datos se deducen las intensidades nominales:
lAT-30.000/(105·
J)-165 ± 15%A
' .. n -30.000/(26,4· J) -656 A
Los transformadores de intenSidad utilizados,
empleando relaciones de transfor­
mación normalizadas, serán:
TI) en A.T 20015 A
TI' en M.T 80015 A
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 279
•
•
VfCTOAES PRI""""IOS
656 "
"SA
)---_.
•
r-----;S-;Y----¡
110015.
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15.4'
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L _____ ______ ..J
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T".,.O ) o ,",VA
•
",1 U A
.----{
VECTORES SECUNDARIOS
Fig.5.41 Protección diferencial de un trato "J../L:::.. 30 MVA.
Las intensidades nominales secundarias, con los T 11 conectados -como es usual­
en estrella, serán:
I'AT-165·(5/2oo)-4,124 ± 15%A
l' MT -656· (51800) -4,1 A
En principio, el valor secundario de las intensidades es prácticamente idéntico,
pero
el grupo de conexión del transformador introduce un desfase de 30" que se debe co­
rregir con
la instalación de un juego de transformadores auxiliares A/6. Dado que el
transformador está puesto a tierra sólo en el lado M.T., cualquier falta a tierra en M.T.
dará corrientes homopolares que no estarán presentes en el lado A.T.; por tanto,
el
juego de T 11 auxiliares debe conectarse entre los T 11 principales de M.T. y el relé dife­
rencial, con
el arrollamiento en 6 alimentando al relé diferencial para Que sólo se le
apliquen componentes de secuencia directa e inversa.
Por otra parte,
se ha de convertir 4,1 A en 4,124 A.

150. 280 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En
la conexión en triángulo, las intensidades fuera del triángulo son J3 superiores
a las de los arrollamientos.
Por tanto, la relación de cada uno de los T/I auxiliares ven­
drá
dada por:
41/
4,124
A
, J3
es decir.
4,1/2,38 A
o, lo
que es lo mismo,
5/2,9
A
Sólo queda determinar el grupo de conexión del juego de transformadores auxilia­
res. Esto sólo puede conseguirse conociendo las polaridades
de los transformadores
principales; se supone que corresponden a las de la figura
5.41, donde también se repre­
sentan las corrientes secundarias. Obsérvese que las corrientes primarias se correspon­
den con
el grupo de conexión del transformador: las corrientes en el lado 1.. adelantan
3()o a las corrientes en el lado t:,.
Las corrientes secundarias de M.T. se han representado circulando en sentido in­
verso al impuesto por las polaridades de los
T /1 principales y, por consiguiente, su re­
presentación vectorial está en oposición a la expuesta
para las intensidades en el prima­
rio de los
T (1 principales.
Para que el relé diferencial se equilibre es imprescindible que las corrientes que re­
ciba sean iguales y de sentido opuesto. Ya
se ha visto que para cumplir esta condición
han de emplearse tres
T /1 auxiliares de relación 5/2,9 A. Por otra parte, se precisa que el
grupo
de conexión tiene que retrasar 30 o las corrientes secundarias de M.T., es decir, ha
de ser un
Y DI.
La figura 5.42 de la página siguiente muestra la conexión de los transformadores
auxiliares y el equilibrio en
el relé diferencial de las intensidades idénticas y de sentido
opuesto, resultando corrientes diferenciales nulas si se prescinde del ±
15 % impuesto
por
la regulación en carga del transformador. Este factor impone el ajuste mínimo del
relé diferencial.
Con una
X", del 12 %.Ia corriente secundaria, para una falta externa tendrá un va­
lor máximo de:
100 100
I . -I -- 4 124· - -34 3 A
mu n X("C • 12 I
Como el margen de regulación es de ± 15 %, la corriente diferencial puede alcan­
zar un valor de:
15
-·343-5155 A
100 I I
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 281
',1 A
ElE>
',11' A
·1
AEL!
l·
4,U' ...
•
DIFERENCIAL
Tro'a ou.i¡;o,
.----{ ~I:=:: :
3rtl
5/1,'1 A
R
o) Poloridad en lOS l,on"OfmodortS o\,l.il;o •••
R
R
s
s
',124'" t 15 'l.
R
b) EQuilibrio Ut tI r,!, dih"nciol
Fig. 5.42 Equilibrio de intensidades.
A este valor hay que añadirle el correspondiente a los errores de los transformado­
res
de medida, con lo cual el ajuste no debe ser inferior a 6 A secundarios equivalentes a:
200
6 . - -240 A en A.T.
5
6 ( 5 ) ( 800 ) _ 960 A en M.T
2,9
J3 5
La utilización de relés diferenciales con elementos de estabilización permite ajus­
tar el relé a un valor más bajo sin que se produzcan disparos intempestivos.

151. 282 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En el caso estudiado, las intensidades máximas que puede recibir el relé del lado
alta tensión para una falta externa son de 34,3 A, Y del lado media tensión, suponiendo
la regulación en un valor extremo (34,3-5,15), de 29,15
A. Por tanto, la intensidad de
estabilización será:
lE -29,15 + 34,3 -63,45 A
Si se toma la curva de actuación de un relé con un frenado del 50 % (fig. 5.43) se
aprecia que una corriente diferencial de 5,
15 A está claramente dentro de la zona de no
actuación (punto
A).
Id (Al
JO
20
10
5,1 S
Fig. 5.43 Curva de eSlabilización.
Seguidamente se exponen los esquemas de dos protecciones diferenciales. El es­
quema de la figura 5.44 presenta la particularidad de ser un transformador estrella-es­
trella con
el neutro puesto a tierra solamente en el lado de media tensión, y con un de­
vanado en disposición triángulo
Que ejerce efectivamente la función de compen­
sación.
En este caso, es necesario instalar transformadores auxiliares estrella-triángulo a
ambos lados de
la protección diferencial, con el fin de compensar las componentes ho­
mopolares.
En la figura 5.45 se plantea el esquema de una protección diferencial de un trans­
formador
de tres devanados en la cual también se protege debidamente con un compen­
sador de neutro.
La particularidad de este montaje es la necesidad de añadir unos transformadores
auxiliares en
el lado de M.T., que realizan la función de compensar la componente ho­
mqpolar generada por
el compensador de neutro.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas
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283
Fig.5.44 Esquema de la protección diferencial de un trafo de 2 arrollamientos con uno de ellos co·
neetado a tierra
y terciario de compensación.

152. 284 Protecciones en las instalaciones eléctricas
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Fig. 5.45 Esquema de la protección diferencial de un trato de 3 arrollamientos.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 285
5.2.7 Protección diferencial de neutro
Cuando la corriente de falta a tierra está limitada puede ocumr que la protección dife­
rencial del transformador no sea sensible a
la misma y, por tanto, no dar disparo en caso
de falta a tierra dentro de la zona protegida.
La forma usual de limitar la comente de
falta a tierra consiste en instalar entre
el neutro y tierra una impedancia limitadora: re­
sistencia o reactancia de puesta a tierra. Cuando
el neutro es arti ficial (compensador o
trafo de puesta a tierra) es
la impedancia propia de estos equipos la que limita la co­
rriente de falta.
La protección diferencial de neutro se basa en la comparación de la comente de
neutro a uno y otro lado de la zona limitada por los transformadores de
int~nsidad
(fig. 5.46).
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lI. §
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Id ~o
"'"
.,¡.
Flg. 5. 46 Esquema de la protecc ión diferenc ial de neutro (protec ción Holmgreen).
El relé que se emplea para esta protección debe ser voltimétrico para obtener una
buena sensibilidad, como
se menciona en el capítulo 4.
La figura 5.47 muestra los dos tipos de conexiones más usuales de las protecciones
diferenciales de neutro.
En el esquema a) se plantea la variante en la que el conductor de neutro es común a
la protección diferencial de fases y de neutro, lo que permite
que la componente homo­
polar
se pueda equilibrar a través de T/! de la misma relación de transformacióh.
En
el esquema b) se plantea la variante de equilibrar la protección diferencial de
neutro con los conductores de las tres fases. En este caso, y para una misma relación
de transformación de los
T/! principales de fases y neutro, se precisan transformadores
auxiliares de relación 3/1.
La protección diferencial de neutro, al igual que otras protecciones, tiene un límite
de sensibilidad, de forma que es posible que no sea capaz de detectar faltas a tierra muy
próxitnas al extremo interior del arrollamiento.
La figura 5.48 muestra diferentes situa­
ciones
en las que pueden deducirse las comentes que resultan para los diversos siste-

153. 286 Protecciones en las instalaciones eléctricas
lo nque d~' IIo,nlOf"modOf
~
'o •
Tri,
LJ
'o •
lO
•
... ~ ~$¡
~
!
.. .. ..
'.!.-
{
Ala prolecc.ión
diferenciol de lases
-
Q) Equilibrio di reclo Q Iro ... h de' hilo neutro
onqu« del transformodo,
lO nI.
LJ
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Fig. 5.47 Esquemas típicos de conexión del relé diferencial de neutro.
mas de puesta a tierra del transformador. En el caso de resistencia y transformador de
puesta a tierra,
se supone que se limita la corrienle de neutro al valor de la l. del trafo.
5.2.8 Protección de cuba
El principio de esta protección se basa en controlar la corriente que circula, en caso de
falta interna a masa, entre
la cuba y la conexión de la misma a tierra.
Para poder aplicar esta protección es condición esencial que la cuba del transfor·
mador esté debidamente aislada de tierra.
Se considera adecuado un aislamiento mí·
nimo de
25 fl.
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Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 287
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Fig. 5.48 Corrientes de falta a tierra para vanos sistemas de puesta 11 tierra.
Debe tenerse en cuenta que la actuación de esta protección no signilica necesaria·
mente que exista una avería en
el transformador. Cualquier contacto entre la cuba de la
máquina y un elemento en tensión provocará la actuación de esta protección. El caso
más frecuente son las faltas provocadas por animales (lig. 5.49).

154. 288 Protecciones en las instalaciones eléctricas
___ í Traro loroidol
o Follo inl.rno 01 tonque
o folla • ..""no 01 tonque
Fig. 5.49 Protección de cuba.
Esta protección también recibe el nombre de protección Howard. Con un ajuste su­
ficientemente bajo puede detectar faltas próximas al extremo interior del arrolla­
miento. Por otra
pane, es conveniente poner de manifiesto que, de existir alguna ali­
mentación auxiliar para motores de ventilación, etc., ésta se debe conducir
por el
interior del transformador de la protección (trafo toroidal), ya que de lo contrario, en
caso de contacto a masa en un
motor, la protección actuaría intempestivamente.
5
.2.9 Protección de sobreintensidad
Con las protecciones descritas hasta ahora, el transformador queda debidamente prote­
gido con respecto a las faltas internas. No obstante, pueden producirse faltas externas
que, con
la excepción de las protecciones de sobretemperatura (demasiado lentas), no
serian detectadas de no instalarse protecciones que actúen de reserva de las proteccio­
nes principales de barras, lineas
y cables que se alimentan del transformador.
En la figura 5. 50 se indican los tiempos máximos admisibles de conocircuito para
diferentes
transformadores, de donde se deduce la necesidad de introducir protecciones
de reserva que eviten que dichos tiempos puedan alcanzarse.
En los transformadores de dos arrollamientos, A T IMT, se instala una protección
de sobreintensidad a tiempo inverso en
el lado A.T .; el sistema de protección suele ser a
dos fases y neutro.
En este tipo de transformadores, el neutro A.T. está normalmente
aislado
y, por tanto, el relé de neutro no precisa ser selecúvo con otras protecciones
«aguas abajo», pudiendo tener un tiempo de actuación mínimo.
En el neutro fisico de M.T. se instala un relé de sobreintensidad con un ajuste sufi­
cientemente selectivo con
el de las salidas M.T.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 289
Reactancia Corriente de Duración
del tra
Jo Jaita máxima
permitida
Porcentaje
(en múltiplos de l.) (S)
4 25,0 2
5 20,0 3
6 16,6 4
7 14,2 5
Fig. 5.50 Duraciones máximas admisibles de corto circuitos en los transformadores.
En ocasiones, se instala en el neutro fisico un relé de imagen térmica cuyas curvas
características de operación y reposición deben ser acordes con las de calentamiento y
enfriamiento del elemento limitador de corriente en
el neutro. Este relé proporciona
una alarma cuando se detecta una presencia de corriente en
el neutro por un tiempo su­
perior a
10 + 20 s. Otra función del relé es el bloqueo de los equipos de reconexión auto­
mática de las salidas M.T., con
el fin de reducir el esfuerzo térmico en el elemento limi­
tador de corriente en
el neutro. Finalmente, si el calentamiento es excesivo se produce
el disparo del transformador AT IMT (fig. 5.51).
Id
I
(S)
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Alarma ___ 1
. -. -.- .-'--+----+---'''r-~_:__----
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FIg,5.51 Función de alarma y curvas 1
2
t para un relá de ifll8gen tármica del elemento li mitadorde la
cQrrlente en el neutro del transformsQor.

155. 290 Protecciones en las instalaciones eléctricas
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r----] [----,
I!IAARASIo4.r.
8ARRAs Iot. T.
Fig. 5.52 Protección de sobre intensidad de dos fases y neutro instalada en cada uno de los tres
devanados. Esquema de disparos.
En el caso de existir dos arrollamientos M.T., por ejemplo en un transformador de
110/25/11 kV (fig. 5.52), cada secundario incorpora, además de la protección instalada
en
el neutro fisico, relés de sobreintensidad de fases, de forma que si las protecciones del
transformador han de actuar como función de reserva por faltas en 11 kV .. sólo desco­
necten este
interruptor y permanezca el servicio en la red 25 kV.
Para cubrir la posible falta en la zona
comprendida entre los transformadores de
intensidad y el interruptor, estas protecciones
disparan inicialmente su propio inte­
rruptor, y si la falta se mantiene se efectúa el disparo del resto de interruptores deltrans­
formador, tras una cierta temporización.
En cuanto a los elementos de sobreintensidad «instantáneos», la experiencia acon­
seja dejar en servicio
únicamente el correspondiente a los relés de sobreintensidad de
fases
de A.T.
Para
evitar actuaciones intempestivas por faltas en media tensión externas, este
elemento se ajusta
por encima de la máxima intensidad de cortocircuito (1",) para una
falta en M.T.
Por ejemplo, para un trafo 30 MVA, 110/11 kV, con una X", -10 %, la
máxima corriente para un cortocircuito trifásico en M.T. es de unos 1.570 (en alta ten­
sión); el elemento
instantáneo de los relés de sobreintensidad se ajusta a un valor pró­
ximo a los 2.000 A,
de forma que sólo actuará para faltas internasen el lado primario del
transformador (fig. 5.53).
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas
-...,--110 .....
] .1.510 ...
1I/110llV
JO UVA
Xet 3' 10'1.
-......... _....,_l1kV
Fig.5. 53 Ajuste del elemento instantáneo de la protección de sobreintensidad A.T.
291
En el caso de autotransformadores, frecuentemente utilizad os para la intercone­
xión de redes
de transporte, lo usual es instalar protecciones de sobreintensidad a
tiempo inverso, de fases y de neutro en ambos lados de la máquina. En el neutro fisico
se sue
le instalar un relé de sobreintensidad a tiempo independiente para dar alarma en
caso
de circulación sostenida de corriente por el neutro.
5.2.
10 Protección de mínima impedancia
En grandes transformadores, utilizados para enlazar dos niveles de tensión de trans­
porte, o
de interconexión, es usual el empleo de una o dos protecciones de impedancia.
Su cometido es reforzar el número de protecciones principales del transformador para
detección de faltas internas y también actuar como protección de reserva de las redes
enlazadas, facilitando la
coordinación de la selectividad (fig. 5.54).
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Fig. 5.54 Protecciones de distancia en transformadores de interconexión.

156. 292 Protecciones en las instalaciones eléctricas
5.2.11 Protección de sobretensión
Se emplea, en especial, para aquellos transformadores asociados a redes poco malladas
y en las que existe una posibilidad notable de sobretensiones permanentes.
Se acostumbra a utilizar un relé con dos ajustes. Con el ajuste menor, se dispara en
un
tiempo de 5 + 20 s. Si se supera el ajuste mayor, el disparo es instantáneo.
5.2. 1 2 Protección de sobreexcitación
Las sobretensiones en un transformador suponen un castigo para el aislamiento, asi
como un aumento del flujo sobre el núcleo; ello motiva un aumento de pérdidas en el
núcleo y un incremento importante en la corriente d~excitación. El flujo deriva desde
el núcleo
laminado hacia la carcasa. Los pernos del núcleo, que normalmente no con­
ducen flujo magnético, pueden alcanzar rápidamente una temperatura peligrosa, que
destruya su propio aislamiento; de contin uar el fenómeno, puede resultar dañado el ais­
lamiento
de las bobinas. La reducción de frecuencia, respecto al aumento de densidad
del flujo, tiene el mismo efecto que la sobretensión.
La ecuación
fundamental de los valores nominales para la f.e.m. generada en un
trafo
puede expresarse por:
Se
comprende que la máquina puede trabajar con un cierto grado de sobretensión
cuando éSla va acompañada de un aumento de la frecuencia, pero no debe permitirse la
operación
con una sobretensión alta y una frecuencia baja. Por tanto, existe un valor del
cociente
Elfque debe interpretarse como condición de desconexión del transformador.
El valor de E ha de ser el valor máximo de tensión de servicio para el que ha sido dise­
ñado el lransformador.
El principio de funcionamiento de la protección de sobreexcitación consiste en to­
mar la tensión a través de un transformador de tensión y aplicarla a una resistencia de
valor elevado (R), que facilita una intensidad (1) prácticamente proporcional a la ten­
sión (JI); la intensidad (1) pasa por un condensador (C) y la tensión en bornes de este
condensador es función de la intensidad que lo recorre multiplicada por la reactancia
del
condensador, la cual, a su vez, es inversamente proporcional a la frecuencia. En re­
sumen, la tensión en bornes del condensador (e) obedece a la función Elfantes citada
(fig. 5.55).
Normalmente, el relé dispone de dos salidas, ambas temporizadas. Los tiempos
usuales son 2 a 5 s para la función de alarma y 5 a 30 s para la función de disparo.
5.3 Protecciones de lineas y cables
En un sistema eléctrico, las líneas y cables tienen la misión de enlazar los centros de ge­
neración-transformación con el
consumo, adaptándose a las condiciones del entorno
rural o urbano.
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Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas
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293
Fig. 5.55 Esquema de principio de una protección de sobreexcitación en un transformador.
La protección de estos elementos precisa de la mayor atención, dado que son los
más castigados del sis tema. Como ejemplo orientativo, valgan los resultados estadísti­
cos
de una empresa eléctrica en los que, del 94 % de las perturbaciones totales acaecidas
durante 1987, el 13 % corresponde a líneas y cables de las redes de transporte -de ten­
sión
superior o igual a 110 kV-, y el 81 % restante a las redes de distribución de 25 y
11 kV.
Estos resultados se deben a
que las lineas y cables están sometidos en permanencia
a las consecuencias de los fenómenos meteorológicos y a los riesgos de ser afectados por
circunstancias totalmente ajenas a la explotación (incendios, excavaciones, ele).
Las características constructivas (sección de
conductores, existencia de cable de
tierra, nivel de aislamiento, pararrayos, etc.) influyen decisivamente en la capacidad
de la línea o cable para soportar normalmente los fenómenos meteorológicos y las exi­
gencias impuestas
por la explotación.
En un sistema eléctrico, suelen distinguirse varios niveles de tensión:
-
Transporte (400, 220 kV)
-
Subtransporte (132 -110 -66 kV)
-Distribución M.T (33 -
25 -15 -11 kV)
-Distribución b.t
(0,38 -0, 23 kV)
Entre las redes de transporte y subtransporte no existen diferencias sensibles. De
hecho, la red
de subtransporte es, en la mayoria de casos, la primitiva red de transporte,
cuya función
queda cubierta por nuevos circuitos de 400 y 220 kV. Consecuentemente,
la red de
subtransporte se equipa con protecciones más simplificadas que las utilizadas
para la red principal de transporte.
En estos niveles
de tensión, se opera con el neutro directamente a tierra y general­
mente las protecciones están diseñadas para efectuar disparo monofásico con recone­
xión
automática para faltas monofásicas en las líneas. Por otra parte, las líneas y cables
forman parte
de una red mallada en toda su extensión.

157. 294 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En el nivel de distribución M.T ., se utilizan normalmente los sistemas clásicos de
puesta a tierra del neutro (conexión directa, aislado y con elemento limitador de
la co­
rriente). Por otra pane, las líneas y cables suelen funcionar radialmente o formar malla
en algunas zonas paniculares.
Las protecciones efectuan disparo trifásico para todo
tipo de faltas y en las líneas
se dispone de equipos de reconexión automática de varios
intentos.
5.3. 1 Protección de sobrecarga
La misión de esta protección es controlar el esfuerzo térmico a que se puede ver some­
tido
el circuito protegido. Su instalación es bastante frecuente en el caso de cables subte­
rráneos, por
la dificultad en evacuar el calor producido por las sobreintensidades de
carga y lo costoso de las reparaciones.
En las líneas, salvo casos excepcionales, esta pro­
tección se considera innecesaria.
Como excepción pueden mencionarse las líneas de interconexión entre empresas
eléctricas o países.
En ocasiones, como consecuencia de un disturbio regional, una em­
presa pierde una
pane imponante de su producción, lo que supone un incremento en la
potencia absorbida de otras empresas. Si la variación fuese excesiva, podría ponerse en
peligro la estabilidad de la red del resto de empresas interconectadas, lo que conduciría,
mediante
la reacción en cadena, a un <<apagón>. general. En algunas interconexiones
suele existir una protección de sobreintensidad que controla el trasvase de potencia,
pero que, en rigor, no actua como una protección de sobrecarga térmica del circuito.
Dado que
la sobrecarga es trifásica, para esta protección es suficiente un relé mono­
fásico, que generalmente tendrá una característica térmica lo más aproximada posible
al tipo de circuito que hay que proteger.
5.3.2 Protección de sobreintensidad
En las redes de distribución M.T. los relés de sobreintensidad, en sus modalidades de
tiempo fijo o tiempo dependiente de
la intensidad, constituyen la protección de so­
breintensidad básica contra conocircuitos.
El numero y disposición de los relés que hay que utilizar dependerá del tratamiento
que tenga el neutro de la red. En el caso de neutro aislado de tierra, se utilizarán al me­
nos dos relés de fases. En el resto de situaciones con el neutro a tierra, se utilizarán dos o
tres relés en las fases y uno en
el neutro.
Tal como
se ha dicho anteriormente, la protección de sobreintensidad tiene su ple­
nitud de aplicación en las redes de distribución M.T.
En las redes A.T. no se utilizan,
salvo en casos muy particulares.
Los relés de sobreintensidad de tiempo dependiente (características inversa, muy
inve
rsa, extremadamente inversa) se emplean con preferencia en redes malladas o de
longitudes imponantes, ofreciendo curvas muy selectivas con los fusibles de posibles
derivaciones del circuito principal.
Los relés de sobreintensidad de tiempo
fijo se emplean con preferencia en redes de
poca longitud.
Cuando
la línea es larga. una falta a tierra lejana puede dar lugar a una corriente de
neutro débil, de un nivel similar a
la corriente capacitiva que la línea puede aponar en
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 295
caso de falta a tierra en otro circuito conectado a las mismas barras. En este caso, para
obtener disparos selectivos del elemento de neutro será preciso dotarlo de característi­
cas direccionales, polarizándolo con
la tensión residual o bien con la corriente de neu­
tro del transformador de potencia. Cuando se desee que la protección de sobreintensi­
dad de la línea O cable sea selectiva con los fusibles instalados en sus derivaciones, y
dado que la falta a tierra es el más comun de los posibles conocircuitos, el elemento de
neutro deberá tener una curva de disparo adecuada a
la curva de fusión de los fusibles.
Esto implica dos dificultades: en primer lugar, no es posible detectar faltas a tierra muy
lejanas y de un valor de corriente que no llegue a fundir ningun fusible; en segundo lu­
gar, toda falta transitoria a tierra en una derivación supondría
la fusión de un fusible, lo
que supone una merma de la calidad del servicio a los abonados de la derivación que ha
sufrido la falta a tierra.
Por estos motivos, puede ser interesante que
el relé de neutro tenga un elemento de
disparo instantáneo, ajustado a un valor inferior
al nivel de arranque del elemento a
tiempo inverso. Asi, en
el caso de falta a tierra en una derivación, el elemento instantá­
neo de neutro desconectará
el interruptor de la linea antes de que funda el fusible. Si la
linea tiene equipo de reconexión, es posible que después de la reconexión se haya elimi­
nado
la falta, con lo cual se ha evitado la fusión del fusible a costa de una breve interrup­
ción del suministro.
En cuanto a los elementos instantáneos de fases, éstos se ajustan a cuatro o cinco
veces
la intensidad de arranque de los elementos de tiempo inverso y -normalmente­
no se retarda el disparo. Si existen -aguas abajo-otros elementos de disparo instantá­
neo, será preciso establecer
la necesaria selectividad. Lo más fácil es introducir una
temporización adicional de
0,3 + 0,5 s. También puede conseguirse selectividad me­
diante un cálculo previo de conocircuitos, ajustando los elementos instantáneos de
acuerdo con los resultados, de forma que operen exclusivamente para conocircuitos en
su zona.
Cuando existan varioselementos instantáneos de fase en cadena, puede ser preferi­
ble no ponerlos en servicio y dejar que
la selectividad la efectuen los elementos de
tiempo inverso.
5.3.3. Protección de sobreintensidad direccional
Esta protección se aplica a lineas y cables de media tensión no radiales. y consta de los
mismos relés y elementos de medida que
la protección de sobreintensidad, con la inclu­
sión de
la característica direccional. Los ángulos característicos de la función direccio­
nal dependen del propio circuito (linea o cable) y del sistema de puesta a tierra del neu­
tro de
la red.
La aplicación más usual de este tipo de protección es en redes malladas con alimen­
tación por un solo extremo
(fig. 5.56).
En las redes M.T. totalmente malladas la prQtección de sobreintensidad direccio­
nal no asegura
la selectividad, por lo que en estos casos son de aplicación protecciones
de distancia y diferenciales longitudinales.
En las redes de transpone, la protección de sobreintensidad direccional se utiliza
mayormente como protección de reserva para
la detección de los conocircuitos a tierra
resistentes.

158. 296 Protecciones en las instalaciones eléctricas
4timenlación
A
B
e
-
-
O
AJ B '1 E Protección d~ lobreinlensidO(l
C'l o Protección de ~ob reinlensjdod direccionol
E
Fig. 5.56 Ejemplo de aplicación de la protección de sobre intensidad direccio nal.
5.3.4 Protección de distancia
Solido
ro (dol
En las redes M.T. este sistema de protección se aplica exclusivamente a líneas y cables
pertenecientes a
una red mallada.
Conviene que los circuitos que hay que proteger sean «limpios» entre una y otra es­
tación: es decir, no deben incluir derivaciones intermedias.
El relé de distancia sólo precisa dos o tres escalones de medida y la velocidad de
funcionamiento no es una característica exigible de forma crítica, dado que en M.T.los
riesgos de pérdida de estabilidad son menores y las potencias de cortocircuito no alcan­
zan valores excesivamente elevados.
Cuando se aplican las protecciones de distancia a líneas aéreas sin cable
de tierra,
es posible que la diferencia angular entre 2
L y 20 sea graqde. Para ello, interesará que el
valor angular de 20 sea regulable. Si las líneas son de corta longitud, se tomará con pre­
ferencia
la característica poligonal, para poder detectar con mayor sensibilidad la resis­
tencia de
la falta.
Como protección de reserva, que a veces ya incorporan las propias protecciones de
distancia para M.T., conviene disponer de una protección de sobreintensjdad direc­
cional.
Para las redes de transporte,
la protección de distancia es la más comúnmente em­
pleada.
Las características más notables de su aplicación son: actuar solamente
en direc­
ción de la linea,
y responder con alta velocidad y selectivamente en varios escalones.
En general, el primer escalón se ajusta al 80 % de la longitud de la línea y el segundo
escalón
entreel 120 y el 150 'lb. El tercer escalón actúa de reserva de fallo de otra protec­
ción, por
lo que debe ajustarse al valor de la linea más larga de las barras siguientes al ex­
tremo en que la protección está instalada.
La elección de las características Mho, Mho olT-set y poligonal dependerá del tipo
de red que haya que proteger.
En todo caso, se tendrá especial cuidado al introducir ca­
racterísticas de funcionamiento distintas a las ya ex.istentes, con el fin de reducir las po­
sibles interferencias de selectividad entre las
mismas.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 297
Existen aspectos de carácter general que hay que tener en cuenta, como la conexión
de una línea sobre defecto en
el extremo opuesto. En este caso, el tiempo de eliminación
sería
el correspondiente al del segundo escalón. Para evitar este retraso innecesario, en
el
momento de la conexión del interruptor de la linea, ya sea manualmente o por un re­
enganchador, la protección de distancia deberá recibir una señal que sirva para prolon­
gar durante un tiempo corto el alcance de medida, y permitir de esta forma la rápida eli­
minación de la falta.
Otro problema que se puede presentar es la conexión de la línea sobre una falta tri­
fásica próxima (tierras olvidadas); en este caso, si la protección
-como es usual-se ali­
menta de un juego de T/T lado <<linea», no tiene tensión de referencia para realizar la
medida y no funciona. Esta dificultad se resuelve si el disparo se realiza mediante
la unidad de arranque, cuando éste no es direccional. En caso contrario, la protección
deberá incorporar un sistema de medida adicional para
el momento de la conexión, que
usualmente
se compone de un detector de sobreintensidad ligado a un detector de
ausencia de tensió n. La simultaneidad de ambas condiciones durante la conexión im­
plica la existencia
de una falta y el consiguiente disparo.
Las líneas de transporte incorporan por lo general equipos de reconexión automá­
tica para
la p·rueba de la línea después de un disparo. Las modalidades de actuación con
estos equipos son
muy variadas y complejas. Las acciones pueden ser: disparo trifásico
para todo tipo
de faltas; disparo de sólo la(s) fase(s) afectada(s); disparo monofási­
co para faltas monofásicas y disparo trifásico para
el resto de casos.
En las protecciones de distancia sin conmutación de la medida es la propia protec­
ción de distancia la encargada
de dar los disparos a cada una de las fases. En las pro­
tecciones con conmutación existe una gran diversidad de disenos; en unos casos, es la
propia protección la encargada de realizar la selección de las fases que se deben dispa­
rar. y en otros lo realiza
el equipo de reconexión automática a partir de las señales de
arranque que recibe de la protección
de distancia.
Un aspecto interesante que hay que tener en cuenta en las protecciones de distan­
cia es su respuesta
ante faltas evolutivas; esto es, la falta se inicia en alguna fase y poste­
riormente
se pasa a otras. La figura 5. 57 muestra una de estas faltas, que se inicia en la
fase T y evoluciona a la fase S, resultando una falta bifásica.
Follo TN Follo TS ----
Fig.5.57 Falta evolutiva.

159. 298 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Cuando el relé de distancia es del tipo conmutado -es decir, dispone de un solo ele­
mento de
medida-, debe incorporar una seguridad en sus circuitos, de forma que al
ocurrir la segunda falta no se produzcan actuaciones incorrectas en el intervalo en que
los elementos de arranque proceden a entregar nuevas magnitudes al elemento de
medida.
Lo que suele hacerse es bloquear
la salida del elemento de medida cada vez que se
produce un arranque. El tiempo de bloqueo puede ser muy reducido cuando la conmu­
tación
se realiza por medio de circuitos electrónicos. En el caso de que se realice con re­
lés convencionales, el tiempo
mínimo será de unos 10 ms.
De cualquier forma, es posible que, a pesar de todo, el relé actúe incorrectamente
ante una falta evolutiva. Supóngase dos líneas sobre los mismos apoyos;
si la falta evo­
luciona de
una fase de una línea a otra fase distinta de la segunda, los relés habrán de in­
terpretar
una doble falta a tierra: una falta en «dirección línea» y otra falta en «dirección
barras». En este caso, las magnitudes entregadas
por los elementos de arranque al ele­
mento de medida contienen componemes de
ambas faltas. Si la falta en «dirección lí­
nea» estuviese en el segundo escalón, es muy posible que el relé actuase como si dicha
falta estuviese en
el primer escalón.
Algunos relés tienen este tipo de limitación, que debe ser tenida en cuenta cuando
se analizan determinados disturbios producidos en la red.
Un tipo diferente de falta evolutiva es la que puede producirse en el caso de un dis­
paro m onofásico,
si en el proceso anterior al reenganche se produce una nueva falta en
alguna de las otras dos fases. Este tipo de faltas no crea ninguna dificultad para su detec­
ción a las protecciones de distancia.
Otro aspecto que conviene retener, por su incidencia,
es el que se refiere a las pre­
cauciones que deben tomarse en los circuitos secundarios de tensión de las protecciones
de distancia.
Los circuitos secundarios de los transformadores de tensión están protegidos por
fusibles o interruptores magnetotérmicos.
En caso de avería en estos circuitos secundarios, el disparo del interruptor magne­
totérmico hará que las tensiones de polarización
de los elementos de medida sean nu­
las. En estas condiciones
el cociente V /1 es cero, lo que puede ser interpretado porel relé
de distancia como una falta muy próxima. Ello produciría disparos intempestivos de la
linea.
Si se funden uno o dos fusibles, el caso es muy similar y afectará a algunos elemen­
tos de medida.
No existe un criterio unificado sobre
si el relé de distancia debe actuar libremente o
ser bloqueado. Ambas soluciones son comprometidas.
En un caso se dispara la línea y
en
el otro ésta se queda sin protección.
En el caso de que
la línea disponga de doble protección, hay que elegir sin dudar la
solución de bloquear la medida (fig. 5.58).
Algunos relés de distancia prevén
la posibilidad de que los circuitos de tensión es­
tén protegidos por fusibles e incorporan unos filtros en los circuitos de tensión e intensi­
dad que permiten extraer los valores de
la componente inversa y homopolar. En caso de
que sólo exista componente inversa y homopolar en las tensiones,
se bloquea la medida
del relé de distancia,
ya que ello es indicativo de que existe algún fusible fundido o algún
circuito abierto.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas
OelosT/T
v. VS YT VH
.,
"
" "
Al reli de distoncia
+
Interruptor
mO;F't"lote" rmico
Fig. 5.58 Bloqueo de la medida por falta de tensión,
5.3.5 Protección de distancia con dispositivos de teleprotección
299
En las redes de M.A.T .los tiempos máximos de eliminación de)as faltas no deben exce­
der los 250 ms. Para reducirlos, las protecciones de distancia van asociadas a un canal
de comunicación.
En niveles de tensión más bajos también se utIlIzan los sIstemas de teleprotección
para líneas cortas, problemas de estabilidad, proximidad de grandes grupos de genera­
ción, cables, etc
..
Los sistemas de teleprotección se clasifican en: teledisparo, orden, bloqueo y per­
miso. Su elección dependerá de las características de la línea protegida y de las facilida­
des que permitan los relés de distancia.
Las aplicaciones principales delteledisparo son para
el reenganche trifásico rápido
-en cuyo caso interesa que ambos extremos abran su interruptor simultáneamente-y
en líneas de gran longitud; en este caso
la sobretensión que aparece al quedar la linea en
antena, por disparo del otro extremo, puede ser peligrosa. También (fig. 5.59)
se utiliza
cuando existe la certeza de que el relé que lo emite sólo puede actuar para faltas en la lí­
nea, por ser ésta radial. En la figura, el relé de distancia en B sólo puede ordenar disparo
para faltas en la linea
A-B o en la central. Para faltas próximas a la estación B, el extremo
A se mantendría alimentando el defecto hasta que actúe el relé de distancia Z" en se­
gundo escalón.
Mediante la utilización delteledisparo,
el tiempo de eliminación de la falta es:
siendo:
1, - Tiempo de respuesta del relé de distancia para faltas en primer escalón
1, - Tiempo de transmisión de la señal (de relé a relé)

160. 300 Protecciones en las instalaciones eléctricas
1, -Tiempo de apertura del interruptor
1, - Tiempo ajustado para el disparo en segundo escalón
'_l::t:..... '+1
. Recepción leledisporo B
"'llnte"uptor
OUlo"';I;<O • r ]'-:-__ '+1
Dispolo lA
Q) Esqu~mQ dt'1 leledisparo en ...
~f--I=\=< :-1 1-----,}'-I=l
ze
=< :--1'1 ~
Cenlrol
"
Tehedisporo
b) Esquema de lo Itd
Fig.5.59 Teledisparo. Con falta en la línea A·B. se produce disparo en A a la recepción de la señal
procedente de
B.
El sistema de teleprotección más utilizado es el de orden. En la figura 5.60 se su­
pone una falta muy próxima al extremoB, cuando
el relé Z. dispara en primer escalón y
al propio tiempo emite una orden al extremoA; ésta, al ser recibida, conmuta el alcance
de
Z. al segundo escalón de medida. Con este sistema se consigue un tiempo de disparo
minimo para faltas en todo el recorrido de la línea protegida. La prolongación del al­
cance de medida proporciona unos resultados muy similares a los obtenidos con
el tele­
disparo, y tiene la ventaja
de que en el relé receptor no se produce el disparo, a menos
que realmente opere
el elemento de medida. Con ello se aumenta la seguridad, aunque a
expensas de alargar
el tiempo de eliminación, al tener que añadir a la expresión anterior
el tiempo de actuación de la protección del extremo receptor.
En las líneas cortas, el primer escalón de medida de los relés de distancia no puede
ajustarse de forma convencional,
ya que los márgenes disponibles son muy limitados y
la incidencia de los errores del sistema es muy significativa. En estos casos, el primer es­
calón se regula a «sobrealcance», con lo que mide más allá de la propia línea y por tanto
puede actuar, en tiempo de primer escalón, para faltas internas y externas a la línea pro­
tegida.
Para conseguir un funcionamiento selectivo a
•• sobrealcance», se utilizan alternati­
vamente dos sistemas
de teleprotección: bloqueo y permiso.
En la figura 5. 61 se muestra el sistema de teleprotección por bloqueo. En el caso de
una falta en la línea protegida, no existe bloqueo y ambas protecciones, al es
tar ajusta­
das a sobrealcance, disparan en tiempo de primer escalón.
Si la falta está fuera de la Ii-
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 301
Borros A Borras 8
Fig. 5.60 Teleprotección por orden.
nea protegida, uno de los relés de distancia detecta que la dirección es hacia «barras» y
eavia una señal de bloqueo al otro, para que no dispare. En la figura, Z. enviará señal de
bloqueo a Z
•.
Recepción uñal bloqueo.
------~-~------;J_,
A,ronque le
Disporo la
o) Esquemo de' bloqueoen B
Barras A Borros B
~ _____ ~u!!.eJ! ~b!!~c~c.!.~!! _____________ ~
,. ___________ A.~s!.!.. ~so~r~~~e~e..!.8 _______ ~
b) Esquema de lo red
Fig. 5.61 Sistema de sobrealcance con bloqueo.
En la figura 5.62 se muestra el sistema de teleprotección por permiso. En el caso de
una falta en la linea protegida, la protección de
di~tancia de cada extremo, además
de medir la falta, debe recibir permiso \le disparo de la del otro extremo, para poder ac­
tuaren tiempo de primer escalón. Si la falta está fuera de la línea protegida, no se produ­
cirá el envío de permiso mutuo y por tanto no habrá disparo en tiempo de primer es­
calón.

161. 302 Protecciones en las instalaciones eléctricas
llana .• A
Borra, 8
a, ToI ..... Kd... • m
~-____ ~"!! .. ..! !!b'-!~~c.!.-!!!! _____________ ..
____________ ... ~.!!.I!-IIO~'!!l.Lon.!..'..!."..!.8 _______ ~
Fig. 5. 62 Sistema de sobrealcance coh permiso.
El sistema de sobre alcance con permiso tiene dificultades de funcionamiento en
los casos en que un extremo de linea tenga
el interruptor abieno, no tenga aponación de
conocircuito (linea en antena) o se produzca
el fallo de una de las protecciones.
Estos inconvenientes se resuelven incluyendo en cada protección
de distancia una
función de «ec
O». Esta consiste en que, si una protección de la linea emite una señal y la
otra permanece pasiva, se produzca reflexión o eco de esa transmisión, con el fin de que
el extremo emisor pueda disparar.
En
el sistema de permiso, para cubrir la situación de fallo de la señal de transmisión
las prot
ecciones de distancia deben permitir que, transcurrido un tiempo inferior al se­
gundo escalón, pasen a funcionar libremente del permiso, con los ajustes convenciona­
les del
80 % de alcance en el primer escalón.
El sistema de bloqueo tiene el inconveniente, en el caso de fallo de la señal de trans­
misión y presencia de falta en
el sistema, de que se producen disparos intempestivos.
Por otra
pane, hay que tener en cuenta que si la señal se transmite a través de la propia
linea, en
el momento de la falta la señal de teleprotección sopona una atenuación im­
ponante, que puede llegar a comprometer su correcta transmisión. Por ello en el sis­
tema de bloqueo es recomendable utilizar otros medios de transmisión de la señal.
La utilización de sistemas de teleprotección no resuelve todos los casos de selecti­
vidad en
el caso de lineas conas o de aceleración de disparo en lineas largas. Conviene
tener en cuenta también la diferente aponación
de intensidad de conocircuito en cada
extremo de
la linea.
En la figura 5.63 se muestran dos subestaciones, A y B, con distintas potencias de
conocircuito
(PeC>.
siendo:
p.
',.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas
Iorro ....
'
"', • Pte InA
l54. Im.,.donc:¡o d, "A
Pe _ Pce,""
lS8 -I~.donc ;o d. F"lI
1.. -"pO,lo<,,",° lo 10110 •• d ....
le -'portot;6n a lo tollo d.:&d. e
J - Pore.MII;' Ot' di •. aneio
II -ImptcJoPlCio dtlO "''''0
Fig. 5. 63 Esquema de la red.
!A _ ZSB + Zdl -x)
lB ZSA+ZL'X
u'
258--­
p.
!A _ (U'P.) + ZL (1 -x)
l. (U'/PA)+ZL'X
303
De ello se deduce que la intensidad de conocircuito que apona un extremo será
lanto mayor cuanto mayor sea la potencia de conocircuito y menor
la distancia a la
falta. Si a ello se añade un determinado valor de resistencia de falta, la intensidad resul­
lante disminuirá.
En consecuencia, si la falta se produce en un extre mo de linea con una
aponación fuene de conocircuito y si
el otro extremo tiene una aponación débil, puede
llegarse a una situación en que
la protección de este extremo no inicie el arranque hasta
después de eliminada
la falta en el extremo de aponación fuene.
Esta situación conduce, en
el mejor de los casos, a la eliminación de la falta de una
forma secuencial, introduciendo retardos en ocasiones intolerables.
Para la eliminación rápida y selectiva de las faltas en estas circunstancias,
se utiliza
un dispositivo denominado
weak infud (alimentación débil). La forma práctica de su
aplicación dependerá del tipo de protección de distancia, asi como del sistema de tele­
protección utilizado.
La función weak infeed utiliza la (<Señal de permiso» recibida desde el extremo de
fuene aponación de conocircuito para realizar
el «eco» de la señal y forzar el disparo en
el extremo de «débil aponación». Por lo general, se basa en que el relé de distancia del
extremo débil
no detecte falta en «dirección barras», lo que es indicativo de que está si­
tuada en la linea.
Si a ello se añade la condición de existencia de tensión homopolaro de
subtensión, según
la falta sea monofásica o polifásica, se tendrán las condiciones para el
disparo (fig. 5.64).

162. 304 Protecciones en las instalaciones eléctricas
U.
OR
(U, ---------l __ ~~
Aeupc.ión ur.al 'eleprolettÍón -----------------------------1 AH o
Medida di,ución bolto.
Fig. 5.64 Oispositivo weak infeed.
5.3.6 Protección de antipenduleo de potencia
En el caso de disturbios generalizados en la red de transporte, pueden .producirse pen­
duleos de potencia, especialmente cuando
se produce pérdida de establhdad o. al eh~,­
narse una falta violenta. Antes de que la red llegue a estabilizarse, algunos reles de dIs­
tancia pueden medir magnitudes
como las de la figura 5 .65, en las que el ~,ente VII
puede resultar inferior al ajuste del relé de distanc.ia. Un disparo intempesllvo en estas
condiciones es especialmen
te grave dada la slluaclón precana de la red, y puede desen­
cadenar
el hundimiento total de ésta.
1, ~WYNW~~~~~U\lIIIUU!\lII\I\l1111
Fig. 5.65 Penduleo de la potencia.
La diferencia fundamental entre el penduleo y una falta es que el primero es siem­
pre trifásico y
la impedancia vista por el relé de distancia necesita cierto tiempo para pa­
sar del valor de servicio
(2,) al valor de disparo (ZM),lo que no ocurre en el caso de una
falta. Ambos criterios determinan
la condición de penduleo. . ...
El equipo detector de penduleo, incorporado en las protecciones de dIstanCIa, 10-
cluye dos características de tipo elíptico o blinders y controla el tiempo (tp) que la Impe-
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 305
le
Fig. 5.66 Caracterfsticas de un detector antipenduloo.
dancia invierte en pasar de una característica a otra (fig. 5.66). En el caso de que se'su­
pere un val
or prefijado, se bloquea el disparo durante un tiempo de 2 s.
Hay que destacar que el equipo de protección de antipenduleo sólo se utiliza en re­
des de transporte que sean propensas a ese fenómeno. Durante
el tiempo en que actúa el
dispositivo de bloqueo de disparo, las protecciones de distancia no pueden actuar. por
lo que
es necesario disponer de protecciones de reserva, con otro criterio de medida,
para asegurar
la detección de un auténtico cortocircuito en ese intervalo.
5.3.7
Protección de falta a tierra en un sistema con neutro aislado
En las redes con neutro aislado el valor de la corriente de defecto a tierra es despreciable
y depende exclusivamente de la corriente capacitiva que suministra
el resto de líneas o
cables sin defecto. No obstante, es necesario detectar y aislar este tipo de faltas, dado
que un nuevo contacto a tierra produciría una falta bifásica y, además, en las fases sanas
se producen importantes sobretensiones que ponen a prueba el nivel de aislamiento.
La protección más utilizada es un relé de sobretensión, que controla la tensión en
bornes del triángulo abierto en
el secundario de un juego de T IT instalados en la barra
que
se está protegiendo (fig. 5.67).
Con esta conexión de los T
/T, cualquier contacto a tierra -en las barras o en los ele­
mentos conectados a ellas-produce una tensión en bornes del relé. Para obtener
la ne­
cesaria selectividad en la localización de
la avería, se suele utilizar un «automatismo
buscadoo>, que consiste en ir desconectando y conectando, secuencialmente, los equi­
pos conectados a las barras, hasta que tras una de estas desconexiones desaparezca
la
tensión en el equipo detector, identificando el circuito en falta.
Otro medio para
la detección de las faltas a tierra en las redes aisladas consiste en
usar
el hecho de que todas las corrientes capacitivas del sistema van hacia el defecto.

163. 306 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Borros Al.
l
;t-:t.
~
y;-.
'l'
Trola
~
~
.
/
H-,/
l
'1-1-
~ /
f-f-, /
l
¡--¡-
VI---
~
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G.n.rodor
~
Borros 101. T.
I
l
~"T
(f) -=r.-:
Fig. 5.67 Protección de falta a tierra en una red M.T. ai slada.
En la figura 5.68 se representa esquemáticamente el fenómeno citado. Para simpli­
ficar. las líneas sanas se han representado por una sola.
La corriente capacitiva que aportan las fases sanas de la línea con falta retorna por
el conductor donde se ha producido el cortocircuito a tierra, al que se añade la corriente
capacitiva de las fases sanas de las restantes líneas conectadas a las mismas barras.
En consecuencia, la aplicación de un relé de sobreintensidad de neutro ajustado a
un valor comprendido entre
lo e ro actuará solamente cuando la falta esté en su línea.
Segün
la longitud de los diferentes circuitos conectados a unas barras, es posible
que
un relé de sobreintensidad de neutro no asegure la selectividad; en ese caso se utili­
zan relés de sobreintensidad direccionales polarizados mediante la tensión procedente
de una conexión secundaria en triángulo abierto de los transformadores de tensión co­
nectados a las barras.
Los dos sistemas de protección descritos tienen su aplicación más frecuente en re­
des de media tensión de centros de generación importantes, en factorías donde prime
la continuidad del servicio y, excepcionalmente, en alguna red de subtransporte re­
sidual.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 307
r::::-
,
.
("-'"
'--
r.:l
;;... F)
-
l
~
Trolo .u .1"'1. .,-¡-¡-¡ -
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BorrOII.n.
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1
~/ J
--:t~---4"' -"'"
'".'$ IÁ+'S
Fig. 5. 68 Circulació.n de las corrientes capacitivas de falta a tierra en una red aislada.
5.3.8 Protección para faltas resistentes
En las líneas y cables de transporte y distribución la falta más frecuente es el cortocir­
cuito fase-tierra.
Evidentemente, todos los contactos a tierra no son de las mismas características, y
a veces su magnitud alcanza valores inferiores a los ajustes posibles de las protecciones
utilizadas.
En los cables subterráneos o suspendidos este problema tiene menor entidad, dado
que
la corriente de cortocircuito fase a tierra retorna por la pantalla metálica de protec­
ción y
la magnitud de la falta acostumbra a ser suficiente para su detección. No obs­
tante, conviene tener muy en cuenta
la sección de la mencionada pantalla, para evitar
su destrucción en
el caso de un dimensionado insuficiente.
En las líneas aéreas el problema es más delicado, pues el contacto y retorno de la co­
rriente de cortocircuito
se hace a través del terreno.
En las líneas M.T., para detectar lo que se llama "faltas resistentes» (de magnitud
inferior al ajuste usual de las protecciones) se utiliza un relé de sobreintensidad de
tiempo independiente instalado en
el neutro fisico de la red, con un valor de intensidad
de ajuste inferior
al relé de neutro de las líneas y superior a los valores capacitivos de la
red; la temporización está comprendida entre 10 y 60 s (fig. 5.69).
Cuando se produce una falta resistente y el relé detector supera la temporización.
se genera una señal de alarma, a partir de la cual, de forma automática o manual, se pro­
cede secuencialmente a
la localización de la falta.
En las figuras 5.70 Y 5.71 se muestran dos situaciones típicas de falta resistente a
tierra.

164. 308 Protecciones en las instalaciones eléctricas
•
lr-----jl·
Fig, 5.69 Detector de faltas resistentes a tierra.
Terreno orado
~ uco
Caleto d.
",n trOfo
..
dIstrIbución
.... T.I b. l.
/
Fig. 5.70 Rotura de un conduc tor y carda sobre un terreno arado V seco. (La ralta es más resistente
cuando el conductor queda perpendicular a los surcos.)
Flg.5.71
eOU'IO d.
un Irol •
••
ctiluibucMfn
.... TJ b.1.
Falta a tierra inversa. alimentada por un transformador de distribución. (Estos trafos tie·
nen aislado de tierra el neutro M. T.)
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 309
La rotura de un conductor aéreo sin que se produzca cortocircuito es un fenómeno
que se plantea en ocasiones en las líneas M.T.
La detección de esta situación se puede conseguir mediante un relé de secuencia in­
versa que controle la relación
1,1/0. No obstante, si la línea está en vacío no es posible la
detección del fenómeno hasta que la carga alcance un valor mínimo.
En las líneas de transporte, las faltas resistentes a tierra plantean dificultades al fun­
cionamiento de las protecciones de distancia.
En un cortocircuito con contacto a tierra, la impedancia total de falta vista por los
relés de distancia
ZFL está constituida por.
siend
o:
Reactancia de la línea entre el punto de medida y el contacio a tierra
Resistencia entre los mismos puntos
Resistencia del contacto a tierra, que incluye
la resistencia del arco eléctrico y la
de puesta a tierra de
la torre (fig. 5.72)
Conduelor de rase
-----....
Re5islenc:ia de orco
Conduclor de tierra
--
Rtsistmeia línea -tierra
Fig.5. 72 Esquema de una torre A.T.
La resistencia de un arco de longitud constante varía inversamente a la corriente de
falta (R F - VARe/IF). Para una intensidad de falta constante, se incrementa, debido a
que
la longitud del arco -y, por consiguiente, VARe-aumenta con el tiempo. La resisten­
cia del arco sólo será relativamente importante respecto a la impedancia
ZFL cuando la
distancia entre los puntos de medida y cortocircuito sea muy corta.
En la tabla se indican algunos valores de resistencia de arco calculados con la fór­
mula de Warrington.

165. 310 Protecciones en las instalaciones eléctricas
¡z
1m
2m
1.000 A
1,8n
3,6 n
1 -corriente de falta
L -longitud del arco
10.000 A
0,07 n
0,14 n
A diferencia de lo anterior, los valores de resistencia entre
la línea y tierra pueden
alcanzar magnitudes considerables. Cuando
la línea tiene un conductor de tierra de alta
conductividad,
la resistencia de línea a tierra es sólo un pequeño porcentaje de la resis­
tencia de puesta a tierra de uno de los postes, debido a que
la corriente se reparte entre
varios de ellos. Este reparto de corriente hace que la reactancia del bucle de cortocir­
cuito sea ligeramente reducida.
Al igual que en la resistencia de arco, la resistencia a tie­
rra, en líneas de cierta longitud, es insignificante comparada con
la impedancia de la
sección protegida (fig. 5.73).
-
/ ~ ,.., / :'-.
----
h' b
l
-
-
/
'"
I
h
?
--
Conductor
de~
Conductor
d~lal.t...:J
---
Fig. 5.73 Unes A.T. con postes conectados a tierra y con conduclor de tierra.
En las líneas sin conductor de tierra, la resistencia entre línea y tierra es la resisten­
cia de puesta a tierra del poste afectado. Aunque se intente mantener valores bajos (de
alrededor de 5 ohmios y hasta un máximo de 20 ohmios), existen casos en áreas rocosas
en que
la resistencia de puesta a tierra del poste es superior a 100 ohmios.
Normalmente, las líneas A.T. incluyen cable de tierra (en ocasiones doble), por lo
que un contacto a tierra en una torre, por ejemplo,
por contorneo de la cadena de aisla­
dores, no presentará problema para los elementos de medida de los relés de distancia.
El
caso de falta a tierra más desfavorable será el contacto a tierra en el centro del vano. Este
tipo de falta suele ser producida por árboles, incendios forestales
y otros agentes exter­
nos (como grúas, etc.). En estos casos,
el valor de RF puede ser tal que impida la correcta
actuación de los relés de distancia.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 311
En general, toda falta en una línea está alimentada por ambos extremos (fig. 5.74) Y
en este caso
la resIstencIa de arco (R
F
) estará recorrida por la suma de las intensidades 1
e l. procedentes de ambos extremos del circuito AB. Por consiguiente: '
Borras B
lFLA l'Le
---
l. l.
r
", l'A .18
' ..
1
Fig.5.74 Falta resistente ahmentada por ambos extremos.
siendo Z .. la impedancia que «vería» el relé Z. de alimentarse la falta exclusivamente
po~eseexlremo. Esta impedancia aparente que ve el relé será función de la distribución
de. IntensIdades, las
~uales , a su vez, serán proporcionales a las potencias de cortocir­
CUIlO e~ las s~bestaclones A y B, Y el efecto será notable en aquellas líneas en que exista
gran dIferenCIa entre las potencias de cortocircuito de ambos extremos.
Consecuentemente, son de prever casos en que los relés de distancia serán incapa­
ces de detectar
y elImInar una falta a tierra de cierta resistencia.
. Para
det~tar estas «faltas resistentes» suele instalarse un relé de sobreintensidad
dIreCCIonal a tIempo Inverso, que controla la corriente de neutro en el circuito residual
de los
T/I de la línea y que está polarizado por la tensión homopolar, obtenida de un se­
cun
dano de los T /T en conexión «triángulo abierto». Normalmente, al ser la red ma­
llada, todo.s los relésse ajustan al mismo valor de arranque
y de úempo de operación.
La necesan~ selectIvIdad la establece el nivel de corriente, pues el relé de la línea en falta
se ve
recomdo por la corriente suma de todas las líneas que alimentan el cortocircuito
(fig. 5.75).
. Pa:a
el ajuste del tiempo de actuación, conviene recordar que cuando los relés de
dIstanCIa efectúen disparo monofásico, existirá circulación de corriente por
el neutro
d~rante ~llIempo estableCIdo para la conexión. Si, además, los transformadores de ten­
slon
est~n «I~do lín~3)>, también existe tensión homopolar durante el citado tiempo.
Para eVItar dIsparos Innecesarios, suele elegirse una curva de operación de tiempos lar­
gos, del orden de 2
+ 3 s para una corriente decinco veces la ajustada, que suele estar en­
tre 50
y 150 A.

166. 312 Protecciones en las instalaciones eléctricas
A, A
• .,
,..... ,.....
A, -- ---,.....
~
.,
,..... ,.....
A,
,..... ,.....
~
-
~----
Fig. 5.75 Selectividad por corriente.
5.3.9 Protección diferencial longitudinal
La protección diferencial longitudinal encuentra su máxima aplicación en las redes de
distribución malladas. Como protección de reserva a
la misma. se utiliza una protec­
ción de sobreintensidad.
Si se utiliza cable piloto como medio de enlace entre los extremos protegidos. las
posibilidades de aplicación de esta protección se limitan a longitudes no superiores a
los
25 km.
En la práctica esta limitación sólo se plantea en la red de transporte. ya que en las
redes de distribución malladas cada circuito protegido no alcanza tales longitudes. Para
solventar esta dificultad
se utilizan sistemas de protecciones diferenciales que compa­
ran los valores instantáneos de la intensidad. utilizando como medio de comunicación
canales de gran amplitud de banda.
Estos sistemas. que por su elevado coste sólo
se usan en las líneas de M.A.T .• se dis­
tinguen por su elevada sensibilidad. método de medida de forma segregada y posibili­
dad de aplicación en lineas multiterminal.
En función del método de transmisión utilizado se clasifican en:
a) Protección diferencial de modulación de frecuencia.
El valor instantáneo de la intensidad se transmite a cada extremo como una magnitud
analógica. por modulación de frecuencia de audio.
Los valores recibidos.
junto con el valor local. son procesados utilizando el mismo
criterio que en una protección diferencial común.
En la figura 5.76 se muestra el esquema de bloques para una línea de dos termi­
nales.
b) Protección diferencial digital.
En este sistema el valor instantáneo de la intensidad se transmite de forma digital por
medio de
un código binario. a una velocidad de 64 Kbps.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas
Barral A
~~~~~------==--+~
I
Filtro pa5Q·banda
Con\l.rlidor Inlltnsidad I 'IInlidn
1 Nod ... lodor
" OemoduladQr
5 Compensodor del retordo dlf lo transmisión
5 Olt'ector'" ruido
Clrcuilo diferenclol
Fig. 5.76 Relé diferencial por modul~ción de frecuencia.
Barros 8
313
El esquema de funcionamiento es similar al anterior. con la diferencia de que los
moduladores y demoduladores son sustituidos por convertidores del tipo analógico-<li­
gital y digital-analógico. respectivamente.
En la figura 5. 77 se muestra un esquema de protección,para una línea de tres termi­
nales.
Para simplificar
el funcionamiento. un extremo funciona como master y los res­
tantes como
slave. El master compara su información con la que recibe y en el caso de
falta interna da orden de teledisparo a todos los extremos.
5.3.
10 Protección de comparación de fases
Esta protección se aplica solamente. por su elevado coste. en las lineas de A.T.
Por otra parte. al ser una protección de tipo cerrado
-al igual que la protección dife­
rencial longitudinal-. precisa de una protección de apoyo o reserva.
Es práctica usual aplicar a las redes de transporte de un nivel de tensión mayor O
igual a 220 kV una protección de comparación de fase y una protección de distancia.
Con ello. además de
la complementariedad de ambas protecciones. se mejora la segu­
ridad.
5.3.
11 Protección de comparación direccional
La protección de comparación direccional se aplica. por sus características. a las líneas
de A.T. En particular. cabe destacar su utilización en líneas multiterminales. dada la
sencillez de las señales que hay que transmitir: permiso o bloqueo.

167. 314 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Borro," A
I F¡ Uro pa~ -bondo
2 Co" ... ,lIdo( O"Olo9i(o dlgllol
J Emisor Irotorll'lClcl6n
..
Rtceptof inforll'loción
S Emisor 1.I,di,paro
6 A,ceplor 1,I,di5poro
1 Compo'odo'
Fig. 5.77 Relé diferenci al digital multiterminal.
!onos I
Otra aplicación interesante de la protección de comparación direccional es su utili­
zación para detectar faltas resistentes.
En ocasiones se utiliza como unidad de apoyo de
las protecciones de distancia, compartiendo el mismo canal de teleprotección.
e •
,
•
~
I
f
1
u~ 1
I~
.....
11
~
e •
,
•
~
1
lu,
1
U
a 1
la
....
+
......
e •
,
•
I 1-
~
I
1
1 61
0
'Uo
"T"
1-
u
'
Fig. 5.78 Aplicación del teorema de superposición (a ,.. b + el.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 315
Dentro de la modalidad de comparación direccional, existe un tipo de protección
denominado
Iraveling waves (ondas viajeras), cuya principal ventaja es la posibilidad
de detectar una falta y su dirección en un tiempo de un milisegundo.
El procedimiento
consiste en controlar
la evolución del fenómeno de las ondas viajeras generadas por una
falta en
el sistema de potencia.
El principio de funcionamiento parte del hecho de que si ocurre una falta en el
punto Fx pueden calcularse las corrientes y tensiones en otros puntos (por ejemplo, A y
B) utilizando el teorema de superposición (lig. 5.78).
Y, a su vez:
U', - U, + 6 U,
r, = 1, + 6/,
U, -Tensión previa a la falta en el punto F
6 U, -( 6 U, )ss + ( 6 U, ) Ir
61, - ( 6/, ) ss + ( 6 1, ) Ir
ss g Naturaleza estable
Ir -Naturaleza transitoria
La protección utiliza 6/, e 6U,; es decir, los cambios de magnitud de los vectores
de tensión y corriente para detectar la aparición de un cortocircuito en
la red general.
Gracias a
la polaridad de los TI 11, la protección asigna un signo determinado a la
circulación del 6/, (lig. 5.79).
Sorro. A
-1 1:
lAIO
+
Ala It·) OIr,uI6", '(nlto
Ala (-) Dincción borra_
"a la
-
TlI
1
¡.'a
Borros •
, 1-
Fig. 5.79 Efecto d. la polaril:fad d. los TT 11.
Evidentemente, la dirección de 6/, depende del sentido que se aplique en F al ge­
nerador licticio que anula la tensión previa la falta Uf (lig. 5.80).
Del mismo modo, se deduce que:
-
Si Uf está en el semiperiodo positivo, el polo de la fuente licticia que se aplica al
punto F es el (-); por tanto:
6U, (-)

168. 316 Protecciones en las instalacIones eléctncas
• F •
I",
4~
~:+t.,.
A
'''1: ~ (F."
8
A .,.
B
o) U, en lo $."';ol'ulo positivo ti) U, e" la u~"' ¡o,.u'o f'lfgohwo
Fig. 5.80 Sentido de aplicación de U,.
-Si Ur está en el semiperiodo negativo, el polo de la fuente ficticia que se aplica al
punto F es el (+); por tanto:
C::,U. (+)
Entonces la protección dará disparo cuando C::,U e C::,ftengan signos contrarios
(fig. 5.81).
1
A (.,
1-
1
(+) 11 • (+)
1-
1+' •
~ -,
1
b) u', <o '0110 ¡n'torno
•
(+)
•
~ •
1 ~ ~~
•
(.) 8
1 ~ ¡,-:-
I I
1
1 -1
1
Ai
b
(
)
-c+ 6&10>0
6Ub>O
. _ -Uc -c+ -e 6Ua<.o
61b>O
6Ub<O
e) U~<O Folla •• Iuna d) U',) O '0110 ule,no
Fig. 5.8t Criterios de disparo.
De lo anterior se deduce que en el caso de una falta interna cada extremo recibe
unos
C::,fe C::,U de signo diferente. En el caso de falta externa, uno de los extremos reci­
be unos
C::,fe C::,U del mismo signo; ello puede utilizarse para bloquear la operación del
otro extremo,
donde C::,fe C::,U son de signo contrario (figs. 5.81 y 5.82).
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 317
•
F •
al Falta intefM
G
f • •
0
F I 1
lb) la t. Tiempo
F • •
b) Fal" exterM
Fig. 5.82 Propagación de las ondas viajeras.
Las Irave/ing ",al' es no se generan solamente por faltas eléctricas; también aparecen
en caso de
apertura de seccionadores, descarga de pararrayos, etc. En consecuencia, es
necesario que
el relé pueda discriminar entre cambios debidos a faltas y a otros moti­
vos. Para ello necesita unos ajustes
que posibiliten dos tipos de operación: dependiente
e independiente.
La operación independiente prescinde del canal de comunicación entre
ambos ex­
tremos, pero a causa de las variaciones de las condiciones de generación del sistema y
los errores propios del sistema
de medida, no es posible cubrir el 100 % de la linea de
forma selectiva.
Por tanto, esta operación se ajusta de tal modo que sólo se produzca para cortocir­
cuitos muy próximos al punto de medida.
La operación dependiente implica la
comunicación entre los dos extremos de la li­
nea.
El disparo de un extremo está condicionado a que durante un tiempo (Id) no reciba
señal de «bloqueo» desde el otro
extremo, ya que, en este caso, se trata de una falta ex­
terna al tramo protegido.
El tiempo (Id) debe cubrir el retardo del canal de comunicación (transmisor + re­
ceptor + I seguridad). El tiempo de tránsito no influye en el tiempo de operación si se
utilizan microondas o carrier a través
de la propia linea. La longitud de la línea no in­
fluirá en el retardo del canal ni
en el tiempo de operación.
También se dispone de un sistema para detectar las conexiones sobre defecto. Nó­
tese
que, con TI rr en el lado línea del interruptor, una conexión del mismo no supone
ninguna variación de tensión. Portanto, este tipo de faltas sólo puede detectarse en fun-

169. 318 Protecciones en las instalaciones eléctricas
ción del nivel
de corrientes antes y después de la maniobra de conexión. La operación
de este detector sólo se permite
durante un breve tiempo (O, 1 s) después de la maniobra
de conexión.
En
su diseño básico, este sistema de protección tiene un defecto. Si se produce una
falta externa,
el sistema de detección bloquea correctamente los relés de uno y otro ex­
tremo de la línea. En estas condiciones, si se produce
una falta interna, ésta no puede ser
eliminada a menos que,
por estar muy próxima a uno de los extremos, actúe el relé en el
modo independiente. Esto se debe a que una vez determinada la dirección de una falta,
y hasta que los detectores pasen al reposo,
se desprecia la información siguiente.
5.3.
12 Protección de discordancia de polos
En las lineas A.T., para poder realizar la reconexión y disparo monofásico se utilizan in­
terruptores automáticos con
mando independiente para cada fase. En ocasiones, du­
rante el proceso de maniobra, puede quedar alguna fase abierta, lo que conlleva un de­
sequilibrio
al sistema eléctrico, mediante la aparición de corrientes inversas y
homopolares. Conviene despejar esta situación para
evitar el funcionamiento de otras
prote
cciones que puedan afectar al sistema.
La protección de discordancia de polos consiste en controlar mediante contactos
auxiliares del interruptor la posición
de los contactos primarios; transcurrida una tem­
po
rización superior al tiempo establecido para la pausa de reconexión, se efectúa la des­
conexión trifásica del interruptor (
fig. 5.83).
Inl~rruplor
oulomOtic:o
R
1
~-----r
(~)
Disparo
s T
a) Contados dir~dos b) Coolados indirectos
Contactos auxiliares
Fig. 5. 83 Protecci ón de discordanCia de polos.
5.3. 13 Equipos de normalización del servicio
Las líneas aéreas, tanto en el nivel de distribución como en el de transporte, están some­
tidas en la mayoría
de los casos a cortocircuitos transitorios que permiten su recone­
xión.a la red pocos instantes después de haber sido desconectadas.
En los cables no cabe esta consideración, ya que la mayor parte de los disparos se
corresponde con averías.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 319
En base a lo anterior. es usual aplicar Equipos de Reconexión Automática para mc­
jorar la continuidad del Servicio (equipos ERAS). Evidentemente, por sus peculiarida­
de
s. conviene distinguir entre los equipos ERAS utilizados en la red de transporte y los
que se usan en
la red de distribución.
En las lineas de distribución es frecuente encontrar un equipo ERAS que incluya la
posibilidad de realizar. a elección, tres programas diferentes de reconexiones, a saber:
1. Una reconexión rápida (RR).
2. Una reconexión lenta (RL).
3. Dos reconexiones (RR + RL).
4. Reconexión fuera de servicio.
El ERAS se excita al recibirde los equiposde protección una señal de disparo. Una
vez desconectado
el interruptor, si ha desaparecido la señal de disparo y se dispone de
una tensión de referencia (en
el caso normal, tensión de barras), se inicia el conteo del
tiempo de espera para el reenganche
(si es rápido, RR -I s; si es lento, RL -30 s).
Transcurrido
el tiempo de espera, el ERAS ordena la reconexión del interruptor.
Según
el programa de reconexión elegido, se permitirá otro reenganche si se produce un
nuevo disparo inmediato, o bien
se mantendrá el equipo bloqueado durante un tiempo
de seguridad del orden de 30
+ 60 s, a partir del cual el equipo volverá a su estado
inicial.
El equipo ERAS también se.utiliza para otras funciones combinadas con los equi­
pos de protección.
Para evitar
la innecesaria fusión de fusibles que puedan existir en las derivaciones
de las líneas, es usual emplear
un relé instantáneo de neutro que dispara la cabecera de
la línea antes que se funda el fusible. Si el cortocircuito es transitorio, al reconectar el in­
terruptor
se mantendrá el servicio. En caso de falta permanente, se fundirá el fusible se­
lectivamente con
la protección de cabecera, para lo cual se habrá anulado previamente
la función de disparo instantáneo.
Cuando hay líneas en paralelo, puede interesar, según
el tipo de alimentación, que
el equipo ERAS supedite la reconexión a que existan condiciones mínimas de sincro­
nismo u otra condición específica que interese para esa red.
En el caso de un transformador A T /MT en serie con una línea M.T. y con interrup­
tor únicamente en A.T., interesará que
el ERAS actúe por disparo de las protecciones
consideradas de
la red M.T. (sobreintensidad de fases y neutro), bloqueándose por los
disparos de protecciones del transformador.
Puede afirmarse, en resumen, que
el equipo ERAS sirve para reponer el servicio
automáticamente, permitiendo
la introducción de condiciones en función de la red
considerada. En general, en las líneas radiales de distribución
lo más eficaz es utilizar
un programa de dos reconexiones (una rápida RR
y otra lenta RL) y evitar únicamente
la reconexión por
el disparo instantáneo de fases. Ello se justifica por la magnitud del
cortocircuito que corresponde
al ajuste de esta protección.
En la red de transporte interesa especialmente mantener la estabilidad del sistema;
por ello, la reconexión monofásica es la solución más utilizada. Ello no impide que en
extremos de red u otras aplicaciones concretas se utilice, aunque en menor medida. la
reconexión trifásica.

170. 320 Protecciones en las instalaciones eléctricas
L1
aarros A 80HOI 8
Fig. 5.84 Esquema de la red.
En la figura 5. 84 se presentan dos subsistemas de transporte unidos por dos líneas
L, y L,.
La potencia transportada de la instalación A a la B será:
U·U
P-~ 'senli
donde:
P - Potencia transferida de A a B
U
A
-Tensión equivalente en A
U. - Tensión equivalente en B
X
X -
Reactancia del sistema de transporte entre A y B
Ii - Angulo entre U A Y Ue
El sistema será estable mientras Ii < 90".
Si en la figura se supone que, en funcionamiento normal, Ii tiene un valor elevado,
al desconectarse trifásicamente una línea aumentará la reactancia del sistema y
el valor
de sen
Ii, con riesgo de pérdida de la estabilidad. Esta posibilidad queda más atenuada
con
el disparo monofásico y la posterior reconexión.
En la figura 5.85 se muestran los tipos de faltas, en diferentes niveles de tensión,
ocurridos en
el periodo 1974-1987 en la empresa eléctrica FECSA.
De ello se deduce la preponderancia de las faltas monofásicas, cuya significación
aumenta con
el nivel de tensión.
El tiempo necesario para la desionización del punto de la falta depende de varios
factores: humedad de aire, viento, tensión de
la red y duración de la falta. Este último
aspecto es el más importante,
por lo que normalmente no se permiten los reenganches
en
el caso de faltas eliminadas en tercer escalón por las protecciones de distancia.
En el caso de disparo en primer escalón en ambos extremos de la línea, el tiempo
mínimo de desionización se sitúa en 0,3
+ 0,5 s. Por ello, los tiempos de reconexión
usuales se sitúan entre 1
+ 1,5 s con el fin de dar margen a un disparo en primer escalón
en un extremo
y en segundo escalón en el otro. El sistema de disparo monofásico y pos­
terior reconexión es muy eficaz (fig. 5.86); su principal inconveniente es la complejidad
que introduce tanto
en las protecciones como en el equipo de reconexión.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas
IDO "l. '--'_"'--,....,.,.,,--r...,
1 S "l.
so '1.
2 S '1.
o
400 IN 220 kV 1I0kV
_ trlfósicos
mmIIIIII ailó,lcos
1::::::::.) MOftOfó'icas
Fig.5.85 Tipos de fallas en las redes 400. 220 Y 1 lO kV de FECSA 11974-19871.
(
100.
R:::.c:;' .... =.:::' .... =.:,:.:,o.'''''o::: .. '''.'-. )
RecoM'li ones il'lf.nlodas
too .,. ,---_______ -,
75 0'.
50 '1.
Z 5 "l.
o
400"" 220kV 110011
321
Fig. 5.86 Efectividad de la reconexión monolbica en la. rodes 400. 220 V 1 lO kV de FECSA
11974-1987}.
En el funcionamiento protección-reenganchador se introducen algunas condicio­
nes de seguridad como:
-Cuando se conecta una línea durante un periodo mínimo de 2
+ 5 s se bloquea el re­
enganche, y si aparece una falta el subsiguiente disparo será trifásico y definitivo.
-Después de un disparo monofásico, en
el momento del reenganche las protecciones
de distancia alargan su alcance al segundo escalón durante unos pocos segundos, con
el fin de acelerar el disparo si persiste la falta.
-Durante
la pausa del reenganche, después de un disparo monofásico, si aparece una
nueva falta monofásica en otra fase se produce
el disparo trifásico definitivo sin po_
sibilidad de reenganche. '

171. 322 Protecciones en las instalaciones eléctricas
La utilización del disparo y reenganche monofásico requiere una correcta coordi­
nación del conjunto protección-reenganchador-interruptor.
En la figura 5.87 se muestra el esquema de conjunto para una línea 400 kV, consti­
tuido por dos protecciones principales.
En una de ellas se dispone el selector de la fase
en falta integrado
en la protección, y en la otra segregado. El equipo de reconexión acos­
tumbra a ser único.
En estos casos, cada protección actúa sobre distinta bobina de disparo del interrup­
tor y
con alimentación independiente de la fuente auxiliar de corriente continua.
l'AOTEce_OH l' IPAOlEcelOH 1)
I·",,'«COOH" COM.A.A"OH 1
DE: ""SfS CON MUCLAOO
PAorEcelON
l Dlsporo O<
DIStANC'A
I I
SElECTOR MONOI"""'5ICO
DE DISPAROS
.
o ~
·
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. ~ ~ • 2 !! !!
!
o
I I
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EQUIPO DE AECOHElIOH g
~ ! .
·
05 ¡; 'ó 05 ;; '6
,
r.
i
L
.3
- AlAomcJtia_.
--Teltco .... 'ol
INTERRUPTOR AUTOMATICO
I
Fíg. 5.87 Esquema del sistema de protección y reenganche para una línea 400 kV.
5.3.14 Equipos de localización de averías
Son aquellos dispositivos que permiten identificar el punto de la línea o cable donde se
ha producido el cortocircuito.
En las líneas A.T. los equipos más utilizados se basan en el principio de las protec­
ciones de distancia. Cuando se produce un cortocircuito, facilitan la distancia en
km
desde el extremo de la línea hasta el lugar de la falta. Esta información puede ser trans­
mitida automáticamente al centro encargado del mantenimiento de
las líneas, lo cual
abarata y facilita
su labor. Hay otros procedimientos en desuso, de mayor coste, consis­
tentes en enviar una señal
de A.F. en el momento del cortocircuito, que se compara con
una magnitud tarada
en estado normal de la línea. Para ello se precisa un dispositivo fo­
tográfico, lo que hace el procedimiento poco práctico.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 323
En las líneas de distribución M.T. los equipos de localización son más sencillos,
dada
la necesidad de mantener dentro de unos límites razonables la relación coste-be­
neficio.
Los sistemas utilizados dan una indicación luminosa o acústica como resultado
del paso de corriente
de defecto por el lugar donde están ubicados. Estos detectores van
abrazados al conductor y funcionan por
la caída de tensión producida en la porción
abrazada del conductor o por la intensidad del campo magnético.
La indicación se
mantiene durante unas horas gracias a una batería incorporada
(fig. 5.88).
r Conduelo' de lo ,{"eo
~~
Fig.5.88 Detector óptico de paso de corriente de cortocircuito para líneas aéreas M.T.
Cuando se trata de localizar faltas a tierra, este sistema de detección tiene limitadas
sus posibilidades de detección a magnitudes de la intensidad superiores a la nominal de
carga del conductor. Para superar esta dificultad,
se emplea un sistema detector sensible
al campo magnético bajo los tres conductores. El campo es prácticamente nulo en con­
diciones de equilibrio.
El detector suele instalarse fijado al poste (fig. 5.89).
En algunas redes aéreas de distribución se están aplicando con excelentes resulta­
dos equipos sensibles al paso de
la corriente de cortocircuito con capacidad de corte li­
mitada. Dichos equipos, llamados también «cuentapasadas», consisten en un interrup­
tor (sin capacidad de corte para los cortocircuitos) que lleva incorporado un dispositivo
sensor
al paso de intensidades de falta, pudiendo regularse su funcionamiento por el
número de pasos de la corriente de falta. La combinación de los cuentapasadas con
el interruptor de cabecera, dotado de reconexión automática, permite su aplicación; la
apertura se efectuará durante la pausa del reenganche.
Una variante autónoma de esta solución la constituyen los llamados
rec/osers, que
se basan en un interruptor automático con equipo de protección y reenganchador auto­
mático.
Tanto
el rec/osercomo el cuentapasadas son alternativas de funcionamiento autó­
nomo en cualquier punto de
la red, dada su fácil instalación; en un futuro próximo, con

172. 324 Protecciones en las instalaciones eléctricas
• B e A B e
D,
o) Co,."iguroc:ión plono b) Cor¡'íguroción l,io"';uIO,
Lo di,'o,."io DZ depende de lo conriguroción de 101 conduclor"s
Fig. 5.89 Detector de falta a tierra por desequilibrio del campo magnético.
la necesaria evolución, podrán sustituir a los fusibles e intensificar el grado de automa­
tización de estas redes.
En las redes de A.T., la utilización de cables se limita, dado su elevado coste, a apli­
caciones específicas y con unas condiciones de trazado que facilitan la identificación de
una eventual avería.
En cambio, en las redes de distribución, particularmente las situadas en zonas ur­
banas, que son aquéllas en las que se utilizan en
mayor cantidad los cables, es necesario
disponer
de sistemas de aviso que faciliten al máximo una rápida localización de la
avería.
El método de localización más utilizado se basa en el principio de que, en la prác­
tica totalidad de las faltas producidas en los cables, existe un retorno de
la intensidad de
falta por
la pantalla metálica protectora.
Basándose en ese principio,
se instalan, a intervalos del cable, un transformador
toroidal que alimenta un relé de sobreintensidad
y un cargador de corriente continua.
En caso
de detección de una intensidad por la pantalla, lo cual significa que se ha produ­
cido una anomalía,
se emite una señal que puede ser local (luminosa) o a distancia (me­
diante un
equipo emisor).
En la figura 5.90 se representa esquemáticamente un sistema de localización de
averías basado en un procedimiento luminoso
combinado con el envío de una señal a
distancia. Ello permite, mediante
la utilización de un vehículo, efectuar las maniobras
necesarias para
el rápido aislamiento de la avería.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 325
o) flqultlnO parcia' del bucle M. T.
Fig. 5.90 Esquema de localización de un tramo averiado en un bucle de estaciones transforma·
doras.
5.4 Protecciones de barras
En las instalaciones eléctricas, los diversos elementos de un mismo nivel de tensión es­
tán unidos a lo que se denomina «barras colectoras». Ello permite, con ayuda de seccio­
nadores e interruptores, una mayor flexibilidad de
la explotación. Cada terminal dis-
Fig.5. 91
Barrell; A
-.,¡-.. -"-o.~:----- -] .. ,,.
"""""" d,
I,InlÓl borro.
SK'_O_._-B..J,....,.~~O~~~_____ S.ce
o
Interruptor outomotlco
'rolOI delen"on
o follo .~'erl'1O a ba'ras
!'"aUa en ba. roa que e.e/ge
f'l la descontción e" el 01'0
~ lI"emo ct.lltrmlnal
fi\. Fallo." borras .l1minable
\.::.,J pi)( la protección local
Esquema de la aparamenta de un terminal de Unea en una estación de doble barra. Identi­
ficación de tres cortocircuitos típicos.

173. 326 Protecciones en las instalaciones eléctricas
pone, por lo general, además del interruptor, de
un seccionador ,dado IíneID>, uno o dos
seccionadores «lado barras»
y, normalmente, un seccionador de puesta a tierra. Ade­
más, las barras permiten, en algunos casos, su
panición mediante seccionadores o inte­
rruptores automáticos
(fig. 5.91).
A efectos de protección,
se considera ,aalta en barras» la que se produce en la zona
comprendida entre los transformadores de intensidad de los distintos terminales que
confluyen a las barras colectoras (lig. 5.92).
" I
I
. _.-._._._. __ .~
[ [ .
I
BARRAS A
BARRAS 8
I
L._._._._
[ .
_._._.-.-1
Fig.5. 92 Falta en barras; zona comprendida entre los transformadores de intensidad de los dlver·
sos terminales.
Por tanto, los interruptores, los seccionadores lado barras y los propios transfor­
madores de medida
se consideran pane de las barras colectoras. Obsérvese en la figu­
ra 5.9 l que para la eliminación del conocircuito (2) se requiere también la desconexión
en el otro extremo del terminal afectado.
Las estadísticas de sistemas eléctricos muestran que las faltas en barras son poco
frecuentes -3 excepción de las instalaciones situadas en zonas con un alto grado de con·
taminación-. No obstante. los efectos de estas faltas sobre el sistema son más graves
que los debidos a faltas que ocurren
en lineas. generadores. etc.: ello se debe a varios fac­
tores.
-
Los sistemas eléctricos se diseñan siguiendo la regla «N-!»: es decir: la desconexión
de uno de los N elementos que
los componen no debe afectar a su funcionamiento
global. Este precepto
es de m uy dificil cumplimiento para las barras. ya que una ave·
ria en una barra supone
la pérdida del servicio de varios equipos.
-
En las redes M.A. T. yA. T. se dispone de una gran potencia de conocircuilO en las ba­
rras. Consiguientemente.
los desperfectos que pueden producirse en la aparamenta
pueden ser considerables.
-Toda falta en barras precisa
la desconexión rápida de todos los terminales que apor­
tan corriente a
la falta. Si no existe una protección local. o ésta falla en su operación.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 327
los disparos se producirían en los extremos remotos de los terminales. merced a la ac­
tuación de sus protecciones en funciones de «protección de
reservID> (fig. 5.93). Por
consiguiente,
el tiempo de eliminación de la falta puede ser considerado excesivo en
algunas aplicaciones. especialmente en las redes A.T. y
MA.T. en las que es muy im­
ponante mantener el sistema en condicibnes de máxima estabilidad. Hay ejemplos
de «apagones» recientes debidos a
la actuación incorrecta de una protección diferen­
cial de barras ante un conocircuito y a que
el sistema no fue estable ante una elimina­
ción de
la avería mediante las protecciones de los terminales lejanos .
c e
B
B
___ .J.._"-_~ A
0-"'---"'--E 0-"'-- -.... -E
a) ACluació" de lo~ ptot~cciones de reserva
b) Actuació" de lo prolección local
F'g. 593 Falta en barras. EliminaCIón por proteccIones de reserva al y por protección local b).
Existen diversas configuraciones de barras colectoras: barra simple, en anillo. sis­
tema de «interruptor y medio». etc. También existen características constructivas dife­
renciadoras: convencional exterior, convencional interior, capsulada, con aislamiento
SF •. etc.
En función de su importancia. determinada por el nivel de tensión. se aplican dife­
rentes métodos de protección. con mayor o menor grado de refinamiento. A continua­
ción
se exponen los más generalizados.
5.4.1 Protección de barras M.T.
a) Protección de sobreintensidad
Esta protección se aplica a subestaciones M. T. y consiste en llevar a un relé de sobrein­
tcnsidad
la corriente suma de todos los terminales de entrada a barras. El relé de so­
breintens
idad suele ser un relé a tiempo dependiente, con elementos de medida en fases
y neutro (fig. 5.94).
La protección actúa como protección principal para faltas en barras A.T., y como
protección de
reserva para faltas en barras y salidas M.T. Los elementos de disparo ins­
tantáneo
se ajustan por encima de la máxima / ", en M.T., de forma que sólo operarán
para conocircuitos en barras
y en el primario de los transformadores de la subestación.

174. 328 Protecciones en las instalaciones eléctricas
·If---lt----h----h----r----,
I )
-I--,_--.... --.... _~ Bonos 15kV
...,~'T'-T"" .... --'T' .... ,..."'T-Borros 11 kV
] ] ]
p'ol~tción d«
bofia. ZSIIV
Fig.5.94 Esquema de una subastación 25/1 1 kV con protección de sobreintensidad en barras.
b) Protección de cuba
En las subestaciones M.T. es frecuente la utilización de cabinas metálicas. Si cada grupo
de cabinas a uno y otro lado del interruptor de unión
de barras se aísla del suelo y de la
cabina del interruptor citado, es posible dotar a las barras de una protección fiable y
económica, similar a la protección de cuba de los transformadores. Para
un correcto
funcionamiento del sistema, es suficiente un aislamiento superior a
25 ohmios.
En las instalaciones blindadas, con aislamiento SF" también sería aplicable este
sistema de protección, pero en
la práctica no se utiliza debido al coste que supondría su­
perar los inconvenientes de aislamiento con respecto al suelo y otras partes metálicas.
El sistema de protección de cuba es selectivo para faltas en el interior de las cabinas
y no se
ve afectado por los fenómenos de saturación de los transformadores de intensi­
dad. Hay que precisar que esta protección no detecta las faltas polifásicas que no in­
cluyan
un contacto a tierra; no obstante, hay que tener en cuenta que es muy improba­
ble que ocurra este tipo de falta en tales instalaciones.
El principio de esta protección se muestra en la figura 5. 95. Cualquier falta a tierra
en las cabinas produciría
la actuación de alguna de las protecciones de cuba CI, CU o
O, según cual sea el grupo de cabinas donde se ha producido la falta. Cuando actúa la
protección, se produce la desconexión de los interruptores del sector correspondiente y
del interruptor de unión barras. Cuando la falta a tierra
se produce en la cabina del pro­
pio interruptor de unión barras, es necesario desconectar éste y los del sector de cabinas
que quedan alimentando
la falta. La discriminación se consigue mediante los detecto-
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 329
res DI y D2, instalados en las entradas alimentadoras. Una vez abierto el interruptor de
unión barras, sólo
se mantendrá activado uno de los detectores, DIo D2; así se determi­
nan los interruptores que hay que desconectar. Una ligera temporización permitirá que
vuelva a reposo el detector Dio D2 que no quede alimentando la falta.
!Nelo,1
j-
I
I
I
I
I
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"".m',.,o
Unión BorrOI
-T-----~-- --~--T-
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BARRAS I
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_..J ___ L __ _
Cortocircuito
Cortocircuito
Corlocl,t\.ólo
Cortocircuito
C',CU~Cl
O'. Cl
o l 5; 1.1"11'10 "t l StetOfu; elt proltcción el, tu y el
Orbe d"coneclo,., tI int.'fupl.;w U8, lodo. 101 dtl Sector I
Otb. desconecto ••• tllnl'''uplof ue y lodol 10$ dt' 5111::10' 1
Idt"'·0
Idt",. <D
P,oltCClón dt cuba tn codo 9'UPO d. coblno.
~
~-¡--r---- DI.poro SlIcto, I
DI~poro u.a.
0-1----u-
Flg.5.95 Protección de cuba para barras de cabinas metálicas.

175. 330 Protecciones en las instalaciones eléctricas
c) Protección diferencial
En subestaciones de media tensión las barras pueden protegerse por el simple método
de
sumar las corrientes de todos los terminales, utilizando transformadores auxiliares
de intensidad cuando sea necesario, a
fin de igualar las diferentes relaciones de transfor­
mación de los transformadores de intensidad principales.
El relé diferencial suele ser un
relé de sobreintensidad a tiempo dependiente, con elementos de medida en
fases y neu­
tro
(fig. 5.96).
10001 S
a.t.RRAS
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1" ~I
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1· 10
1, 7,0
'00 /5
Fig.5.96 Protección diferencial para barras M.T. con ele mento de medida de intensidad de tiempo
dependiente.
El ajuste de los relés en esta protección deberá ser tal que, con la máxima corriente dife­
rencial que pueda aparecer en caso de falta externa debida a errores de los transforma­
dores de intensidad,
el tiempo de operación sea superior al tiempo de eliminación de la
falta por las protecciones propias del terminal afectado.
La figura 5.97 muestra un sistema de protección diferencial semejante al del caso
anterior, con
la introducción de elementos de frenado, lo que permite ajustar el relé di­
ferencial con mayor sensibilidad.
La aplicación de este sistema está limitada por la
forma de explotación de la instalación. Para ello se suman -por un lado-todas las co­
rrientes «entrantes», que
se comparan con la suma de todas las corrientes <<Salientes».
Con
la adecuada relación de espiras puede conseguirse una pendiente dada, siendo sufi­
ciente un
valor del 15 + 25 'lb.
Los sistemas de protección descritos producirán un disparo de
todos los interrup­
tores
al detectar una falta en barras. Siempre que existan interruptores de unión ba­
rras deberá intentarse que las desconexiones sólo afecten al
mínimo de interrupto-
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 331
r-i Oiscrims.
LO;
scrims,.J
IL ., ,
~ ~!;cirroa ~
BARRAS Fr."Qdo
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No
Op~rQción
ti
l' ,
Disparo
Fig.5.97 Protección diferencial con frenado. para barras M.T.
res. Esto puede conseguirse en forma similar a la descrita para la protección de
cuba.
En este caso, se instalan elementos discriminadores, en fases y neutro, en los ter­
minales de cornente «entrante».
Al actuar el relé diferencial, se da orden de descone­
xión inmediata
al interruptor de unión barras; tras una temporización de 0,2 + 0,3 s, se
desconecta e l Interruptor que mantenga la falta, es decir, el que tenga activado alguno
de sus discriminadores.
Los discriminadores suelen ser relés instantáneos de máxima intensidad
(fig. 5.98).
r:---;:l
I Prol.Od'1
4' --+--."4::~---------- Disparo inl@rruplor
V Unión barros
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DiKrimrnodore~ TermiftOl A
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0.25 S
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Fig. 5.98 Selección de disparos en un sistema de protección diferencial de barras M. T.

176. 332 Protecciones en las instalaciones eléctricas
5.4.2 Protecci0n de barras A.T.
al Protecciones de sobretensión y subtensión
Generalmente, las protecciones de sobre y subtensión se conectan sobre los transforma­
dores de tensión de
los equipos que se desea proteger, pero en los casos en que sola­
mente
se disponga de transformadores de tensión en barras, tales protecciones irán co­
nectadas sobre éstos.
En panicular, las protecciones de subtensión se utilizan, en caso de «cero» de ten­
sión, para desconectar las lineas y evitar de este
modo que en la subsiguiente reposición
del servicio
se energicen simultáneamente varias lineas al conectar la primera; de este
modo disminuyen los riesgos de sobretensiones en la red.
En los montajes de protecciones de sobretensión y subtensión con los transforma­
dores de medida en barras, deben tomarse precauciones adicionales para evitar dispa­
ros incorrectos. que serían equivalentes a los que ocasionaría una falta en barras. Para la
desconexión por subtensión, es conveniente utilizar tres detectores de mínima tensión.
uno por
fase. alimentados de circuitos protegidos por interruptores magnetotérmicos
unipolares;
es necesaria la actuación de los tres detectores para ordenar el disparo. Con
ello
se evita que la falsa actuación de un detector o una avería en un circuito secundario
produzcan disparos incorrectos.
La temporización usual es del orden de 5 .. lOs y el
ajuste de los detectores. del 40
.. 60 % Un.
Para
la protección de sobretensión, el ajuste vendrá dado por la tensión máxima de
servicio que permitan los diversos equipos, en especial los transformadores de po­
tencia.
El tiempo de operación es asimismo del orden de 5 .. 10 s. En el caso de sistemas
con elementos limitadores de defectos a tierra, se evitará instalar detectores de tensión
fase a tierra, dado que una falta monofásica a
tierra ocasiona una sobretensión en las fa­
ses sanas mientras dure la falta. En caso de no ser posible la conexión entre fases, sería
necesario instalar tres detectores con los contactos
de disparo en serie.
b) Protecciones en el interruptor de acoplamiento
Cuando. en una barra múltiple, no se disponga de protección diferencial, la falta en ba­
rras
ha de ser eliminada por las protecciones remotas, en función de reserva. Si el inte­
rruptor de unión barras está cerrado, se dispararán los terminales correspondientes a
la
barra sana. En consecuencia, se presentan dos inconvenientes: tiempo largo de elimina­
ción de
la falta y desconexión innecesaria de terminales. El segundo inconveniente
puede evitarse instalando alguna protección en
el interruptor de unión barras que evite
el
«cero» en la barra sin defecto.
Esto podría conseguirse con una protección de sobreintensidad, pero esta solución
se utiliza pocas veces debido a que
la corriente que puede atravesar el interruptor de­
pende no sólo de
la falta, sino también de la configuración de la red en ese momento. La
solución óptima se muestra en la figura 5.99 y consiste en instalar a un lado del inte­
rruptor de acoplamiento un relé de mínima impedancia, no direccional, de un solo es­
calón de medida.
El ajuste del escalón de medida, para evitar disparos innecesarios, ha de ser mayor
que
el mayor de los primeros escalones de las diversas protecciones de distancia, y de-
Recomendaciones para
la protección de insta laciones eléctricas 333
8ARRAS-----1--------t---~--_í~1_--~==----_1----_+--
Fig. 5.99 Protección de mrnima impedancia -no direccional-en el interruptor de acoplamiento
para aislar la barra «sana.,
berá esta~ temporizado a un valor inferior al de los segundos escalones de las proteccio­
nes de
dls~ancla de los extremos de las líneas que confluyen en la estación.
E~te sistema d~ protección está desapareciendo paulatinamente, a causa de la ins­
talaclOn de protecciones diferenciales, más modernas.
,
c) Protección diferencial
En la introducci~n a este capítulo se han comentado las peculiaridades que presenta,
paraIa ~xplotaclOn de la red, una falta en barras de una instalación M.A.T. o A.T. Por
conSigUiente, para la protección de barras de estos niveles de tensión se utilizan diseños
de
clena complejidad (alta impedancia, transductores lineales, estabilización), que ya
han Sido descntos en el capítulo 4, de forma que respondan, al menos, a las siguientes
eXigencias:
-
Tiempo de respuesta menor de 10 ms.
-Establ.e para cualquier nivel de falta fuera de
la zona protegida.
-
SeleclI~ldad de disparos en el caso de más de un juego de barras.
-POSibilidad de adaptar T
1I de relaciones de transformación y características dis-
tlOtas.
-Posibilidad de ampliación en función de
la evolución de la instalación protegida.
-POSibilidad de ser ensayada manual o automáticamente.
-Dispositivo de alarma y bloqueo para
el caso de apenura de un circuito de intensidad
y otras anomalías.
c 1) Protección diferencial para barras Con seccionamiento longitudinal
Cuando se trata. ~e la protección de una barra Con secciona miento longitudinal, sin in­
terruptor de uOlon barras,
I~ normal es tratarla como una sola barra, independiente­
mente de que las barras esten o no separadas por seccionadores.
Si fuera necesario.

177. 334 Protecciones en las instalaciones eléctricas
oOl.J .... ".s
Co"och,,,". (!) Atlw _ Prol. Dil. 8' Su . ., 1
c..lodoclfll. 0 iIootlu. 'o P.". 011. n' S«I •• I
C."'od"uiro <D "dúo ,. P .... Dil. MI SKIof J
Fig. 5.100 Protección diferencial para barras con secciona miento longitudinal. sin interruptor de
acoplamiento.
siempre sería posible, utilizando los contactos auxiliares de los seccionadores, desglo­
sar
en dos la protección diferencial (fig. 5.100).
En el caso de barras con seccionamiento longit udinal e interruptor de unión barras,
interesa disponer de dos protecciones diferenciales, una para cada sector. Cada protec­
ción actúa sobre los interrupto
res de su sector y, además, sobre el interruptor de unión
barras.
Es interesante disponer de dos juegos de transformadores de intensidad a uno y
otro lado del interruptor de unión barras; esto permite «cruzam las protecciones dife­
renciales, como muestra
la figura 5. 101.
No siempre se dispone de dos juegos de transformadores de intensidad en el inte­
rruptor de unión barras;
lo normal es un solo juego con dos secundarios, tal como se
muestra en la figura 5.102.
Cuando
se produzca una falta entre el interruptor de unión barras y sus transfor­
madores de intensidad se plantea una dificultad.
En efecto, la falta es detectada por la
protección diferencial del sector «sano». Aunque esta protección actúe, las desconexio­
nes que produzca no van a eliminar
la falta, que quedaría alimentada por los terminales
del
OIro sector, con su protección diferencial equilibrada. En estas circunstancias, la
falta en barras exige la desconexión de los terminales conectados al primer sector, en los
extremos remotos, resultando un «cero» total en la instalación, con un tiempo de elimi­
nación de la falta excesivamente largo.
Conviene señalar que, en caso necesario,
se pueden encontrar soluciones para re­
solver satisfactoriamente estos casos particulares; no obstante, antes de su aplicación
práctica deberá tenerse muy presente
el riesgo de ocurrencia frente a la mayor compleji­
dad de
la solución.
Recomendacion
es para la protección de instalaciones eléctricas
335
011. I """"S
OU, l
l_ cublt.'. P'otndo,. oilul!'nclol Stdo. I
• I
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,0'011. Oil •.
C.'lodfCUltO Q .CIYoII ombo,
P'otl. 01111.
Fig.5.101 Protección diferencial para barras con seccionamiento longitudinal e interruptor unión
barras con T
1I cruzados.
Di' 1
Cortocl,culto
Corlod,cuilo
u .•
o .Cl";o lo ~fOI. DU. d.1 S.clor 1
<D "cldo lo "01. Dil d~1 S~clo, J
6) "eI,,;o lo "01. Dlt. d~1 Stelor J
oil. J
Fig. 5, 102 Protección diferencial PiJra barr(ts con secciona miento longitudinal e interruptor unión
barras
con un solo juego de T 11.

178. 336 Protecciones en las instalaciones eléctricas
c2) Protección diferencial para barras múltiples
En aquellas instalaciones en que todo terminal puede ser conectado indistintamente a
varios juegos de barras,
se precisa instalar una protección diferencial para cada uno de
ellos, con
el fin de disponer de una protección selectiva que solamente desconecte la ba­
rra con falta. Para ello, las protecciones diferenciales deben disponer en todo momento
de información sobre la posición de los seccionadores, de forma que las intensidades
que se comparen y las órdenes de disparo emitidas afecten solamente a los terminales
conectados a
la barra que protegen. Esto se realiza por medio de relés biestables contro­
lados
por los contactos auxiliares de los seccionadores de barras. De esta forma, las in­
tensidades secundarias son conducidas por los contactos de los relés a
la protección
adecuada. Por otra parte, en caso de actuación de una protección diferencial, la orden
de disparo también es dirigida a los interruptores en función de la posición de estos re­
lés biestables (fig. 5.103).
1 I •• ,. I P,al. 011.
alntoblr
Barro 2
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80rro 1
Fig. 5. 103 Esquema de selección de la intensidad y disparos en una protección diferencial para do­
ble barra.
U n fallo de los relés biestables podría dar posición «abiertO). en los dos seccionado­
res a pesar de estar conectado uno de ellos y circular corriente
por los transformadores
de intensidad. Esta anomalía es importante,
ya que quedarían transformadores de in­
tensidad a circuito abierto, con
el riesgo de sobretensiones elevadas y posible avería.
Para evitar este problema, según muestra
el esquema de la figura 5.103, se pone en cor­
tocircuito
el circuito de intensidad a través de los contactos de reposo de los dos relés
biestables.
La situación descrita anteriormente, así como la presencia simultánea de las señales
de seccionador abierto y cerrado, o la ausencia de ambas
porun tiempo superior al de ma­
niobra del seccionador, son anomalías que algunos diseños son capaces
de detectar. En
estos casos, la protección se bloquea, generando la correspondiente señalización.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 337
Cuando en una subestación se realizan maniobras en las que se cierran simultánea­
mente dos seccionadores de barras de un mismo terminal. las barras quedan interco­
nectadas a través de seccionadores.lo cual es equivalente a tener una barra única.
En es­
tos casos. es práctica común que todos los terminales se conmuten sobre una única
protección diferencial,
la cual, en caso de detectar una falta. ordenará el disparo de to­
dos los terminales conectados a las barras interconectadas.
Otra seguridad adicional que incluyen las protecciones diferenciales modernas
es
un elemento de medida adicional, que condiciona la actuación de la protección. El más
com
ún y económico consiste en un segundo elemento de medida en serie con el diferen­
cial. pero con un ajuste inferior en intensidad y temporizado varios segundos.
Si actúa
este elemento de supervisión y no
lo hace el de medida, ello implica quc existe una co­
rriente diferencial originada por una apertura o rotura en los circuitos secundarios de
intensidad. y la protección
se bloquea. Una solución alternativa. más cara y más segura.
pero que disminuye la obediencia del sistema, consiste. para
el caso de varias barras, en
disponer de una protección diferencial conjunta. En este caso, sólo se ordena el disparo
cuando actua la protección de la propia barra en defecto y la protección conjunta. Con
este sistema
se elimina la posibilidad de disparos incorrectos por error en la selección de
las intensidades .
d) Protección de Jallo de interruptor
Su misión consiste en detectar que la orden emitida por cualquier tipo de protección
principal no es obedecida por
el interruptor correspondiente debido a:
-Avería mecánica del interruptor (agarrotamiento).
-Avería en
la bobina de disparo.
-Avería en los circuitos de disparo.
[ [
-BARRAS ---+-----+------f;-;;;¡... - - -
U.B.
1"0110
Flg.5.104 Falta externa con fallo a la apertura del interruptor. Equivale a una falta en barras.

179. 338 Protecciones en las instalaciones eléctricas
La figura 5.104 muestra una falta en un terminal de salida de una subestación. Se
comprende que si el interruptor no obedece la orden de desconexión recibida de las pro­
tecciones, la falta equivale a una falta en barras, exigiendo
la desconexión en los extre­
mos remotos de todos los terminales que confluyen al juego de barras al que el terminal
en falta está conectado. Esto último no será preciso
si se consigue el disparo local de los
interruptores necesarios.
Existen diversas posibilidades de detectar el fallo a la desconexión
de un interrup­
tor que dependen del grado de perfeccionamiento que se pretenda. Van desde un relé de
tiempo, conectado en el circuito de disparo, que actúe en un tiempo superior al de eli­
minación
de la falta de cualquier protección principal (tiempo del interruptor in­
cluido), hasta sistemas que requieren un control de sobreintensidad, etc.
Para
el ajuste de este tipo de protección se requiere conocer el ciclo de tiempos nor­
males de actuación del conjunto protección-interruptor.
Tiempode
octuación
Pral. priro,ipol
Duración (nor,"ol)
d~ la orden de di5poro
Tiempo de
apertura
¡''IIe rr valor
Tiempo dt'
rt'oolición
d. lo
Pral. principal
""o'gen d.
uguridod
Tiempo d.
actuad ón
de lo.
interruptor ••
Tiempo 10101 e¡i minociónoYftrio
Inicio de lo '0110
Inicio de lo función de detección
de 10110 de inlltrrUplOr
o.lección de 10110
de interruptor
Fallo eliminada
La protección de fallo de interruptor se excita a partir de la detección de una orden
de disparo y tras una temporización -que se considera suficiente para que el interruptor
abra-produce el disparo del resto de interruptores conectados al mismo juego de ba­
rras, incluyendo naturalmente los interruptores de unión barras.
El tiempo total de eli­
minación
de la falta habrá de ser inferior al tiempo de disparo de las protecciones en los
extremos remotos.
Un valor práctico para evitar la actuación de los segundos escalones de los relés de
distancia es 0,25 s.
La fiabilidad de esta protección mejora sensiblemente cuando se incluye un con­
trol de paso
de corriente. Para ello se emplean relés de máxima intensidad, conectados a
las corrientes de fase, con sus contactos en paralelo y ajustados ligeramente
por encima
de la corriente nominal
de servicio de cada terminal. Al relé de fallo de interruptor sólo
deberán llevarse órdenes de disparo de protecciones principales.
Por ejemplo, no se le
entregará la orden de disparo por detección de discordancia de polos de un interruptor,
etc. (fig. 5.105).
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 339
r-----------------------,
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o;.paro protección
princ;ipal
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Actuación '0110
inl.r,upl~t
L _____________________ J
Fig. 5.105 Relé detector de fallo de un interruptor condicionado al paso de corriente.
En instalaciones de doble barra, también la protección de fallo de interruptor efec­
túa
el disparo de los interruptores a través de relés biestables que indican a Qué barra
está conectado
el terminal. Cuando la protección diferencial de barras ya dispone de
esta información,
se utilizan los mismos circuitos de disparo, y el relé de fallo de inte­
rruptor
se limita a entregar su señal de actuación a la protección diferencial.
5.5 Protecciones de baterías de condensadores
La necesidad de compensar las líneas e instalaciones mediante condensadores serie y
derivación aparece de forma creciente a causa de
la extensión de las redes y la separa­
ción de los centros de generación y consumo, así como por la mayor utilización de car­
gas reactivas (motores. etc.).
Por razones económicas
la evolución tecnológica ha desplazado los compensado­
res síncronos y hoy día
el uso de las baterias de condensadores está muy extendido. Por
otra parte,
la instalación de reactancias shunt (particularmente en la red de transporte)
constituye
el complemento de las baterías de condensadores para sustituir con plenitud
las funciones de los compensadores síncronos.
Las baterias en derivación se utilizan mayoritariamente en instalaciones M.T. y
b.
l. para minimizar las oscilaciones de tensión que resultan de las variaciones de carga y
para reducir las pérdidas,
al suministrar la energía reactiva en los puntos próximos al
consumo.
La aplicación de las baterías serie se produce en su mayor parte en las líneas de
transporte de longitudes superiores a los
200 km. En algún caso muy particular, se utili­
zan en líneas M.T.

180. 340 Protecciones en las instalaciones eléctricas
La compensación mediante condensadores serie tiene su justificación en el
aumento de la capacidad de ¡ransporte de las líneas y los márgenes de estabiliúaú de la
red, yen la reducción de las pérdidas, al mejorar la distribución de carga en las líneas pa­
ralelas.
5.5. 1 Fenómenos de conexión y desconexión en las baterías
de condensadores
Al maniobrar una batería de condensadores aparece en la red un régimen transitorio
que
se puede separar en dos fenómenos disúntos. El primero se produce por el hecho
de que
la carga del condensador no puede variar instantáneamente, en el momento pre­
ciso de
la conexión; la tensión de la red toma bruscamente el valor de la tensión inicial
del condensador
y, en consecu.encia, recibe un choque. Tras este choque inicial, el con­
densador
se carga de acuerdo con una ley que viene determinada por la inductancia y la
resistencia de la red, régimen generalmente sinusoidal y amortiguado.
En muchas ocasiones se han detectado incidentes de la red (deterioro de bornes,
perforación de transformadores) imputables a las ondas de frente escarpado provoca­
das por maniobras
de condensadores.
Por otra parte, por razones diversas, es necesario fraccionaren escalones las gran­
des baterías de condensadores. Estos escalones
se conectan en función de las necesida­
des de potencia reactiva
de la red.
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Fig. 5.106 Interruptor con resistencia de inserción para baterías de condensadores.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 341
Cuando se dispone de varios escalones conectados y se conecta otro, es posible que
se presenten corrientes muy elevadas entre ellos, las cuales pueden deteriorar los inte­
rruptores de maniobra.
Si bien para la conexión de una batería de condensadores no fraccionada no se pre­
cisa imperativamente un interruptor de gran velocidad de cierre, en el caso de una bate­
ría constituida por escalones la velocidad de conexión debe ser suficientemente elevada
para limitar
el número de precebados.
En las baterías con varios escalones, la impedancia de las conexiones entre ellos es
pequeña,
lo que requiere aumentarla artificialmente con el fin de limitar las sobreinten­
sidades de conexión a valores compatibles con
el poder de cierre de los interruptores.
Para ello se utilizan inductancias serie, de choque, de algunas decenas de micro­
henrys. En algunas ocasiones
se utilizan resistencias que se intercalan durante el pro­
ceso de conexión (figs. 5.
106 y 5.107).
Los interruptores para baterías de condensadores deben tener, a
la apertura, una
elevada velocidad de restablecimiento de
la rigidez dieléctrica, para poder efectuar des­
conexiones correctas sin recebados o reencendidos.
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Fig.5.107 Beterra de condensador,s derivación con cuatro escalones. conexión doble estrella,
con inductencias de choque en serie.

181. 342 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Hay que insistir en este último aspecto, habida cuenta
de que los reencendidos en
la desconexión se acompañan de ondas de tensión de frente escarpado con amplitudes
elevadas, en panicular cuando se produce
la desconexión de una batería no fraccionada
y también durante
la desconexión del último escalón de una bateria fraccionada.
En la figura 5.106 se muestra el esquema de funcionamiento de un interruptor con
resistencia de inserción.
En la figura 5.107 se muestra una instalación con inductancias en serie para amor­
tiguar
el fenómeno de conexión.
En las figuras 5.108 y 5. 109 se muestran los registros de las tensiones e intensidades
de conexión
y desconexión de una batería de condensadores, utilizando un interruptor
con resistencia de inserción.
Las baterías de condensadores en derivación se conectan de dos formas:
en trián­
gulo y en estrella.
En el caso de conexión en estrella, el punto neutro se aísla de tierra con el fin de evi­
tar
la circulación de corrientes armónicas homopolares en los condensadores de las re­
des con neutro a tierra y en las redes con neutro aislado, para no aumentar
la capacidad
a tierra de la red.
5.5.2
Protección de baterías de condensadores derivación
Las protecciones empleadas en instalaciones de baterías de condensadores dependen
de
la potencia de las mismas y de su conexionado.
Las protecciones más comunes son:
a) Protección de sobreintensidad
Su misión consiste en desconectar el interruptor cuando se produce un conocircuito
entre fases o a tierra
en la batería.
Generalmente, dicha protección no es sensible a las averías internas de los elemen­
tos que componen
la batería.
Se acostumbra a instalar dos relés de fase y un relé de neutro a tiempo inverso o in­
dependiente, con elemento instantáneo en los
relés de fases.
Para evitar
el disparo de los elementos instantáneos de fases en los instantes de la
conexión, debido a la corriente inicial, basta retardar la actuación de estos elementos en
O, I .. 0,3 s; o bien ajustarlos por encima de la máxima corriente de conexión; o dispo­
ner de
un filtro de armónicos.
El relé de neutro puede ser ajustado a valores bajos de intensidad de arranque y
curva característica de actuación, ya que sólo puede aparecer corriente de neutro en el
supuesto de falta a tierra en la propia batería.
Si la red a la que se asocia la batería está aislada (sin neutro a tierra), no es necesario
instalar relé de neutro.
Cuando la batería
se compone de varios escalones, cada uno de ellos incorporará
su propia protección de sobreintensidad.
La protección de sobreintensidad del interruptor principal habrá de ser selec¡iva
con las de los escalones.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 343
J)/\/VV
, T
N
Fig. 5. 108 Registro de. ',as tansían, es e intensidades durante la conexión de una balerra de 4.000
kVAr 8 25 kV, utilIzando un Interruptor con resistencia de inserción de 250 Mase.
'.
, T
flg. 5.109 Registro de las tensiones e intensidades durante la desconexión de una bater(a de
4.000 kVAr a 25 kV, utilizando un interruptor con resistencia de inserción de 250 Mase.

182. 344 Protecciones en las instalaciones eléctricas
b) Protección de sobre y subtensión
Las baterías de condensadores son instalaciones muy sensibles a la tensión yaltiempo
máximo permisible de las sobretensiones (fig. 5.110).
En el caso de un «cero» de tensión, es necesario desconectar las baterías para poder
controlar debidamente
la conexión posterior y los problemas que de eUo se derivan.
Se acostumbra a instalar dos relés de tensión a tiempo independiente. Esta protec­
ción también puede conseguirse utilizando
el criterio de intensidad, ya que la intensi­
dad absorbida por
la batería es función de la tensión aplicada.
•
1.000
••
••
•
•
, ..
•• ,.
,.
•
I
,
•
'.
,
'.'
,
-
'.'
110*" "1t,_~""_"'1t
,
u. 0.0 I
· l.' u. 0.0 , •
I u. o ••
·
1,1 , u. ,
•
'.'
u. os
· , .. u. '0 · ,. I u. ..0 •
1.1 S UN UOO
·
~
--
1,'
Fig. 5.1 lO Característica de sobre tensión en función del tiempo que puede soponar una batería
(CEI 70 1967).
El relé o relés utilizados deben tener un elevado valor de reposición, del orden del
95 %. para evitar que queden arrancados después de la corriente inicial de conexión de
la batería. Por otro lado,
la corriente de arranque del relé ha de coincidir, con la debida
exactitud, con
la corriente absorbida por la batería a la máxima tensión admisible en ré­
gimen permanente (normalmente
110 + 115 % Un). Todo eUo obliga, en ocasiones, a
reajustar
el relé en el momento de la puesta en servicio, en orden a conseguir la necesa­
ria exactitud.
Para efectuar
la función de subtensión, es suficiente un relé monofásico de mínima
intensidad ajustado
al40 + 60 %de la corriente nominal de la batería, con una tempori-
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 345
zación de unos 5 + lOs. Para que este relé monofásico no impida la conexión de la bate­
ría, su circuito de disparo
ha de estar intervenido por algún contacto auxiliar del inte­
rruptor.
La utilización de la protección de sobreintensidad como protección de sobre y sub­
tensión tiene la ventaja de evitar la instalación de transformadores de tensión, además
de simplificar y abaratar
el conjunto de la protección.
c) Protección de desequilibrio
Cuando se produce la avería de algún elemento de los que componen la batería de
condensadores, esta anomalía supone una modificación de la impedancia de alguna
de las fases
y, por consiguiente, la aparición de desequilibrios en las intensidades y
tensiones.
Las protecciones de desequilibrio
se basan en la medida de las corrientes o tensio­
nes diferenciales que
se detectan entre puntos prácticamente equipotenciales. Se utili­
zan relés a tiempo inverso o independiente.
En los casos en que cada elemento condensador esté protegido por fusibles y la ave­
ría de uno o más de
eUos no produzca una sobretensión excesiva para el resto de la bate­
ría, se instalan protecciones con dos niveles de actuación.
El primer nivel señaliza la
existencia de un elemento averiado y, cuando se supera
el umbral de desequilibrio lí­
mite para el resto de la batería, actúa el segundo escalón, que es el que finalmente or­
dena
el disparo.
I
I LJ.. -;,--VI 'n' .. ,"".,
""""-+--+---<-0-
r.l.
,--r--'
.1. .1.
..,.-°T"
L __ .L. __ _
'--I\......
L-~-J __ ~ ______ ~
:=
T.T. LI ____ ~ __ ___l
.¡..
IIARRA S
o p,otucici,. dlt I.obr,in'tnl.idod
@ Ptoluciá" d, M\ltquilibrio(lrlO"!l-obill'rto)
@ Proltuió" dlt dtl~u illbfio ("!tUllO)
o P,olfoCciól'l Ioob'lft",.,ió"
o P,oltceió,.. I.ubltnlió"
Fig. 5.111 Esquema tipo de protección para baterras de condensadores en conexión simple
estrella.

183. 346 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En función de la disposición de los elementos que componen la batería, la protec­
ción de desequilibrio tendrá
el esquema que seguidamente se describe.
-Conexión simple estrella
La detección del desequilibrio se realiza mediante un transformador de tensión co­
nectado entre
el neutro de la batería y tierra. Si se dispone de transformadores de ten­
sión,
se puede detectar el desequilibrio utilizando un devanado en conexión trián­
gulo abierto (lig.
5.111).
-Conexión doble estrella
-
La detección del desequilibrio se realiza mediante la medida de la intensidad que cir­
cula entre los neutros de las estrellas, originada por
la variación de la impedancia de
una de las ramas (lig.
5.112).
.,ARRA$
I
-e __ '(II"I~rruPt or
-0-
-0-
T.I.
11f----/ '--
~ .(i)..-.
t
~
(0 p,olución de l5ob"in't ",,¡dad
L L -0
P'OIKci'" d' d''',qull¡ b,l.
T T T T T T o p,oludó" dt .Ob'tlt"sldn
T.I.[}
o P,otenici" de aub"n,ión
Fig. 5.112 Esquema ti po de protección para baterías de condensadores en conexión doble
estrella.
-Conexión ¡riángulo
En la conexión triángulo solamente se puede detectar el desequilibrio si se trata de un
doble triángulo. Para ello se mide la corriente que circula en la unión de puntos equi­
potenciales de los dos triángulos (lig.
5.113).
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 347
I
1 ~ -.:;--1(1 '""".p'"
r-+-+---<-0-
r;-----<-0-
'.R"AS
"
8 P,otec,ión d ••• b"IAlen,;etad
o P'o',ccóon el" cfu.qullibtÍo
o P" I.~cién d' lob.",.,.t.;Ó ..
o P'ot",( len ct .... "b' ..... on
Fig. 5.113 Esquema tipo de protección para bater(as de condensadores en conexión doble
triángulo.
5.5.3 Cálculo del desequilibrio en baterías de condensadores derivación
Para la determinación de los ajustes de las protecciones es necesario calcular, previa­
mente. las corrientes
y tensiones que aparecen en determinados supuestos de anomalía
en
la batería; por ejemplo, cortocircuito en un elemento. Para ello son de mucha utili­
dad las fórmulas que se establecen a continuación y que permiten conocer diversas
magnitudes en
el caso de desequilibrio en una fase de una carga trifásica.
Toda batería de condensadores, con
el neutro aislado, cualquiera que sea su tipo de
conexión (estrella, doble estrella, triángulo, doble triángulo), puede representarse por
una estrella de impedancias. Cuando
se produce una anomalía en una de las fases, el re­
sultado
es que la impedancia de esa fase varía respecto a la de las otras, de tal modo que:
llamando
Zs -ZT-Z.
Z. -ZF
ZF
se desglosa en suma de dos impedancias:

184. 348 Protecciones en las instalaciones eléctricas
T 5 •
ZF-ZA + Z.
Z.-ZF-Z.
obteniéndose entonces el siguiente esquema del desequilibrio:
T 5 •
z. z.}
---Z,
z.
z.
Nótese que conectada dicha carga a una red trifásica, supuesta, para mayor simpli­
cidad, de potencia infinita
(Zs -O), el equilibrio simétrico de la red se mantiene hasta el
límite B -B' (fig. 5.114).
•
Fig. 5.114 Esquema de la red.
En el punto de desequilibrio se establece:
V'
R
-V's + IR Z. (1)
V's -
V'
T
(2)
Expresando la ecuación (2) en sus componentes simétricas:
V'
so + V'
s
, -V' TO
+ V'
T
,
a
1
V'
RO + aV'
R
,-aV'
RO
+ a
2V'
R
,
(a
2
-
a) V'
RO
-(a
2
-
a) V'
R
,
V'RO -V'RI
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas
recordando que
se tiene que
V'RO -VR -/RoZo
V' R' --/R,Z,
349
La única impedancia que la red presenta hasta el punto de desequilibrio es Z.; y
por tratarse de una batería de condensadores estáticos,
se tiene que:
por consiguiente:
La ~cuación (1), en sus componentes simétricas dice:
como
y
se tiene:
Se sabe que
por
lo tanto:
V'RO-V'
R1
V'
SO
-a
2
V'RO
V's,-aVR,-aV'RO
2V'RO -(a + a') V'RO + Z. (2/RO-~ )
1 + a + al -O; a + al _ -1
3V'RO--VR ~+2Z./RO
Z.

185. 350 Protecciones en las instalaciones eléctricas
concluyéndose en:
y, más simplificadamente,
La componente inversa de la corriente será:
con
lo que
V
lo, -1.0 -...:.JL
Z,
lo, _.:...B. -I +
V ( ....:.3=Z,>-+-",Z:,,-. )
ZA 3Z, + 2Z.
V - Z.
lo, --'-" ---="-­
Z. 3Z, + 2Z.
La corriente total en la fase R será:
por lo tanto:
1.-1'0+1
0'
l. _ ~ (3Z, + Z. -Z.)
Z, 3Z. + 2Z.
2
Z, + -Z.
3
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas
Las corrientes en las dos fases «sanaSl> vendrán dadas por.
con lo
que
Es decir:
Is -Iso + Is, -a'l Ro + a/R,
IT -I
TD + ITI -aiRo + a'/R,
Is-a' IRo+a {IRo-~ )=(a+a l)/Ro-a ~
Z, Z,
IT-a/Ro+al(/Ro-~~)=(a+al)/RD-al ~:
a+a2 __ 1
V
IS--/RD-a ...:.JL
Z,
I I
1 VR
T--RO-Q -
Z,
o
IRo-~ ' 3Z,+Z8
Z, 3Z, + 2Z.
Is = ~ (-a _ 3Z, + Z. )
Z, 3Z, + 2Z.
I
T
_
~ (_ a' _ 3Z, + Z. )
Z, 3Z, + 2Z.
I . '3
a---+}::I..::!.. __
2 2
1 . '3
-a---J :Y..::!.
2 2
1 1 . '3
-a --+)::I..::!..
2 2
Is - V. [-a (3Z, + 2Z.) - 3Z, -Z.l
Z, (3Z, + 2Z.)
Si se define:
1 -lis I -liT I
351

186. 352 Protecciones en las instalaciones eléctricas
entonces resulta, finalmente:
arg Is -180 + arc tg (J3 + 2", b.)
,,3 ZA
arg Ir -180 -arc tg (J3 + .ft ~:)
La relación entre las componentes de secuencia inversa y directa será:
1-1 t 1-1
-Z. l.
3Z
A + Z. ' 1
!.J... 1 % lOO %
ID -11+3~ 1
z.
La tensión (v.) que aparece entre el neutro de la estrella y tierra será, evidente­
mente:
-
1
pero
• •
z
'-' t-
ZF---8'
"
's z . '.
1 1 1
'A
J.
V. -V' s
V. -a'V'
RO + aV'
R
,
V'
RO
-V'
R
,
V. -(a + a') V'
RO
1+ a + a' -O _ a+a'--I
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas
y además
Por lo cual:
y, finalmente:
V. --V'RO - -V. + /ROZo
Zo - ZA; VR -V
n
V.--V,+/ROZ
A
3+b.
V ZA
1 RO --'-'----=-'---
ZA 3+ 2~
ZA
3+~
(
-1 + z.)
3+2~
ZA
-1 V._ V. -__ _
2+3 ~
Z.
353
También pueden determinarse las tensiones a que quedan sometidas las diversas
impedancias de la estrella
(VR, V
S
,
V
r
):
VR -V. -Vo - V. (1 + I )
2+3 ~
Z •
I+~
Z.
V R -V. ----"' .... -
2.~
3 Z.
En cuanto a las fases «sanas>>:

187. 354 Protecciones en las instalaciones eléctricas
---'----V (a +
2 + 3 Z. n
V
s
= V
n
Z. (1 + 2a') + 3a' Z.
3Z. + 2Z.
V
T
_
V
n
Z. (1 + 2a) + 3a Z.
3Z. + 2Z.
Z.
I +2a'-(1 +a')+a'-a'-a-J3 1270
I +2a-(1 +a)+a=a-a'-J3 ~
Y, finalmente, el módulo de V
s
,
V
T
... :
V= I I
~ 1+ 3.b... (1 +~ )
Z. Z.
En resumen, y teniendo en cuenta que Z. -Zn impedancia nominal/fase de la ba­
. V 1
tena ~= N
Z.
3+~
ID = In __ -=Z,,-n_
3+2 ~
Zn
1, = In -Z.
3ZN + 2Z.
IR -In ---'---
I + ~(b...)
3 Zn
~I +~(I +..L (~))
Zn 3 Z.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 355
VD -Vn
-1
2+3 L
Z.
I+~
VR -Vn
Zg
~+~
3 Z.
I Vs I -I VT I -Vn -2-+-3--,=",-"'f=-3_-~I +3 t ( I + f.-)
Z.
Por tanto, para calcular cualquier desequilibrio monofásico en una batería de con­
densadores con el neutro aislado, basta conocer, en
la fase afectada, la impedancia re­
sultante
(Z.).
5.5.4 Protección de baterías <;le condensadores serie
Los condensadores en serie se instalan normalmente en·las líneas de transporte de gran
longitud
y se conectan como una parte de ellas (a) en los extremos de las líneas (b) y en
alguna ocasión entre dos de ellas
(e) (fig. 5.115).
1
11 I
11 10
~I 1+1 1~0
11 I 10
Fig. 5.115 Posiciones opcionales de los condensadores serie en líneas.
Teniendo en cuenta tanto el coste del condensador como las exigencias de la línea,
en necesario derivar los condensadores serie, en
el caso de faltas en la misma, debido a
las grandes intensidades que circulan. Estas intensidades provocan tensiones elevadas
en los bornes del condensador.
Para resolver esta cuestión,
se han venido instalando en paralelo con el condensa­
dar dispositivos explosores que suelen funcionar para valores de tensión de tres veces el
valor nominal (fig. 5.116). Después de actuar el dispositivo explosor, se cortocircuita
éste mediante'Un interruptor, quedando el condensador a su vez cortocircuitado, fuera
del efecto de las faltas en
la línea.

188. 356 Protecciones en las instalaciones eléctricas
COl'lóensodor
--""T----------I: :I----------.,..-_" ...
o •• corgado,
1 I
I I
Fig.5.116 Dispositivo de protección de un condensador serie.
Últimamente los explosores se vienen sustituyendo por pararrayos de óxido de
cinc. Estos presentan
la ventaja de que absorben gran parte de la sobretensión que debe­
ría soportar
el condensador, con lo cual en la mayoría de las situaciones no se precisa
que
se cortocircuite el condensador, continuando el efecto compensador durante la
falta en la linea.
InturuPlor li",o COHOEHS.t.OOAES SERIE
BARRAS ...... -4::-;~-.-----------iI----------,-- LINEA
R"ouontío
(;"""000' el.
impullol 'liAd
IN .... UptQ. d. co.lotifeullodO
Fig. 5.117 Protección de una batería serie con resistencia de óXido de cinc (ZnO).
En la figura 5.117 se muestra el esquema de protección basado en resistencias de
óxido de cinc (ZnO) para una batería de condensadores serie.
El sistema dispone
de
un descargador «de cortocircuitado» y un interruptor de cortocircuitado en paralelo.
El descargador, de electrodos de carbono, se «cortocircuita» mediante un generador de
impulsos en
A. T. accionado por una señal procedente de un circuito de control analógi­
co-térmico.
El circuito analógico-térrnico protege la resistencia de ZnO de la energía
que disipe.
El explosor, de ser el caso, cortocircuitará la batería en unos 5 ms después de
recibir
la orden de actuación. Esta tiene lugar cuando se produce un cortocircuito, con
lo cual
la resistencia y condensador no quedan sometidos a las magnitudes del cortocir­
cuito, que será eliminado seguidamente por la protección de la linea.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 357
El nivel de energía disipable ajustado en el circuito analógico-térmico está regu­
lado para que actúe
el interruptor de cortocircuitado cuando la energía acumulada ex­
ceda del nivel admisible de corta duración de la resistencia ZnO.
En los condensadores serie,
si existe más de una rama en paralelo, se instala una
protección de desequilibrio (fig. 5.118).
aARRAS
+-""¡"-_+'-"-III-: ----+---..-----l:T """
Fig.5.118 Protección de desequilibrio.
La utilización de los condensadores en serie tiene lugaren lineas largas y de M.A.T.
Por ello es muy conveniente analizar convenientemente
el comportamiento de las pro­
tecciones que se utilizan en las mismas y tomar las precauciones que implica la inclu­
sión
de un condensador serie en el sistema que se desea proteger.
En el caso de falta en los extremos de una linea, las intensidades son inductivas y
las magnitudes de tensión e intensidad son las características.
En estas condiciones, la
detección de faltas en las lineas se puede realizar mediante cualquiera de los sistemas
de
protección descritos para ello.
Los condensadores serie utilizados en las lineas, equipados de explosores que ac­
túan cuando se produce una falta, no introducen variación alguna
en la detección de fal­
tas en las líneas.
Ahora bien, en el caso de
que los explosores no funcionen, por una razón justifi­
cada o sin ella, la naturaleza inductiva
de la red cambia. Este cambio será función de las
magnitudes de la linea, del condensador serie y de la reactancia de la red.
La situación más comprometida para el buen funcionamiento de las protecciones
de línea se produce cuando el condensador serie está conectado en los extremos de la lí­
nea
y, por tanto, en la proximidad de las protecciones.
En la figura 5.119 puede apreciarse que el relé 1, alimentado desde las barras G para
proteger la linea
ZLR y el condensador serie, no verá las faltas de reactancia inferior a X,
en el condensador o en la línea. Por otra parte, el relé 3, destinado a proteger la línea ZLL'
verá las faltas en el condensador y en parte de la linea ZLR'
La solu~ión a este problema, que precisa de un estudio pormenorizado caso a caso,
consiste en introducir una modificación en las características
de medida de las prot~c­
ciones de distancia que tenga en cuenta esa zona de posible inversión de la magnitud
que hay que medir.

189. 358 Protecciones en las instalaciones eléctricas
G
'c
~ ~ 11
p
,.... ,....
A.li l A.li ,
l'
n • I
o} Esquemo dI' lo ,,,d
, ,
RIPié 1
-/~="",'---- R
el R"lé. en"p'"'odO 1l',.,eo
Fig.5. 119 Protección distancia en una Unea con compensación serie.
5.6 Protecciones de motores
A causa de la gran cantidad de tipos de motores y de la variedad de aplicaciones para los
que son requeridos por la industria, sus protecciones precisan un detallado estudio de
las características de funcionamiento del motor. Antes de proceder a la elección de la
protección adecuada, deben conocerse las intensidades y tiempos
en condiciones de
arranque y agarrotamiento, así como
el comportamiento térmico de la máquina en con­
diciones de equilibrio y desequilibrio en las tensiones de alimentación. También in­
fluye
el tamailo de la máquina y la naturaleza de la carga a que se acopla.
Las averías en los motores pueden producirse por:
-Causas externas: desequilibrío en las tensiones de alimentación, subtensión, sobre­
cargas, arranque monofásico
y, en los motores síncronos, pérdida de sincronismo.
-Causas internas: fallo de cojinetes y faltas eléctricas internas (generalmente a tierra).
Las protecciones de un motor son muy similares a
las de un generador; incluso, en
ciertas ocasiones, es posible que una máquina síncrona opere indistintamente como
ge­
nerador y como motor. El caso más evidente es el del alternador de una central hidráu­
lica reversible, donde se mantienen las protecciones, excepto
la de potencia inversa.
Seguidamente
se describen las protecciones para motores de cierta potencia. Para
pequeilos motores b.l.
el sistema de protección a base de contactor, guardamotor y dife­
rencial basta contra
la sobrecarga, faltas a tierra y subtensión.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 359
Las protecciones que hay que aplicar para un motor de c.c. no son distintas a las de
uno de c.a.
En los motores de c. c. son válidas ciertas simplificaciones.
5.6.1 Protección contra fallo de cojinetes
No existe ningún dispositivo de protección convencional que actúe ante el deterioro de
los cojinetes.
En el caso especial de cojinetes de manguito, puede detectarse el futuro fa­
llo del cojinete ensamblando en el manguito una sonda térmica, con objeto de generar
una alarma cuando
el cojinete alcance una temperatura determinada.
En el caso de rotura y desprendimiento del cojinete, los esfuerzos térmicos ocasio­
nados deberán ser detectados por otras protecciones; por ejemplo,
la c!e sobrecarga
térmica.
5.6.2
Protección térmica del estator
En algunos motores es posible introducir una sonda en el estator del motor, para conse­
guir un cierto control de
su temperatura. Lo normal es disponer de un contacto de
alarma que avisa cuando
se alcanza la temperatura determinada (fig. 5.120).
80birto e.plorodoro
R:I(T)
--=---(0
Fig. 5.120 Relé térmico de puente de Wheatstone. las bobinas exploradoras están introducidas
e~ el estatorde la máquina y su resistencia es función de la temperatura en el estator. A partir de una
cierta temperatura. el puente se desequilibrará. La unidad de operación es un disco de inducción y el
tiempo de operación dependerá de
la corriente. es decir. del valor de 61.
5.6.3 Protección diferencial de fases
Cuando son accesibles los bornes extremos de los arrollamientos del estator, es posible
dotar
al motor de una protección diferencial.
Hay que tener en cuenta que en el momento del arranque, a causa de las elevadas
comentes que se
~roducen, un relé elemental podría dar actuaciones incorrectas y será
conveDlente un cierto frenado. Una pendiente del
20 + 40 % será suficiente. Alternati­
vamente, puede retardarse un poco
el disparo, unos 30 ms, para impedir actuaciones
IDtempestlvas con la corriente inicial de arranque
(fig. 5.121).

190. 360 Protecciones en las instalaciones eléctricas
I
C'UIO ¡,,¡ctol
o .. 10 u,,;., ....
I ""':-:::,-~~:~,,,.,,,,,1 ~JlNIItI!Il"'ltMj~u S 4A,..L .. ~"l
I ;¡:¡It_l
1·-"¡-¡~"'·i"'''i~~1
01 CORRIENTE EH fl [SU.TOA
°
, , ,
l I
"'O""T I -+
bl YflOCIDAD o
Ti .. ",po 15'9U1'lIIIot)
Fig. 5.121 Caracterrsticas de arranque directo en un motor de inducción. Nótese que durante el
80 % + 90 % del tiempo total de arranque, la corriente tiene un valor estabilizado.
La protección diferencial de fases protegerá el motor para los cortocircuitos que se
presenten en
el estator, incluyendo los bornes del motor.
5.
6.4 Protección de sobreintensidad
Como reserva de la protección diferencial, la protección de sobreintensidad, conve­
nientemente ajustada, puede detectar las faltas en el estator y en bornes.
Particularmente,
el relé de sobreintensidad de neutro debe ajustarse con la má­
xima sensibilidad posible, ya que las faltas se iniciarán
como falta a tierra o·tendrán un
contacto a masa.
Los elementos de sobreintensidad de fases deben ajustarse de forma que
no operen
con
la corriente de arranque. Lo normal es que el ajuste esté por encima de la corriente
de arranque estabilizado, con un
tiempo déactuación de 0,1 + 0,3 s para evitar el dis­
paro con
la corriente inicial de arranque.
La protección de sobreintensidad ofrece un cierto grado de detección de las faltas
en
el rotor de los motores de rotor bobinado.
La figura 5. l 22 muestra que, para la correcta protección de un motor que en fun­
cionamiento normal tiene sus arrollamientos conectados en triángulo, los relés de so­
breintensidad deben conectarse en serie con los propios arrollamientos.
De otra forma,
los relés de línea, que deberían ajustarse para una corriente nominal de
100 A, reciben
200 A durante el arranque, al igual que los arrollamientos, cuya intensidad nominal es
de
57 A.
En la figura 5. l 23 se muestra el esquema de una protección diferencial en la que se
puede incorporar una protección de sobreintensidad
para fases y neutro. Ambas protec-
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas
"
s
J, J ,.1.., _.,¡dón
"J t."J L J allt,nolivo
'"
's 'T
POSteloN DE
lOS RE lES
ARR4NQUE MARCHA
'A .z 1$ • 'T '00 '00
lA : '11 :z le '00 57
Co,rí.nl .. d. títl" en ,"cucho I\ormol e 100 "
Imptdondo d.1 motor bloqueado Z':;.!.. Z
Z.: Impedancia dI' marcha normol 6
361
Fig. 5. 122 Posibles posiciones de los relés de sobreintensidad para motores con arranque por
conmutación estrella/triángulo.
ciones, en su función de protección principal y de reserva, cubren las faltas en el estator
y hasta los transformadores de intensidad a los que están conectadas.
5.6.5
Detección de condiciones anormales de funcionamiento
Interesa detectar aquellas condiciones de funcionamiento que, de mantenerse, pueden
conducir a una falta interna en el motor.
Las condiciones
de funcionamiento anormal se traducen en el hecho de que el mo­
tor absorbe una corriente superior a la nominal.
Una solución especialmente adecuada para proteger esta situación consiste
en dis­
poner de una protección de sobrecarga térmica, si es posible con compensación de la
temperatura ambiente, que limite el esfuerzo térmico al que pueden verse sometidas las
bobi nas del estator.
Además
de una situación de sobrecarga mantenida durante un tiempo debida a un
exceso
de solicitación de la potencia del motor, pueden plantearse otras condiciones
anormales de funcionamiento típicas,
como por ejemplo:

191. 362 Protecciones en las instalaciones eléctricas
--- ,.--~ Il'It.rruptor
-
·1
,
~ II
1
--
r'
_._. 1-._. -,
i i
I
2
J ......
i I
Molar
L f--._. -._.-.J
1
Proteulón de sobr.lnlensidod. poro lo ... s r 'u~ ... ho
lite'. dif.renciol d. la .... con Irenade
Fig. 5.123 Protecciones para detectar faltas en el estator de un motor. La zona protegida es el es­
tator
V sus bornes.
a) Agarrotamiento del motor.
b) Desequilibrio en las tensiones de alimentación.
e) Sobretensión.
d) Subtensión.
a) Agarrotamien/o del motor
Un motor puede agarrotarse en pleno funcionamiento o al no poder arrancar por una
carga excesiva, absorbiendo de
la alimentación una intensidad equivalente a la de en­
clavamiento del rotor.
La máquina debe desconectarse lo más rápidamente posible.
No es posible, sólo
por la magnitud de la corriente, distinguir el agarrotamiento de
un buen arranque. La única solución consiste en que la protección desconecte el motor
si la corriente persiste durante un tiempo superior al normal de arranque.
La mayoría de las cargas acopladas a los motores es tal que el tiempo de arranque
de
un motor de inducción típico es inferior a 10 s; el tiempo máximo permisible de aga­
rrotamiento, para evitar despeñectos en
el aislamiento, suele ser superior a 20 s. Es rela-
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 363
tivamente fácil discriminar entre ambas condiciones, tomando el tiempo de arranque
como base.
En
el caso de motores para aplicaciones especiales (por ejemplo, cargas de gran
inercia),
el tiempo de arranque puede prolongarse aproximándose al tiempo de seguri­
dad
por agarrotamiento, lo que dificulta la discriminación entre ambas condiciones. En
este caso puede ser necesario, según el relé utilizado para la protección de sobrecarga,
otro relé especial para detectar
la condición de agarrotamiento y operar contra ella. El
hecho de que esta protección adicional sea o no necesaria dependerá principalmente de
la relación entre ambos tiempos y de la aproximación con que el relé de sobrecarga se
ciña a
la curva tiempo de agarrotamiento-corriente, sin posibilidad de una operación
intempestiva
al efectuar un arranque correcto.
El típico relé térmico de sobrecarga, con una espiral bimetálica próxima a la fuente
de calor, tiene un factor de aceleración del orden del
45 % a 6 veces la intensidad nomi­
nal.
Si un relé de este tipo tiene un tiempo de operación de 20 s a 6 1, y se aplica a un mo­
tor cuya corriente de arranque sea
6/" el tiempo máximo permisible de arranque será,
como máximo, de
11 s (55 % de 20 s).
Debido a este factor de aceleración, a menudo se utiliza un relé monofásico adicio­
nal para proporcionar adecuada protección antiagarrotamiento. Este relé está provisto
de un elemento instantáneo, a mínima corriente, que desconecta
el circuito de disparo
cuando la corriente de arranque desciende hasta
un cierto valor, normalmente 3 IN'
Con e' 1I0 se elimina el efecto de aceleración y es posible un ajuste de tiempo bajo para
prevenir
el agarrotamiento.
Los relés electrónicos están exentos de este inconveniente de aceleración y resultan
más apropiados para detectar. tanto
la sobrecarga térmica como el agarrotamiento del
motor.
b) Desequilibrio en las tensiones de alimentación
Toda anomalía en el sistema de potencia que alimenta el motor se traduce en un cierto
grado de desequilibrio en las tensiones, a consecuencia del cual aparece en los devana­
dos de
la máquina una componente de secuencia inversa en las corrientes. Normal­
mente
se señala, como el limite de desequilibrio, la falta de una fase de alimentación (fi­
gura 5.124).
-r--
Fuel'llt d. alimentación
( Fose C~loda)
(
Molar lo". ,., .. I
Fig. 5.124 Apertura de una fase de alimentación de un motor.

192. 364 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Se
ha comprobado que la relación entre las impedancias directa e inversa, a las ve­
locidades normales,
se aproxima a la relación entre las corrientes de arranque y de plena
carga. Así, en un motor cuya corriente de arranque sea 6 veces
la de plena carga, un de­
sequilibrio del 5
% de la tensiones de alimentación dará una componente de secuencia
inversa del 30
%.
Incluso puede darse el caso de que la componente de secuencia inversa de la co­
rriente exceda a
la directa. Valdría el ejemplo anterior con un 17 % de desequilibrio en
la tensión de alimentación;
el resultado sería el 102 %.
Las corrientes desequilibradas pueden despreciarse en lo referente al par de trac­
ción. Su principal efecto
es incrementar las pérdidas en el cobre, reduciendo la potencia
entregada por
la máquina al provocar un sustancial aumento de la temperatura en los
devanados,
lo cual conduce a un progresivo deterioro del aislante, hasta converger en
una falta eléctrica.
El criterio que debe seguirse en la protección contra el desequilibrio de tensiones es
que
el relé de sobrecarga térmica debe proteger el motor contra sobrecargas prolonga­
das, pero sin desconectar
el motor por pequeños desequilibrios. Veamos cómo se consi­
gue este objetivo con varios tipos de relés.
b 1) Relés monofásicos de sobreintensidad
Para detectar la máxima corriente de fase deberán emplearse tres relés. Sin embargo,
con este equipo no
se detecta el efecto del calentamiento adicional, en el circuito del ro­
tor, debido a la corriente de secuencia inversa. Además, en algunos tipos de motores,
al
faltar una fase,las corrientes de línea son inferiores a las que circulan en los devanados,
con lo que
se «engaña» la protección, pudiendo ocurrir entonces que la desconexión se
produzca cuando ya no tienen solución los desperfectos (fig. 5.125).
b2) Relés de desequilibrio de fase
Operan cuando el desequilibrio entre las corrientes absorbidas excede un valor dado,
ajustable. Presentan algunos inconvenientes:
-No operan con
la diferencia de fase, sino sólo con la diferencia en magnitud, no pu­
diendo medir
la componente de secuencia inversa, fuente del calentamiento adi­
cional.
-Tienden a ser demasiado sensibles.
b3) Relés de secuencia inversa
Evidentemente, la consecuencia de todo desequilibrio de tensiones es la aparición de
corrientes de secuencia inversa. Por consiguiente, un relé
de este tipo, con una función
térmica que se adapte a la admisible por
el motor, resulta la protección ideal contra de­
sequilibrios no transitorios en las tensiones de alimentación. Aunque hay que conside­
rar que el coste de este relé de secuencia inversa es superior al de un relé de desequilibrio
de fases, permite un grado de protección muy superior
y, sobre todo, más fiable, por lo
que la rentabilidad de su instalación es muy probable.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 365
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de lo pl.MI c-o'9a
Fig.5.125 Corrientes en linea V en el devanado de un motor conectado en triángulo. en caso de fa·
110 de una fase de alimentación.
e) Sobretensión
Tanto el motor como el generador y el transformador (que incluyen bobinas) deben te­
ner protegido
su estator contra las sobretensiones que procedan de la alimentación.
Para este
fin es suficiente un relé de máxima tensión, a tiempo independiente, que
desconecte
el motor en caso de detectarse una sobretensión prolongada. El ajuste típico
del tiempo de operación
es de 10+ 30 s. Conviene conectar el relé a una tensión com­
puesta.
d) Subtensión
Es evidente que una subtensión prolongada aplicada a un motoren carga tendrá efectos
térmicos perjudiciales. Las protecciones térmicas pueden proteger adecuadamente
el
motor. Sin embargo. determinado nivel de subtensión produce un incremento en
el deslizamiento y una reducción de la velocidad de los motores asíncronos. de forma
que. al reponerse
la tensión al valor nominal. es posible que se produzcan esfuerzos me­
cánicos
y corrientes importantes. Por otro lado. en ocasiones no puede admitirse que el
motor opere en condiciones desubtensión. por las consecuencias que ello puede ocasio­
nar en el proceso de fabricación en el que el motor interviene.

193. 366
Fig.5.126
Protecciones en las instalaciones eléctricas
RED
1 1 1
, .
.J
Marcho
"l A.I'. de
I JObr.tnl~. idad
j
Poro
MOTOA
Arranque directo con desconexión por m{nima tensión. La adición de un diodo y un
condensador permite tolerar subtenSlones transitorias.
En muchas ocasiones, en caso de sub1ensión, se realiza una desconexión inme­
diata, ya
que ello supone tener garantías de seguridad para el personal y además permIte
un arranque con posibilidad de controlar
la carga del motor (lig. 5.126).
La ligura 5.127 muestra un sistema de mando de un motor de inducción con con­
trol
por mínima tensión. En el arranque, controlado por el relé térmico (T> ) de sobre­
carga, se excitan
el relé auxiliar A, el relé de mínima tensión U < y el relé B, a través de
un contacto del relé auxiliar
A. Los tres relés quedan retenidos a través de los contactos
U <, B, A Y el pulsador de paro.
Al producirse un descenso de tensión, aunque todos los relés se desactiven, el con­
tacto de
U < permanece cerrado un cierto tiempo, ajustable. Si la reposición de la ten­
sión ocurre dentro de este tiempo, todo el sistema vuelve a las condiciones
inicia~es.
Si se pulsa el botón de paro, se desactivan U < y A, lo que provoca la desexc'tac,ón
del contactor.
El relé B permanece excitado hasta que haya transcurrido el tiempo ajus­
tado en
U <, evitándose así el arranque al volver a la posición inicial el pulsador de
paro.
5.6.6 Protecciones adicionales para motores sfncronos
Los motores sincronos precisan algunas protecciones adicionales:
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 367
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• Marcha Po '
"
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L._._. ._.-.-J
u<
•
•
•
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*
Conlaelor
•
R
Fig. 5.127 Sistema de desconexión por subtensión con retardo para un motor as(ncrono.
a) Protección contra pérdida de tracción. Se aplicará a los motores que estén sujetos a
sobrecargas súbitas, que pudiesen exceder el valor del par crítico y tenderían a des­
bancar
la máquina. Si se mantiene la excitación del campo, el motor se agarrotará,
dando una elevada corriente en el estator, detectable por un relé de sobreintensidad.
b)
Protección térmica de los devanados amortiguadores. Puede producirse en éstos un
sobrecalentamiento, debido a una prolongada operación fuera de sincronismo, una
sucesión de
arranques fallidos o una pérdida de la tracción.
c)
Protección de sobrecarga del campo. Basta un simple relé de sobrecarga térmica. Se
aplica en los motores de campo forzado automáticamente, ya
que un fallo en la excI­
tación provocaría
en el devanado de campo una corriente continua superior a la
normal.
d)
Protección contra reposición súbita de la tensión. Si desaparece la alimentación de
tensión es preciso desconectar rápidamente
el interruptor para que la reposición sú­
bita
de aquélla no ocurra con un desfase respecto a la tensión generada en el motor.
Los métodos de desconexión
más empleados son:
Protecciones de subpOlencia y potencia inversa. La primera se aplica cuando es se­
guro que,
al fallar la alimentación de tensión, no queda otra carga conectada a las
mismas barras. En caso contrario, se empleará preferentemente la protección de po­
tencia inversa, con un cierto retardo para soslayar las anomalías transitorias
en el
sistema exterior.

194. 368 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Protecciones de sobretensión y sub frecuencia. Se aplicarán cuando puedan darse in­
versiones de potencia en operación normal.
La protección de sobretensión operará
cuando falle la alimentación de tensión y no haya carga en el motor, con otra pe­
queña carga conectada a las mismas barras;
el incremento en la tensión sería del
20-30
%, instantáneamente. .
El relé de sub frecuencia operará al fallar la alimentación de tensIón con el motor
en carga, con lo que se desaceleraría rápidamente.
La principal ventaja de estas dos protecciones es que pueden entrar en opera­
ción instantáneamente, lo que resulta muy útil
cuando el interruptor .de acopIa­
miento al sistema está equipado con un dispositivo de reenganche rápIdo.
5.
6.7 Relé universal para protección de motores
Después de examinados los diferentes aspectos que deben tenerse en c~~nta en la pro­
tección de motores
se pueden establecer las característIcas de la protecclOn que propor­
cione las
prestacio~es deseables para diferentes tipos de motores. Los requisitos que
debe cumplir serán generales e indicarán
el camino a seguir para cada aplicación en par­
ticular. Estos requisitos pueden resumirse como sigue (fig. 5.128):
• s Separación de secuerckls
I Directo e Irwt"so)
I
F
ril-----j ~
r-----! ~
O
'" R.Nde_,o
'o ReIiI ""._"-• He d!fect.
~ ReIIi IfIlltI'II"-cM _ onv ....
IA"'I~
Fig. 5. 128 Esquema de un relé universal para protección de motores.
_ El relé deberá ser preferentemente estático y la temperatura del relé compensada,
para seguir con precisión los cambios en
la temperawra de trabajo del motor.
Deberá incluir varias curvas de trabajo (I/t), para
cubnr una ampha gama de dIseños
y aplicaciones de motores.
_
Es deseable un valor del sobrerrecorrido lo más bajo posible, del orden del 2-4 % en
las curvas de trabajo (I/t), con
lo que se haría innecesaria la protección contra agarro­
tamiento.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 369
-Incorporará un sistema de filtro para separar las componentes de secuencia directa e
inversa, a
fin de poder operar en caso de presencia de tensiones alimentadoras dese­
quilibradas.
-
En el relé se incluirá, en el circuito de corriente de secuencia inversa, un relé instantá­
neo de sobreintensidad, para operar contra
el agarrotamiento por alimentación mo­
nofásica.
-Se incluirá un relé instantáneo de sobreintensidad operado por
la corriente de se­
cuencia directa, para la protección de faltas en bornes. El tiempo mínimo de opera­
ción será superior a
50 ms, que es lo que dura la cresta inicial asimétrica de la co­
rriente de arranque.
-La unidad instantánea de secuencia inversa antes mencionada actuará en el caso de
faltas bifásicas en bornes
y, como no precisa un alto ajuste, operará también en el
caso de faltas entre fases en los devanado~ del estalor.
5.7 Protecciones comunes para la red
En las redes de transporte, la posibilidad de aparición de incidentes más o menos im­
portantes ha aumentado en los últimos años debido
a:
-Aumento de la potencia unitaria de los grupos.
-Limitación de regulación de los grandes grupos, que tienen una mínima participa-
ción en
la regulación primaria.
-Mayores trasvases de energia de las zonas productoras a las
receptoras.
-Retrasos y limitaciones en
la licencia de construcción de lineas y centrales.
-Uso creciente de dispositivos de regulación por parte de los usuarios,
lo que dismi-
nuye
el efecto autorregulador de la red ante bajadas de tensión o frecuencia.
Para ha
cer frente a estas situaciones, es necesario mejorar las protecciones, de tal
forma que
se obtengan las siguientes prestaciones:
Eliminación rápida de cortocircuitos en
la red.
-Dete
cción de situaciones peligrosas y actuación sobre la red general para evitar el
«apagó",).
-Acciones encaminadas a minimizar los efectos del «apagón».
La primera de las acciones enunciada ha sido tratada en profundidad en los aparta­
dos anteriores de este capitulo, al estudiar las protecciones de líneas, transformadores,
barras, ele.
Para
la detección de las situaciones peligrosas de carácter general, se utilizan como
criterios
de medida las variaciones de la frecuencia, tensión, potencia, etc., que apare­
cen en
el caso de balance incorrecto entre carga y generación, tensiones incorrectas o in­
tercambios anormales entre áreas.
La minimización de los efectos se puede conseguir realizando partíciones en la red
a fin de establecer áreas en las cuales
se equilibre la generación y el consumo, o insta­
lando equipos de reposición automática del servicio.

195. 370 Protecciones en las instalaciones eléctricas
5.7. 1 Protección de frecuencia
Las variaciones de la frecuencia son debidas a balances incorrectos entre la generación y
la carga que generalmente son originados por:
-Una previsión inadecuada de la carga o una programación deficiente
de los grupos
generadores.
-Disparo de un grupo, barras o línea de interconexión, importantes.
-Seccionamiento del sistema en partes.
La variación de frecuencia será proporcional al desequilibrio e inversamente pro­
porcional a
la regulación primaria del sistema.
La figura 5.129 muestra la evolución de la frecuencia en tres subestaciones de la red
al producirse una pérdida del
15 % de la generación, sin actuar los retuladores.
HZ
50,0
I\~' f)-"
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~ ~,~
"
~\
49,5
",O
"
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L' t-~~
~ ...... ,; --
'-/
41,0
0,5 ,,O ',5 ,,O ',5 ,,O
Fig. 5.129 Evolución de la frecuencia ante una pérdida de generaCión.
Cuando son poco importantes, estos desequilibrios pueden ser corregidos fácil­
mente por los reguladores
de los generadores, pero en caso de grandes variaciones de la
frecuencia (4 %) se corre el peligro de que disparen grupos de generación. Si el problema
es una bajada de frecuencia, se entra en
un proceso irreversible, que conduce al «apa­
gó"" general.
En la actualidad, estos fenómenos son poco frecuentes, dadas las interconexiones
de los sistemas.
Como ejemplo, podemos citar datos estadísticos de España y Francia,
donde
la media de bajadas de frecuencia por debajo de 48 Hz es de una cada 3,5 años.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 371
No obstante, las bajadas de 49 Hz son de más de una por año y, si no se tomaran las me­
didas oportunas, degenerarían en bajadas
por debajo de los 48 Hz.
En situación de fuerte déficit de generación, la única forma de recuperar el equili­
brio es
la desconexión de cargas, lo que se realiza por medio de unos planes denomina­
dos de «separación de cargas».
Estos planes deben realizarse de forma que sean
el último recurso, después de ha­
ber agotado todos los medios normales; deben ser rápidos
y seguros y afectar al menor
número posible de usuarios. Para ello, en general hay previstos unos escalones de actua­
ción de los relés de frecuencia, que deben ser ajustados en función de las características
de
la red. En primer lugar se disparan las centrales de recuperación que estén en situa­
ción de bombeo cuando
la frecuencia baja un 1 %; sin embargo, esta acción sólo será útil
en las horas «valle» (noches y festivos).
La separación de cargas se realiza cuando la frecuencia ha disiminuido por debajo
de 49 Hz, con
el fin de dar tiempo a la reacción de los grupos ante bajadas de frecuencia
mediante
la acción de los reguladores primarios de velocidad.
Un ejemplo típico de plan de separación de cargas puede ser
el español, compuesto
de cuatro escalones ajustados a 49, 48,7,48,4 Y
48 Hz y que produce el disparo del 15 %
de la carga en cada uno de los dos primeros escalones, y del 10 % en cada uno de los dos
restantes.
Es interesante destacar que este plan ha sido calculado para una bajada de frecuen­
cia del orden de un período por segundo.
Si la bajada fuera más rápida, su acción no se­
ría suficientemente eficaz y por ello, en algunos casos,la separación de cargas se basa en
una combinación de relés de subfrecuencia y de
la derivada de la frecuencia, con lo que
puede mejorarse este problema. Otro
punto importante a tener en cuenta es la cantidad
de carga desconectada en cada escalón. En la figura 5,130 se puede apreciar la variación
de
la frecuencia en función de carga desconectada, suponiendo un déficit de generación
del
10 %. Se deduce que la desconexión excesiva de carga puede ocasionar una sobrefre-
Frecuencia
en HZ
5 O
""
",
5
41
~
AJUSTE DEL RELÉ
" HZ
~
P 50.4 HZ
./
~ 50.0 HZ
,~ 49.6 HZ
1'-.
, .................. ¡....-a-J.
49.2 HZ
,.,.
"
.H.al HZ
"
4 S •
T;empo en segundo.
Fig. 5.130 Caracteristica frecuencia·tiempo.

196. 372 Protecciones en las instalaciones eléctricas
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Flg. 5.131 Vanación de la frecuencia y tensión con un déficit del 35 %.
cuencia en el sistema; por ello, hay países que tienen un mayor número de escalones con
menos porcentaje de carga a disparar en cada uno
de ellos.
En la figura 5.130 se ha efectuado una simplificación, consistente en considerar la
tensión constante a lo largo de todo el proceso. No obstante, si se realiza una simulación
de
la variación de la frecuencia en la que se tome en cuenta la variación de la tensión,los
resultados son diferentes.
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Fig.5.132 Variación de la frecuencia y tensión con un déficit del35 %. Disparo de baterías de con.
densadores.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 373
En la figura 5. 131 se muestra la variación de la tensión y la frecuencia al producirse
un déficit de generación del 35 % en un sistema. Se puede observar que en el instante
i nicialla tensión cae un 20
%, para irse reponiendo a medida que van actuando los esca­
lones de separación
de carga, hasta producirse sobretensiones del orden del 20 % origi­
nadas por las baterías de condensadores que permanecen conectadas a
la red. Esta so­
bretensión hace que la frecuencia se estabilice a un valor inferior al de disparo
de los
grandes grupos de generación
y, por tanto, la situación desembocará en un «apagón» ge­
neral.
En la figura 5.132 se representa el mismo caso anterior, con la única variación de
que se producen disparos de las baterías de condensadores
junto con las cargas, con
lo que
la tensién queda a un valor ligeramente inferior al nominal, lo que contribuye a
que se normalice
la frecuencia.
Al efectuar la elección de los puntos donde deben realizarse los disparos, hay que
tomar la precaución de no instalar los relés en áreas de generación (para no sobrecargar
el transporte), desconectar las baterías de condensadores (para evitar sobretensiones) y
no realizar separaciones
de carga en casos de penduleos o tensión baja.
En general, no se utiliza la reposición automática de carga, salvo en instalaciones
sin personal no telemandadas, debido a que el retorno de la frecuencia al valor nominal
no es un criterio suficiente, aunque sí necesario. Antes
de realizar la reposición tiene
que haber suficiente margen de potencia en las unidades de generación y es necesario
comprobar que la reposición no significa una situación peligrosa en la red (baja tensión,
sobrecarga, etc.).
5.7.2 Detección de pérdida de estabilidad
En ciertos casos, los intercambios de potencia entre áreas de un mismo sistema pueden
provocar situaciones críticas de diferente naturaleza, como, por ejemplo, la sobrecarga
térmica de las líneas de transporte o transformadores, las cuales pueden ser detectadas y
eliminadas en un determinado elemento por sus protecciones de sobrecarga; general­
mente, ello agravará
el problema, al disminuir el número de interconexiones. En siste­
mas como
el japonés, que se explota al límite de sus posibilidades, el disparo de una lí­
nea importante implica el
dispar~ simultáneo de una carga suficiente que evite la
sobrecarga y
el posterior disparo del resto de líneas.
Otro problema que puede presentarse es la pérdida de estabilidad debida a un par
sincronizante demasiado débil en función de
la potencia transportada.
La forma más común de detectar la proximidad de los límites de estabilidad ha es­
tado basada, durante mucho tiempo, en el control de la potencia transportada. No obs­
tante, en la actualidad existen otros criterios que permiten detectar esta situación,
siendo los más comunes
la utilización de protecciones de comparación de fase entre
subestaciones del área de generación y
la de consumo. Este tipo de protección es muy si­
milar a
la empleada en la protección de líneas, pero comparando las tensiones en lugar
de las intensidades.
Otro sistema, menos rápido pero igualmente válido consiste en medir
el desfase
entre las tensiones en diferentes puntos de la red utilizando un reloj patrón.
Si la dife­
rencia entre estos puntos no sobrepasa un valor preestablecido, ello será indicativo de
que el sistema está dentro del limite de estabilidad.

197. 374 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Después de la eliminación de una falta, principalmente polifásica en un tiempo
largo, existe
la posibilidad de pérdida de la estabilidad dinámica (penduleo).
La detección del penduleo puede correr a cargo del personal de operación, me­
diante
la observación de cambios cíclicos en las medidas de la potencia o de la tensión.
En general. sin embargo. la velocidad de reacción es demasiado lenta, por lo que se han
desarrollado diversos tipos de protección para evitar las desconexiones anárquicas que
acompañan las pérdidas de sincronismo.
Se pueden señalar las utilizadas en:
-Japón. Un equipo basado en un microprocesador instalado en
la subestación memo­
riza
la potencia generada y la que fluye en el área considerada (cada minuto se man­
dan datos de
la potencia que circula a la subestación adyacente). Siempre que opera
la protección de una subestación y el tiempo de eliminación excede de 100 ms, se en­
vía una señal
al microprocesador, que ejecuta el cálculo en 160 ms; entonces, en fun­
ción del tipo de falta y las cargas anteriores
se seleccionan y disparan generadores o
cargas.
-Francia.
Se utiliza un re lé, el cual detecta la envolvente de la tensión. En el caso de
que
la envolvente presente un valor del orden del 60 % de la tensión nominal y la fre­
cuencia de
las oscilaciones sea superior a la prefijada, actúa la protección tras un nú­
mero determinado de oscilaciones.
Una
vez deteclada la pérdida de estabilidad entre áreas, se siguen dos políticas
principales:
-Realización de una separación de
la red para establecer sistemas segregados, capaces
de operar por ellos mismos; estos subsistemas pueden ser determinados con anterio­
ridad. Para soluciones singulares,
se han realizado aplicaciones que permiten esta­
blecer y controlar los subsistemas en tiempo real.
-Disparo de líneas o transformadores empezando
por el centro del penduleo. Esto
puede realizarse mediante detectores específicos (comparación de fase de tensión)
O
permitiendo la actuación de los relés de distancia (anulando su función antipendu­
leo).
Si se aplica este método, existe el riesgo de disparos secuenciales, debido a que el
centro del penduleo pasa de la línea disparada a otra todavía en servicio.
5.7.3
Protección contra colapsos de tensión
El fenómeno de colapso de tensión puede producirse cuando la potencia que hay que
transportar está muy próxima
al máximo posible, de acuerdo con los valores de tensión
en generación y con
el valor de la impedancia entre generación y carga. Cuando se so­
brepasa este punto crítico, cualquier incremento de
la carga implica una caída de ten­
sión y un gran incremento de las pérdidas de potencia
en la impedancia del sislema.
Este fenómeno
es acelerado y empieza a ser irreversible si no se toman precauciones.
como por ejemplo
la actuación de la regulación de los transformadores. Éstos, al detec­
lar que
la tensión disminuye, cambian la relación del transformador; tales acciones in­
crementan
la carga vista por las unidades de generación y la tensión vuelve a decrecer.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 375
El problema del colapso de tensión no está todavía suficientemente desarrollado.
por lo que no se aplican acciones automáticas para estos casos.
5.8 Protecciones en Instalaciones de baja tensión
Las instalaciones de baja tensión constituyen el eslabón más utilizado de un sistema
eléctrico.
En este nivel, la variedad y, en especial. la cantidad de instalaciones existentes
requieren algunas consideraciones.
Los criterios de protección, así
como las faltas que pueden presentarse, no difieren
de otros niveles de tensión.
Nc obstante, debe tenerse muy en cuenta queel coste de los
equipos dependerá directamente de
la fiabilidad o garantía de continuidad del suminis­
tro
que se desee, así como del grado de complejidad del sistema.
En los niveles de baja lensión conviene examinar con extremo cuidado la aplica­
ción
de medios de protección complejos, dado el coste limitado, en general, de los equi­
pos
que hay qJ.le proteger.
Por otra parte, habrá que tener muy en cuenta las exigencias de
la instalación y, ló­
gicamente, deberán aplicarse criterios económicos distintos al suministro doméstico. al
comercial o
al industrial. Los esquemas fundamentales de alimentación serán más O
menos complejos en función de las exigencias del suministro. De ahí que, según la apli­
cación. se dispongan soluciones como, por ejemplo, las siguientes:
a) Radial (/ig. 5. /33)
Es el sistema más económico en cuanto al coste de primera instalación. No existen ele­
mentos redundantes o duplicados. La explotación es sencilla y la flexibilidad elevada;
por su sencillez,
la fiabilidad es elevada si los componentes son de calidad. En caso de
avería
en eltrafo, en el interruplor principal o en el embarrado, la instalación completa
queda fuera de servicio.
Alimentación
-r--"T'...l..-r--"T'-Iorros b.1.
Solh ••• b.1.
Fig. 5.133 Esquema de alimentación radial.

198. 376 Protecciones en las instalaciones eléctricas
b) En anillo (lig. 5. /34)
En caso de fallo de la alimentación, se puede
conmutar manual o automáticamente a la
segunda línea.
Si ambas líneas pueden funcionar acopladas, es posible reducir o anular la inte­
rrupción para trabajos de
mantenimiento en las líneas de alimentación. Al estar dupli­
cados
la linea de alimentación y su aparellaje, el coste es superior al radial.
r--------, r-------, r-------¡
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
L ________ ...J
Sol/Cle I b.l.
I
L ________ ...J L _________ j
Fig. 5.134 Esquema de alimentación en anillo.
e) Alimentación múlliple (lig. 5. /35)
En este sistema se dispone dos o
más transformadores alimentados por líneas distintas,
acoplados sobre una barra
común mediante interruptores especialmente rápidos aso­
ciados a relés direccionales.
De estas barras se alimentan los cables
de utilización o distribución secundaria.
Si se produce una falta en el primario O en una linea de alimentación, el relé direc­
cional discrimina
el ramal averiado en un tiempo muy breve, con una oscilación de ten­
sión limitada en
el tiempo.
Es el sistema más caro. pero el que garantiza la mayor continuidad de servicio.
Únicamente se tendría un «cero»
cuando se produjese la falta simultáneamente en to­
das las alimentaciones. o bien en las barras principales.
Las posibles combinaciones
de esquemas de instalación no se agotan con las tres
citadas.
si bien éstas constituyen las más representativas de entre todas las variantes
imaginables y de utilización práctica.
Una tendencia actual bastante extendida, en el caso
de potencias relativamente
elevadas y extensiones apreciables, consiste en
subdividir la potencia que hay que dis­
tribuir entre varios centros (centros de potencia), a los
que se distribuye la energía en
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 377
M.T. mediante un conjunto formado por: Celda de M.T -Trafo de aislamiento seco o
pyraleno -Cuadro distribución
b.1. Estos centros se sitúan lo más cerca posible del cen­
tro de gravedad de las cargas
que hay que alimentar.
Para dimensionar correctamente las instalaciones de b.
1. es tan necesario conocer
la corriente
de conocircuito como la intensidad nominal. Ambas caracteristicas son
imprescindibles para la elección
de los cables y la aparamenta de protección y ma­
niobra.
Alimentación
2 3 4
Tralos
Borras b.l.
Solidos b.I.
Fig. 5.135 Esquema de alimentación múltiple.
El cálculo de las corrientes de conocircuito en b.1. es similar al de M. T. Y A. T., aun­
que no idéntico. Las causas más imponantes de esta diferencia son:
-
La relación ~ de las redes de baja suele ser menor que A.T. y M.T.
-La impedancia propia de la falta,
que en A.T. tiene en general una imponancia rela-
tiva, puede tener una influencia notable en la reducción
de la intensidad de conocir­
cuito.
-Las impedancias de la
aparamenta (barras, cables), así como la de los propios inte­
rruptores automáticos y fusibles, no son despreciables a priori,
como en A.T. y M.T.
(lig. 5.136).

199. 378 Protecciones en las instalaciones eléctricas
•
¡;
o
"
o'
"
"
,
.~
~
m
100,------------------------------------,
.0
eo
10
60
50
40
lO
20
10
O
longitud •• de difer"ntes cable. paro limilor
lo Icc: a 7 kA, 380"1
50 mm
2
---------------------,
1 10 20 lO 40 SO itA
Corrí.nle de cortocircuilO a 38 O V
Fig. 5.136 Limitación do la 1" por la impedancia de Jos conductores.
Este fenómeno, bien conocido, se olvida frecuentemente en la fase de proyecto, de­
bido a que falta por determinar
la intensidad de corriente de cortocircuito ~n el cuadro
de distribución que alimenta al equipo de maniobra.
Una verificación rápida muestra,
por regla general, que bastan longitudes cortas de
conductor para llegar a alcanzar valores admisibles para la utilización de interruptores
automáticos
de magnitudes inferiores a las resultantes de cálculos simplistas de corto­
circuito.
Como se puede apreciar en
el gráfico, bastan solamente 10m de longitud de un ca­
ble de 6
mm' para reducir la 1" de 50 kA a 7 kA.
5.8.1 Dispositivos de protección reglamentarios
Todos los circuitos, cables y aparatos deben protegerse inexcusablemente, por impera­
tivo legal, contra los efectos perjudiciales de las sobrecargas y los cortocircuitos.
El Re­
glamento Electrotécnico de Baja Tensión, en sus instrucciones Ml.BT020 y Ml.BT021,
así lo establece.
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 379
Esta protección se realizará mediante dispositivos que sean capaces de producir la
desconexión del circuito en un tiempo apropiado, cuando la intensidad supere un valor
preestablecido.
Los dispositivos previstos en
el Regiamento, capaces de cumplir esta función son :·
-Protección contra sobrecargas.
a) Interruptores automáticos con relé <<térmico»;
b) Fusibles de características y calibre apropiados.
-Protección contra cortocircuitos.
a) Interruptores automáticos con relé «magnéticQ»;
b) Fusibles de características y calibre apropiados.
Protección contra contactos a tierra.
a) Dispositivos «diferenciales».
5.8.2 Protección contra sobrecargas
Las sobrecargas no son perjudiciales, siempre que su duración no permita que se alcan­
cen temperaturas inadmisibles. Para una correcta utilización de
los circuitos, no deben
producirse desconexiones indebidas. Esto implica que
el dispositivo de protección con­
tra sobre.cargas sea de «tiempo-dependiente» o «característica térmic3». Normalmente,
el dispositivo mide el calentamiento «indirectamente» mediante el control de la inten­
sidad que recorre
el circuito.
Para
la aplicación correcta de este sistema, se requiere conocer la «imagen tér­
mica» (curva tiempo-corriente admisible) del aparato que hay que proteger, lo que su­
cede pocas veces.
Si se conoce esta característica, se debe elegir la protección teniendo
en cuenta lo indicado en
la figura 5.137.
Cuando no
se conoce la curva de imagen térmica, la aplicación de relés térmicos
que cumplan las normas
UNE y CEI establecidas suele ser suficiente. En este caso, para
,
,
\'
' \.
.
'
.
\:
.. ,
, ~

b'
' .... , ......
Limite de cobr.cofgos del coble o aporota
de ulilil:oción
--- - Dispositivo de pral.cc:ión inodecuado
o) Protf'cción Insuficiente
b) Prolecclón uc".¡vo
_._'"-Dispositivo Cle protección apropiaClo
Fig.5.137 Protección contra sobrecargas.

200. 380 Protecciones en las instalaciones eléctricas
una buena elección del relé deben tenerse en cuenta, entre otras: las características de
arranque
de la máquina (corriente, duración y frecuencia), la temperatura ambiente
(de la máquina
y del relé de protección), etc. Los relés térmicos normalizados propor­
cionan en general una protección conservadora.
El elemento básico de un relé térmico de sobrecarga es una lámina bimetálica, es
decir, constituida por dos metales de diferente coeficiente
de dilatación y calentada por
la corriente que atraviesa el circuito principal; este calentamiento puede ser:
a) Directo, si por la bilámina pasa toda la corriente del circuito.
b) Indirecto, si la corriente pasa por un arrollamiento calefactor que rodea la bilámina.
En la lámina bimelálica, por ser diferente el coeficiente de dilatación térmica de
ambos metales, al aumentar la temperatura éstos sufren un alargamiento, que será dife­
rente en ambos.
Al estar soldados por sus extremos, el metal cuyo coeficiente de dilata­
ción sea
mayor se curvará sobre el otro, de forma que, si no se fija uno de los extremos
de la lámina bimetálica (fig. 5.138 a), el otro extremo de la bilámina se desplazará hacia
el lugar ocupado por el metal de menor coeficiente de dilatación térmica; la bilámina
adoptará entonces la forma representada en la figura
5.138 b.
Si esta bilámina, al llegar en su curvatura a un punto determinado, acciona algún
mecanismo, abre un contacto o
actúa sobre cualquier airo dispositivo solidario con
el mecanismo de disparo
de un interruptor automático, como la bobina de un contac­
tar, etc., se puede conseguir la desconexión de dicho interruptor o contactor(fig. 5.139).
La corriente de caldeo puede ser la corriente de carga o, en el caso de intensidades
elevadas, una parte proporcional de la corriente
de carga, suministrada por el secunda­
rio de un transformador
de intensidad conectado en el circuito principal.
•
•
Fig.5.138 Principio de funcionamiento de un relé térmico de sobrecarga.
En la figura 5.140 se muestran varias curvas típicas de desconexión de elementos
térmicos. Estas curvas representan valores medios,
partiendo del estado «frío» y a tem­
peratura ambiente de
2oo C.
.T
I
L.
•
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 381
T
1'-'-'-'-'-'
~~'-- ' ----._.--. ----'~~~~~~~ :
Co",oc:IDr
I
i
i
__ ._._._._. _._.J
Fig.5.139 Contactor con protección térmica en las tres fases (A.T.). Los fusibles constituyen la
protección contra cortocircuito.
En la figura 5.141 se muestran las curvas de operación de un elemento térmico
combinado con
otro magnético. El elemento magnético permite una temporización
adicional ajustable hasta
180 ms.
5.8.3 Protección de cortocircuitos
Las corrientes de cortocircuito, a consecuencia del elevado valor que suelen alcanzar,
ocasionan un rápido calentamiento de los conductores
por los que circulan. La inte­
rrupción
de estas corrientes debe realizarse en el menor tiempo posible.
Los daños que pueden producir estas corrientes, son, sucesivamente:
• o
o
,
• ,
,
,lO
f ,.
~ ,
J ;
l'
ft'1 U
11
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,. 11015)0 1),1,
XI. -
Fig. 5.140 Curvas de desconexión de elementos térmicos.
"
"
"
"'OISlO
'101 ~

201. 382 Protecciones en las instalaciones eléctricas
-
Fig. 5. 141 Curvas de desconexión de un elemento magnslotérmico.
-Envejecimiento.
-Carbonización o innamación de los aislamientos.
-Fusión de
los conductores.
-Disminución
de las características mecánicas de las partes conductoras o metálicas
adyacentes (resortes. etc.).
El primero de los efectos señalados que se presenta es el envejecimiento de los ais­
lamientos. Para evitarlo, la temperatura momentánea no debe superar determinados
v
alores especificados por los fabricantes.
Las temperaturas máximas admisibles (para una duración no superior a 5 s) son:
-Cables con aislamiento de PVC ...
..
-Cables con aislamiento de caucho natural
-Cables con aislamiento de butil
-Cables con aislamiento de PRC o EPR
160" e
200" C
220" e
250" e
Los cortocircuitos son siempre perjudiciales y deben interrumpirse cuanto antes.
Por este motivo, los dispositivos de protección contra ellos deben ser «instantáneos»
(también llamados de «tiempo-independiente») y han de actuar sobre equipos capaces
de abrir
el circuito en presencia de estas corrientes elevadas. El medio más utilizado
para
la protección de cortocircuitos es el interruptor de potencia.
eon el objetivo de cumplir adecuadamente sus misiones de mando y protección,
los interruptores de potencia suelen estar provistos de toda una serie de mecanismos y
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 383
dispositivos de desenganche o desconexión. A continuación se citan los más intere­
santes:
a) Dispositivos térmicos de desenganche con retardo dependiente de la corriente, que
se utilizan para la protección contra sobrecargas.
b) Dispositivos de desenganche electromagnéticos de sobreintensidad, utilizados
como desenganches rápidos para
la protección contra cortocircuitos. Estos disposi­
tivos actúan por atracción electromagnética no retardada (o sólo brevemente retar­
dada) de una armadura y
se ajustan, según los impulsos de carga admisibles. a un
múltiplo de la corriente nominal, de forma que no reaccionan a las intensidades de
arranque y a las sobrecargas normales de servicio. Los dos dispositivos de desengan­
che citados son atravesados
porla corriente principal. En general, para la protección
contra sobreintensidades es válido
el criterio de que las sobrecargas normales de ser­
vicio deben ser desconectadas
lo más tarde posible, pero siempre, por supuesto, an­
tes que
se alcance un calentamiento peligroso de las partes protegidas de la instala­
ción; por
el contrario, los cortocircuitos deben ser desconectados con tanta rapidez
como seaadmisible considerando a
la selectividad del conjunto de la red, para pro­
teger todas las partes de
la instalación atravesadas por la corriente de cortocircuito
contra los efectos térmicos
y. a ser posible, también contra los efectos electrodinámi­
cos (éstos crecen proporcil>nalmente
al cuadrado de la intensidad de la corriente).
e) Dispositivos de desenganche magnetotérmicos constituidos por la combinación, en
un sólo bloque, de los dispositivos térmicos contra sobrecargas y electromagnéticos
contra cortocircuitos indicados anteriormente
(fig. 5.141).
d) Dispositivos de desenganche electromagnéticos con retardo por dispositivo mecá­
nico de freno. que tienen una curva «sobre intensidad-tiempo» que depende de
la co­
rriente y dispara sin retardo en caso de cortocircuito.
Al contrario de lo que sucede
con los dispositivos térmicos de desenganche,
el tiempo de desenganche es indepen­
diente de
la carga previa; resultan insuficientes para la protección de motores.
e) Dispositivos de desenganche electromagnéticos de mínima tensión, que están co­
nectados a
la tensión de servicio y disparan al disminuir la tensión hasta un 50 % de
su valor nominal, aproximadamente. soltando
su armadura magnética. De esta
forma. impiden
el nuevo arranque automático de los motores u otros órganos prote­
gidos al volver la tensión de servicio. A un
70 %, aproximadamente, de la tensión
nominal permiten
la conexión de su interruptor. Mediante un dispositivo tempori­
zadorcon
un retardo de unos 2 s. en interruptores de 100 A en adelante, puede impe­
dirse
el disparo en el caso de caídas de tensión de corta duración (por ejemplo. a con­
secuencia de un reenganche rápido. en
el caso de un cortocircuito). Los interruptores
con dispositivo de desenganche de mínima tensión sin retardo pueden emplearse
también para desenganche a distancia; para los que tienen dispositivo de retardo es
necesaria una bobina de desenganche por corriente de trabajo. Para
el disparo a dis­
tancia
se interrumpe el circuito de la bobina de mínima tensión, o se puentea su bo­
bina a través de una resistencia limitadora.
l) Dispositivos de desenganche electromagnéticos de corriente de trabajo (emisión de
corriente).
Se utilizan para el disparo a distancia, por cierre de su circuito de co­
rriente. en interruptores de trinquete. Reaccionan con un
50 % de su tensión nomi­
nal y
se desconectan por medio de un contacto auxiliar del interruptor de potencia.

202. 384 Protecciones en las instalaciones eléctricas
La capacidad nominal de ruptura o de desconexión es un múltiplo de la corriente
nominal del interruptor. Se deline
como el valor efectivo de aquella corriente que, a un
factor de potencia determinado y con 1,1 veces la tensión nominal, puede ser conectada
y desconectada;
como valores del factor de potencia del circuito de corriente de ensayo
se eligen 0,7 para pequeñas intensidades
de corriente, y 0,4 para grandes intensidades.
Por razones de seguridad, el factor de potencia se elige menor de lo que corresponde en
general al desfase entre corriente
de cortocircuito y tensión de servicio en instalaciones
de baja tensión. La extinción del arco es tanto más difícil cuanto menor es el factor de
potencia y tanto mayor resulte, por consiguiente, la componente inductiva de la co­
rriente de cortocircuito, a consecuencia
de la reactancia de transformadores, bobinas y
líneas aéreas frente a
la resistencia óhmica de cables, barras colectoras y conductores de
la instalación.
Contrariamente a
otros aparatos de maniobra y mando (contactores, guardamoto­
res, etc.) que son maniobrados varias veces al día, los interruptores de potencia perma­
necen conectados, en ciertas circunstancias,
durante semanas e incluso meses. Por eHo
dichos interruptores se construyen para una frecuencia reducida de maniobra; general­
mente, se considera
una duración total útil de unas 100.000 maniobras (lig. 5.142).
1 cámara de irlllnción MI orco
2 Contaclos principotes, dcorc:o
J Mecanismos de mondo
, PakJnco de ",onda
S Dl spc,¡I/vo de aJus'e del rclé eleClromognlllco
15 Rel';:. IfIOvnetolinnicof, aJustobleS, recombiabl.1
7 Conuió,.. posterior
8 Conlaclos au.ilíons
9 Rele de mí,..tmo lensiónoreli dt: disporao emisidn de lensi6n
10 Cojo ol .lo"le
Fig. 5.142 Interruptor de potencia para una intensidad nominal de 800 A.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 385
Trola lodo b.l. Trolo lado b.L
_._._.-._.- r· ._._-- !-._.-._._._-¡-. ._._.-
" " I'd . l' ,1
"
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Idll.,tMio.
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"
o) Si,. d,frtla
Fig.5.143 Relé diferencial.
5.8.4 Protección de contactos a tierra
Además del sistema de protección clásico utilizado en
b.1. basado en fusibles y/o inte­
rruptores con relés magnetotérmicos, se utiliza el dispositivo diferencial
para detectar
con mayor sensibilidad
las faltas a tierra.
Esto se hace especialmente necesario
cuando el ajuste de los interruptores automá­
ticos sea demasiado alto. Así, en un sistema
de 380 V, con un ajuste de 200 A,la impe­
dancia máxima del bucle para un cortocircuito fase-tierra resulta:
z-38o/1L 220 _ II n
200 200 '
con lo que toda falta a tierra que tenga un valor superior no puede ser eliminada por los
interruptores.
Para
la detección de cortocircuitos fase-neutro es posible incorporar, en la mayoría
de interruptores b. I., un elemento de desconexión magnetotérmico en el conductor
neutro, con ajustes inferiores a los
de los elementos de fase. Normalmente, los calibres
de este elemento son el 50 + 60 % de los elementos de fase.
El relé diferencial encuentra su mayor campo de aplicación en la protección perso­
nal contra contactos accidentales. Este puede ser el caso
cuando se toca la carcasa de un
aparato con un defecto de aislamiento (lig. 5.143).

203. 386 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Este tipo de contactos puede tener consecuencias muy desagradables, que se dedu­
cen de las figuras 5.144
a y b. Debe prestarse especial atención a la figura 5. 144 b, que
muestra las corrientes límites de agarrotamiento del sistema motriz del individuo. La
protección diferencial debe ser
lo más sensible y rápida posible; los calibres más utiliza­
dos son
10, 30 y 300 mA. Obviamente, la corriente resultará del cociente entre la ten­
sión en el punto de contacto y
la resistencia que presente el individuo. Este último valor
depende de múltiples factores, pero es evidente
la bondad de tal elemento de pro­
tección.
En algunas aplicaciones es posible equipar el elemento diferencial en el propio in­
terruptor magnetotérmico de protección, con
lo que éste cumple la doble finalidad de
protección contra cortocircuitos y contra contactos a tierra y fallos de aislamiento a tie­
rra.
En otros casos, el relé diferencial debe montarse aparte de los otros dispositivos de
protección, siempre «aguas arriba» respecto a estos otros dispositivos.
En la figura 5.145 se muestran, a título ilustrativo, diferentes posibilidades de tra­
tamiento neutro-tierra en instalaciones b.l., conforme
la instrucción Ml.BT008 del Re­
glamento Electrotécnico b.l.
Zono de d"scon".ión de' interruptor dilerenciol con tAN
• •
01 Zon?s de efoclO de la I 10.000
corrrentesobroelcuerpo t m.
humano (segun e E I 04791 5.000
ZONA 1 2 .000
Ninguno 'eacción
ZONA 2
NingÚn "reCiO fislopaloló9ÍtO
petfgroso
ZONA 3
Ning ~n ,iugo d" tibriloci6n
carel lOCO
ZONA 1.
Poslblt fibrilaciÓn
(PrObabilidad hosl'l ti SO '1,)
1.000
500
200
100
50
20
f-
~ ®
t-r-
ZONA S
0,1 0,2 0,5 1 1 5
Riesgo de 1I b,Uaclón
(Probobilidod superior 0150'1,)
I
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lO O
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o J'l
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1
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1
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la 20 50 100 500 ".. 1.000
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10.000 mA
-,
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5 O~~~ ---
¿ t;;;:
b) Limites de agarrolomiento
Reloci&n según CEI 1, 7 9, ent,.
lo !recuencio 'J lo corri.nl. d.
pirdldo d. conl,ol motor, boja lO
(ual un Indl.,.lduo t' ya incapaz
de actuar po, ai '010 pa,o apor­
tarse dtl pu"to deopllcoci6n dlt
la tonl.",.
Pueden oportone :
Cu,vo J: El 0.50'/, de los personos
CurYO 2: El 50 '1, de 101 penonos
CU,.,.CJ I : EI9 9,5 '1, de los p.(U)no,
,-.:,
O "
10
5
0.5
O 10
3
2
-
I
50100
¡-
0
V
¡....-
sao 1.000 50::0 10.000 Hz
-1
Fig. 5.144 Efecto de la corriente sobre el cuerpo humano y límites de agarrotamiento.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 387
Tft)to todo b.l. Trolo lodo b. l.
Ir
~-=-
Receptor -:,.- Ren~plor
(!)
r- ® -
al Slstemo T NS bl SillIPma TNC
Troto lodo b.t. Trola lodo b.l.
'»
~-=-
R"',"pIOf'
-
Reuplof
® ®
- -
e 1 Sistema T T d) Sistema J T
Fig. 5. 145 Tratamiento neutro-tierra en instalaciones b.t.
1-""'222:>--0-------; } Al t",barrodo
dtl cuadro dt
If dislributl6n
r-----~-----7~---N
--t
o) P.olectiÓn en lo cone.ió" ° tierra del neul.o del 1'0'0 M. T. I b.l.
H T 5 R
} Solide 0.1.
Borras b.l.
b) Prolección en 1.1"0 solido del cuadro de distribución b.t.
Fig. 5. 146 Detección de contacto a tierra.

204. 388 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Por otra parte, en las figuras 5.146
a y b se muestran dos variantes de detección de
contacto a tierra.
La variante a corresponde a un sistema de detección global y la va­
riante
b, a una salida de distribución específica.
Eventualmente y cuando
la importancia de la instalación (generalmente indus­
trial)
lo requiere, se utilizan relés indirectos en las diferentes modalidades conocidas.
5.8.5
Cortacircuitos fusibles
Estos elementos de protección se denominan, más sencillamente, fusibles. El vocabula­
rio electrotécnico internacional define estos conceptos de
la siguiente manera:
Cortacircuito: Aparato que corta automáticamente un circuito cuando la corriente
alcanza un determinado valor.
Cortacircuitofusible: Cortacircuito en
el que el circuito queda cortado por la fusión
de
un elemento apropiado.
Fusible: Parte de un cortacircuito que está destinado a fundirse en condiciones pre­
determinadas y a provocar con ello
la ruptura de un circuito.
Según estas definiciones,
el cortacircuito fusible está constituido por el fusible, o
elemento destinado a fundirse, propiamente dicho, más los elementos aislantes, mecá­
nicos, etc
., que lo soportan. El fusible consiste esencialmente en un alambre o tira metá­
lica insertos en
el circuito de corriente que, al rebasarse una determinada intensidad, se
funden, provocando
la desconexión. Las características generales de funcionamiento
de
los cortacircuitos fusibles son las siguientes:
Supóngase que un circuito
se cierra sobre un defecto. En el instante de la conexión,
la tensión tiene cierto valor dado sobre la alternancia. La corriente está relacionada
con
la tensión por el desfase.
La corriente de cortocircuito puede establecerse en un punto tal de la alternancia
de
la tensión que, teniendo en cuenta el desfase:
-
La intensidad pase por cero (simetría) (fig. 5.147 a).
Si cos <p -1, este momento corresponde al de tensión nula.
_
La intensidad pase por su valor máximo (asimetría total) (fig. 5.147 b).
Si cos <p -1, este momento corresponde al de valor máximo de la tensión.
_
La intensidad tenga un valor cualquiera sobre la alternancia (diversos grados de asi­
metría).
El valor eficaz de la corriente de cortocircuito viene dado por las siguientes
expresiones:
a) En régimen simétrico
b) En régimen asimétrico total
Recomendaciones para
la protección de instalaciones eléctricas 389
En realidad, en este último caso, el valor real /' es ligeramente inferior a l y se
• ••
tiene, por tanto,
l _ /'.
" "'f.5
bl Aswn. IOt total
Fig.5.147 Variantes de cortocircuito.
Antes de que la corriente haya alcanzado el valor previsto de cortocircuito l el fu­
sible corta el circuito en un tiempo 1 (véase fig. 5.148). La corriente aumenta d~ ' valor
durante un tiempo
t, (tiempo de prearco). Al cabo del tiempo t" el elemento fusible está
en estado de fusión; este fenómeno resulta irreversible.
Se forma en el imerior del fusi­
ble un arco que se extingue en un tiempo
t, (tiempo de arco). El tiempo total de funcio­
namiento del fusible es:
t-t,+t,
Tal como puede observarse en
la figura 5. 148, en dicho tiempo tia intensidad no
alcanza
el valor de cresta l. de la corriente de cortocircuito. El valor loe de la corriente
cortada
se denomina corriente de limitación.
Elevando al cuadrado
la superficie encerrada en la curva de funcionamiento del fu­
sible (tramada en la figura), se obtiene una superficie que representa el esfuerzo térmico
d~l fusible. Repitiendo esta medida para diversas corrientes de cortocircuito l", y para
d,versos grados de aSimetría,
se puede trazar la zona de esfuerzos térmicos en función
de la corriente de cortocircuito
loe (fig. 5.149).
La zona de funcionamiento de un fusible está delimitada (figs. 5.148 y 5.150):
a) Por la curva mínima de prearco (tiempo t,).
b)
Por la curva máxima de funcionamiento total (tiempo 1 - 1, + 1,).
Por debajo de esta zona está asegurada la no fusión del fusible. Por encima dicha
fusión es segura. Entre ambas queda una zona de incertidumbre. Como
el tie~po de

205. 390 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Fig.5.149
Ip
1,
Fig. 5.148 Zona de funcionamiento de un cortacircuito fusible.
w
b
L Int~ns;dod de no fusión
o) CUf'lQ pora lo cor,iente de p,eo'co
b) Curvo poro lO corrlen.e de orco
Curvas de los esfuerzos térmicos de un cortacircuito fusIble. en función de las corrien­
tes de cortocircuito.
arco t, es, esencialmente, función de la tensión, se deduce que la zona de incertidumbre
es lanto más ancha cuanlO más elevada es la lensión de servicio. Por lo general, se dan
los valores para la tensión máxima de servicio.
Los fusibles pueden ser rápidos o lentos. En los lentos se retrasa notablemente la
desconexión recurriendo a artificios especiales (por ejemplo, insertando puntos gruesos
de soldadura en
el alambre fusible). Un fusible rápido desconecta bajo una corrienle de
5 veces
la nominal aproximadamente en 0,1 s, mientras que un fusible lento no lo hace
has
ta que ha transcurrido I s.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 391
Ti~mpo mínimo de prtorco
Fig. 5. 150 Curva de los tiempos de disparo de un cortacircuito fusible, en función de las corrientes
de cortocircuito.
Por otra parte, también pueden clasificarse los fusibles en estos dos grupos:
a) Fusible normal O de distribución. Conviene para lodos los circuitos que no presen­
tan sobreintensidades pasajeras importantes.
6) Fusible de motor o de acompañamiento. Conviene para asegurar la protección con­
tra cortocircuitos en los circuitos que normalmente presentan sobreintensidades
temporales
importantes, cuando, por olra parte, estos circuitos ya eSlán protegidos
contra las sobrecargas por dispositivos apropiados.
El caso más frecuente es el de los
motores protegidos por relés térmicos.

206. Luis AA L1zarraga GonzalN
tNG. EN ENERGIA
Reg CIP. N" 76625
CAPITULO 6
COORDINACION DE LOS SISTEMAS
DE PROTECCION
La necesaria coordinación de los sistemas de protección se basa, por una parte, en el co­
nocimiento de las características
y el comportamiento de los diferentes elementos de
una red eléctrica,
y, por otra, en la adecuada elección de las protecciones y ajustes de las
mismas.
El objetivo de este capítulo es desarrollar los criterios básicos que deben ser te­
nidos en cuenta para establecer
la coordinación entre las diferentes protecciones, con
especial énfasis en
lo que se refiere a la selectividad entre ellas.
En el conjunto de sistemas de protección conocidos se pueden distinguir sin difi­
cultad dos familias de protecciones, en función de su cometido.
En una
de las familias se pueden englobar todas aquellas protecciones denomina­
das de funcionamiento «cerrado» o de selectividad independiente (diferencial, cuba,
etc.), cuya característica comlin, desde
el punto de vista de la coordinación, está basada
en su propio funcionamiento; por tanto, son independientes de las demás. Esta familia
de protecciones, denominadas a veces «principales», no precisa de un análisis de coor­
dinación propiamente dicho, sino de una comprobación de que sus características pro­
pias de funcionamiento son adecuadas para la unidad protegida. Como ejemplo se po­
dría citar
la comprobación de equilibrio y valor mínimo de ajuste de una protección
diferencial de transformador.
La segunda familia engloba las protecciones denominadas «abiertas», de reserva o
de segunda cobertura.
La característica común que las distingue es su interdependencia
y, por tanto, la necesaria selectividad entre sí.
El contenido de este capítulo se centra en establecer los criterios y la metodología,
reflejada en un ejemplo práctico, que permitan aplicar la idea de selectividad con resul­
tados satisfactorios en las protecciones abiertas.
6.1 Criterios sobre la selectividad
Existe selectividad entre las protecciones de sobreintensidad de una instalación
cuando,
al producirse una falta o sobreintensidad, actúa únicamente el dispositivo pre-

207. 394 Protecciones en las instalaciones eléctricas
visto (el situado inmediatamente «aguas arriba» de la falta o aparato sobrecargado).
Esto
se consigue cuando las características <<liempo-corriente» no se cortan, existiendo
entre ellas una separación que garantice
la no interferencia señalada.
En
la figura 6.1, se muestran dos ejemplos de selectividad, con representación de
las curvas de funcionamiento.
1"
11'11 1n2 [11'13" ,] In' 1,,2 [In]. rt]
a) S~It:tli.,idad enln interruptores b) St'tCli""idad C'l\lr. fusibles b.1., 101. T.
outo",ótlcoa b.t.y fu.lbl ... en "'.T.
Fig. 6.1 Curvas de selectividad.
La selectividad en la zona de las corrientes de cortocircuito no puede plantearse ba­
sándose en los tiempos de funcionamiento de los elementos magnéticos o fusibles,
ya
que a tales niveles de corriente éstos son muy pequeños y se llegaría asi a conclusiones
erróneas.
Como puede observarse en
la figura 6.2 para que exista selectividad en condiciones
de cortocircuito debe introducirse
un retardo adicional, de modo que, cuando se haya ex­
tinguidoel arco,en
el interruptor más cercano a la falta nosehayainiciado la desconexión
(antes de iniciarse
el tiempo mecánico). Para asegurar la selectividad, es necesario que
inicio dlP lo
rQII~
( lpo)
Ti.",po d.
preorco
(10)
Tiempo a. arro
01···0 •••• 11::===:::1
~9." 1~_-=.!I."a'-_t-_ .;.I::.a_ ....,
b(~A~I~)~.~.IJas'·i·~a~d:i'! i.~n~a~I~~~~~JI ........ r:=======:J
Di, •. 0 ~
Fig. 6.2 Tiempos de actuación de interruptores automáticos. Margen de selectividad.
Coordinación de los sistemas de protección 395
1"
I
I I 1110".1'1
T'
II
'I <!i)
11
I
Fig. 6.3 Selectividad entre fusibles.
exista un margen ( t::,. 1) entre el la del interruptor «cercano» y el la del interruptor
«alejado». Normalmente.
se toma:
t::,. l ;;. (tpa + la)
Margen = (Ipa + la)
Con carácter general, y con independencia del nivel de tensión que se considere, la
selectividad entre dos niveles de protección debe fijarse con un margen de tiempo si­
tuado entre 0,3
+ 0,5 s. Esta conclusión es aplicable a cualquier tipo de protección.
Para los fusibles la situación es parecida, con
la diferencia de que el tiempo de
prearco corresponde
al tiempo necesario para llevar el elemento fusible a la fusión y va­
porización, sucesivamente.
También en este caso debe preverse un margen, para evitar que el fusible lejano
quede afectado en sus características, aunque no funda, durante
el cortocircuito
(fig. 6.3).
De lo indicado se deduce que dos o más fusibles, para que sean selectivos, deben te-
ner intensidades nominales distintas.
La relación .!...L que asegura la selectividad va-
1
1
ría según el tipo, fabricante y condiciones de empleo de los fusibles (tensión, forma de
instalación,
1«, etc.).
En general, puede afirmarse que cuando esta relación es igualo superior a 2 existe
siempre selectividad. Con fusibles de tipo cilíndrico y de cuchillas, dicha relación
puede ser 1,6
+ 1,8, según las marcas. Para los fusibles de tipo doméstico (Un 380 S V),
se llega a relaciones de 1,3
+ 1,4.
6.2 Trazado de curvas de intensidad-tiempo
En el catálogo de todo relé de sobreintensidad consta la familia de curvas características
de operación, que ofrecen
el tiempo de actuación del relé para una magnitud l., expre-

208. 396 Protecciones en las instalaciones eléctricas
sada ésta en múltiplos del valor ajustado,I,. Para definir una curva, de entre las infini­
laS posibles dentro de la familia, suele darse un punto de la misma; por ejemplo, el
tiempo de actuación cuando I"JI,) - 5.
Si en el catálogo del relé no está dibujada la curva que se precisa, habrá que obte-
nerla por extrapolación. .
La figura 6.4 muestra las curvas características de actuación de un relé de sobrem­
tensidad a tiempo normal inverso.
El fabricante ha representado 10 curvas, correspon­
dientes a las indicaciones 1
+ 10 del dial de ajuste.
En la misma figura se ha dibujado por extrapolación una curva que tiene un
tiempo de operación de 1 s cuando
1, -5 I.J' .
tlna vez elegida la curva que interesa, se procede a elaborar una tabla como la SI-
guiente:
1,
-¡;;
(t.p. u.) cop (5) Ip (A)
1,5
2
3
4
5
10
20
Seguidamente
se anotan en la columna central los tiempos de operación (top) en se­
gundos, obtenidos a
panir del catálogo.
1,
-¡;;
(t.p.u.) IOp (5) Ip (A)
1,5 5
2
2,7
3 1,5
4 1.1
5 1
10 0,69
20 0,5
Coordinación de los sistemas de protección
397
En la tercera columna se anota el valor de 1, en amperios, que dependerá del valor
de
la corriente ajustada. Supongamos que l.) -360 A.
T,
-¡;;
(t.p.lI.) top (5) Ip (A)
1,5 5 540
2 2,7 720
3 1,5 1.080
4 1,1 1.440
5 1 1.800
10 0,69 3.600
20 0,5 7.200
.
g_ ........ ,.;... - 1,
¡;¡
"
!
"
1"
•
I'¡~
"
,
JI/ni
" 11111
"
[~lll¡ I11U
I
,
~/¡~IW
1I
•
,
I
I
.'
lill
•
100 10 S J,' lo' 1,11 Q,I O,, G.l al 0.1
."
Fig. 6.4 Curvas características del ralá de sobreintensidad a tiempo normal inverso (N.I.).

209. 398 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Con los datos obtenidos,
se dispone de la curva t -J(!) del relé. Esto pennite trasla­
darla a
la hoja de curvas de selectividad, tal como se muestra en la figura 6. 5. En ténni­
nos prácticos, esta curva corresponde a
la curva de disparo de un relé con los siguientes
ajustes:
-Ajuste elemento a tiempo inverso: 360
A.
-Curva de operación: 1 s al 500 % J'r
-Ajuste elemento instantáneo fases: 2.000 A.
-Tiempo operación elemento instantáneo fases: 30 ms.
-I,rr elemento a tiempo inverso: 115 % 1" ± 10%.
, (. ,
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,.
•
,.
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,.
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5 ,
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I,rr -1,15·360 .. 414 A
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I
1 )"7nllZ
00004.200'80
o o OOOOotU IO
00.00
, ,
, .
• o
o o
•
--'pCA,
Flg. 6.5 Curva de actuación del relé de sobreintensidad (N.I.) y del elemento instantáneo de fases.
Nótese que a partir de 2.000 A, desde el punto de vista práctico no tiene interés re­
presentar la curva de operación del elemento a tiempo inverso, dado que actuará el ele­
mento instantáneo.
Coordinación de los sistemas de protección
399
6.3 Consideraciones sobre los valores límite de ajuste
Al plantear los criterios y la metodología para establecer los valores de ajuste de las pro­
tecciones que deben guardar una
detenninada selectividad, conviene tener una res­
puesta adecuada a la siguiente pregunta: ¿Cuáles deben ser los límites para que las mag­
nitudes de ajuste de las protecciones de sobreintensidad o similares sean las adecuadas?
La respuesta a esta pregunta requiere que se comprueben los valores que definiti­
vamente se asignen a los ajustes bajo tres niveles distintos:
a) valores mínimos;
b) valores de carga;
e) valores máximos.
Los valores mínimos de ajuste son aquellos que sin presencia de falta podrían pro­
vocar
la operación de la protección. Tal sería el caso de una protección diferencial cuya
intensidad de arranque fuese inferiora
la intensidad capacitiva de la unidad protegida o
la correspondiente a los errores de los T/I en condiciones de cortocircuito. En defini­
tiva,
el valor mínimo de ajuste deberá estar por encima de estos límites.
Los valores de carga corresponderán a las magnitudes resultantes en funciona­
miento normal de las unidades protegidas.
En este caso deberán tenerse en cuenta los
márgenes admisibles de sobrecarga para establecer, en consecuencia, los valores de
ajuste a partir de este ultimo niveL
Los valores máximos de ajuste serán aquellas magnitudes que, salvo excepciones
aceptadas. no excedan del límite térmico de
la unidad protegída.
Cuando
se establecen las curvas de selectividad entre protecciones es necesario
comprobar que los valores escogidos no excedan
el límite de las curvas 1', -cte. del
equipo protegido.
En estos casos se acepta por simplificación -que añade un margen de
seguridad-que la disipación de calor es adiabática, dado
el corto tiempo que se con­
sidera.
Este límite máximo de ajuste no debe establecerse solamente para
la protección
primaria de
la unidad protegida, sino que debe extenderse, si es posible, a la protección
situada «aguas arriba» que ejerce
la función de reserva.
En la lig. 6.6 se representan las curvas 1', -cte. de dos transformadores: 100/20 kV,
50 MVA. 290/1.440 A
y 20/0, 38 kV, 500 kVA, 14/760 A.
Las Normas establecen que estos transformadores deben soportar
10 J" -3 s y 25
1" -1 s, respectivamente .
Además de las curvas
1', -cte., se han representado en la figura 6.6 las correspon­
dientes a los valores de ajuste de sus protecciones de sobreintensidad citadas en
el ejem­
plo práctico, comprobándose que estas curvas quedan por debajo de los valores límites
admisibles.
Conviene precisar que
la zona de corte de las curvas correspondientes a valores de
100 % + 150 % In no tiene ninguna significación, ya que dicha lona de ajuste debe ser
cubierta por la protección de sobretemperatura.
En conclusión, debe insistirse en la necesidad de superponer a las curvas de ajuste
de las protecciones de sobreintensidad de fase las correspondientes de
J', -cte. de la
unidad protegida. para comprobar la bondad de los ajustes.

210. 400 Protecciones en las instalaciones eléctricas
,oo_~
'0 __
0,'._
Fig.6.6 Comprobación de las curvas de ajuste frente 8 la curva p, -cle. de la unIdad proleglda
En las situaciones analizadas del ejemplo práctico siguiente, no se han superpuesto
estas curvas, con objeto de simplificar y facilitar la comprensión de las figuras. No obs­
tante, para disponer de un estudio completo en los casos reales, debe efectuarse
la com­
probación de
la superposición de curvas.
6.4 Resoluci ón de un ejemplo p ráctico
En la figura 6.7 se muestra el esquema básico de una red cuya alimentación principal
arranca de unas barras A.T. de
100 kV, a la que se conecta un transformador 100/20 kV
de 50 MV A (zona D).
E'lación
•
Coordinación de los sistemas de protección
Etloc:¡ó,.,
•
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1 I
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1
I
1
I
L ____ _
C"!'!ro d"
..... .J.., ...... .J..,_di.tr ibud6t'1
Fig. 6.7 Esquema de la red básica.
401
De las barras 20 kV (zona C) y a través de una línea aérea de 12 km de longitud má­
xima, con una sección de conductor equivalente a
50 mm' de cobre, se conecta con tres
tipos de instalaciones:
-Zona
A. Consumidor industrial de cierta importancia.
-Zona
B. Minicentral hidráulica.
-Derivación protegida en cabecera con fusibles de
50 A.
Por otra parte, de las barras 20 kV se alimenta un centro secundario de distribución
(zona
F) mediante dos líneas en paralelo. De las barras 20 kV secundarias parten varios
cables de distribución radial.
La potencia de cortocircuito máxima admisible por la instalación de 20 kV es de
P" -500 MV A. Los cálculos límile en los puntos de las zonas A y B se realizan par­
tiendo de
la P" -500 MVA, en previsión de futuras modificaciones de la red que pue­
dan aproximar a las barras 20 kV las dos instalaciones citadas.

211. 402 Protecciones en las instalaciones eléctricas
La red de 20 kV está conectada a tierra a través de una resistencia de 19 n, limi­
tando el valor máximo de cortocircuito a tierra a 600 A.
Para mayor facilidad de comprensión, los cálculos y análisis se realizarán para
cada una de las zonas definidas.
Los cálculos de cortocircuito se refieren a cortocircuitos trifásicos y monofásicos.
Los valores de cortocircuito bifásico se pueden
obtener afectando a los valores trifási­
cos del coeficiente 0,866
(.j3/2). En la práctica, el valor bifásico, por ser generalmente
un
valor comprendido entre el trifásico y monofásico, carece de interés.
También será motivo de análisis la incidencia de las unidades de arranque de
las protecciones de distancia, situadas en las líneas lOO kV que alimentan las barras
lOO kV, así como la selectividad de las protecciones de sobreintensidad direccional de
neutro instaladas en dichas líneas (zona
E).
6.4.1 Análisis de la zona A
Se trata de una alimentación en M.T. Se dispone de dos transformadores MT/bt de
500 kV A cada uno, que pueden operar en paralelo. Las barras principales b.1. están divi­
didas por un interruptor IU. En cada porción de barras hay conectado un motor asín­
crono de 250 kV A. De una de las porciones conecta un cable para alimentación de unas
barras auxiliares (fig. 6.8).
15
"
250 kVA SO W ...
Q80 Al 176 Al
"
, ____ ...... _ A"""2~ M T
0.5 MVA
20/0.38 kV
100m
..
30 kVA 30 kVA
146 Al ('8 A,
17
&.TII b 1
..........
250 kVA
(JBO A'
Fig. 6.8 Esquema de la red zona A.
Coordinación de los sistemas de protección
CÁLCULOS EN LA ZONA A
Datos a considerar:
Transformadores TI, T2
P
NT
-0,5MVA
U
Nl
-20 kV
I
NI
= 14 A
U
N
,-0,38 kV
IN, -760 A
u", -4,4 % -0,5 MVA
P" -1 ,2 % (pérdidas en el cobre)
A partir
de estos datos, pueden obtenerse:
ZT ~ u" . .!:!.tJ:. _ 0,044 . 0,38' _ 12,71 . 10 - 3 n
P
NT 0,5
valores óhmicos, referidos a 380 V.
Red 20 kV
403
Se supone que la red 20 kV es capaz de entregar una P", de 500 MV A. Es conveniente
considerar este valor máximo, aunque, en la mayoria de casos, la P" suele ser inferior.
De
aquí se deduce:
x. -~ -0,38' _ O 29. 10-3 n
P" 500 '
valor óhmico, referido a 380 V.
Uniones enlre trafos e interruptores b.t. ,
Material: Cobre electrolítico, resistividad 0,018 n mm .
m
Disposición constructi va, en m m:
Ir
I--.t -.;

212. 404 Protecciones en las instalaciones eléctricas
S-10-50 = 500 mm'
¡¡ = ~ . 85 = 107, I mm (distancia media geométrica)
r -0,224 (10 + 50) - 13,44 mm (radio medio equivalente)
Longitud media: 2 m.
A panir de estos datos, pueden obtenerse:
R
SI = P ~ = 0,018 _2_ = 0072· IO-
l n
S 500'
XSI =2.(0,145. IO-
J
lag !:)=0,29.IO-
J
lag (
X
SI
= 0,26· IO-
l n
Interruptores de b.t. TI y T2
Illlensidad nominal: 800 A.
R, = 0,085 . IO-
J n
X, = 0,124· IO.
J n
Uniones entre interruptores b. l. trajos y barras principales
,
Material: Cobre electrolítico, resistividad 0,018 n mm.
Disposición constructiva, en mm: m
Longitud media: I m
S
= 10 50 -500 mm'
r = 13,44 mm
¡¡ = 107,1 mm
A partir de estos datos, pueden obtenerse:
re
107,1 )
13,44
Coordinación de los sistemas de protección
X,,-O.I3· IO-
ln
MOlores MI. M2
P'M -0,25 MVA
U'M - 0.38 kV
I'M - 380 A
I.
rr
"" 6 l. [valor estabilizado: 2,5 l. (950 A) -10 s1
405
La aportación de estos motores asíncronos a un conocircuito puede determinarse
de acuerdo con la Norma CEI 92-4. La figura 6.9 muestra la relación, m, entre la co­
rriente simétrica de cortocircuito
y la corriente nominal.
m
4
m -6,25. -::-:-1::-::­
eO.OI8
.! 1., 2T ..1, lT , , ,
Fig. 6.9 Relación entre la corriente simétrica de conocircuito y la corriente nominal.
La aportación de ambos motores resulta:
m -4 para t-10 ms (T/2)
Para el valor
de cresta, se toma convencionalmente:

213. 406 Protecciones en las instalaciones eléctricas
La aportación de ambos motores resulta:
1",,, - 8 ·/NM -8·760 -6 kA
Unión barras principales JI auxiliares
Sección: 3 x 120 mm'
Longitud:
100m
r-O,156·IO-
J
n/m
x -0,0745· IO-
J
n/m
A partir de estos datos, pueden obtenerse:
Esquema equivalente
"
11
,.". .... o,nww.
, ....... UOA
I're ...
U • UO'l
IISh 1\,' .... '
J~h H,S.KI')
Jlt 11.41. )0'1
a,"u,U 10·)
ItSIt Q.on.lo')
Uh 0.16. lO')
,,. 101'
Fig. 6.10 Esquema equivalente zona A.
Coordinación de los sistemas de protección 407
Cálculo de cortocircuito en los bornes de salida de un interruptor b .t. traJos (fig. 6. la)
-Se considera un cortocircuito trifásico en el punto 1; con los interruptores 1, e lu
abiertos; es decir, alimentado sólo por T2.
-Se tiene que:
R", -RT + RSI + R, -(3,47 + 0,072 + 0,085)· 10-
3
-
3,63· IO-
J
X"' -X. + X
T + Xs, + X, -(0,29 + 12,23 + 0 ,26 + 0,124) . IO-
J
= 12,9.10-
3
Z", • .J3,63
1
+ 12,9
1
.IO-
J
_
13,4·IO-
J
{)
y, así:
_-;;--,:0-,=,3..::.8 --::--;--_ 16 kA
J3 13,4·IO-
J
X 129
<p", = arco tg =-= arco tg --' - -arco tg 3,55
R", 3,63
El coeficiente K, entre la 1", de cresta y la 1", simétrica, resulta de
K, -J2 ( 1 + e ,,-;' ) -J2 (1 + e-
O
.88
)
K, '" 2 (lig. 6.11)
y. así:
1"" = 2 1", -I 32 kA I
Estas son las máximas corrientes que pueden atravesar un interruptor 1"1,, para
cortocircuitos en 380
V.
Cálculo de cortocircuito a la salida de un interruptor conectado a las barras principales.
-Se considera un cortocircuito trifásico en el punto 2; con los interruptores 1" 1, e I
L
,
cerrados; es decir, se obtendrán los valores máximos de la corriente de cortocircuito
que puede atravesar un interruptor de salida de las barras principales 380
V.
-Se tiene que:
1
R_, - -(RT + Rs, + R, + Rs,) + R, -
.. - 2
-(0,5· (3,47 + 0,072 + 0,085 + 0,036) + 0,085).10- J

214. 408
y, así;
Protecciones en las instalaciones eléctricas
,
'.'
, .'
, .'
'.'
'.'
'.'
, .l
...
11 a lu 111
,«
'.'
tu K • Cor,lente o&imétrlco lvolor de ulnlo)
Ice: -Co"i •• \I •• ,,,.'-:''/'0 I.,olor .'icoJ: I
' .•
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..,
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,
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lUlO ,. , . .. ,
O-Ig~
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.... _ ...... Ift ~ :;:
o~ ~ o
~ . -. .... ., ... 0 ... . .~ N
~ -CO&"
~ . ~ ~ -----"
o o
~~
o
.; o
... --o
o o 00 o .;
o o o 000°00
Fig. 6.11 Coeficiente de cresta de la corriente de cortocircuito.
X"' -XR + +XT + Xs, + X, + Xs¡) + X,-
-(0,29+0,5· (12,23+0,26+0,124+0,13)+0,124)·10-)
R
ed
-1,92·10-) n
X"' -6,79· 10-) n
Z", -JI ,92
2
+ 6,79" 10-) -7,06' 10-) n
0,38
UN'
/ ,,' ---;:;.....,.--
J3' z",
J3. 7,06· 10-)
~~
X 6,79 3
<p , -arco tg ~ -arco tg ---arco tg 3,5
" R", 1,92
y, de la figura 6.11, resulta:
k, :! 1,96
y. así:
Coordinación de los sistemas de protección 409
Por consiguiente, y considerando las aportaciones de los motores, para un conocir­
cuito en
el punto 2, la corriente será
l
oo' -31 + 3 ~ 1 34 kA 1
/
"., -61 + 6 ~ 167 kA 1
lo que equivale a una
Z
",eq __ U~N'-' _
J3 /",
k, _!ru.l. _ E.... = 2
-.. /
", 34
0,38 _ 6,45' 10-) n
J3 34
De la figura 6. 11 se deduce que, para K -2, tg <p" -3,63 y, por tanto:
R", eq -6,45 · 10-) cos arco tg 3,63 -1,71· 10-) n
X"" eq -6, 45· 10-)· sen arco tg 3,63 - 6, 22·10-) n
Cálculo de cortocircuito a la salida de un interruptor conectado a las barras auxiliares
380
V.
-Se considera un conocircuito trifásico en el punto 3; con los interruptores /" /, e /u
cerrados, es decir, se obtendrán los valores máximos de la corriente de conocircuito
que puede atravesar uno de los interruptores de salida de las barras auxiliares.
-Se tiene que:
y. así:
R,,) -R ", eq + R, + R,,-(1,71 + 0,085 + 15,6).10-)
X,,) -X "' eq + X, + Xs) -(6,22 + 0,124 + 7,45)· 10-)
R,,)-17,4·10-) n
X,,) -13,8 ·10-) n
Z,,) -JI7,4" + 13,8
' 10-) _ 22,2· 10-) n
J3 22,2· 10-)
0,
38
~~
X 138
<p,,) -arco tg ~ -arco tg --' --arco tg 0,8
R", 17,4

215. 410 Protecciones en las instalaciones eléctricas
De la ligura 6. 11, se deduce:
Y. así:
En la ligura 6.12 se muestran las distribuciones de corrientes para los diferentes ca­
sos analizado
s.
"
'ff
al Corlod, (ullo el'! 0
l"· •
... ,
,
I
'ff
bl Cor'ocircuho en 0
---r-L-E=r-+-------" •·• .. 1
~:
Ji
el COt'lociftulto en 0
Flg. 6.12 Distribuciones (estimativas) de las corrientes para los tres cálculos de conocircuno.
Coordinación de los sistemas de protección 411
Planteamiento de la selectividad
-Los elementos de intensidad a tiempo dependiente de los interruptores 1, e 1, se ajus­
tan a 800
A, ligeramente por encima de la intensidad nominal a plena carga (760 A)
de los trafos T, y T,.
Sus elementos de disparo a tiempo independiente se ajustan a 6.400 A, de forma
que no operen para faltas en las salidas
de las barras auxiliares (6.400 > 4.500). Ade­
más, se añade una temporización de 0,5 s, que establece la selectividad en tiempo res­
pecto al resto de interruptores de salida de las barras principales, incluso
el I t"
(0,5> 0,3).
-
El interruptor I t" no precisa disponer de elemento a tiempo dependiente. El elemento
a tiempo independiente se ajusta a 5.600
A, de forma que tampoco opere para faltas
en las salidas de las barras auxiliares
(5.600 > 5.000). Además, se añade una tempo­
rización de 0,3 s que establece la selectividad en tiempo respecto al resto de interrup­
tores
de salida de las barras principales.
-Los interruptores 1" 1
7
, correspondientes a los motores de 250 kV A, se ajustan, para
el elemento a tiempo independiente, a 400
A, por encima de la intensidad nominal a
plena carga (380
A) del motor. El elemento de disparo instantáneo se ajusta a 3.500 A
(9.3 IN). de forma que no se produzcan operaciones incorrectas con la corriente ini­
cial de arranque,
que es de 6/
N
• El tiempo de operación del elemento a tiempo depen­
diente, para 2.5
l. (arranque estabilizado), es de unos 25 s, por encima de los lOs de
un arranque normal. Se podría
optar por otra curva que ofreciera tiempos de disparo
inferiores. pero conviene no reducir estos tiempos, para
mantener la selectividad con
el resto de interruptores conectados a las barras principales.
Por otro lado, se supone
que el motor incorporará la adecuada protección térmica. Nótese que el elemento de
disparo instantáneo no operará tampoco por la corriente que el motor aporte a faltas
en barras principales, pero sí para faltas en el motor.
-Los interruptores I
J
, 1" l. suponen el escalón inferior de selectividad y se han ajustado
de acuerdo con unas cargas supuestas: 100 A para
IJ y 64 A para l. e 1, (los elementos a
tiempo dependiente)
y 1.000 A Y 800 A (los elementos de disparo instantáneo).
-
El elemento a tiempo dependiente del interruptor 1, es selectivo con 1, + 1,. El ele­
mento a tiempo independiente, ajustado a 2.000 A, puede detectar cortocircuitos en
las salidas de las barras auxiliares, pero está temporizado
O, I s para que el cortocir­
cuito pueda ser eliminado por los elementos instantáneos de
1" l •. Su elemento de
disparo instantáneo, ajustado a 20 kA, sólo puede actuar con la corriente de cresta
para faltas entre el propio interruptor
y las barras auxiliares.
En la ligura 6.13, se representan los diferentes valores de ajuste, así como las curvas
de selecti vidad.
6.4.2 Análisis de la zona B
Se trata
de una minicentral hidráulica, constituida por un alternador de 300 kV A, 380
v. y un trafo MT/bt de la misma potencia nominal, conectado en «T» sobre la linea de
distribución 20 kV. El arrollamiento M.T. del trafo tiene el neutro aislado, pues se desea
mantener el valor de la corriente de falta a tierra al máximo que establece eltransforma­
dor 100/20 kV (lig. 6.14).

216. 412 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Ajuste elemento a
Ajusle elemento a tiempo indepen-
Calibre tiempo inverso dienle
Numero J. J, J, I
Interruptor (A) (A) Curva (A) (s)
',. 12 800 1
I
-Ixl
n Min 1, -8xl. 0,5
-800 A -6.400 A
lu 800
- - 1
2
-7xI
n 0,3
-5.600 A
1, 500 1, - O,4xI,._ Min 1
2
= 4x1
n 0,1
-200 A - 2.000 A
I}. J 7 500 1, -O,8xl. Min - -
-400 A
1, 100 1
I
-Ixl
n - - -
-100 A
'6. la 80 1, -O,8xl. - - -
-64 A
Fig.6.13 Valores de ajuste y curvas de selectividad.
Ajuste elemento
de disparo ins-
tantdneo
;A¡
1, ~ 40xI.
-20 kA
1, -7xl.
-3,5 kA
1, -10xl.
-1 kA
1,-IOx!.
-0,8
kA
Coordinación de los sistemas de protección 413
En el caso de faltas polifásicas en la línea 20 kV, el generador suministrará cierta
corriente
al cortocircuito; pero en el caso de cortocircuito monofásico, sólo podrá ser
detectado
en la minicentral por el desplazamiento de la tensión de neutro. Cuando el
cortocircuito sea polifásico, la aportación del generador disminuirá en función del
tiempo en
la proporción establecida por sus reactancias subtransitoria, transitoria y
sincrona o permanente. La protección de sobreintensidad en el interruptor M.T. (ver
comentarios de
la zona C) será a tiempo inverso, con frenado por tensión.
lONA B
¡-0-
I
I
I
I
I
I
I
I
10
I
I
I
L __ _
1,g10 A.T. 1 M.T.
Fig. 6.14 Esquema de la red zona B.
CÁLCULOS EN LA ZONA B
Datos a considerar
Trajo MT/bl
P'T - 0,3 MVA
UN! -20 kV
IN! -9 A
UN> -0,38 kV
IN) -450 A
u" - 5 % -0,3 MVA
P" -1,5 % (pérdidas en el cobre)
A partir de estos datos, pueden obtenerse:

217. 414 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Z _ O
OS .0,38' _ 24 07 . 10 -3 O
T , 03 '
,
R
T
_00IS.o,38'_ 7,22. 10-30
, 0,3
Red M.T.
x _ 0,38' _ 0,29.10-3 O
• Soo
Generador
P
NG
-O,3MVA
UN -0.38 kV
IN -4S0 A
X
srG
-2S % -0,3 MVA -O, 2S O~~ ' -120.10-
3 O
Se supone RSTG -10% XsrG -12.10-
3 O
Unión entre trafo e interruptor del generador
R
s
-15·1O-
3
0
X
s
-
7.10-
3
0
No
se considera la impedancia del interruptor del generador
Esquema equivale nte
Pe, .lOO
U s 310 'f
'.
0
ZSTG
0
0
'.
"
Fig. 6.15 Esquema equivalente lona B.
Coordinación de los sistemas de protección 41 5
Cálculo de cortocircuito a bornes del generador
R"'3 _ (RT + Rs)' RsrG _ 10-3 (7,22 + IS)· 12 _ 10-3 266,64 _
RT + Rs + RSTG 7,22 + IS + 12 34,22
7,8
10-
3 O
X"'3 _ (X. + XT + Xs)' XsrG _ 10-3 (0,29 + 23 + 7)·120 _ 10-3
X. + XT + Xs + XsrG 0.29 .23 + 7 + 120
3634,8 _ 24 2 10-30
ISO,29 '
Z"'3- J7,
8'+24,2'.1O-
3
-2S,4. 1O-
30
1"'3 -0,38/ Jj _ 8,6 kA
2S,4· 10-3
Aportación del generador:
1 1
X.+XT+XS
"'lo - ,,3'
X. + XT + Xs + XsrG
_ 8,6 . 0,29 + 23 + 7 _ 8,6. 30, 29 _ 1 7 kA
0,29 + 23 + 7 + 120 ISO,29'
Cálculo de cortocircuito a bornes b.t. del transformador
R",-(RsrG + Rs)·RT _ 10-3 (12 + 15)· 7,22 _ 10-3 194,94 _ 5,7. 10-3 O
RsrG + Rs + RT 12 + 15 + 7,22 34,22
X"' _ (Xsra + Xs)' (X. + XT) _ 10-3 (120 + 7)· (0,29 + 23)
XSTG+XS+X,+XT 120+7+0,29+23
_ 10-3 2957,83 _ 197. 10-3 O
150,29 '
Z
",_IO-
J
·
J5,7'+ 19,7'_20,5. 10-
30
1 ,_ 0,38/ Jj _ 10,7 kA
,,-20, 5· IO-J
Aportación del generador:
1 1 -1 l' X. + XT _
"1" X,+XT+XS+XsrG
_ 10,7. 0,29 + 23 _ 10,7. 23,29 _ 1 66 kA
0,29 + 23 + 7 + 120 150,29'
Cálculo de cortocircuito en bornes M. T. del transformador, con el interruptor 1, abierto
Sólo se calcula la aportación del generador:
R", - RsrG + Rs + RT - 10-
3
(12 + 15 + 7,22) -34, 22.10-3 O

218. 416 Protecciones en las InstalaCiones eléctricas
x"', -X
STG
+ Xs + X
T
-10-
3
(120 + 7 + 23) -150.10-
3
n
2",,_10-
3 .j34.22'+ 150'-10-
3
.j23671-154· 1O-
3
n
1 _ 0.38/ JJ _ 1 4 kA
«, 154.10-3 •
En la ligura 6.16 se muestran las distribuciones de corrientes para los diferentes ca­
sos analizados.
1.
t 17'"
l ',' kA
10.7 U
1,' kA
1,711A t
1.5" t
o) COrlocirc:\,t¡to,"tI ] b) Cortocircuito _n 2 c:) cOfloci,cuito.n 1
Fig. 6.16 Distribución de las corrientes para los tres cálculos de conocircuito.
Planteamiento de la selectividad.
El generador tiene una l. de 450 A Y. en el caso de falta en la línea. puede aportar como
máximo. en
el periodo subtransitorio. una corriente de 1.4 kA (3 l.).
Un ajuste razonable de la protección de sobreintensidad del generador será de
500 A (110
% l.). con una curva de disparo de 0.15 s a 5 1". Y con el elemento a tiempo
independiente ajustado a 1.000
A. Esto protegerá al generador contra sobrecargas y per­
mitirá su desconexión instantánea para faltas dentro de
la minicentral o en la linea de
distribución. en la proximidad a
la centra\.
Aquí no es necesario trazar las curvas de selectividad.
De hecho. con los ajustes de
la protección de M.T. no existe tal selectividad. ya que el ajuste previsto para la protec­
ción
en M.T. (ver lig. 6.19) es de 15 A. que pasados a 380 V. resultan:
20
15·--800 A ~5oo A
0.38
Coordinación de los sistemas de protección
417
Esto no es lo frecuente. Lo usual es que los generadores se encuentren en el escalón
más alto de selectividad.
al final del sistema. En nuestro ejemplo. el generador está co­
nectado
en "T», por lo que en el caso de falta en la línea es indiferente que desconecte el
interruptor M. T. o el de b.l. Sin embargo. el generador ha de tener su propia protección,
ya que todo cortocircuito dentro de
la instalación precisa la desconexión del interruptor
del propio generador.
6.4.3 Análisis de la zona e
La zona e es la delimitada por los diversos dispositivos de interrupción en la línea de
distribución 20
kV. Se supone una línea de 12 km de longitud, de una sección de
50
mm' de cobre. con las siguientes características:
Longitud:
12 km
Sección: 50 mm' de cobre
R/
km: 0.3625 n
X/km: 0.4125 n
Ro/km: 0.508 n
Xo/km: 1.025 n
En la cabecera de la línea existe una protección de sobreintensidad que debe detec­
tar faltas a tierra y entre fases en
la línea protegida. A 3 km de la estación existe una deri­
vación protegida por cortacircuitos fusibles de calibre 50 A. En
el extremo de la línea
(zona
A) existe un conjunto interruptor + protección de un suministro en A.T. a una
importante factoría.
En el centro de la línea existe otro conjunto interruptor + protec­
ción. correspondiente a una minicentra\.
Es evidente que la protección en la cabecera de la línea debe ser selectiva. con las
protecciones
y fusibles mencionados. Su zona de actuación debe ser la sombreada en la
figura 6.17. Para faltas fuera de esa zona. la protección de cabecera actuará como pro­
tección de reserva de las otras protecciones y fusibles.
En los cálculos de cortocircuito. por simplicidad. no se considerará la aportación
de corriente de
la minicentra\.
En las barras de media tensión de la estación de cabecera se supone una P« de
500 MV
A. La red de media tensión está puesta a tierra mediante una resistencia. de
valor
19 n. El transformador de alta tensión a media tensión es del grupo de cone­
xión DYn.
Cálculos en la zona e
Se trata de calcular las corrientes de cortocircuito trifásico y monofásico en los puntos
I a
4 (fig. 6.17). Las fórmulas básicas son:
1 30i-~ - U
« 20. JJ 20.

219. 418 Protecciones en las instalaciones eléctricas
pc.c 39: 500 ,",YA
[f2~~~t::::It8:;:)' E:'~ ZONA A
ZONA e
J3V
2Zo; +Zo,
Siendo:
1,,30i ~ corriente de cortocircuito trifásico en el punto i
1,,10i - corriente de cortocircuito monofásico en el punto i
U - tensión nominal compuesta del sistema.
V = tensión nominal simple del sistema
Zo, -impedancia directa del sistema hasta el punto i
Z" -impedancia inversa del sistema hasta el punto i
Z.. ~ impedancia homopolar del sistema hasta el punto i
Zo, -3ZPT + ZOL, -57 lQ + ZOL,
ZPT -impedancia de puesta a tierra del neutro del sistema.
ZoL' -impedancia homopolar de la línea hasta el punto i.
201 -20r + ZOLI
ZDL, -impedancia directa de la línea hasta el punto i.
Zo. - impedancia equivalente a la P" en las barras M.T. de cabecera de la línea
U' 400
Zo ----- 08 1900
• P 500 ' ~
"
Coordinación de los sistemas de protección
Puesto Que U -20 kV, se tiene:
11.547
1,,30 i -__::--:-:..:-:::....:...:-::--
0,8 l2Q + ZOL,
34.641
1,,10i--__ ~~__::~~~-__::~~-
1,6 l2Q + 2Z0u + Zou + 57 lQ
Para la línea en cuestión:
ZOL -(0,3625 + jO,4125)/km -0,55 148,7
0
O km
ZoL -(0,568 + j 1,025)/km DI, 172 161
0
O km
En consecuencia:
y, así:
~ -1,172161 -48,7 -2, 13 UU
ZOL 0,55
ZoL -2,13 UU ZOL
11.547
1,,30i -------'-=-"------
0,8 l2Q + ki . 0,55 148,7
34.641
1,,10i---------~~~--- ____ ~ __ --
1,6 l2Q + 57 lQ + ki 0,55 148,7 (2 + 2,13 llLJ)
k, = distancia, en km, entre la cabecera de la línea y el punto i
Realizando las simplificaciones oportunas, resulta:
11.547
1,,30i --,----'-:-~--:: ____ -
0,55 (1,45 l2Q + k, 148,7)
21 kA
1,45
l2Q + k, 148,7 '
34.641
1,,10i----__ --~~~---,_,_-
57,022 ~ + 0,55 k, 148,74,1 16,3-
34.641
57,022 ~ + 2,26 k, ~
15,33
1" I 0 i --::-:-:----'-=.::....:-c:-:-::-, kA
25,23 ~+k , ~
Los valores de k" para los puntos I + 4 son:
419

220. 420 Protecciones en las instalaciones eléctricas
k, = 12
k, -6
kJ -3
k. -O
Resultando las siguientes corrientes de cortocircuito (fig. 6. l 8):
k.
1S
"
" 12
11
' .
•
•
,
5
4
,
J,,30 l -
1..,101 =
J,,302 -
J,,1
02-
J,,303 =
1,,103 -
1,,304 -
J,,104
=
Icc 1 11
1.600 A
450 A
2.930 A
525 A
5.000 A
565 A
14.430 A
600 A
01 :z ] 4 567 la t 1011 I2KM
Fig. 6.18 Curvas de intensidad de conocircuito en función de la distancia.
PLANTEAMIENTO DE LA SELECT[VIDAD
PrOlecciones de sobreintensidad dejase (lig. 6.19)
Los ajustes en la cabecera de la linea han de ser selectivos con las curvas del fusible y con
los ajustes de sobreintensidad
de las protecciones en M.T. de la minicentral y la factoría
de
la zona A. Los T/[ instalados en [a cabecera de la linea son de relación 30015 y se su­
pone
que admiten permanentemente una corrientede[ [20 % J .. es decir, 360 A. Éste es
el máximo ajuste recomendado para los relés de sobreintensidad de fase. Se han esco­
gido relés
de característica normal inversa (N.I.) con un tiempo de actuación de l s a
cinco veces la corriente ajustada.
El elemento a tiempo independiente se ajusta a
3.500 A.
Coordinación de los sistemas de protección 421
La protección de sobreintensidad de fases en el suministro M.T. a la zona A ha de
ser selectiva, en condiciones normales, con las protecciones b.t. de [os transformadores
20/0,38 kV. Primeramente debe representarse la curva de disparo de ambos interrupto­
res
conjuntamente. Para ello, los valores de la curva J" 1, de la figura 6. l 3, antes de tras­
ladarse a la figura 6.19, se han
de multiplicar por:
(0;~8) . 2 _ 0,038
El elemento a tiempo independiente se ajusta por encima de 500 A, de forma que
no actúe para faltas en b. 1. El elemento a tiempo dependiente se ajusta por encima de la
1, del suministro (28 A), a 40 A, con una característica de disparo tal que ~I tiempo de
actuación a cinco veces la corriente ajustada es de 5
s.
Aunque se observe una aparente falta de selectividad, ha de tenerse en cuenta que
en caso de falta en una salida de las barras b. 1. principales, y suponiendo que falle el inte­
rruptorde la salida en cuestión, el interruptor lu abriría al cabo de 0.3 s. A partir de este
instante, la protección a la
entrada sólo ha de ser selectiva con la protección b. 1. de uno
de los trafos 20/0,38 kV.
El caso más desfavorable de selectividad es una falta en las barras auxiliares b.I.,
con fallo de la protección del interruptor J., lo que, con los ajustes de J" I, e Iu
(lig.
6. l 3), supondría el disparo de los interruptores de b.1. de los trafos, es decir, inte­
rrupción del suministro. Por 'tanto, la zona
no selectiva que aparece en la representa­
ción
de las curvas de operación de los relés no afectará a la calidad del servicio.
El alternador de la minicentral tiene una potencia de 300 kVA y una reactancia
subtransitoria del 25
%; la reactancia de cortocircuito del trafo es del 5 %. La intensidad
nominal del generador, a 20 kV, es de 9A, y la 1" del conjunto resulta 27 A (fig. 6.16) .
Los relés
de sobreintensidad de fases M.T. se ajustarán a 15 A con un tiempo de
operación de 0.5 s a cinco veces la intensidad ajustada. Inicialmente, podría pensarse en
ajustar a un valor lo suficientemente bajo para disparar el interruptor durante el pe­
ríodo subtransitorio, pero este ajuste podría producir disparos intempestivos en la co­
nexión del transformador. En
cuanto al elemento a tiempo independiente, se ajustará
de forma convencional, para que no actúe por cortocircuitos en b. 1. La tensión de c.c.
del trafo
MTlbt es del 5 %; por tanto, la máxima corriente resultará:
I"b.l.-100/,,_20.9_ 180A
5
lo que conduce a un ajuste, conservador. de 300 A.
Los relés de fase tendrán control
por tensión, de forma que con tensión inferior a la
nominal del servicio funcionarán con corrientes de arranque y tiempos de disparo infe­
riores a los de ajuste. Esto reducirá los tiempos
de disparo para faltas en la linea alimen­
tadas desde la minicentraJ.
Protecciones de sobreilltensidad de neutro (lig. 6.20)
Todos los trafos MT Ibt trabajan con el neutro M.T. aislado de tierra. Por consiguiente,
los relés de
neutro de las protecciones M.T. de la minicentral y la factoría pueden ajus­
tarse a valores bajos. Se suponen relés de sobreintensidad a tiempo independiente,

221. 422 Protecciones en las instalaciones eléctricas
In del suministro o lo rociada: 2: a A
Interruptor Irolo 20/0,]11 kV e,.. minlcl'nlrol I U -'DO -l.}
Inh:r,uplor bIt. trafo 20/0,3' kV toctorlo
2 interruptores '1' '2 Iralo 20/0,3' kV en loclorío
Inlerruplor A, T, foclorío
6 Fusible 50 A
I
mlhima admisible pl'rmonenlf': 270 A
a Protección en cabecero
9 I málimo pora corloclrcullo en b. t. loctoría : 500 A
10 I mdaimo poro cortocircuito en '"'. T. loclorío: 1,&00 A
11 I mÓ.imo POlO cortocircuito en "'. T. de lo ml"icenlrol : J kA.
12 I mda/ma poro cortocircuito en lo derh'ocló": 5 itA
13 I mÓ.imo poro 10110 en lineo ".4 kA
0,' __
100 1.000 10.000 A
Fig. 6.19 Curvas de selectividad de los relés de fases.
ajustados a 15 A, con una ligera temporización de 0,3 s para evitar actuaciones in­
tempestivas en
la conexión de los transformadores.
En cabecera de
la línea se dispone en el relé de neutro de un elemento a tiempo in­
dependiente, que
se ajusta a 30 A. Este elemento queda anulado al producirse una cone-
Coordinación de los sistemas de protección
423
xión manual o reconexión automática. Por ello, aunque en caso de faltas (<aguas abajo»
del
fusl~le o de los relés de la factoría y minicentral podría actuar antes que ellos, no
ocumra lo mIsmo después de la reconexión, ya que sólo queda activo el elemento a
tiempo dependiente. Este
se ajusta a 90 A, con un tiempo de actuación de 0, 75 s para
CIOCO veces I'J' valores suficientemente selectivos tanto con el fusible de 50 A como con
los relés de neutro de factoría y minicentral.
lO JO
Protltc:c:!ón en 'aCfO,(O W' ",i"lcentral
Proteccló" en cabecero
1 Fusible SO"
4 '0 má.i"'a 600 ..
'OO~~~~~~L~;:~-u~~~~~L-Lj~UlU.
.00
Fig. 6.20 Curvas de selectividad de 105 relés del neutro.
La explotación de una linea de distribución de estas características requiere que la
reconexlón o conexión del interruptor de cabecera se efectúe con control de tensión de
«retorno», para garantizar que no se realice esta maniobra con
el generador de la mini­
central fuera de sincronismo con
la red.

222. 424 Protecciones en las Instalaciones eléctricas
6.4.4 Análisis de la zona D
Las protecciones de sobreintensidad del trafo
AT/MT están compuestas por.
-Un relé de sobreintensidad a tiempo dependiente, de característica extremadamente
inversa, situado en
el neutro M.T.
-Un relé térmico de protección de
la resistencia de puesta a tierra M.T.
-Una protección de sobreintensidad a tiempo dependiente en A.T.,
de característica
normal inversa, con elemento a tiempo independiente en fases y extremadamente
inversa en
el neutro.
Obviamente, estas protecciones son de reserva para faltas en las líneas M.T. o en
el
trafo. Se supone que éste ya incorpora otras protecciones principales, como diferencial,
gases, sobretemperatura, etc.
Por consiguiente, cabe establecer los siguientes criterios de ajuste:
-
El relé de sobreintensidad instalado en el neutro fisico deberá ser selectivo con, al
menos, dos lineas M.T., para cubrir el caso de falta simultánea a tierra en dos lineas
que vayan sobre los mismos postes.
-
El relé térmico de protección de la resistencia de neutro se ceñirá adecuadamente a la
curva /'1 de la resistencia. .
-
El relé de neutro de la protección A.T ., debido al grupo de conexión del trafo, no
puede operar para faltas a tierra en M.
T., sino para faltas a tierra entre los TII y los
atravesadores del transformador A
T/MT. Sus ajustes, en corriente y tiempo, pueden
ser bajos.
-Los relés de sobreintensidad de fases A.T. serán también selectivos con sus homóni­
mosde dos lineas M.T. El elemento a tiempo independiente se ajustará de forma que
no opere para cortocircuito en M.T.
La máxima corriente de cortocircuito en M.T. puede calcularse conociendo la ten­
sión de
c.c. deltrafo AT/MT. que se supone del 10 % (lig. 6.21).
P,..,,. ~o ~VA
Uu;. 10 'l.
100/20 kV
nO/14S0 A
100 ~v
Fig. 6.21 Esquema de l. red zona D.
Coordinación de los sistemas de protección
425
100 /2,9 kA (A.T.)
/",-- ' /NT-
10 \, 14,5 kA (M.T.)
Entre las curvas de selectividad de sobreintensidad de neutro M.T. se ha dibujado
la curva /'1 = cte. de la resistencia de neutro. Se puede observar que la curva correspon­
diente
al relé térmico no es selectiva con el resto por debajo de los 280 A, aproximada­
mente.
Con estos criterios. los ajustes aplicados son (lig. 6.22 Y 6.23):
I líneo 360"-1101500". 3.500A-Insl.
Z ''-n.as 710 A -, • 01 sao 'l. 7.000" -Inll.
3
Protección A. T. trolo 2.000" -l. al 500 'l. 16.000 A -insl.
(aJull,". ref.rldos Q N.T.)
4
I ",ó.itno e.c ..... T.: 11,,5 kA
10.000
Fig. 6.22 Curvas de selectividad de 10$ relés de fases.
•

223. 426 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Prolecclón Ifrmica
,lt. ete CI.I''oIIJ térmica de la , •• Islencia de puesto a tierra
3 P,olución en neutro 'rolo (240. -1. 01 500 "t.)
, Z lintos 1180 ,. -O,S. al SOO '1.)
S I línto (90 A -O,S. 01 SOO '1. )
, I ""~hi,,,o e.c. ti.,ro : 600 "
•
00
Fig. 6.23 Curvas de selectividad de los relás de neutro.
Protección de neutro M.T. trafo:
240
A - 1 s al 500 % 1"
Protección de fases A.T. trafo:
400 A (138
% 1, trafo) -l s al 500 % 1,)
Coordinación de los sistemas de protección
Protección de neutro
A. T. trafo:
60
A -0,25 s al 500 % 1,)
(esta curva no está dibujada)
Protección térmica resistencia
de neutro:
900
A-lO s (valor de un punto de la curva 1'( _ cte.).
6.4.5 Análisis de la zona E
427
La zona E está constituida por dos lineas A.T. de 100 kV que alimentan la estación C.
En cada extremo de las lineas se dispone de un relé de distancia y un relé de sobreinten­
sidad direccional de neutro
(fig. 6.24).
hloc:ld'n
•
Ve," ~ 10 '1. SO Iro4VA
Fig. 6.24 Esquema de la red zona E .
Se suponen las siguientes potencias de cortocircuito trifásico:
Estación A:
P,,)0 -2.000 MVA
Estación
B: P «30 -14.000 MV A
Las lineas tienen las características siguientes:
Z.c -5 n 18()o
Zoe -12 n IS()O
Estación
•

224. 428 Protecciones en las instalaciones eléctricas
CALCULO
Las
P en una y otra estación equivalen a:
"
U' lOO'
X
sA
------50 ~
P" 2.000
•
....
X __ U_' ___ 100_' __ 0,7 O ~ '" -.-n._ 'oc
sO P" 14.000 ...L."T:"'c _ ..... f 0
La reactancia de las líneas resulta:
X
AC
- 5· sen 80 -4,9 O
X oc -12· sen 80 -11,8 O
La corriente de cortocircuito en barras A.T. de la estación C, despreciando la resis­
tencia de las líneas, será:
y por tanto.
X _ 9,9· 12,5 _ 123,75 _ 5 52 O
I 9,9 + 12,5 22,4 '
1,,301 _ lOO _ 10,5 kA
5,52 J3
Las aportaciones de una y otra línea resultan:
I 30AI -IO,5 ·~ -5,8 kA
" 22,4
1 30BI -IO ,5 .~ -4,6kA
" 22,4
En el supuesto de cortocircuito en barras M.T. de la estación C, ha de calcularse el
valor de la reactancia deltrafo AT IMT:
X _...!.Q....loo'.200
T 100 50
La impedancia resultante es ahora:
Coordinación de los sistemas de protección
X, -5,52 + 20 -25,52 O
y, así:
1,,302 -J3100 -2,26 kA (referido a lOO kV)
3·25,52
y las aportaciones de una y otra línea resultan:
I 30A2 -2 26· ~ - I 26 kA
«: I 22,4 I
1,,30B2· 2,26· ...2,2.... -I kA
22,4
La impedancia «vista» desde uno y otro extremo será:
z., _ 100 _ 46 O
1,26 J3
Z.,_100_580
IJ3
429
En caso de cortocircuito en las barras A.T. de la estación B, la línea A-C-B aportará
una corriente de:
I"J0A3 -__ ::::----'1:..:;0.;:.0 _____ 2,6 kA
J3 (5 + 4,9 + 11,8)
En caso de cortocircuito en las barras A.T. de la estación A,la línea B-C-A aportará
una corriente de:
1,,30B4 __ ---;;,---,---:..::100"'-,,-_-,,-__ 3,31 kA
J3. (0,7 + 4,9 + 11,8)
La capacidad térmica de las líneas es de 200 MW,lo que supone una máxima impe­
dancia de carga de:
u' lOO' 100
Z -------500
, P 200 2
La máxima corriente permanente admisible por los conductores es:
200 2
1 ------1 15 kA
, 100 J3 J3 .

225. 430 Protecciones en las instalaciones eléctricas
•
•
2,6111.
~
11
•
1
•
1.31 kA
1Jf
S.&U '.'kA
l,o.,..I
1
c
". -
I.~
.... ..,..~c
, 2,26 kA
)Z".
•
/
•
3,31 t.A
•
•
Fig. 6.25 Valores de cortocircuito trifásico para las cuatro situaciones estudiadas.
PLANTEAMIENTO DE LA SELECTIVIDAD
Protecciones de distancia.
Supondremos que en las estaciones A y B se dispone de relés de distancia de tres escalo­
nes de medida
y arranque por subimpedancia. Los ajustes de estos escalones serán los
siguientes:
En
A:
En B:
Z, -4 O (80 % 5 O)
Z, = II O (5 + 50 %. 12); 0.5 s
Z)-170(5+100%·12); I s
Z,-9,5 O (80% 12 O)
Coordinación de los sistemas de protección
Z, -14,5 O (12 + 50 % 5); 0,5 s
Z) -17 O (12 + 100% 5); I s
431
El escalón de arranque se ajusta al mismo valor en ambos extremos. El valor má­
ximo recomendable es:
En
el ejemplo considerado. Z, -50 O, por lo que:
Ajustando
Z, -40 O, la intensidad equivalente resulta:
100 2,5
1,------144 kA
40 J3 J3 '
Ello implica que una falta en media tensión de la estación e no será suficiente
para producir
el arranque de los relés de distancia en ninguno de los dos extremos de
la línea .
PrOll'cciones direccionales de neutro
Para una buena selectividad en el ejemplo propuesto, los relés direccionales de neutro
en
la estación intermedia C deberán ser selectivos con los relés instalados en los extre­
mos A
y B. Así, para una falta en el tramo C-B, el relé en e tenderá a disparar en un
tiempo
menor que el relé en A, aunque ambos estén recorridos por la misma corriente
de falta.
Se supondrán los siguientes ajustes:
Estaciones extremas: 180
A -4 s al 500 % I~
-Estación intermedia: 120 A -4 s al 500 % l.,
Interesa comprobar en las curvas de selectividad cuál es el tiempo de disparo de
este relé
cuando esté recorrido. en una apertura monofásica, por la máxima corriente
de carga (1.15
kA). Este tiempo ha de ser superior al tiempo de pausa de reenganche. En
el ejemplo considerado, el tiempo de reenganche es I s y el tiempo de disparo del relé re­
sulta ser de
2 s (fig. 6.27).
Para los cálculos de cortocircuito monofásicos es necesario conocer la impedancia
homopolar de la red en las estaciones extremas y la impedancia homopolar de la línea.
Conociendo
la P" trifásica y monofásica en barras de una estación puede demostrarse
que existe
la siguiente relación entre las impedancias Zso y Zso:
~-(3 P,,30 -2)
Zso P,,10

226. 432 Protecciones en las instalaci ones eléctricas
Si se supone, como es frecuente en la red de transporte, en ambos extremos
entonces
Pcr301Pcrl0 - 1,25
Y
Zso -1,75 Zo
Xso-1,75 Xo
Y, suponiendo, en las líneas,
entonces, para una falta monofásica en
la estación B, la corriente homopolar de la esta­
ción
A resulta:
3 100
173
Iccl0A _____ ---")3.::..3 ___ _
(2Xso + Zso) + 2Z
LD + ZUJ 3,75Xso + 5X
LD
173
3,75·5+ 5·(4,9+ 11,8)
173 -I,7kA
102,25
173
18,75 + 83,5
Para una falta monofásica en la estación A, la corriente homopolar de la estación B
resulta:
Icc 10B _ -...,--.,...:.:1 7c.::3...,--:-~ __ ....!2L -2 kA
3,75·0,7 + 5· 16,7 86,125
Para una falta monofásica en la estación intermedia C, la corriente total de falta y
las aportaciones de uno
y otro extremo pueden calcularse como sigue:
I 10C- 173
cr (3,75.5 + 5·4,9 )· (3,75 ·0,7 + 5· 11,8)
(3,75·5+ 5·4,9 + 3, 75·0,7 + 5· 11,8)
173 173 _18.143,375_
68kA
43,25·61,625 2. 665,28 2.665,28 '
43,25 + 61,625 104,875
La corriente, desde la estación A, resulta:
Coordinación
de los sistemas de protección
Iccl0A - 6,8 61,625 _ 4 kA
43,25 + 61,625
La corriente, desde la estación B, resulta:
•
•
Ij
•
Icc l 0B -6,8 43,25 -2,8 kA
43,25 + 61,625
4,0 leA
-
1,7 kA
1fr
t,e kA
-
..... ..,....r-c
'.' kA
•
:7
1
•
I
•
Fig. 6.26 Valores de conocircuito monof ásico para tres situaciones.
433
La curva de disparo de los relés direccionales de n~utro en la estación intermedia
ofrece, para estas corrientes, unos tiempos de actuación
de 1,2 s y 1,5 s. El tiempo de se­
gundo escalón de los relés de distancia es 0,5 s. Por tanto, los ajustes de los relés direc­
cionales de neutro en la estación
C son selectivos con los relés de distancia de la misma
estación, permitiendo el disparo monofásico con reenganche (fig. 6.27).
En cuanto a los relés direccionales de neutro de las estaciones extremas, A y B, su
ajuste de
180 A-4 s al 500 % permite también la operación selectiva del relé de distancia
para faltas próximas a la estación C. Los relés de distancia operarán a
0,5 s y el tiempo
de actuación de los relés en las estaciones
A y B será de l s (4.000 A) Y 1,5 s (2.800 A), res­
pectivamente.
6.4.6 Análisis de la zona F
Se trata de la alimentación, mediante dos lineas en paralelo, a un centro de distribución.

227. 434 Protecciones en las instalaciones eléctricas
I !lOA·' UI. (01'1 .1100·'. '.lIoclón inl.,,".";O)
110 ... ·' .. ,. (01'1.1 SOO·'. h"odo~ ..•• ".,"0'"'
I cM (0''''0
, .
0.' __
'00 1000 10 000 •
1.100 ".toO
, ...
Flg. 6.27 Curvas de selectividad de los relés de neutro direccionales.
De éste se efectúa una distribución subterránea y radial a distintas estaciones MT Ibt.
Las características de las lineas son las mismas que para la linea de distribución descrita
en
la zona C. La longitud es. en este caso, de 5 km (fig. 6.28).
Los transformadores de media tensión a baja tensión de las distintas subestaciones
están protegidos por fusibles.
Se supone que cada cable de salida del centro de distribu­
ción tiene sus protecciones de sobreintensidad de fases ajustadas a
180 A, lo que supone
u
na potencia de:
20 0,18 .j3 - 6,25 MVA
Las líneas alimentadoras al centro de distribución tienen en éste una protección de
sobreintensidad direccional en fases
y neutro.
Coordinación de los sistemas de protección
435
---r-------t---80" •• M,T, 20.V
í
1
I
I
I
I
I
I
1
1
L
[
,. 5 KM
[
--,
I
I
I
I
1
.1
I
I
I
_-.J
ION'" ,.
Subulodón M T. I b.1
a",c:hr d. "'ti c:obl,
20 ~V
Flg. 6.28 Esquema de la red zona F.
CALCULOS EN LA ZONA F
Impedancia de las lineas:
RL -0,3625· 5 -1,8125 n
XL = 0,4125·5 -2,0625 n
ZL = '1,8125' + 2,0625' -2,75 n una linea
'PL -arco tg 2,0625 = 50'
1,8125
a) Conocircuito en barras 20 kV. La P oc en barras 20 kV de la estación AT /MT se su­
pone es 500 MVA, lo que implica:
X. -20' _ O 8 n
500 '

228. 436 Protecciones en las instalaciones eléctricas
y también
500
25
/ _ --- -- 144 kA
" 20 J) J) ,
b) Cortocircuito en barras del centro de distribución. Alimentación con una sola línea:
R -1,8125 n
X -2,0625 + 0,8 -2,8625 n
Z -,)1,8125
2
+ 2,8625
2
-
3,39 n
20
/
,,30 - ro -3,4 kA
3,39 '13
e) Cortocircuito en barras del centro de distribución. Alimentación con las dos lineas
en paralelo:
R -1,8125/2 -0,90625 n
X -2,0625/2 + 0,8 -1,83125 n
Z _ ')0,90625
2
+ 1,83125
2
-
2,04!1
/,,30 -20 J) -5,65 kA
2,04 3
lo que supone una aportación por cada línea de
2,8 kA.
En la figura 6. 29 se muestran los valores resultantes de los cortocircuitos anali­
zado
s.
a) b) e)
500 WVA 500 tolVA 1 500"'VA
+ +
!,,4 kA
l,' kA
Fig. 6.29 D istribución de las corrientes para 105 Ires cálculos de conocircuito.
Coordinac ión de los sistemas de protección
Corriente de eortocire llilO en el lado baja tensión
de un transfo rmador MT/bt de una subestación
437
Aun suponiendo una potencia de cortocircuito infinita en bornes A.T. de uno de estos
trafos,
la máxima comente para un cortocircuito en bornes de b.l., con una U" del 4 'lb,
sería 25/'T' Suponiendo que los trafos MTfbt son de SOO kVA, resulta:
/"
_. 800 . 25 _ ~ . 25 _ 1.000 _ 580 A
20J) J) J)
PLANTEAMIENTO DE LA SELECTIVIDAD
En el esquema de explotación supuesto, las protecciones de los cables de salida del cen­
tro de distribución han de ser selectivas con los fusibles
en los primarios de los trafos
MT/bt de las subestaciones. Con los ajustes propuestos para los relés de fase, ISO A, no
habrá ningún problema de selectividad.
Los elementos a tiempo independiente se han
ajustado a 1.500
A.
Los relés de neutro de las celdas de salida del centro de distribución se han ajustado
a una intensidad de arranque de
30 A. Los fusibles de trafos MT/bt de las subestaciones
serán de calibres comprendidos entre 40
y 80 A, por lo que, aparentemente, no existe se­
lectividad. Pero sólo pueden darse disparos no selectivos cuando
se produzca una falta
a tierra entre los fusibles
y los bornes primarios del trafo de la subestación MTfbt. Este
caso es poco frecuente.
Obviamente, los relés de protección
en la cabecera de las lineas han de ser selecti­
vos con los de los cables de salida del centro de distribución. Los elementos a tiempo de­
pendiente de neutro se han ajustado a 90 A,
lo que permite un amplio margen de selecti­
vidad.
Los elementos a tiempo independiente de neutro no
se utilizan, pues podrían ac­
tuar simultáneamente en caso de falta a tierra
en una de las dos líneas alimentadoras al
centro de distribución, lo que supondría una interrupción total en el centro de distri­
bución.
Los elementos a tiempo independiente de los relés de fase
se han ajustado a 4 kA
por encima de la próxima comente de cortocircuito (3,4 kA), que puede reCOrrer la li­
nea alimentadora para una falta más allá de las barras del centro de distribución. De
esta forma, sólo podrán actuar en caso de cortocircuito en una porción de la linea pro­
tegida.
Los elementos a tiempo dependiente de los relés de fase de protección de las líneas
en cabecera se han ajustado a 4S0
A, de forma que sean selectivos en tiempo con dos ca­
bles de salida (360
A) del centro de distribución.

229. 438 Protecciones en las instalaciones eléctricas
1I0A-lu9.01 500". 11 soU~)
240" -Ing_ol 500 .,. Ir.''': dirtu.ionolentl C.D.'
1 )60 A -1"'9.01500°,. 11 .olida.)
.. I.IOA -1,5 leg. al 500 '1. (cobe'Ct'o)
S Ice en.1 C.O. (o'itl'ltnlac;ó" pOI vroo 1;""0)
, Ice en el C.D. follrnen'ociÓn por dol. ':"eol)
., le," o lO salido d. lO 5.[. At , ... ,
100 1000 10.000
Fig. 6.30 Curvas de selectividad de los relés de fases.
•
Las protecciones en las llegadas de las líneas al centro de distribución. a causa de su
característica direccional, sólo han de ser selectivas con las protecciones de cabecera.
Los elementos de fase se han ajustado a valor mitad, mientras que el elemento de neu­
tro
se ha ajustado al 66 % (60 Al respecto al de cabecera (90 Al. Tampoco aquí se per­
mite
el disparo por los elementos a tiempo independiente ni en fases ni en neutro.
En las figuras 6.30 y 6.31 se representan las curvas de selectividad de los relés de fa­
ses y neutro. respectivamente.
Coordinación de los sistemas de protección
1 lO" -0,5 U9.
1 '0 .. - I teg. I ,.I~ di, .. (..:Io"ol)
) 'DA -, SIt,. (cobect.o)
4 MdailftO cor,i,nle d. 10110 011."016001.
100 looO 10.000
000
Fig. 6. 31 Curvas de selectividad de los relés de neutro.
•
439

230. LuisAn Lizarraga GoozalN
ING. EN ENERGIA
Re¡¡-CIP. 1\1" 76625
CAPITULO 7
ETAPAS FUNDAMENTALES
PARA LA DEFINICION, INSTALACION
y CONSERVACION DE LAS
PROTECCIONES
Desde el momento en que se plantea la necesidad de proteger una instalación o sistema
eléctrico,
se suceden varias etapas que, en definitiva, configuran un proceso iterativo
sin
fin.
La necesidad del conocimiento de la instalación que hay que proteger, la definición
del esquema de protección,
el proyecto, la recepción de los equipos, la instalación y
puesta en marcha, el seguimiento del funcionamiento, la conserv~ción y reparación,
y
la investigación de nuevos desarrollos constituyen los aspectos más relevantes y que
requieren un análisis adecuado, a fin de poder atender debidamente un sistema de pro­
tecciones.
Basándose en estas etapas fundamentales, que
se describen seguidamente de forma
detallada,
se podrá instrumentar un sistema organizativo eficaz con los medios técni­
cos y humanos adecuados
al tamaño e importancia de las instalaciones que deben ser
atendidas.
El Servicio de Protecciones, denominación que puede asignarse al conjunto de ac­
tividades enumeradas, alcanzará
la plenitud en el caso de empresas con instalaciones
de suficiente envergadura. Evidentemente, una parte de las etapas que
se analizarán po­
dría ser ejecutada por empresas externas cuando
el conjunto de instalaciones que hay
que proteger sea reducido en tamaño e importancia.
No obstante, es conveniente efec­
tuar un análisis de la situación en
la posición más compleja, con el fin de tener una vi­
sión del conjunto de etapas fundamentales.
En un servicio de protecciones pueden definirse de forma sintética tres áreas fun­
damentales:
-Equipo de estudios y proyecto
-Equipo de laboratorio
-Equipo de campo.

231. 442 Protecciones en las instalaciones eléctricas
El equipo de estudios y proyecto atiende las necesidades de planificación y
proyecto de las protecciones. así como
el estudio de resultados de funcionamiento y de
nuevos desarrollos.
El equipo de laboratorio cuida del control de calidad y de las reparaciones. Por otra
parte. es el eslabón esencial para
la investigación de mejoras y nuevos desarrollos.
El equipo de campo es el brazo ejecutor de las decisiones y el eslabón fundamental
para asegurar
la correcta instalación, conservación y reparación de los equipos.
El funcionamiento sincronizado y armónico de estas tres áreas constituye la clave
del éxito en los resultados.
Es conveniente insistir en la necesidad de que el equipo humano destacado en las
diferentes áreas"definidas tenga una formación tan amplia y generalista como sea posi­
ble. Ello permite obtener mejores resultados que los
que resultarían de la superespecia­
lización. Por otra parte, la labor de reciclaje y puesta al día en las nuevas técnicas debe
ser atendida en permanencia, habida cuenta
la constante evolución tecnológica.
7.1 Definición del esquema de protección
La definición del esquema de protección implica el conocimiento previo de la instala­
ción que debe ser protegida.
Salvo soluciones singulares, puede afirmarse que las instalaciones eléctricas tien­
den a ofrecer esquemas repetitivos y modulares. Por ello, es muy conveniente normali­
zar el esquema de protección para cada equipo, tanto en
el número de protecciones
como en
la tecnología utilizada.
Estos criterios son importantes
al definir el esquema de protección, pues facilita­
rán las políticas de mantenimiento y repuestos, por una parte, y
la simplificación del
proyecto y
la instalación, por otra.
Hay que ser cautelosos en
la introducción de nuevos criterios. En todo caso, siem­
pre se necesitará un análisis previo de las consecuencias técnico-económicas.
Hay que optar por soluciones simples y fiables y huir de
la tendencia. derivada a
veces de
la deformación profesional, a introducir protecciones en exces!'.
En el capítulo 5 se ha tratado en profundidad de las recomendaciones convenientes
de protección para cada tipo de instalación.
7.2
Proyecto
Establecido el esquema de protecciones que hay que adoptar. debe realizarse el
proyecto que refleje las conexiones de los circuitos secundarios de mando y protección.
El proyecto ha de ser revisado exhaustivamente, para eliminar los posibles errores que
pueda contener, antes de su entrega
al personal de campo.
La elección de los equipos que incorporará el esquema de protección estará basada
en
la experiencia de utilización. es decir, en las normativas internas a que se ha hecho
referencia anteriormente.
La definición del proyecto de protecciones puede hacerse sobre la mesa de un des­
pacho. Sin embargo, debe apoyarse en
la observación in silLl de los espacios disponibles
Etapas fundamentales para
la definición. instalación V conservación 443
para armarios, paneles, conducciones de cables, etc. Sólo así pueden evitarse errores
que conducirán a dificultades y retrasos en
el momento de la instalación.
En los planos finales, a los que muestran las conexiones de los circuitos, el frontis
de los armarios, etc. deberán añadirse planos generales o fundamentales, que permitan
seguir determinados circuitos con mayor facilidad de
lo que es usual en los planos de ca­
bleado o realización.
En este sentido, resulta muy útil disponer de esquemas individua­
les para
los circuitos secundarios de los T rr y TII, circuitos de corriente continua, etc.,
que permitan seguir su recorrido a través de los diferentes relés y otros dispositivos, sin
que figuren otros circuitos que dificulten su interpretación.
En la figura 7.1 se muestra el esquema fundamental de los circuitos secundarios de
los T
1I para la protección de un transformador.
Es evidente que el método de trabajo del gabinete ha de tener una gran flexibilidad,
de forma que puedan corregirse sobre
la marcha los errores que aparecen en los trabajos
de realización práctica del proyecto.
El personal de campo ha de disponer en todo ins­
tante de esquemas y planos rigurosamente
al día.
Además de la confección de los planos del proyecto, debe procederse a especificar
los valores de ajuste que deben aplicarse a
los diferentes equipos que constituyen el es­
quema de protección. Para
el cálculo de estos ajustes, además de los criterios generales
expuestos en los capítulos 5 y 6, será necesario, en algún caso, efectuar cálculos de corto­
circuito para conocer los limites máximos y mínimos, de forma que pueda establecerse
el mejor nivel de selectividad posible. En el momento de la instalación, los relés deben
ajustarse a los valores que
se fijen y ha de quedar constancia de ello en archivos apro­
piados.
Al especificarse los ajustes de un relé en particular, es importante detallar al má­
ximo todos los parámetros.
Así, se harán constar la relación de los transformadores de
medida,
el ajuste impuesto en valores primarios y secundarios y, finalmente, la posi­
ción
-aunque sea aproximada-de los diferentes dispositivos de ajuste del propio relé.
Cuando
se precise, se hará constar el porcentaje que representa el ajuste respecto al va­
lor nominal
de la magnitud controlada.
En la figura 7.2 se muestra un ejemplo de hoja de datos de ajuste de una protección
de sobreintensidad, fases y neutro de
un determinado transformador.
7.3 Recepción
Todo equipo ha de someterse a los ensayos de recepción de materiales antes de su insta­
lación definitiva dentro del esquema de protección.
La finalidad de estos ensayos es
comprobar que los equipos son suministrados de acuerdo a las especificaciones técni­
cas acordadas en
el pedido. Pueden realizarse en el laboratorio propio, supuesto que
éste exista y disponga de
la necesaria instrumentación. De no ser así, deberá acordarse
con
el fabricante que se lleven a efecto en sus laboratorios o en un laboratorio oficial.
Los ensayos deben verificar básicamente las características funcionales de los equi­
pos, como, por ejemplo, valorde arranque, tiempos de actuación y reposición, influen­
cia de las fluctuaciones en
la alimentación auxiliar, respuesta dentro de un cierto mar­
gen de temperaturas, etc. Finalizada esta parte de los ensayos, puede decirse que
«el relé
funciona de acuerdo a
lo especificado».

232. 444
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1
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nidor ..
Protecciones en las instalaciones eléctricas
111
200~'OO- 100/5-SA
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Etapas fundamentales para la definición. instalación y conservación
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445
A bol.río
cond.nsodor ••
ti MVAr
Fig. 7.1 Esquema fundam!!ntal de los circuitos de int ensidad
R de un transformador.

233. 446 Protecciones en las instalaciones eléctricas
HOJA DE AJUSTE Fecha:
Estaci6n: Central Hidráulica 111
Equipo: Trafo 4; 110/25 kV; 20 MVA
Protección: Sobreintensidad A.T
TTII pples. 320/5 A
rT/I aux. 5/tO -A
Relación total 320/10 A z 32/1 A
Relé marca AseDE modelo XYZ-012
TOGIBa ajuste: {fascs: ~ x (1; 1,5; 2; 2,~i 3; 3,5; ~) A
lnstantaneo: 10 o •• o •••••• 50 A contlnUQ
I
{
Neutro: 1,5 x (1; 1,5; 2; 2,5; 3; 3,5; 4) A
Instantáneo: 2 .......... 10 A contlnuo
Curvas actuación: fases: Normal Inversa
Neutro: Extr. Inversa
Ajustes
Fnses: 192 A primo (6 A sec.) (4 x~) (1,83 In trafo)
Inst. 1280 A prim (40 A sec.) (~) (12 In traCo)
Neutro: 72 A primo (2,25 A sec.) (1,5 x~)
Inst. 320 Aprim. (lOAsec.) (~)
Curvas actuación
~: la al 500% Iaj (dial en pos 4 aprox.)
Neutro: 2s al 500% Iaj (dial en pos 7 aprox.)
Fig. 7.2 Ejemplo de una hoja de ajuste.
I
Etapas fundamentales para la definición. instalación y conservación 447
Otra parte de los ensayos. quizá la más importante, está destinada a comprobar el
funcionamiento del relé frente a determinadas situaciones que se dan en la práctica. Los
ensayos
se realizan de acuerdo con procedimientos establecidos por normas internacio­
nales o especificas para esta clase de equipos. Los tipos de ensayos aplicados son:
-Tensión de aislamiento.
-Onda de choque.
-Disturbios de alta frecuencia.
Ya
se han explicado, con cierta extensión. en el capitulo 3.
Cuando los equipos
se suministran montados en armarios, es preceptiva la com­
probación del cableado, para verificar que no existan errores
de conexión entre los dife­
rentes equipos.
Cuando
se trata de recepcionar una serie de equipos idénticos, se practican ciertas
simplificaciones. por lo que se estab
lecen ensayos de tipo y ensayos individuales. Entre
los ensayos de tipo, que
se efectúan sobre una sola unidad, cabe citar: ensayos de onda
de choque, perturbaciones de
A. F., sobretensiones admisibles, etc. En cada una de las
restantes unidades
se efectúan los ensayos de tensión de aislamiento de los circuitos y
las pruebas funcionales.
En ocasiones, según el número de unidades, estos ensayos no
son exhaustivos, sino que
se efectúan sólo un cierto número de pruebas. Por ejemplo,
para
un armario de protecciones con cuatro circuitos independientes (tensión-intensi­
dad-tensión auxiliar-circuitos de disparo)
se prueba el aislamiento de todos contra
masa
y. después, entre uno de los circuitos contra el resto y a masa.
La bondad con que los equipos reaccionen en estos ensayos es una garanlia, aun­
que no concluyente. con vistas a los futuros años de servicio permanente.
Es importante señalar que en los pedidos de adquisición de los equipos debe ha­
cerse const
ar los requerimientos que se desea que cumplan.
Seguidamente
se incluye, a modo de ejemplo, parte de una norma particular de una
empresa especifica para
el suministro de Relés de sobreintensidad direccional de neutro
para lineas de transporre.

234. 448 Protecciones en las instalaciones eléctricas
NORMAlIZACION I
RELE DE SOBREINTEHSIOAO DIRECCIONAL I
O • •
322 1·Rev.
DE NEUTRO PARA LINEAS DE TRANSPORTE
_1 ".,. ,,~ ,.
:1.2.3 Serial de !:!l!cMlUvidad del reU. Se vaJ OMlr' 1. e.iatencia de un contaclo
nOI •• 1Dcnte abierto con l. aJi.entación auxiliar conectada, que cierre cuando
e'
relé no está en condiciones de operar correcta.ente. La. reatantea caracte-
rt.ticaa de dicho contacto lerin idéntica. a l •• descrita. en 5.2.2.
5.2." Seftalizacionea ó~tic ••• Se considera suficiente que el relé disponga de
dos indicadores 6pticos autorreponiblea.ILED preferible.ente), que aerlal en cua!!
do se ha auperado el valor de arranque de ¡. función de Medid. y cuando l. co-
rriente circul_ en dirección de disparo. latarin colocados en la caritula y r~
tulado. "ARRANQUE" 1 "DIRECCION" reapectivaMente.
5.3 Huaedad l .araen de te.~eratura a.biente
II-.-edad relativa ......... .................. .. ~
Te.peratura al .. acena.iento ................. -20·C . ........ .. 10·C
Ta.peratura funciona.mi ento ................. O'C ......... .. SOIC
••
REQUERIMIENTOS DE AISLANIE~TO TENSIQH DE IMPULSO Y PERTURBACIONES DE ALTA
mr.CUENCIA
6.1 Aisla.icnto. Tensi6n de ensayo: 2 kV, 50 IIz, ,
ainuto. entre ci rcui toa ind.!,
pendientel, y entre éatoa y lIIa.a (000 V para reléa a 48 V c.c).
C.d. con lacto soportará ,
kV, 50 IIz, 1 .¡nuto, entre extremos del contacto abie!
lo.
L .. "ealanlea condiciones para efectual' eato. enaayoa, no eapecificada. aqul,
aer'n Jaa eatablecidaa en la Publicaci6n CEl 255-5 (1177) •
6.2 Tensi6n de i_eul•o• Se aplicar'n ¡.pulso. de 5 kV de acuerdo con lo eata-
bl eeldo en lo PubJicaci6n CEI 255-5 (1977); •
e.te nivel d. ten.i6n no deber'n
producirse descaraa. diaruptivaa.
'.3 Perturbaciones de alta frecuencia. Se aplicar' lo eatablecido en la Publ i-
cad6n CEI 255-4 (1976) .
(DIUOA fH Junio 16 C:Qrl17 hola. ~nt~"t. A~"O.ADA
Si".lIIu'f. a 54 N 322
G91ul'lo Marzo 82
Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación
NORMAlIZACION I
RELf DE SOOREIN1T.HSIDAD DIRECCIONAL
DE NEUTRO PARA LINEAS DF. TRANSPORTE
7. Dl~I'OSJCJON CONSTlIUCTIVA
I 54 M 322 1-Rev.
7.1 C.ja y borne.. Se prefiere que el equipo ealé contenido en una única caja
o rack, melálico, con borne de puesta a tierra y los ele.entos que ca.ponen el
relé, enchufable •• En el caso de alplurse .ateriales pláaticoa, éstos no se­
rán quebradizos ni defonaables por el calor; deber'n ser autoextinguible. (po­
lic.rbonalos; resinaa fen61ica ••••• ).
En la carátula se indicará:
-I.a runción dc la protección.
-f.l
.odelo y el nú.ero de fabricación.
-La tensi6n auxiliar de aU.entación.
La carátula contendrÍo:
-1.05 indicadores ópticos de "ARRANQUE" y "DIRt:CCIDl't".
_ f.l ó
rgano de ajusle necesario para seleccionar la intensidad de arranque.
_ El polen~ióa~lro para seleccionar la correspondicnle curva de acluación.
Todas IRS indicaciones estarán rotulada. de foraa indeleble.
449
Para lcner acceso. los diapositivas de ajusle, será necesario retirar l. tapa,
transparente. que dispondrÍo de .. edios para ser precinlada.
Los bornes, debida_cnte identificado., deberán ser capaeea de adlldtir conducto­
res de 2,5 .. 2 (4 ... 2 en los bornes de intensidad. La dislancia de aisla.iento
y la longitud de la Unea de fuga entre elloa y l. Masa no aerin inferiores a 4
.... ~starán aituados en la partc posterior de la cajA. En 108 borneR correa­
pondienles a la. entradas de intensidad y tensi6n se indicarÍon las polaridades
que producen la acluación del relé.
5i los ele.entos que c~ponen el relé son de tipo enchuf.ble, lo. bornes de la
parle cxtraIbJc. dcberÍon catar, t .. bién, idenlificados.
7.2 Enclav .. ientoK. Si loa ele-entos que co.ponen el relé son de tipo enchufa­
ble. habrán de disponer de un enclav .. iento .ecÍonico que i.pida una ¡naerei6n
errónea. antes de que ae produzca un cnntacto eléclrico.
7.3 Cortocircuitado de la entrada de intensidad. Si el relé es de tipo enchufa
ble, la entrada de intenaidad debe quedar cortoeireuit.d. al exlraer la parte
enchufable del relé.
(OITAOA EH Junto l' con17holo. ~I.

235. 450 Protecciones en las instalaciones eléctricas
NORMAlIZACION I
RELE DE SOBREINTENSIOAD DIRECCIONAL I 5. M 322 l-Rev,
DE NEUTRO PARA LINEAS DE TRANSPORTE I 10
Halo "~
8. [NfORMACIQN TECrHCA
Los posibles suministradores del relé objeto de esta norma, facilitarán por
duplicado, la siguiente información:
-Di.ensiones y pesos del relé.
_ Descr
ipción general de su funcionamiento, curvas caracterlsticas de BU ac­
luación, e~quemas de principio y conexionado exterior, consumos. ele.
_ Folograf{as o dibujos lIIostraodo detalladamente la carátula y bornea del relé.
-Experiencia de aplicación.
9. RECErtTON
Los ensayos de recepción se efectuarán en o en
los talleres del fabricante. En este últilllo caso, el fabricante avisará a
con dos se.anas de antelaci6n.
La recepción se considerará efectuada, cuando el material haya sido entregado
en el Almacén de y los ensayos hayan sido realizados. si l. docUIII'cn­
ladón descrita en el capItulo 8 hubiese sufrido variaciones, el fabriCante de­
berlÍ
enlregar la documentación actualizada para considerar efectuada la recep­
ción del material.
10.~
se rescrva el derecho de efectuar a 108 relés 108 aiguientes ensayoa:
10.1 Ensayos de tipo
_ f'uno.:ion¡lInio,:nlo general (eoeprobación cumplimiento CAJIACTERrSTlCAS f'UNCJONA­
U:sj.
-Medida de LICmpU$ y rcpetibílidad
Para la determinación dcl error repetilivo, se efectuarán 10 medidas esta~
do el rclé s~clido a laa ~i&mas condiciones de ensayo. A la diferencia
entre los valorcs exlremoa encontrados, se le dc:nOClinará "ancho de la zona
de dispersi6n".
-Aislamienlo.
-
Tensión de impulso.
-Perturbacionc~ de alta frecuencia.
EDITADA EH Junio 86 to' 11 hoja.
"'"."'.
APROBADA
s.. .. llIu,. o 5.. '" 322
11, luha Marzo 82
Etapas fundamentales para la definición. instalación y conservación 451
NORMAlIZACION I
Rtl,E Df. SODREINTf.NSIDAD DIRECCIONAL I S4 N 322 J'Rcv.
Df. NEU"(JlO PARA L INEI\S DE TRANSPORTE ,1---'-'-_':":':"";'-"--'--­
HoJo n~ 11
-Tiempn .lnj~o orden Disparo Interruptor.
-Inrluencia de la componente .s i.~trica en loa cortocircuitos.
-Influencia del valor de la tcnsi6n auxi liar.
-Influencia de la te.por.tura .. bienlc.
-Influencia de la frecuencia en laR entradOR de C.A.
-Poder de cierre y corte de contactos.
-Aplicación sobreinlensidad y &obrelensionca c~peciricada8.
10.2 Ensay os individualos
-funcionamiento gcneral.
-Medida de tiempos.
-Aislaiento.
11. GARANTI A
tI fabricanle se eOllprollleterá s establecer una gllrnnlia sobre los relés.
Esla garanlía deber! cubrir. como .tni.o, el períodO de un año. contar i~e­
diataNcnte de~puéll de la recepción, obligándoRe a rr.poner la~ pieza" o coepo­
nentes que en dicho perIodo resultases defectuosos.
[OITAOA (N Juni o 86 C'On 17t1e1 •• "'-"~ t. APRO'AOA
Sv .. Wu, •• 54 M 322
d. I.CM Mar~o B2

236. 452 Protecciones en las instalaciones eléctricas
7.4 Instalación y verificación
Una vez definido el esquema de protecciones, realizado el proyecto y recepcionados los
equipos. debe procederse al montaje definitivo.
El personal de campo supervisará las
fases de instalación y verificación, de acuerdo con los esquemas recIbIdos y en estrecho
contacto con
el gabinete para resolver sobre la marcha los pequeños problemas que no
hubiesen sido previstos.
Toda variación ha de quedar reflejada en los esquemas de
forma inmediata.
La instalación propiamente dicha será realizada habitualmente por un constructor
debidamente seleccionado y especializado, sometido al necesario control.
U na instalación bien planificada y correctamente efectuada redundará en benefi­
cio del sistema de protecciones, al tiempo que facilitará los trabajos de mantenimiento
y localización de averías. . .
En este sentido, deberá prestarse especial atención a los cables de los CirCUitoS se­
cundarios. Siempre debe intentarse reducir sus longitudes al
mínimo posible. Al mismo
tiempo, debe huirse de
colocaren un mismo tendido cables cuyas señales puedan IOter­
ferirse. Para su mejor identificación,los cables deberán rotularse, al menos en sus llega-
das a los regleteros
de boro as. .
En la conexión a los bornes debe utilizarse siempre terminales adecuados y reahzar
el apriete necesario y suficiente. Debe evitarse conectar varios hilos al mismo borne;
existen bornes puenteables que sirven para este propósito.
En los hIlos de Circuitos de
intensidad es muy útil disponer de bornes secciona bies con posibilidad
de conectar
terminales de «banana» que permitan cortocircuitar las corrientes de llegada
e inyectar corrientes procedentes de un equipo
de ensayo o realizar modificaciones
(fig. 7.3).
IR
"
"
IN
De los TII
Corloclrcuilo
PuenlU obiertos
(o)
(o)
(o)
O
O
O
(O)
(O)
(o)
} O., .ou;.o d •• n •• ,o
Fig. 7.3 Terminales o bornes secciona bies.
A los relts
Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación 453
En algunos cables conviene dejar varios conductores de reserva, que puedan ser
utilizados con posterioridad, en caso de avería en algún conductor o por
necesidad de
pequeñas ampliaciones.
Una vez finalizado
el montaje de los cables, es necesario el control de calidad, es
decir,
el .<timbrado» de los conductores de una a otra regleta de bornes, para verificar
que
el conexionado responde al indicado en el proyecto. En este control de calidad de­
ben incluirse las uniones entre las regletas de bornes y los bornes de los relés y aparatos
conectados.
Otra de las labores que
se atienden en esta etapa es la de verificar y ajustar los equi­
pos a los valores estipulados. Además, deben comprobarse las polaridades de los trans­
formadores de medida.
Seguidamente y a título de ejemplo
se describen algunos sistemas de verificación.
7.4.1. Verificación del aislamiento de los circuitos secundarios
La prueba más frecuente es la medida de la resistencia de aislamiento respecto a tierra.
La figura 7.4 muestra el montaje para verificar el aislamiento respecto a tierra de los cir­
cuitos secundarios de los
TI /1. El valor de resistencia obtenido variará con el envejeci­
miento de los circuitos,
su longitud y las condiciones de humedad. Los valores usuales
oscilan entre varios megaohmios y varios cientos de megaohmios.
l'
"
'"
)
~ ~
(~) , .... , d. a;"am;.n'a
(500 y opro •. )
El circuito primo'; o debe e,IOl ¡"le" umpidO en ambos
11) •• 1 r."'ol d.' T' I (
Fig. 7.4 Verificación del aislamiento de los circuitos de los T 1 1.
Este montaje permite, al propio tiempo, verificar la existencia de una sola tierra en
el circuito secundario.
7
.4.2 Comprobaciones en los transformadores de intensidad
Interesa verificar, básicamente, la correcta polaridad de los arrollamientos y la relación
de transformación. Por otro lado, siempre es interesante disponer de
los datos de su
curva de magnetización.

237. 454 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Para la comprobación de la polaridad puede utilizarse el esquema de la figura 7.5,
en
la que un galvanómetro de bobina móvil se conecta al arrollamiento secundario.
Mediante un pulsador, se aplica al primario una c.c. suministrada
por una serie de
pilas.
Si la polaridad real del T/I es la prevista, el galvanómetro deflexionará hacia la
zona ( + ) en el instante de actuar sobre el pulsador.
"p~"
p, ~ ~ 5'
e JI) Bor"u dt polaridad
o
I r
: '+ -,
\l. ;7 1
Cuando lo ogulo d.It •• jollo hoda lo .01\0 positlvo •• 1 borne d,l TI! con.clodo
01+ cit. oporalo ta ¡pI dt polaridod
fig. 7.5 Comprobación de la polaridad de los T /1.
Para verificar la relación de transformación debe inyectarse corriente en el prima­
rio del T
/1 y leer la corriente secundaria. Para esta prueba resulta muy útil que los cir­
cuitos secundarios dispongan de bornes secciona bIes.
La prueba puede realizarse mo­
nofásicamente, bifásicamente o trifásicamente.
En este último caso, si la corriente en el
hilo neutro del circuito secundario es nula, queda comprobada la correcta conexión de
los 3 T/1.
En la figura 7.6 se muestra la prueba de la relación de transformación inyec­
tando corriente entre dos fases.
--le
Gen'fOdor d.
(cwri.nl • ...arlotal.
Cone.iones QUllliar/
¡'~-¡:'=====~---f'r?R
J Sltcundaria
Fig. 7.6 Comprobación de la relación de tranformación de los T 1 1.
Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación 455
La curva de magnetización de un transfo rmador de intensidad se determina apli­
cando una tensión
aherna en el devanado secundario y midiendo la corriente absorbida
hasta el punto de saturación.
El devanado primario ha de estar con el circuito abierto
(fig. 7.
7).
J J J
P,
s,
Borne.
ucc1onobln
'11I----P:-t+---1'+----:I'IIt-
P'r
S
'
f f
Gíl'ne-rodor de t."sión variable
Fig. 7.7 Comprobación de la curva magnética de los T JI.
Dado que la corriente de magnetización no tiene forma senoidal. es conveniente
utilizar
un amperímetro de hierro móvil. Debe aumentarse lentamente la tensión hasta
encontrar aquel valor a partir del cual un pequeilo incremento supone un notable
aumento de la corriente de magnetización.
Este es
el valor correspondiente al punto de saturación del T / 1. A continuación se
efectuarán diversas medidas de la corriente de magnetización, conforme se va dismi­
nuyendo
la tensión.
7.4.3 Comprobaciones en las protecciones diferenciales
Esta prueba, más que constituir una verificación en sí, sirve para comprobar el buen
funcionamiento del relé
y proceder a su ajuste. Posteriormente, en el momento de la
puesta en servicio, podrá verificarse el perfecto montaje y actuación de toda la protec­
ción en su con
junto.
La figura 7.8 muestra el esquema básico que permitirá el ajuste de la sensibilidad
del relé.
La corriente de ensayo recorre el elemento de operación y el elemento de fre­
nado,
es decir:
1 .. -100% Ir
Para verificar la característica de frenado del relé, puede utilizarse el montaje de la
figura 7. 9. Inicialmente. se ajusta R -O y se aplica la corriente de ensayo. Después se va
incrementando
R hasta conseguir la operación del relé. La relación entre las lecturas de
los amperímetros A 1 y AZ debe coincidir con
la característica de frenado del relé dife­
rencial ensayado.

238. 456 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Rele'
".,-80,n ... luccJonobl ••
Fig. 7.8 Comproba ción del funcionamiento de un relé diferencial.
Fig. 7.9 Comprobación de
la caractedstica de frenado de un relé diferencial.
7.4.4 Verificación de un relé de secuencia inversa
Un relé de este tipo puede verificarse inyectando corriente por dos fases. Si la corriente
de ensayo es
I,la componente de secuencia inversa es 0,577 1 (/ / .j3). La figura 7. 10
muestra el circuito de ensayo cuando se emplea un simple relé de sobreintensidad, con
un filtro de secuencias externo.
Si el relé es a tiempo inverso o dependiente y se desea
trazar su curva característica,
el montaje deberá incorporar un contador de tiempos,
arrancado
por la aplicación de la corriente de ensayo y parado por un contacto de dis­
paro del relé.
Etapas fundamentales para
la definición, instalación y conservación
.--_-<~---, /:.. lo, n •••• cdono bl ••
{.-rli¡fo-to"
A lo. TII
Fig. 7.10 Verificación de un relá de secuencia inversa.
7.4.5 Dispositivos de conmutación para pruebas
457
Es muy útil prever en la instalación la disponibilidad de facilidades de prueba de los re­
lés. Existen relés que ya tienen incorporado un receptáculo que permite introducir una
maneta de pruebas. Dicha maneta,
al ser introducida, abre los circuitos de tensión al­
terna
de medida y cortocircuita los circuitos de corriente de medida procedentes del ex­
terior. Ambos circuitos,
junto con el de disparo, quedan separados del relé. Mediante
unos bornes dispuestos en
la maneta de pruebas es posible inyectar al relé magnitudes
de ensayo.
La figura 7.11 muestra un ejemplo de diversas configuraciones de ensayo posible.
Cuando no está introducida
la maneta, todos los circuitos están en continuidad. No se
han dibujado los posibles circuitos de tensión de medida.
Si el relé no incorpora esta facilidad, siempre es posible incluirla en el diseño de la
instalaciÓn mediante un conmutador de dos posiciones (prueba/ servicio), pero en este
último caso es muy importante que
el conmutador señalice de forma muy visible su po­
sición de prueba, con
el fin de evitar que la protección quede fuera de servicio inadverti­
damente.
7.5 Puesta en marcha
Finalizados los trabajos de instalación y verificación, debe procederse a las pruebas de
puesta en marcha de los relés
y elementos de protección. Esta labor la efectúa el perso­
nal de campo, de acuerdo con pliegos de instrucciones que describen
el procedimiento
que hay que seguir
y los equipos de prueba necesarios para verificar cada uno de los di­
ferentes relés utilizados en las instalaciones. Con los equipos en tensión, es posible
comprobar
el correcto conexionado de determinados elementos, como los relés direc­
cionales, de sobreintensidad, de distancia, etc.
Los procedimientos deben elaborarse de forma tal que, una vez cumplimentados.
se tenga
la certeza de que el relé funciona perfectamente y de que responderá exacta­
mente a los valores de ajuste establecidos.
Es necesario que las diferentes pruebas se

239. 458 Protecciones en las instalaciones eléctricas
M in'.,rl;olplot
{ yeq""po
•• ñol'IQc,"-
'.
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r-Ofclen el
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r-Señol el
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Al re'i AI,.té Celo .. T 11
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1I .10
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A' ~ui po de pI utoboS
o) Cone.ionu normal •• o cI ..... ,\litio t trotan.lo •• I,oidO) b) Simuloción d. una follo AH
Oispo,o anulado. S.ñalizoción permitidO
0.10. TII
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I , --
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I • 10
-
A'equipo el. PfUl'ba.
.,;
e) Siml.llociÓn cI.uno 10110 AS. POlO elel cronc)mfltO con lo
orelen d. disparo. Disparo y •• ñal o""'odo.
Fig. 7.11 Dispositivos de conmutación para pruebas.
efectúen con el relé en su ubicación definitiva, inyectando las magnitudes de prueba
(corriente, tensión)
lo más cerca posible de los transformadores de medida. El relé, a su
vez, deberá estar totalmente conectado, de forma que sea posible
comprobar las señali­
zaciones de su actuación, asi como su acción sobre
el interruptor.
7.5.1
Procedimiento de verificación y ajuste
Para ilustrar lo mencionado, se desarrollan seguidamente las intrucciones de compro­
bación y puesta en servicio de una protección diferencial de neutro de un trafo A
T ¡MT.
Algunasde las pruebas pueden efectuarse con el trafo sin tensión, es decir, en la etapa de
instalación. Otras pruebas exigen que esté conectado y en servicio.
Etapas fundamentales para
la definición, instalación y conservación 459
PROCEDIMIENTO DE VERIFICACION y AJUSTE DE UNA
PROTECCION DIFERENCIAL DE NEUTRO
Según la figura 1, conectando un voltímetro de alta impedancia
en paralelo con el relé . y con el dial de ajuste de éste en su
posición mínima, obtener la curva de magnetización del TII de
neutro (fig. 2), con todos los circuitos secundarios conectados,
reflejando los valores obtenidos en la tabla adjunta.
NOTA,-Esta prueba debe efectuarse con rapidez, a fin de no da-
--
ñar la bobina del relé de tensión o el varistor.
frolo J./ o. tlOl JS."
1 .... ", ... , ... tsll..,
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1'. 1'· I " 1'00 I 200 1'·· I <00 1'00 1'00 I
Flg. t ESQUEMA DEL CIRCUITO OE PRUEBAS
·s
t. ....... ..., ......... ,.Ii
...
-'
._._._. _._.-
'.
Fig.2 CURVA MAGN ÉTI CA

240. 460 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Fig,3 SEÑALIZACION POLARIOAD T/l TOROIDAL
Deberá se~alizarse la polaridad tanto del borne del TI! toroi­
dal del neutro físico del Compensador, como del hilo del circui­
to secundario, tal como se muestra en la figura 3.
Acto seguido y con polaridades correctas, se simularán cortocir­
cuitos monofásicos externos a la zona protegida en las fases R,
S Y T (f1g. 4) Y se anotarán las tensiones resultantes a bornes
del relé. Estas pruebas se efectuarán, si es posible, aplican­
do 600 A(·). En caso contrario será necesario determinar la
tensión "deducida" (U ) mediante la expresión:
d
600
U
s
-r­
p
(*) Se toma 600 A por estar limitada la intensidad de defecto a
tierra a este valor. En general se tomará el valor máximo
de intensidad a tierra.
Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación 461
l",'o J.J a 110/ n ""
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tS~0us ,
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~ .~
Fig.4 SIMULACION DE CORTOCIRCUITOS MONOFASICOS EXTERNOS A LA PROTECCION
lEn cada una de estas pruebas, después de hallada u con polari-
s
~ades correctas, se invertirán las conexiones secundarias del
T/r de neutro y se repetirá la prueba comprobando, en este caso
la operación del relé y anotando la tensión u resul tante ...
s
Polaridad Polaridad
correcta incorrecta
Cortocircuito No
externo 1 u
ud Opera opera u
p s
s
R
S
T
En estas pruebas, la t"nsi6n ud con polaridad correcta no de-
berá ser superior a 20 v.

241. 462 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Normalizar todas las conexiones primarias y secundarias. La
siguiente verificación ha de efectuarse con el transformador en
carga y, si es posible, a la intensidad nominal.
Conectar un voltímetro a bornes del relé y medir la tensión u
s
con una corriente de carga le (rig. 5).
lIGIO J../a IIIWJ5UI
1"-
~ lOWVA ,
"
"-.., , ,.
a 0.".,
~ '"
lUW
•
~
uw
-
~-::'.!::ot <l.
,...--
I tB.f-~"."
F;g. 5 ENSAYO CON El TRANSFORMAOOREN CARGA
Calcular la tensión que resultaría en caso de cortocircuito
trifásico externo, mediante la fórmula
lccmáx
le
La tensión u30 no deberá ser superior a 20 V.
Finalmente, debe procederse a establecer el ajuste del relé de
tensión, para ello se parte de los siguientes datos:
Etapas fundamentales para la definición. instalación y conservación 463
u30 máxima tensión para cortocircuito trifásico externo
ud máxima tensión para cortocircuito monofásico externo
El ajuste del relé de tensión deberá ser como mínimo, EL DOBLE
Que la mayor de las dos tensiones anteriores.
Ejemplo:
u30 5 V
ud 3 V
el ajuste deberá ser, al menos, 10 V.
Una vez determinado el ajuste a aplicar al relé, se le inyec­
tará tensión mediante un varivolt y un voltímetro en paralelo
con el relé y se ajustará el dial para Que opere con la ten­
sión precisa.
7.5.2 Hojas de filiación
Los resultados de las pruebas
se anotan en la «hoja de filiación» donde constarán:
-Equipo protegido (transformador, generador, linea).
-Tipo de protección (sobreintensidad, gases, subtensión).
-Marca, modelo
y número de serie del relé(s) que efcctúa(n) la protecc ión citada.
-Ajustes aplicados en los diferentes dispositivos de ajuste.
-Relaciones de transformación de los transformadores de medida principales
y auxi-
liares que intervienen.
-Acciones ejecutadas por la protección (disparos. señalización, bloqueo del reconecta­
dor automático).
-Fecha inicial de puesta en marc
ha.
-Observaciones varias
(existencia de un conmutador que pone fuera de servicio la
protección. etc.)
C
omo ejemplo, se detalla una hoja de filiación de una protección térmica para una
resistencia limitadora de la corriente de falta a tierra. Esta resistencia está instalada en
el neutro físico de un trafo 110/11 kV. yel relé de protección está alimentado por un
T/I toroidal de relación 400/5 A.

242. 464 Protecciones en las instalaciones eléctricas
HOJA DE FILlACION
PROTECCION IMAGEN
TERMICA
MARCA. .. MOD .......... .
DEPENDENCIA --'S!.! • ..,E.:.. -'S"."'b"'."d."'I"I'--____________________ _
EQUIPOS
Resistencia neutro M.T. Traro 1
AJUSTE IMAGEN TERMICA ...•.......•.••• COrrionte ______ .LI"I2'-_____ A
r .. mpo 500'" _____ -"',,2 ______ •• g.
..... U$TE ALARMA (AON) ...•.. _ ••• _ .. •••.•• Corrí.me _______ .....:;I_' ______ A
Tiflmpo 500" _____ -"2~0 ______ ....
AJUSTE BLOQUEO AECONECTADOR!S •.•• Corfi~1e ______ .!.',,12,-_____ A
Tiempo 500 '" 25 Mg.
DISPOSITIVOS QUE ANULAN O MODIFICAN LA PAOTECCION
Existe un cormutador en el propio panel que permite poner fuera de servi-
cío esta protecciÓn' está rotylado ego las indicaciones E i' E S
la los disparos y la señalización.
SE~ALIZACION
Tipo d. "'.rml Registrador Cronológico de Anonnal idades
Código Bloqueo 13108 (borne 253)
Disparo 13J09 (borne 254)
Alarma 13110 (borne 255)
FUNCIONES aUE REALIZA LA PROTECCION
Protege la resistencia metálica en el neutro de 101. T del traro l.
en 3 etapas: Alarma. Bloqueo reconectadore9 y Disparo
RELES AUXILIARES
_ ,_ Mlfu _________ Topo ________ N.' _______ Voha.. ~
Conllelos __ T __ " _2_ CDnmuladol;
Tensión mínima
de operee'ón VolIs. ~
__ Mire. ________ Topo ________ N.' ______ Volt .. __ _
ConUIt:IDS __ T __ " __ ConmUl~
T tMión mínima d~ operuión Voh'. ___ _
Etapas fundamentales para la definición, instalación V conservación
TRANSFORMADOR DE INTENSIDAD
Insta!.do.n Resj litenci a de neutro
Marca ______ r ... ______ .... _..:200=-_4..:00-"-1.:;....._ e_eL _-,0"00,,,,1.=',-__
RELE PRINCIPAL N .• .....:1.::'::.2:.:.2,,'.::0 ___ _
Toma.: 0.0.85 a 1.4 A ~ "calan .. de 0.05 A
TomI conec11da
O.es .. (0.05+0.140.2+0.4) • 1,4 A elltc
Curva
s."ceioNda $W 1-3.-I
la AON Irabaja con una l. 15% J ,juS11 y dilpaf1l M 20 Hg. dafinidos .
El B'oquto 'rT'ncI con 11 l.;vlll Y MM un, curv. eN .etncl6n 19U1' al 10 .. di la curv, .. IKCion~ .
Tiempo con 110 .. -----_ .... r .. mpo con 110 .. -----_ ....
•
125 .. 125%
150% 4
21
lOO"
320
• 200 "
200 • 200"
182
• lOO"
92
• lOO" "
•
400"
51
•
400"
00
500"
32
• 500" ..
•
""'''
• 000 "
OBSERVACIONES
Puesta en servicio 29-11-84
INTERVENCIONES
20_0_05 Revi si 6n rutinari a. Se encuentra a"OIIa 1 h en relé de seP .. l ha-
ci6n. Se Auatituye relé coapleto con idénticos ajustes.
20-1-87 Revisión rutlnartft. Correcto.
E .... hotI suslituye a: __________ MotiYo _______________ _
Ho;. .wtituJda en: Motivo _______________ _
Hoja anu
.. da In: Motivo _______________ _
465

243. 466 Protecciones en las instalaciones eléctricas
El relé incorpora tres funciones: alarma, bloqueo de reconectadores de líneas de sa­
lida y disparo del interruptor.
La función de alarma se produce cuando durante un
tiempo superior a 20 s se detecta paso
de corriente de valor superior al 15 % de la inten­
sidad ajustada en
el relé. La función de disparo responde con una curva de tiempo in­
verso. de forma que para una corriente de cinco veces la ajustada,
el disparo se produce
en
32 s. La función de bloqueo. con una curva de tiempo inferior en un 20 % a la ante­
rior, efectlia
el bloqueo de los reconectadores de las lineas de salida.
El impreso deberá disponer de espacio suficiente para incluir los resultados de las
revisiones que se efectlien en
la protección, con posterioridad a su puesta en marcha.
Esta información constituye la base
de datos indispensable de que ha de disponer
el analista para exa minar el comportamiento de las protecciones.
Después de las pruebas citadas, sólo queda realizar con tensión en la instalación al­
gunas comprobaciones. Como ejemplo. citaremos las siguientes:
-Ausencia de corriente en
el neutro de los circuitos secundarios de los T 11.
-Medida de tensiones simples y compuestas en los circuitos secundarios de los T(f. Si
existe alglin devanado secundario conectado en «triángulo abierto», comprobación
de que no existe tensión en los bornes de salida.
En algunas de estas pruebas
<<reales» interesa que el disparo de algunas proteccio­
nes esté interrumpido en tanto no se verifican ciertos
puntos. Este es el caso, por ejem­
plo.
de la puesta en servicio de una protección diferencial de barras, cuando la instala­
ción está en tensión; sólo se conectan los circuitos de
disparo cuando se ha verificado el
correcto equilibrio de las corrientes que se aplican al relé diferencial.
Es importante destacar que estas pruebas <<reales» también se han de realizar en
aquellos casos en que se efectlien modificaciones en los circuitos primarios, por ejem­
plo. después de sustituir un transformador
de medida.
7.5.3
Comprobaciones en los transformadores de tensión
Interesa verificar, básicamente. la correcta polaridad de los arrollamientos, la relación
de transformación y
la correcta secuencia de fases. El circuito primario ha de estar en
tensión.
La figura 7. 12 muestra las conexiones que hay que efectuar para la verificación
de
la secuencia de fases. En los circuitos secundarios se deben medir las tensiones sim­
ples y compuestas
y, si existe un arrollami ento secundario conectado en triángulo
abierto. debe verificarse que
la tensión en sus bornes sea nula o de unos voltios.
Para la comprobación de
la relación de transformación, es suficiente comparar la
tensión secundaria con la de otro trafo de tensión que ya esté conectado al mismo cir­
cuito primario.
La comprobación de la polaridad se habrá efectuado de forma similar al
caso del T/
I. Si se trata de un trafo de tcnsión capacitivo, deberia verificarse la polari­
dad del transformador inductivo incorporado.
7.
5.4 Verificación de un relé direccional de neutro
La figura 7.1 J muestra cómo efectuar la verificación de la correcta direccionalidad de
un relé de sobreintensidad direccional de neutro. Se simula un cortocircuito R-tierra,
Etapas fundamentales para
la definición. instalación y conservación
,
T-+--{V
""'dldor de rotaclcS"
d' lO'.'
s
Fig. 7 12 Comprobación de las tenSiones en los T IT.
467
anulando la tensión de dicha fase y las intensidades correspondientes a la fases Sy T. Si
la corriente circula en dirección <<linea» y supera el ajuste de corriente del relé, éste debe
ce
rrar el contacto de disparo. De circular la corriente hacia «barras», el relé debe mante­
ner abierto el contacto de disparo. En esta última situación, si se invierte provisional·
mente la tensión de polarización, el relé debe disparar.
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F'g. 7. , 3 Comprobación de la dlreccionalidad.

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468 Protecciones en las instalaciones eléctricas
7.6 Seguimiento del funcionamiento
Para conocer lo mejor posible el buen estado de los sistemas de protección, interesa
controlar su correcto funcionamiento, y para ello deben analizarse todas aquellas inci­
dencias
que han producido O debieran haber producido la operación de algún disposi­
tivo de protección.
Esta tarea deben atenderla los analistas de perturbaciones, en el gabinete.
El gabi­
nete ha
de estar informado de todo incidente que se produzca en el sistema eléctrico y
debe disponer
de ayudas que permitan un análisis lo más exhaustivo posible. En este
sentido, resultan de gran utilidad los registradores osciloperturbográficos, los registra­
dores cronológicos, etc.
Además de estas informaciones objetivas, es importante
contar con las opiniones
del personal
de operación que ha vivido el incidente o participado en la reparación de
los equipos averiados. De estas fuentes suelen extraerse
-con las debidas reservas-in­
formaciones valiosas que en ocasiones los aparatos
no pueden suministrar.
A partir de los datos disponibles,
la labor de análisis puede llegar a conclusiones
precisas
que permitan una intervención concreta, o bien serán necesarias diferentes
pruebas y ensayos para localizar y resolver la anomalía
motivo de estudio.
En todo caso -y particularmente en esta faceta-es fundamental la labor de coope­
ración entre
el personal de gabinete y de campo.
Seguidamente
se expone un ejemplo del resultado del análisis de un incidente. Me­
diante
lo que se denomina una Hoja de intervención, se exponen los datos estudiados y
se concretan las medidas que hay que tomar.
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.~
u
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"-O'I,..ro ,""01. OUI. 11ft ... I
ve 1>'''''1 )10 IV
Frg. 1.14 Oscilograma del incidente.
Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación 469
REF. 3" LJL
NOTA PARA INTERVENCION
I
Inr. Inc:ldente
I
PUESTA EN SERVICIO
ASUNTO CAMBIO
..... USTE o EOUIPO
REVI$IOH
IL...l '2
21
Esta nota anula-complementa a las
El d1a 5-01-84 a 1aa 5h 5~ •• produoe una f.lt. en l. f.aa R de l. Linea
Pobla
220 kv, ob •• rv'ndoae en el O.cilo la aotuaoi6n d. la proteocl6n d. dia­
tanola y la de apertura del polo S en IUlar del R.
Al no ell.inarae l. falta y tener el interruptor un polo abierto, el rel'
do deteoto. evolutivoa d. la protaooi6n paa.do. 300 .'0 orden. di aparo trif'.l
00 al '.Iuir .ctivada l. orden d. diaparo.
tat. ca.portaaiento hace .ospechar que l •• órdenes d. diaparo de la pro­
tección no van dirilida. a loa polol correspondiente.. El disparo de la ta.e
R parece que va al polo S. el d. la S al polo T y el de la T al R.
Se revisar'" lo. circuitos indicado •• dejindolos conectado. correctaaen-
te.
Se adjunta el oaciloara.a correspondiente (til. 7.14 l.

245. 470 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Una vez revisada la instalación conforme a los datos facilitados, el personal de
campo emitirá un documento en el que conste su dictamen, y si la anomalía queda re­
suelta se
archivará en el expediente de ese equipo.
La acumulación de resultados, consecuencia del seguimiento de las instalaciones,
constituye un capital
que puede ser utilizado en la mejora continua de las instalaciones
y sistemas.
Cuando el conjunto de instalaciones a controlar es muy elevado, deberá acudirse a
la informatización de los datos acumulados,
lo que permitirá posteriores tratamientos
estadísticos.
¿Qué
datos interesa almacenar? La respuesta a esta pregunta dependerá de la am­
plitud con
que se haya planteado el sistema.
Para ilustrar este aspecto
se muestra a continuación un ejemplo de un sistema en el
que los datos recogidos penenecen a una estadística de alto nivel.
En
el impreso que sigue se muestran los diferentes campos tratados.
INFORME DE INCIDENTE NUIo4ERO (!li]/G::lim
0"'00<0"" .......•..... [ili]/~-I.IGIHII IJI-ffi
'ECHA •••••• ', •••• EI!]/rn HOPIA •••••••••• , ••• EB ' rn
-~~~I~;~;; ----T~~;~N- ~ ~ ~ -.-.-.-~ ~~-. -1 ~ i ~ (oT K:-------------------~~~~ -.-~ ~~ ~ -.-,-~ ~~~ -. -.-,; I ~ I/I~l; i; f
CONS(CUENCtAS ••.... ~ lXTfNSION .• , ••••••... ~
NOAt.lAUlACIOH, $ISTUoIA •••••••••• rn TlEIo4It() ••••••••••• ' ffi, ~
co .. roc."cooo, lOCAlIZACION ... .... le I 01 H I TIPO •.•....... , •••. ~ / ~
_ ~::A~~ ~ _____ ~~:U_Z~~I~~ ~_. _._ ~~~ ~ _~ _____________________ ~~~~ _~ _~U~~N~~ _ ~ ~ ~ ~ ~ _'J~ !~l 0.1: J ~~A~I_
"AoncelON EN lSTUOIO .,,8~P~ ...... 1
0
1
1
1 51 TI/~-EB
M"'''CA. MODELO •••.•• GI3-(![,!]!] JUICIO ACruACION . . . . . • . e o R
TIIr:MPO OP("''''C. . . . . • . Gl ' ~ S "ECONUCK)N. • . • , . , • . • • S 1 N
_____________ ':T~:A~:r_O~~S~ _._~~ ~~~_~ _____________________ ~Ir:~~~~:~~~~~ ~.:~~.:.~ ~ ~ _ ~ _ ~ _____ _
p"'onCCION EN UTUOIO ,'.GtliJ. . , ... ·101 II si TI/ffi]-rn
""A"CA. MOOIlO •••••. GQ-Q!I!] JUICIO ACTUAOON ••.•. , • [ill
TIEMPO OPE"'AC .. .• -.• G, G1] S A[CONUUOH .•...•..••• ~
____________ ~~T~~~:r _O~~s __ .•. _ ~~ ~ ~ _~ _____________________ ~(~S~C~~H_ ~~:~~~ ~ ~ ~ ~ : ~ J~g~ _____ _
oaSfIIIVACK)HU I ¡, 15101 31-111-1 ul NI Al
1 1 1 1 1 1 1 /1 1 1 1 11 1 l l
1 1 1 1 1
11 1 1 1 1 l 1 1 1 1 l
IOIRIUIAI J1PICJ9 ILIAI liBNI,IAI 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 l l
1 1 1 111 1 1 1 11 111 1 1 1 1 111 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 l 1 1 1 11
l l l l 1 I
En
el ejemplo, se ha codificado un incidente, al que se ha asignado el número 1583,
correspondiente
al año 1982. El incidente se produjo en la línea 4, que une las estacio­
nesABCDE y FGHIJ,el día 12deenero,a las 16,13 horas. La línea penenecea la red de
transpone l 10 kV y la causa del incidente se supone debida a agentes externos (A E) a la
explotación,
concretamente a trabajos de excavación (TRA). Una grúa produjo el cor-
Etapas fundamentales para
la definición, instalación y conservación 471
tocircuito. Como consecuencia del incidente, se produjo una interrupción del suminis­
tro a un
abonado conectado en «T» sobre la línea (ABO). La falta producida era del tipo
resistente y produjo disparo
de otras protecciones, por lo que se consideró que el inci­
dente se «extendió» a otros equipos distintos de aquél en que se había iniciado (RES).
La línea se normalizó mediante una conexión manual (CM), tras una reconexión auto­
mática sin éxito.
El tiempo durante el cual la línea estuvo fuera de servicio fue de 3 mi­
nutos.
El conocircuito se produjo sobre los propios conductores (CON) y afectó a la
fase R, resultando un
conocircuito RN y de naturaleza transitoria (T). No se produjo
avería
permanente (SIN) y se estableció que la potencia no suministrada alcanzó los
3 MVA-h.
En ambos extremos actuó el relé de distancia de la línea (DIST/LIN/ .. ) de la marca
LM y modelo XYZ. eljuiciode actuación de los relés se consideró correcto (COR) y los
tiempos de disparo fueron de l s y 0,75 s, respectivamente. En ambos extremos actua­
ron los equipos de reconexión automática, pero sin éxito (SIN), por mantenerse toda­
vía
el contacto grúa-línea. Los interruptores actuaron correctamente (COR) y, en una y
otra estación.
la reposición se hizo manualmente, al no disponerse (SEC) de automatis­
mos de conexión automática.
En el
apanado «observaciones» se hace constar el número del incidente y se añade
una cifra que indica que el impreso es el número 1 de los rellenados por el mismo inci­
dente. A continuación se añade
de forma resumida un texto explicativo.
Lógicamente, con toda
la información disponible de todos los incidentes se podrán
emitir informes sobre causas de incidentes, componamiento de los diferentes equipos,
energía no suministrada, etc ..
que servirán para posteriores estudios de nuevos diseños
y mejoras.
7.7 Mantenimiento
Se entiende por mantenimiento el conjunto de aquellos trabajos preventivos destina­
dos a verificar que los diversos componentes del sistema de protecciones están en con­
diciones de ejecutar correctamente su cometido.
Un buen servicio de
mantenimento exige revisar los equipos con ciena periodici­
dad. Que dependerá de la imponancia del elemento al que la protección está asociada.
Por ejemplo. en las lineas de M.A.T. se considera necesario realizar un chequeo bianual
de las protecciones y equipos asociados (teleprotección, equipo de sincronismo, etc.).
En cambio. en los relés de sobreintensidad
de una línea M.T., la periodicidad puede ser
de cuatro o cinco años.
Un buen
chequeo de un relé de protección abarcaría todo el abanico de pruebas
funcionales. idéntico al realizado
por el laboratorio en la recepción. Se comprende que
en un sistema eléctrico de gran tamaño realizar este tipo de mantenimiento resultaría
económicamente inviable. Por consiguiente, las pruebas de mantenimiento deben ten­
der a comprobar funciones básicas y por ello es explicable que se utilicen cada vez más
relés capaces de simplificar al máximo las tareas de mantenimiento.
En este sentido. resulta muy útil que el relé incorpore algunos elementos de señali­
zación. Por ejemplo, en un relé estático de sobreintensidad direccional a tiempo in­
\·erso. carente
de elementos móviles. la única forma de determinar la zona de trabajo

246. 472 Protecciones en las instalaciones eléctricas
consiste en inyectar corriente y esperar
al cierre del contacto de disparo, y esto para án­
gulos entre O y 360". Para un fácil mantenimiento, será muy útil que
el relé incorpore un
piloto que indique cuándo existe corriente en la dirección de disparo, con
lo que el
tiempo necesario para el chequeo se reduce extraordinariamente.
En otro nivel, existen relés en los que, mediante la inserción de un módulo de prue­
bas, es posible controlar diferentes puntos de los órganos de medida. Esto resulta tam­
bién muy útil para la localización de averías.
La figura 7. l 5 muestra la característica de
disparo de un relé de distancia; cada una de las lineas
que definen las características está
asociada a una lamparita indicadora
(led) de la placa enchufable de pruebas de que dis­
pone
la protección.
Si se aplica al elemento de medida una tensión Vp y una corriente 1" retrasando la
tensión en un ángulo q> ,se obtiene la impedancia Z, que, inicialmente, cumple las con­
diciones
L3 y L4. Si se ;educe la tensión paulatinamente, se cumplirá la condición LI y,
finalmente, la L2, lo que debe producir la operación del elemento de medida. Todo ello
se puede seguir muy fácilmente observando la operación de los diversos leds de la placa
de pruebas
ci tada.
Ll
~!cf-----8'--...L- R
Fig. 7.15 Característica de disparo de un relé de distancia.
Los modernos relés, gobernados por microprocesadores, hacen uso de este con­
cepto para realizar automáticamente autochequeos de sus elementos de medida.
En es­
tos casos puede llegar a obtenerse la información de cuál es
el módulo averiado. Lo
usual es que al finalizar
el autochequeo el relé cierre un contacto de alarma, indicativo
de
la anomalía. Cuando acude el personal de mantenimiento, al abrir el relé encuentran
en
el interior un display que indica el módulo que debe ser sustituido. En algunos casos
el relé suministra dos distintos tipos de información: <<A vería importante,' y <<A vería no
importante».
En los sistemas de protección de generadores de gran potencia, es frecuente que to­
dos los relés de protección estén montados
en uno O dos armarios. En estos casos suele
disponerse de sistemas manuales de prueba, que permiten chequear uno y otro relé, con
tensión y corriente regulables y visibles en
un display, de forma que puede decirse real­
mente que
el técnico de mantenimiento no precisa de ningún equipo o aparato de
medida.
Etapas fundamentales para
la definición, instalación y conservación 473
Cuando sean necesarios equipos de prueba de relés, éstos han de ser de manejo
muy sencillo, gran robustez y fáciles de transportar. Realmente, no es fácil conjugar es­
tas tres características. Por otro lado, en
el chequeo de relés de cierto grado de sofistica­
ción es preciso medir ángulos y tiempos de actuación o reposición,
lo que requiere un
montaje de equipos de prueba ciertamente aparatoso y más bien complicado, con posi­
bilidad de cometer errores que falseen los resultados. Por este motivo, debe tenderse a
la utilización de equipos de prueba tan monolíticos como sea posible, que incluyan
todo
lo necesario para efectuar los trabajos con el montaje más simple posible. En oca­
siones
el tipo de equipo requerido no se encuentra en el mercado y será necesario dise­
ñarlo con los medios propios de que disponga
el servicio de protecciones.
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Al crond~ra
Fig.7.16 Ensayo de relés de tensión.
La figura 7. 16 ilustra un ejemplo de montaje para ensayo de relés de tensión. Al ac­
cionar
el pulsador, la tensión aplicada al relé resultará inferior al valor inicial. Previa­
mente,
la tensión aplicada se habrá ajustado a un valor próximo al normal de servicio.
El valor de la resistencia ajustable determinará la magnitud de reducción de la tensión.
El cronómetro empieza a contar en el instante en que se aprieta el pulsador, y se detiene
cuando
el relé cierra su contacto de disparo. Todos los elementos del montaje, excepto
el relé, pueden ubicarse en una caja y, con ligeras modificaciones, será posible chequear
relés de sobre
y subtensión.
Para los trabajos de mantenimiento de equipos de protección,
el servicio de protec­
ciones precisa disponer de determinados elementos de prueba. Sin citar
la cantidad de
cada uno de ellos, pues ello dependerá del tamaño de
la red eléctrica considerada. se
enumeran los siguientes:
-Multímetro portátil.
-Amperímetro «de pinzas».
-Indicador de rotación de fases.
-Indicador de ángulo de
fase.
-Megger 1.000 V.

247. 474 Protecciones en las instalaciones eléctricas
-Generador de corriente, hasta 500 A, variable, para pruebas de inyección primaria.
_ Generador
de corriente, hasta 60 A, variable, para pruebas de inyección secundaria.
_ Generador de tensión, hasta 250
V, 5 A, variable, para pruebas de inyección secun-
daria.
_ Generador de corriente y tensión, variables, con posibilidad de ajustar
el ángulo de
fase para pruebas de inyección secundaria de relés de tipo direccional.
_ Cronómetro que permita medidas del orden de
10 ms, hasta 100 s: con contactos de
arranque y paro.
-Osciloscopio, 20 MHz, con memoria y registro de transitorios.
-Frecuencímetro digital.
-Pequeño material (bananas, etc.
).
Aparte de estos equipos, es posible encontrar en el mercado auténticas «mesas por­
tátiles de prueba» que permiten
la verificación de relés de cierta complejidad, como
pueden ser los relés de distancia.
La figura 7.17 muestra el frontis de uno de estos
equipos.
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NORMAL FALTA
~
Flg. 7,17 Equipo de pruebas para protecciones de distancia.
La maleta permite simular todo tipo de faltas mono, bi y trifásicas y permite ajus­
tar
la corriente y tensión de la(s) fase(s) en falta,junto con el ángulo de desfase entre Ce
l. Un cronómetro conectable a los contactos de disparo o arranque del relé de distancia
permite
la medida de tiempos y es arrancado por el interruptor que inyecta la falta. La
circuitería interna de la caja conduce a los aparatos de medida las magnitudes que inte­
resa controlar según
el tipo de falta. Por ejemplo, para una falta RN, se lleva al amperi-
Etapas fundamentales para
la definición, instalación y conservación 475
metro la corriente l. y al voltímetro la tensión V •.
N
; el indicador de fase queda conec­
tado a ambas magnitudes. Las tensiones que no están afectadas por
la falta permanecen
invariables a
su valor nominal. La gran ventaja de este tipo de «cajas» o «maletas de
prueba» es
la simplicidad y rapidez que imprimen a los trabajos de mantenimiento.
7.8 Reparación de averías
Los relés de protección tienen una vida finita. Todo relé averiado ha de ser sustituido
por otro de iguales prestaciones,
lo que exige que el servicio de protecciones esté dotado
de un buen almacén de recambios.
En cuanto al relé averiado, existen dos posibilida­
des:
la reparación por el propio servicio o su envio al fabricante.
Si el relé se envia al fabricante, el tiempo invertido en la reparación puede ser supe­
rior al necesario y
el coste de la reparación puede ser sorprendentemente alto. Sin em­
bargo, tiene
la ventaja de que el fabricante conoce el relé mejor que el usuario y dispone
de componentes idénticos a los originales, por
lo que la reparación efectuada será mu­
cho más completa y fiable.
Cuando
el propio servicio de protecciones asume la reparación del relé, necesita
disponer
de personal muy especializado y dotado de medios suficientes. La ventaja que
aporta
el atender con medios propios las reparaciones consiste en que a través de esta
actividad
se llega a conocer a fondo el funcionamiento de los componentes del relé, ade­
más de disponer de autonomia y una mayor rapidez para las reparaciones. Ello también
permite acotar las limitaciones del equipo
y, en ocasiones, proponer mejoras de su fun­
cionamiento.
La solución más aconsejable ante esas dos posibilidades de actuación es de tipo
mixto, es decir: remitir las averías complejas al fabricante y atender habitualmente las
averias sencillas con medios propios.
Por otra parte, y aunque
ya se ha mencionado en otros apartados, conviene insistir
en
la necesidad de que la avería debe ser localizada y reparada con la máxima celeridad.
Para ello, en
el momento de elegir los equipos hay que tener en cuenta las facilidades de
acceso a sus partes,
la sustituibilidad, los medios de autodiagnóstico y, en definitiva, to­
das las facilidades que permitan resolver
la avería sin necesidad de alterar la insta­
lación.
7.9 Investigación
El servicio de protecciones no alcanza su pleni tud si no es capaz de desarrollar acti vida­
des de investigación tendentes a solucionar los problemas de limitación en
el funciona­
miento de los equipos y a proponer soluciones para nuevos diseños.
Este apartado irá cobrando mayor importancia en un futuro inmediato, en la me­
dida que
se vaya vulgarizando la aplicación de los miniordenadores. Las necesidades
del software adecuado para solucionar cada uno de
los casos que se precisen abren un
campo de investigación ilimitado.
Por otra parte,
el que explota la red es quien siente las necesidades y sufre las caren­
cias de los equipos.

248. LuisAn L1zarraga GO.1lalel
ING EN ENERGIA
Reg CIP. N" 76625
CAPITULO 8
EXPERIENCIAS V ENSA VOS
EN LOS SISTEMAS DE PROTECCION
En este capítulo se describen ensayos realizados en instalaciones en activo. Con ello se
pretende dar a conocer diferentes situaciones ocurridas, a partir de las cuales y de los re­
sullados obteniC¡os
se ha podido llegar a valiosas conclusiones.
En el campo de los sistemas de protección, tal como ocurre en otras disciplinas, es
necesario acudir a los ensayos reales, tanto para comprobar
el correcto funcionamiento
de los equipos como para verificar que no existen circunstancias que, pese a los múlli­
pies estudios y precauciones lOmadas en las instalaciones, puedan
dar lugar a un inco­
rrecto funcionamiento de los mismos.
Existen fenómenos, como, por ejemplo, la componente asimétrica en
el caso de un
cortocircuito. la corriente de conexión de
un transformador, la inducción de tensión en
un cab
le auxiliar, la capacidad de los conductores, etc., cu ya repercusión es variable se­
gún
la configuración de la instalación de que se trate (niveles de tensión, distancias,
etc.).
De ello se deduce que ante un mismo fenómeno no hay dos instalaciones iguales,
aunque los medios sean los mismos.
Por otra parte, también conviene insistir en que, antes de proceder a una modifica­
ción o sustitución de equipos en una instalación, hay que asegurarse de que
su diseño
global es
el apropiado para los nuevos equipos que se desea utilizar. En caso de duda,
deberá procederse
-tal como se ha indicado anteriorrnente-a un ensayo real de la insta­
lación modificada, con
el fin de comprobar su correcto funcionamiento.
Evidentemente,
el campo del ensayo es el recurso obligado para identificar y cuan­
tificar situaciones desconocidas.
A
panir de los nuevos conocimientos adquiridos, se van parametrizando los fenó­
menos y
se mejora el diseño de los equipos e instalaciones, obteniéndose un creciente
grado de fiabilidad y seguridad
en ellos.
La colaboración constante entre el usuario y el constructor de los equipos es la
clave de un desarrollo adecuado yeficaz.
En el campo de las protecciones esta colaboración es fundamental, y es lo que, en
definitiva, ha permitido alcanzar
el elevado nivel actual y esbozar un futuro prome­
tedor.

249. 478 Protecciones en las instalaciones eléctricas
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Fig. 8.1 Esquema básico protección diferencial trafo.
Experiencias Y ensayos en los sistemas de protección
8.1 Ensayo de la protección diferencial de un transformador 62 MVA
110{6,9 kV
8.1.1 Antecedentes
479
En un transformador de 62 MVA, de relación 110/6,9 kV (figura 8.1) se observó que la
protección diferencial, de forma aleatoria, daba orden de disparo en el momento de
la conexión de éste a la red de 110 kV.
U na vez conectado el transformador, la actuación de la protección era correcta,
tanto a plena carga como en
el caso de faltas externas, lo cual condujo a sospechar que
las falsas actuaciones eran motivadas por
la corriente transitoria de magnetización del
transformador.
8.1.2 Ensayo de los transformadores de intensidad auxiliares
Para ejecutar esta prueba
se sometió a los transformadores de intensidad auxiliares a las
pruebas rutinarias de determinación de errores, encontrándose éstos dentro
de los lími­
tes normales de los de su clase; también fueron satisfactorios los resultados de los en­
sayos de aislamiento, polaridad, relación de transformación, curva de magnetización y
ciclo de histéresis.
Dado
el tipo de anomalía investigada, se determinó su comportamiento frente a
corrientes transitorias de conexión.
En las figuras 8.2 y 8.3 se puede observar la res­
puesta (trazo inferior) del transformador auxiliar frente a corrientes de excitación de
400 A de valor de pico (trazo superior). Los resultados
se consideraron adecuados para
la función que desempeñan.
8.1.3 Registros de intensidad de conexión del transformador
Se realizaron registros de la intensidad transitoria en el lado secundario de los transfor­
madores de intensidad principales y en
el secundario de los transformadores auxiliares,
J _____ ",---
~----~,,~-----
Fig.8.2.
Fig.8.3.

250. 480 Protecciones en las instalaciones eléctricas
para conexiones del transformador en las tomas mínima yen la máxima del sistema de
regulación en carga.
En las conexiones a lOma mínima, que corresponden a la mayor corriente de exci­
tación, se
produjo la actuación de la protección diferencial en el 25 % de las pruebas
(lig. 8.4).
En todos los casos la forma de o nda de la intensidad registrada tanto a la entrada
como a la salida de los transformadores de intensidad auxiliares de adaptación es la tí­
pica en el proceso de conexión a la red de un transformador de potencia con un eleva do
contenido de segundo armónico.
El valor máximo de la relación
Valor
intensidad primera cresta i
----=:.:....:===:.....:.:.:.:.:..:=-===------~ ;;. 3,5
Valor
intensidad cresta intensidad nominal /,
que se midió, era ligeramente superi or a 3,5.
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DISPARO
Fig.8.4.
8.1.4 Ensayos de la protección diferencial
Aunque no era imprescindible, se sometió el relé a las pruebas rutinarias de comproba­
ción de ajustes, estabilidad ante faltas externas. aislamiento y perturbaciones, encon­
trándose correctos los resultados obtenidos.
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251. 482 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Para la verificación del frenado del reié por segundo
armónico se utilizó un mon­
taje en
el que se inyecta al elemento motor -conectado en serie con uno de los elementos
antagónicos-una intensidad que resulta de
la superposición de una alterna senoidal y
un rectificador media onda;
la intensidad resultante presenta un segundo armónico
cuyo valor depende de
la proporción entre las corrientes componentes, las cuales se va­
rían independientemente mediante resistencias variables.
En la figura
8.5 se puede observar el esquema del montaje anterior, junto con los
resultados del presente ensayo.
Como punto más destacado del ensayo se puede apre­
ciar que, para valores cercanos o superiores a 3,3 veces la intensidad nominal,
el relé no
«frena», independientemente del contenido de segundo
armónico que exista (curva a
de la fig. 8.5).
8.1.5 Conclusiones
De acuerdo con el fabricante, se sustituyó el relé por otro de un modelo distinto en el
que, si bien se presenta un frenado ante el segundo annónico más débil, éste se man­
tiene hasta una relación de intensidades de conexión nominal superior a cuatro veces
(curva
b de la fig. 8.5). Posteriormente se repitieron las pruebas de conexión con el
transformador en las tomas extremas, sin que se produjera ninguna actuación intem­
pestiva del nuevo relé diferencial (fig.
8.6).
10104. 21
/\1\,
,'s "T')fJ[){)[ --l
~-~
OISPA~.~O~ ________________________________________________ ____________ __
Fig.8.6.
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección
8.2 Comportamiento de las protecciones de distancia en líneas con
aportación
débil de corriente de cortocircuito fase a tierra
8.2.1 Antecedentes
483
En una red de 110 kV, en la que se dispone de tres lineas de escasa longitud (5 km) y
donde dos de ellas discurren por los mismos apoyos y la tercera tiene un tendido inde­
pendiente, se producían disparos intempestivos (sin la debida selectividad) cada vez
que aparecían conocircuitos.
Dichas líneas coneClan por
un extremo con un potente nudo de 400/11 O kV y por el
OtrO con una central hidráulica de 45 MVA de potencia instalada (fig. 8.7).
BAAAolS
'kV
1
,,"'
" .. 11,25 NVA
--~~--~----~~----~_ aolARAS
UOkY
1 Lln,as IIOkV
01 •• 111 .... eN torlocirculto
r ---"'----....
•
LINEAS 110 kV
BAAAot.S
110 kV
Fig. 8.7 Esquema básico de la red.
CENTRAL
HIORAUllCA
NUDO
400'"OkY

252. 484 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Las impedancias de estas líneas son de (1,42 + 2,27)) n para las líneas 1 y 2, Y de
(0.81 + 1,19)) n para la línea 3. Todas ellas están equipadas con protecciones de distan­
cia estáticas, conmutadas y de característica poligonal, actuando como protección de
apoyo un SIstema de protección de sobreintensidad direccional de neutro.
Dada
la escasa longitud de las líneas, se disponía adicionalmente de un canal de te­
leprotección, utilizándose
el sistema de sobrealcance con permiso.
Las protecciones de distancia estaban ajustadas al 100 % de la reactancia de la línea
protegida. más
el 50 % de la reactancia de la línea más corta de las otras dos restantes
con una compensación de
la resistencia de la falta, para todos los escalones de medida:
de ocho veces
la reactancia ajustada, que era el máximo que permitía el relé de distancia
utilizado.
El valor de ajuste de la reactancia no pOdía aumentarse, ya que de lo contrario se
producirían disparos intempestivos, en la eliminación de las faltas en las líneas parale­
las. debidos a las inversiones de potencia en
el momento del disparo ya los tiempos de
reposIcIón de
la protección y del equipo de teleprotección. Cuando se producía un
arranque de la protección. transcurridos 250 ms, si no se había recibido señal de «per­
mISO>' desde el otro extremo, la protección conmutaba sobre un primer escalón que es­
taba ajustado al 80 % de la impedancia de la línea.
En resumen. los ajustes eran:
Con permiso del extremo opuesto
Con 0,250 s de temporización
Con
0,5 s de temporización
Con 1 s de temporización
(28 + j3,5) n
(14,4+jl,8) n
(28 + j3,5) n
(120+jI5) n
prímer escalón
segundo escalón
tercer escalón
Con las protecciones y ajustes descritos anteriormente, desde
la puesta en servicio
de estas líneas
se habían producido varios cortocircuitos y no se había conseguido des­
conectar en nmgún caso selectivamente la línea en defecto y las tres líneas acababan por
dIspararen uno u otro extremo, quedando en consecuencia
los generadores de la central
hidráulica desacoplados de
la red.
Así, en la última falta ocurrida a la salida del nudo de transformación 400/110 kV
en la línea número 3. no se recibió señal de teleprotección procedente de la central hi­
dráulica, disparando la protección del extremo lado nudo 400/110 kV en tiempo de se­
gundo escalón 0,5 s. mientras que en el extremo lado central hidráulica se elimínó la
f~lta en tercer escalón. Estos retrasos en la eliminación de la falta provocaron también
dIsparos mnecesanos de
las otras dos líneas y del transformador 400/110 kV.
8.2.2 Registro de un cortocircuito monofásico
A fin de determinar la causa de las actuaciones incorrectas de las protecciones, se pro­
voco
un cortOCirCUitO fase a uerra con una resistencia de defecto de 5 n, situado a la sa­
lida
de una de las líneas 110 kV, en el extremo del nudo 400/110 kV.
Para el ensayo se empleó una resistencia metálica, conectada por un extremo a tie­
rra y por
el otro -a través de un interruptor-a la fase R de la línea. Al cerrarse el inte­
rruptor
se iniciaba el cortocircuito, que debía ser eliminado por el disparo de ambos ex­
tremos de
la línea. Como medida de precaución, pasados 0,5 s el interruptor que
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 485
establecía el cortocircuito volvía a abrir, con el doble objetivo de servir de reserva en
caso de fallo en las protecciones y permitir
el reenganc.he monofásico en caso de actua­
ción correcta de éstas.
Una resistencia de defecto de 5 n es un valor pequeño y normalmente en la reali­
dad aparecen valores más elevados. Las resistencias medidas por las protecciones de
ambos extremos serán este valor multiplicado
por un coeficiente inversamente propor­
cional a las potencias de cortocircuito en ambos extremos.
En
el presente caso, la potencia de cortocircuito en la central hidráulica es, sin con­
tar la aportación de la red, de 200 MVA, mientras que en el nudo 400/110 kV es de
2.150 MV
A, sin la aportación de la central, con lo cual:
R (medida por la protección
lado central hidráulica)
R (medida por la protección
lado nudo 4001110
kV)
5. 200 + 2.150 _ 58,75 n
200
5
200 + 2. 150 _ 5 46 n
2.150 '
Dado que la máxima resistencia de defecto que podían detectar las protecciones
con los ajustes citados era
de 28 n, se aumentaron los ajustes de reactancia de las pro­
tecciones a
IOn, manteniendo el factor de compensación de resistencia a 8. Esta modi­
ficación se realizó -teniendo conciencia de los posibles problemas de selectividad con
las otras Iíneas-para garantizar
el disparo de las protecciones.
Las figuras 8.8
y 8.9 muestran los registros oscilográficos de las intensidades y ten­
siones de falta en la central y nudo, respectivamente.
Además de las magnitudes reflejadas en los anteriores registros,
se pudo controlar
en cada instalación
el tiempo de detección de la falta por parte de las protecciones, ci­
frado entre
50 y 60 ms, mandando señal de teleprotección al otro extremo, lo cual ori­
gina unos tiempos de disparo de 70 a 90
ms y unos tiempos de eliminación de la falta de
100 a 140 ms, según el extremo de línea considerado.
En los registros oscilográficos
se pueden medir aproximadamente las magnitudes
de
la falta y. a partir de ellas, determinar el valor de la impedancia «vista>' por las dos
protecciones.
Así, en el extremo de
la central hidráulica se tiene:
v. = 40.000 V
1.-300Il80A
IN -520 1150 A
Para
una falta R-N el elemento de medida de impedancia realiza el cociente:

253. 486 Protecciones en las instalaciones eléctricas
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Fig. 8.8 Registro oscilográfico en la central hidráulica.
=c::==c'="=~cl ====== ==
1---..... ----+! .. _.~
Fig.8.9 Registro oscilográfico en el nudo 400/110 kV.
En este caso, KN estaba ajustado a 0,6, con lo cual, sustituyendo valores, se tiene:
z = ___ 4:.:.0:.:..000.:..:... ... lQ ____ 68 ~ n
300 1180 + 0,6·520 1150
En el extremo del nudo 400/110 kV, los valores medidos en el oscilograma son:
Con
lo cual se tiene:
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección
v. -45.000 V
l. -6.000 1180 A
IN -6.500 1180 A
z _ 45.000 lQ _ 4,54 n
6.000 1180 + 0,6·6.500 1180
487
Se puede apreciar que estos valores son muy parecidos a los obtenidos por cálculo.
Una resistencia de defecto de 5 n es un valor pequeño, como
ya se indicó anterior­
mente.
y en caso de falta es posible encontrar valores entre los 10 y 20 n,lo cual implica­
ría lener que aumentar
el ajuste de las protecciones del extremo de la central hidráulica
al doble del valor que había durante las pruebas, valor completamente inaceptable
desde
el punto de vista de selectividad.
8.2.3.
Diseño complementario para situaciones de aportación débil de
cortocircuito fase a tierra en un extremo de la línea
Ante
la imposibilidad de conseguir unos ajustes selectivos y capaces de detectar faltas a
tierra.
se incorporó a las protecciones del extremo de la central un dispositivo de apor­
tación débil denominado
weak ¡nJeed, el cual está constituido por un detector de ten­
sión residual y unos circuitos lógicos como los mostrados en
la figura 8.10.
La finalidad del detector de tensión residual .. U",> es la detección de faltas a tierra
en las cuales no
se alcance el valor de ajuste de los elementos de arranque de la protec­
ción de distancia. Como medida adicional,
se añadió otro canal de comunicaciones que
transmitía
la señal de falta en «dirección contraria».
Las funciones del circuito lógico son:
-
Ordenar el disparo -tras una temporización de 150 ms-en caso de recibirse señal de
teleprotección de un extremo de línea, que actúe
el detector de «U",>, y no exista
arranque. Estas tres condiciones
se cumplen en el caso de una falta interna en la linea,
en que
la aportación de cortocircuito de la central hidráulica no es capaz de arrancar
la protección.
-Ordenar disparo tras una temporización de
60 ms en caso de recibirse señal de tele­
protección y
si la protección local arranca y no detecta falta en sentido contrario. Es­
tas condiciones se darán sólo en el caso de que la aportación de cortocircuito de la
central hidráulica supere los ajustes de arranque, pero el elemento de medida de im­
pedancia no detecte
la falta debido a la resistencia de la falta.
-Permitirel disparo de
la protección tras una temporización de 150 ms, en caso deque
ésta mida la falta y no se reciba señal de «contra dirección» del extremo opuesto. Con
ello
se consigue acelerar el disparo en caso de que la protección del otro extremo no
actúe o falle
el equipo de te le protección.
Una vez realizadas estas modificaciones
y con los ajustes normalizados a 3,5 n
de reactancia,
se repitieron las pruebas, eliminándose correctamente la falta en 0,28 s
en
el extremo de la central hidráulica y en 0,20 s en el nudo 400/110 kV.

254. 488 Protecciones en las instalaciones eléctricas
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Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 489
8.2.4 Conclusiones
La conclusión más interesante de este ensayo es la necesidad de estudiar las condicio­
nes especiales de cada instalación y las limitaciones de las protecciones .
A partir de esta idea, repetida aquí en varias ocasiones, debe buscarse la solución
complementaria que permita cubrir las situaciones
en que la protección no es capaz de
dar
la respuesta necesaria .
Estas soluciones específicas permiten un perfeccionamiento de los futuros diseños
de nuevos equipos de protección
y, en definitíva, constituyen una muestra más de la ne­
cesaria colaboración usuario-constructor.
8.3 Respuesta de una protección de distancia electrónica conmutada
ante faltas evolutivas
8.3.1
Antecedentes
Desde la puesta en servicio (1973) de un modelo determinado de protección de distan­
cia con unidad de medida conmutada y de diseño electrónico se habían observado dis­
paros incorrectos de estas protecciones para faltas situadas fuera de su alcance o para
faltas próximas en «contradireccióm). Las revisiones posteriores mostraban que la di­
reccionalidad era correcta y que solamente en algún caso existía una avería interna que
justificara
el disparo incorrecto, quedando por tanto la mayoría de las actuaciones no
deseadas sin explicación.
El número de las actuaciones era reducido (1,5 disparo/año
para 80 protecciones en servicio) y éstas se producían normalmente durante incidentes
complejos, que afectaban simultáneamente a varias líneas y
que enmascaraban lo suce­
dido. No obstante, durante unos ensayos de cortocircuitos reales en una línea de 110
kV
se pudo observar que dos protecciones que estaban midiendo una falta R-N, en direc­
ción contraria, daban orden de dispare en
el momento que arrancaban las otras dos fa­
ses, por sobreintensidad; esto es, cuando la protección tenía que conmutar las magnitu­
des de entrada al elemento de medida. Ello condujo a analizar nuevamente los
incidentes en que anteriormente
se habían detectado actuaciones incorrectas, obser­
vándose que en todos los casos se trataba de faltas evolutivas o bien faltas como
la ante­
riormente descrita, que
el relé de distancia interpretaba como evolutivas.
8.3
.2 Ensayos de la protección de distancia con magnitudes estacionarias.
Funcionamiento de la protección
Se sometió una protección de este tipo a una revisión exhaustiva, sin conseguir repro­
ducir los disparos incorrectos y encontrándose errores de
la característica de actuación
dentro de los márgenes aceptados. No obstante, en estos ensayos con las maletas simu­
ladoras de faltas la información que
se suministraba a la protección era estacionaria y
no reproducía lo que veían las protecciones en el momento de evolucionar la falta de
monofásica a polifásica.
Al no disponerse de ningún simulador de red, se decidió enviar
una protección al fabricante para probar
la reacción de la protección sobre su simulador
de red.

255. u
490 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Antes de pasar a describir las pruebas dinámicas, es conveniente conocer el funcio­
namiento interno de esta protección.
Como
se dijo anteriormente, se trata de una protección de distancia con un único
elemento de medida,
el cual recibe las magnitudes para la medida seleccionadas en fun­
ción de los arranques (lig. 8.11).
~
=t~~,~~,~,~rt-1--=~KlD D. 1 ___ ~::::~I~.'~'~'~~==~
oI.lIlt&HQIJ( "TI t- I
-........._ 01)111 I I
I I
][ j-----!------'
L ___________ ...J
Fig. 8.11 Esquema de bloques de una protección de distancia conmutada.
A pesar de ser una protección estática, la conmutación se realiza por medio de re­
les, con lo cual se emplea un tiempo del orden de 5 + 10 ms en realizarla, con «rebotes»
de los contactos en dicho intervalo.
La medida propiamente dicha está compuesta de tres partes totalmente diferen­
ciadas:
-Medida de dirección.
-Medida de impedancia.
-Lógica de disparo.
La dirección se determina por medio de un elemento direccional qu~ tiene un án­
gulo de par máximo de 45' y que realiza
la medida por determinación del tiempo de
coincidenc
ia de la intensidad de falta y una tensión seleccionada. Para ello, en primer
lugar,
se convierten las senoides en ondas cuadradas y la parte positiva de la misma es
llevada
al comparador superior(lig. 8.12); si el tiempo de coincidencia de las dos supera
los 6 ms (108°), da un pulso en
la salida.
Con
el fin de obtener un tiempo de disparo menor, se realiza el mismo proceso con
las semiondas negativas (comparador inferior).
Para
la medida de la impedancia se utiliza un comparador angular similar al de la
medida de la dirección, pero al ser mucho más critica la medida, en este caso se determi­
nan tanto
el tiempo de coincidencia como el de ausencia de las dos señales; con ello,
para obtener disparo es necesario que las ondas sean simétricas
y la frecuencia próxima
a los 50 Hz.
El comparador angular da orden de salida cuando la fase entre los vectores I
MEO
y U"'ED es inferior a 45°, lo cual indica que la impedancia es inferior a la ajustada
(fig. 8.13).
It.4ED
UDIR
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección
Fig. 8.12 Unidad direccional.
~ lona m"dldO dir.c:c:ió,.
~ lona medido imp.dOMio
m lona d" dispo,o
Fig. 8.13 Sistema de medida.
491
En la lógica de disparo (fig. 8.14) se comparan los impulsos de salida de la medida
impedancia y dirección
y, en caso de coincidencia de ambos, conmuta la báscula de
lida, quedando ésta activada mientras persista
el arranque. A fin de eliminar el riesgo
disparos incorrectos,
se dispone de diversas seguridades, como, por ejemplo, un blo­
eo del disparo
al producirse un arranque o al conmutar el escalón de duración 5 ms
el primer caso y 12 ms en el segundo. Otro dispositivo de seguridad que incorpora la
otección es un integrador que entra en servicio de 10 a lOO ms después del arranque
.
la protección y que hace que sean necesarias cuatro coincidencias consecutivas de

256. 492 Protecciones en las instalaciones eléctricas
r----..,
17tb ... '1
I
I
I I
\':(",,*-" 1) I
I I
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I
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............ ".On
Fig. 8. t4 Lógica de disparo.
....... , •• '''.ulvool
impedancia y dirección para que se ordene el disparo. Al producirse un nuevo arranque
o
al conmutarse un escalón, tras lOS bloques comentados, se permite nuevamente el dis­
paro con una sola coincidencia durante los siguientes 70
+ 100 ms.
En la figura 8.
15 se muestra la variación de la salida (pi n e) del integrador al apli­
carle pulsos a su entrada. Se puede observar
que hasta el cuano pulso no conmuta la
puena NOR situada a su salida (pi n Ej. La figura 8.16 es idéntica a la anterior, pero apli­
cando una señal continua
en la entrada, con actuación del temporizador de 70 ms,
siendo
el tiempo de respuesta 6 ms. En este registro se muestra también la salida, a la de­
senergización de
la entrada, pudiéndose observar que el tiempo de reposición es de
unos 40 ms, lo cual implica
que si llegaran pulsos en este periodo el número de ellos ne­
cesario para
la conmutación de la puena NOR podría ser inferior a 4.
8.3.3 Ensayo de la protección en un simulador de red
Se conectó la protección sobre un simulador de red en el cual se podían variar las rela­
ciones de potencias de conocircuito entre los dos extremos
de dos a cinco veces y en el
cual la intensidad de conocircuito era de 2 x In aproximadamente.
Se simularon varias faltas monofásicas, bifásicas y trifásicas, en dirección correcta
yen contradirección, sin que se produjeran actuaciones incorrectas de la protección.
Asimismo,
se simularon varias faltas evolutivas, actuando correctamente la pro­
tección en
la mayor pane de ellas (fig. 8.17), si bien con cienas condiciones de la red la
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 493
Escala: tO ms I div
•..• A .••......•
.0.1 . '" ~ .. k .
v \1 ;..,
A
......
/'" ¡... V \... '\.l..
. I . _
o
Fig. 8. 15 Registro con osciloscopio de la respuesta del integrador a los pulsos de coincidencia de
medida de impedancia
V dirección.
Escala I 20 ms I div
o
. " ..
.. ··1····
.... -....
±.
I
o
.!t
11
I /~
····V·l···
\.1
")1"'1'"
Fig. 8.16 Registro con osciloscopio de /a respuesta del integrador de se~ales .
protección daba disparos incorrectos. Así, en la figura 8.18 se muestra el registro oscilo­
~ráfico de una falta RN próxima a la protección en «contradirección», seguida de otra
falta
TN. en dirección correcta, pero situada fuera del alcance del primer escalón. En él
¡e puede observar que, correctamente, a los 40 ms del inicio de la falta aparecen impul-

257. 494 Protecciones en las instalaciones eléctricas
sos de medida de impedancia. Al aparecer la falta TN, conmuta la protección para las
nuevas condiciones de falta y el elemento de medida de dirección empieza a dar impul­
sos, mientras
el elemento de medida de impedancia está todavía dando impulsos, con
lo cual se produce el disparo incorrecto. Este disparo se produce con una sola coinciden­
cia de ambos impulsos, dado que ha tenido lugar un segundo arranque, han transcu­
rrido los 5 ms de bloqueo tras
un arranque y aún no se ha activado el integrador.
Us
Ur
IR
IS
Oisparo
M~ ¡do
ImpfOaflc:io
~ Inldo d~1 cortoclrcloIilo A-N
~ ~I __________ r¡-__ I"_¡_"_·_d._ I_'._'_I~_¡_"_"I_'. __ T_-_N ________________ __
I
I
------------~~r_---------------------
Fig. 8.17 Falta evolutiva A-T-N con actuación correcta de la protección.
8.3.4. Comprobación del funcionamiento de la protección con un
analizador lógico
Posteriormente a las pruebas del simulador de red
se registraron en el laboratorio, por
medio de
un analizador lógico, las señales que intervenían en la medida para cuatro ti­
pos diferentes de faltas:
-Falta bifásica
RS. Disparo en primer escalón (lig. 8.19).
-Falta bifásica
RS. Disparo en segundo escalón (lig. 8.20).
-Falta bifásica
RS con recepción de teleprotección y conmutación de alcance
(fig.8.21).
-Falta evolutiva. Inicio en
fase R fuera del alcance del primer escalón, con evolución a
la fase S dentro del alcance del primer escalón (lig. 8.22).
Las abreviaturas que aparecen en las figuras anteriores y las que siguen tienen los
siguientes significados:
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 495
t-tnlcio d.1 cortocitcuilo R -N l.-Inicio del cortocircuito T _ N
~r:----------------~¡--------------
I
Di~po,o
loI.dido
'mpl'dof\cio
Dirección
Us
Ur
IR
15
Ir
t\J'
Fig.8.18 Falta evolutiva R-T-N con disparo incorrecto de la protección de distancia.
I RS -Contacto auxiliar del interruptor que inyecta la corriente de falta a la pro­
tección.
ARR R = Actuación del elemento de arranque de la fase R.
ARR S -Actuación del elemento de arranque de la fase S.
BLARR = Bloqueo de 5 ms tras un arranque (Pin A de la fig. 8.14).
ESC 2 -Actuación del temporizador de segundo escalón.
ESC K = Recepción señal teleprotección.
BLESC -Bloqueo de
12 ms tras la actuación de un escalón (Pin B de la fig. 8.14).
PIN E -Salida del integrador
(Pi" E de la fig 8.14).
DISP -Orden de disparo.
MEDID
= Pulsos procedentes del elemento de medida de impedancia.
DIREC
= Pulsos procedentes del elemento de medida de dirección.
ü MED -Señal (V -IZm) que se utiliza para la medida de la impedancia.

258. 496 Protecciones en las instalaciones eléctricas
I MED -Señal (I.e ''') que se utiliza para la medida de la impedancia y dirección.
U D1R -Señal
de la tensión que se utiliza para la medida de la dirección.
P MED -Desbloqueo del elemento de medida de impedancia.
P
DI R -Desbloqueo del elemento de medida de dirección.
En el momento inicial de los registros todas las señales deben considerarse a nivel
lógico
«O», excepto la salida del integrador (Pin E), que está a «1> •.
En todos estos registros se puede observar que, al estar activada la salida del inte­
grador
(Pil/ E), el disparo se produce a la primera coincidencia del pulso de medida
(MEDID) y
de dirección (D1REC).
I RS
ARR R
ARR S
elARR
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elEse
PIN E
OISP
MEDID
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u MEO
I MEO
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PIN E
OISP
MEDID
OIREe
u MEO
I MEO
U
DI R
P MEO
POI R
Escala (lO msldi ... )
Flg. 8.19 Falta RS. Disparo en primer escalón.
Escalo ( lO msl di ... )
Fig. 8.20 Falta RS. Disparo en segundo escalón.
I RS
ARR R
ARR S
BlARR
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PIN E
OI$P
MEDIO
OIR!C
U MEO
I MEO
U 01 R
P MEO
POI R
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección
Eu.OIO (lO mal di.,)
Fig. 8.21 Falta RS. Conmutación de alcance por recepción de teleprotecci6n (K).
I RS
ARR R
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PIN E
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MEDIO
OIAE e
u MEO
t MEO
U 01 R
P MEO
POI R
Fig. 8. 22 Falta evolutiva RN. a RSN.
497
Asimismo, en el caso de falta evolutiva, así como en el caso de faltas en segundo es­
calón o con recepción de teledisparo, se puede observar la desactivación del
Pin E
transcurridos 75 ms del arranque y su desactivación al producirse un nuevo arranque o
al
conmutar el escalón.
El tiempo de segundo escalón se ha reducido, de los 0,3 + 0,5 s típicos, a solamente
0,1 s con
el propósito de obtener la totalidad de los registros con una escala de tiempos
igual para todos.
Todas las faltas han sido realizadas con
un ángulo de 60" entre la intensidad y la
tensión, por lo que la I MED Y U DIR están prácticamente en fase, por ser el ángulo de
par
m~ximo de 45°.
En la falta en segundo escalón y con teleprotección se puede apreciar que el desfase
entre la I MED Y
la U MED disminuye al producirse la conmutación de escalón,lo que
origina
la obtención de los pulsos de medida de impedancia y el correspondiente
disparo.

259. 498 Protecciones en las instalaciones eléctricas
8.3.5 Conclusiones
En las pruebas realizadas con el simulador de red se demostró que, siempre que se pro­
ducen disparos incorrectos, en caso de faltas evolutivas, solamente se produce una
coincidencia entre los impulsos de medida
de impedancia y dirección o, como máximo,
dos.
En consecuencia, se aplicó la solución de modificar la lógica de disparo de tal
forma que, sin afectar
la velocidad de disparo para faltas en primer escalón o en caso de
prolongación
de escalón por teleprotección, en el resto de casos se necesitara un mí­
nimo de cuatro coincidencias consecutivas
entre los impulsos de medida de impedan­
cia y de dirección.
Para ello se eliminó la entrada
de los pulsos de 5 ms tras el arranque a la puerta
ANO
(Pin A, fig. 8.14), con lo cual se evita la activación del integrador de puisos tras un
segundo arranque. Asimismo, se eliminaron las entradas del segundo y tercer escalón,
que también activaban
el integrador al producirse su actuación; pero, en cambio, no se
modificó la entrada
de recepción de teleprotección.
En los registros de faltas correspondientes al primer escalón se vio
que el disparo se
producía en menos
de 60 ms y por eUo se redujo a 50 ms el ajuste del temporizador que
controla el integrador, consiguiendo así una
mayor seguridad en la actuación de la pro­
tección, al necesitarse más de una coincidencia entre los pulsos
MEDID y DIREC
transcurrida esta temporización.
Las figuras 8.23, 8.24, 8.25 Y 8.26 corresponden a registros para faltas icjénticas a
las antes citadas. pero con
la lógica de disparo modificada. Se puede apreciar que los
tiempos de eliminación para faltas en
primer escalón o con teleprotección son idénti­
cos, mientras que se incrementa en 30 ms
el tiempo de disparo para faltas evolutivas.
El caso estudiado es un ejemplo que ilustra el eterno dilema entre la seguridad y la
rapidez, que se presenta al ingeniero de protecciones. Al querer conseguir una protec­
ción lo suficientemente rápida para que sus características sean atractivas
al futuro
comprador, se disminuye a sólo 5 ms
el tiempo de bloqueo en caso de una falta evolu­
tiva,lo cual, unido a una tecnología de conmutación obsoleta actualmente, hace que se
resienta
la seguridad y se produzcan desconexiones innecesarias de líneas en momentos
Estolo IZOms/div)
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Fig. 8.23 Falta AS. Disparo en primer escalón.
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U 01 R
P MEO
POI R
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección
·1
Fig. 8.24 Falta RS. Disparo en segundo escalón.
lleoto I 20 mi I di\l)
Fig. 8.25 Falta AS. Conmutación de alcance por recepción de teleprotección (K).
I RS
ARR R
ARR S
BlARR
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Ese K
BlEse
PIN e:
OISP
MEDIO
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U MEO
I MEO
U 01 R
P MEO
POI R
f~tolo 10 ms/div)
Fig. 8.26 Falta evolutiva RN. a RSN.
499

260. 500 Protecciones en las instalaciones eléctricas
particularmente graves, en que existe un incidente que afecta a vari~s de ellas. Con la
solución adoptada se disminuye este riesgo a los primeros 50 ms del dlsturblo~ pero, por
contra,
se aumenta en 30 ms el tiempo de eliminación de las faltas evolutivas.
8.4.
Efectos de la componente continua de la corriente de cortocircuito
en el funcionamiento de las protecciones de distancia
8.4.1 Antecedentes
En una zona de la red como la que se muestra en el esquema de la figura 8.2: se observó
que
el tiempo de eliminación de las faltas en las lineas de \10 kV era :xceslvo, en algu­
nas ocasiones, para
fal~as que debían ser eliminadas en pnmer escalon por las protec­
ciones de distancia.
'00 kV
r---l--·
II <J M-: Trolo '001 110 kV
I l. I 500 104'1., he::: 1,·,.
L__ __J
8a,,0 .. II0kY
[ [
•
LÍnlros 110 kV
Fig. 8.27 Esquema de la red.
En los registros oscilográficos correspondientes a estas faltas se apreciaba una nota­
ble deformación en
la intensidad homopolar (IN) de la línea afectada, mlen~ras que e~
las restantes lineas sanas, que aportaban su contribución a la falta, no se poma de mam­
fiesto tal deformación.
La existencia de dichas deformaciones condujo a plantear la hipótesis de que su
causa era un importante contenido de componente continua en la intensidad de falta,
que provocaba
la saturación de los transformadores de intensidad principales. Esta hI­
pótesis se reforzó
al comprobar que la relación X/R del transformador de 500 MVA era
superior a
50.
'.
Inicio d.t
corlocircuilo
Experiencias y ensayos en los si stemas de protección
Fig. 8. 28 Registros de intensidades y tensiones en un cortocircuito R·N.
8.4.2 Ensayos reales de cortocircuito
501
Para confirmar la hipótesis anterior, se procedió a realizar ensayos reales de cortocir­
cuito en
la red afectada, obteniéndose resultados como el que se muestra en la figu­
ra 8.28, correspondiente a una falta R-N, a bornes de los transformadores de medida.
Como
se puede apreciar, aparece una deformación en la corriente de la fase R yen
la corriente residual/N' que, después de un tiempo de 223 ms, aún no ha desaparecido
totalmente.
La protección de distancia. cuyo sistema de medida está basado en un circuito de­
tector de coincidencia. no reacciona hasta los \77 ms,
lo cual conlleva un disparo muy
retardado con respecto a los tiempos de eliminación del primer escalón, que
se sitúan
en
30 + 40 ms después del inicio de la falta.
Este retraso es debido a
la deformación de la onda de intensidad citada. e incide en
la protección de distancia. de tal forma que, al ser anormales los pasos por cero de la in­
tensidad, los detectores de coincidencia actúan de forma errónea.
8.4.3 Ensayos sobre una maqueta
Para poder confirmar los ensayos reales y parametrizar los efectos de la componente
continua sobre
el relé de distancia, se procedió a realizar unos ensayos sobre una red­
maqueta.
En la figura 8.29 se muestran los registros de ensayos correspondientes a faltas mo­
nofásicas, con y sin componente continua, respectivamente.
La relación X/R disponi­
ble en
la maqueta era de 8. con lo cual la constante de tiempo del circuito de pruebas era
muy inferior a
la de la red real y. en consecuencia. también los efectos sobre la protec­
ción.
De cualquier forma, se observa que la presencia de componentes continua supone
un cierto retraso en la operación del relé.

261. 502 Protecciones en las instalaciones eléctricas
I (Q la entrado de lo protet:d6,,)
'lo lo salido deltrolo de entrado)
Señalo lo 100 I ido del convertidor _1 J\.
Pulsos de medido
Pulsos de dirección
O) Sin tompanenle continua
I (o lo f'f'llrodo de lo protección I
I (o lo ,olido del 'rolo de entradO)
Señol n 10 Ioolido deL converHdor ...... /A
__ .....;P:",U::.;I.:.:O~.-'d "-• .:.:m" • .::.d':.:·d.::.D ______________ ..... 1mnrr
Pulsos de dirección
b) Con compol'>enllt continuo
Fig. 8.29 Ensayos sobre maqueta.
Estos ensayos sobre maqueta, además de co nfirmar los resultados obtenidos en las
pruebas reales, indican que el transformador
de entrada de la protección re produce fiel­
mente la forma de
onda procedente de los T /1 principales y, por tanto, no interviene en
alterar los
parámetros del fenómeno.
8.4.4 Conclusiones
No es suficiente, en algunos casos, disponer de transformadores de intensidad que refle­
jen fielmente la intensidad primaria (transformadores lineales)
si la protección aso­
ciada. por su sistema de medida. se ve afectada por
la componente continua que aqu e­
llos le aplicarían.
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 503
Por ello, la solución adecuada a un problema como el planteado pasa por analizar
lo siguiente:
a) Deformaciones de la intensidad. consecuencia del comportamiento de los transfor­
madores de intensidad.
b) Efecto de las deformaciones sobre la protección.
Para solucionar
el problema en su totalidad procede instalar transformadores de
inlensidad lineales y una protección de dislancia con un sislema de medida inmune al
efeclo de
la componente continua.
En lodo caso,
queda demostrado que la presencia de componente continua en la
corriente de medida in troduce un retraso en el funcionamiento de las protecciones cuyo
sistema de medida está basado en un comparador. Tal es
el caso de cierto número de
protecciones de distancia. comparación de fase y direccionales. Por el contrario. intro­
duce una
aceler~ción en las protecciones de sobreintensidad que operen con valores de
«pico»),
8.5 Actuaciones incorrectas de relés de frecuencia al dp.senergizar una
subestación
8.5.1 Antecedentes
Al disparar la línea de 100 kV que alimentaba radialmenle una subeslación, se produ­
cían disparos incorreclos del relé de frecuencia instalado para
la separación de carga.s
por subfrecuencia.
El relé estaba conectado sobre el circuito secundario del transforma­
dor de tensión capacitivo (1) de la figura 8.30 y disparaba los interruptores de A.T. y
M.T. del tr
ansformador que estuviera en servicio. (Normalmente un transformador se
hallaba en reserva.)
Los disparos del relé
de frecuencia. si bien no producían una interrupción en el su­
ministro. pues
ya no existía tensión debido al disparo de la línea 110 kV, alargaban el
liempo de reposición, al obligar a realizar
maniobras suplementarias.
Los ajustes del relé
de frecuencia era n:
Frecuencia:
Tiempo:
Bloqueo subtensión:
49 Hz
60 ms (3 períodos)
60% Un
8.5.2 Ensayos del relé de frecuencia
Se suslituyó. como precaución. el relé de frecuencia por o tro nuevo y verificado. Segui­
damente. se sometió al primer relé a todas las pruebas de prototipo, sin que se encon­
trara ninguna anomalía.
Se realizaron pruebas repetitivas de eliminar la lensión de medida al relé (que es la
misma que utiliza como tensión auxiliar ), bloqueándose correctamente el relé en todas
las ocasiones.

262. 504 Protecciones en las Instalaciones eléctricas
LiMO 11 O IIV
Borro, 110 kV
o 5ubUlod6n radial
Borro' 15 kV
Fig. 8.30 Esquema general de la red.
8.5.3 Ensayos en los transformadores de tensión
Al estar conectado el relé a un T rr capacitivo, se sospechó Que su actuación pudiera es­
tar ocasionada por
el transitorio de desconexión de la alta tensión de un transformador
de tensión capacitivo
Que, por su duración y frecuencia de oscilación, estuviera den­
tro de los limites de actuación del relé de frecuencia.
Para efectuar una comprobación,
se conectaron dos transformadores de tensión,
uno capacitivo y otro inductivo, en una barra de
110 kV, sin ninguna carga.
En la figura 8. 31 se puede observar Que la respuesta de ambos transformadores de
tensión
es muy parecida y Que, si bien existe un transitorio en la desconexión con una
frecuencia muy inferior a la nominal (del orden de 25 Hz) y tensión superior a la de blo­
Queo del relé. éste sólo dura dos períodos y, por tanto, no lo suficiente para hacer funcio­
nar el relé de frecuencia.
8.5.4 Registros del transitorio de desconexión en la subestación
En vista de Que no se obtenían resultados aclaratorios, se decidió registrar la tensión
Que «veia» el relé al producirse un disparo de la linea 110 kV en el otro extremo de la
subestación.
Para minimizar las molestias a los abonados,
se realizó la prueba en un momento
de carga muy baja y
se obtuvo el registro de la figura 8.32.
Experiencias V ensayos en los sistemas de protección 505
2
1 le"sió" •• cundorlo tronalOf''''odor copo del ....
1 r.".ión •• (undado I"",,,,formador Induc:H ...
Fig. 8.31 Registros de tensión.
F.g. 8.32 Registros de la red.
caNAL 1
CANAL 2
CAN,U 1

263. 506 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En el canal I se pudo observar la tensión en bornes del transformador de tensión
capacitivo
(1), en el canal21a tensión en bornes del transformador de tensión inductivo
(2) conectado en barras de 25 kV, Y en
el canal 3 un registro de la intensidad que pasaba
por
el transformador de potencia (3), que estaba conectado (fig. 8.30).
De estos registros se puede deducir.
1) La tensión en A.T. y M.T. medida con transformadores de tensión inductivos y ca­
pacitivos -después de
la primera semionda-es del mismo orden.
2) La intensidad cae prácticamente a cero después del primer semiperiodo. La pe­
queña intensidad registrada es debida
al efecto condensador que representa la linea
de
110 kV.
3) El transitorio de la tensión varía con la carga (comparar las figuras 8.31 y 8.32).
4)
La actuación del relé es correcta, dado que antes de producirse la subtensión
(V _ 60 % Un) la frecuencia es menor de 49 Hz durante los tres periodos a que está
ajustado
el relé.
Esta tensión decreciente que se observa después del
momento de la desconexión
está generada por los motores de los abonados conectados a la red, que
durante los pri­
meros instantes tras
la desconexión se comportan como generadores.
Para verificar este punto,
se realizaron pruebas en un transformador de servicios
auxiliares
de una central térmica con carga fundamentalmente compuesta por motores
y
se comprobó que la duración de este transitorio era superior a los 250 ms.
8.
5.5 Conclusiones
El plan nacional de separación de cargas no permite introducir temporizaciones del or­
den de los 300 ms, que serian las necesarias para evitar actuaciones incorrectas
de los re­
lés de frecuencia, ya que ello haría inoperante dicho plan.
Asimismo,
el aumento del valor de ajuste de bloqueo por subtensión de los relés no
es una solución definitiva,
dado que en caso de disturbio en la red es posible tener una
subfrecuencia con subtensión.
Por todo ello, se decidió conectar
el disparo de relé de subfrecuencia en serie con el
contacto de trabajo de un detector de presencia de intensidad, de forma que se impide
el disparo en caso de no existir ésta. Este detector deberá poseer la particularidad de te­
ner un tiempo de recaida inferior a 20 ms, a fin de impedirel disparo del relé de frecuen­
cia en caso
de corte de la linea 110 kV.
8.6 Influencia de la
capacidad conductor-pantalla de los cables
de control en perturbaciones conducidas
8.6.1 Antecedentes
En un complejo termoeléctrico
el interruptor A.T. del transformador elevador de uno
de los grupos generadores está situado en una subestación de 400
kV, distante en linea
recta 300 m
de la central (fig. 8.33). Los cables de control que unen ambas instalaciones
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección
507
tienen un recorrido del orden de I km. En este tipo de instalaciones es usual que no
exista interruptor automático entre
el transformador elevador y el generador, ya que se
utiliza
el criterio «bloque» (el interruptor A.T. hace las veces para el transformador y el
generador). Por tanto, los disparos por protecciones propias del generador y transfor­
mador elevador deben conducirse y actuar sobre el interruptor A. T. situado en la subes­
tación. Por otra parte, los disparos por protecciones situadas en
la subestación. que
afectan a esta parte de
la instalación, deben conducirse a la central para actuar sobre el
generador.
Untos 400 kV .. troto 4001110 kV
I
I
XlOm r I
I I
SUBESTACION
I Coblu conlrol I
I ( .... 1.000ml I CENTRAL
I I
¡--~~O~':O~D~-------8-----jl
I
,
I 'l' I
1 1-------...., 1
I I ,1, I
T,oto cons\,tmos 1 ...... , I
: propio. (::.) '..1",1 :
I G<r~rador I 1
L _______________________ --1
Fig. 8.33 Esquema de la instalación.
Las protecciones del generador y transformador elevador están agrupadas en ar­
mariosde protección con matriz de disparos.
La actuación de las protecciones de la sub­
estación incide sobre las dos matrices de disparo existentes, que a
su vez disponen de
dos salidas independientes para
el disparo del interruptor A.T. (una para cada bobina
de disparo).
El disparo se ejecuta directamente sobre el interruptor, al tiempo que se ex­
cita un relé auxiliar de señalización. Mediante
un diodo se consigue que este relé sólo
opere para disparo procedente de
la central y asi se obtiene la señal «disparo procedente
de central>,.
En la figura 8.34 se muestra el esquema de las conexiones subestación-central.
Con
la central funcionando a plena potencia y sin ninguna falta ni maniobra en la
red de 400 kV. se produjo en una ocasión el disparo del interruptor A.T. de la subesta-

264. 508 Protecciones en las instalaciones eléctricas
ción, así como el disparo de la central: en la matriz de disparos de la central se señalizó
«recepción disparo procedente de
la subestacióm) y «disparo por protección de gases o
sobrepresión aceite del transformador elevador».
No obstante lo anterior, en
la subestación no actuó ninguna protección local, pero
apareció
la señal de «recepción teledisparo procedente de la central». La diferencia de
tiempos entre
la recepción del teledisparo y la apertura del interruptor confirmaba estas
señalizaciones.
En la caja de circuitos del transformador elevador la actuación del relé
de gases activa un relé auxiliar, que es
el encargado de dar la orden a la matriz de dispa­
ros de
la central y. a la vez, de activar una señalización local; curiosamente, esto último
no
se había producido. Después de esta actuación incorrecta, se comprobaron todos los
circuitos y equipos. sin encontrar ninguna anomalía.
Un mes después de este disparo, se produjo otro de idénticas características, con
la
diferencia de que en esta ocasión no señalizó en la matriz de disparos la actuación de
ninguna de las protecciones propias del transformador elevador.
Una vez evaluada toda
la información disponible, hubo un indicio que llamó la
atención y que consistía en que todas las señales de los disparos correspondían a dispa­
ros procedentes del exterior de
la sala de mando de la central, que llegaban a ella a través
de cables sin apantallar, y que hacían actuar unos relés auxiliares.
Basándose en lo anterior y en una primera hipótesis, se concluyó
que los disparos
incorrectos habían sido provocados
por perturbaciones electromagnéticas o electrostá­
ticas inducidas en
los cables, que habían tenido suficiente tensión y energía para hacer
funcionar los relés auxiliares. Con esta hipótesis
se inició la investigación para descu­
brir
los generadores de perturbaciones y la forma de eliminarestas últimas o, en su caso,
reducirlas a niveles inferiores a los de actuación de los relés auxiliares.
8.6.2 Registros de perturbaciones en la central
En paralelo con la bobina del relé auxiliar, que había actuado en ambas ocasiones, se
instaló un registrador capaz de detectar impulsos de tensión de más de 50 V sobre el va­
lor de
la tensión, con duraciones comprendidas entre 1 Jis y 2 ms. Las variaciones de
tensión de duración superior a 2 ms se detectaban siempre que
se sobrepasaba un um­
bral de
25 V. La tensión nominal de la batería era de 220 V.
Durante el mes que estuvo en servicio este aparato registrador se contabilizó un to­
tal de
170 impulsos, con un valor máximo de 135 V, Y 23 elevaciones de tensión, con un
máximo de 120 V durante 30
ms.
Al propio tiempo, se realizaron pruebas encaminadas a medir la tensión en bornes
del relé auxiliar frente a diferentes maniobras en
la central. A pesar del carácter exhaus­
ti\'o de las pruebas realizadas. no
se consiguió reproducir ninguna de las perturbaciones
que
se habían registrado en el funcionamiento normal.
Posteriormente, en
el laboratorio se realizaron diferentes pruebas para determinar
las características de los relés auxiliares utilizados en las protecciones, así como su com­
portamiento frente a sobretensiones originadas en conductores próximos y transferidas
a
la bobina del relé.
Para ello
se tomó el mismo relé auxiliar que había disparado en ambas ocasiones y
se conectó a un cable de aproximadamente 500 m de longitud de6 x I mm', provisto de
pantalla. UNE VHV-FLAM.
Experienci as y ensayos en los sistemas de protección 509
En muchas de las diversas pruebas que se realizaron se consiguió hacer funcionar
intempestivamente
el relé. También se pudo comprobar el efecto beneficioso que se ob­
tenía
al poner una carga en paralelo con las bobinas del relé, aumentando su consumo
hasta
el límite de eliminar las actuaciones incorrectas por este motivo.
8.6.3 Medidas provisionales
Ante la dificultad de averiguar el origen de las perturbaciones que había provocado el
disparo de la central en dos ocasiones, se decidió tomar tres tipos de medidas:
-Aumentar
el consumo de los relés auxiliares de recepción de los disparos, proceden­
tes del exterior de los armarios de protección de
la central, instalando una resistencia
de I K
n en paralelo con la bobina.
-Sustituir los cables
que conducían órdenes de disparo al armario de protección de la
central por otros apantallados, conectando la pantalla a tierra en ambos extremos. El
trazado de estos nuevos cables se hizo por el interior de tubos de hierro, para aumen­
tar
el efecto «pantalla».
-Temporizar 0,
15 s la orden de disparo procedente de la subestación 400 kV.
Después de estas modificaciones, continuaron registrándose las perturbaciones en
bornes de las bobinas de los relés auxiliares de disparo, sin detectarse ninguna elevación
de tensión superior al
mínimo ajustado de 26 Ven 50 días; solamente se detectaron 4 I
impulsos, con un
máximo de 70 V.
Estos valores registrados son muy inferiores a los mínimos de actuación de los re­
lés y del mismo orden de los registrados en las subestaciones en general.
8.6.4 Registros de perturbaciones en la subestación
Pasados unos cinco meses sin ninguna anomalía, se produjo un nuevo disparo inco­
rrecto del interruptor A.T. con un entorno similar al de los dos antes citados, aprecián­
dose señalización de recepción de teledisparo en la subestación, sin actuación de pro­
tecciones y señalizaciones en
la central.
Se procedió a una nueva inspección de toda la instalación;
se encontró todo en per­
fectas condiciones.
Posteriormente, se tuvo noticia de que un operario de mantenimiento realizó un
contacto accidental y momentáneo entre
la tensión alterna de alimentación de un mo­
tor b.l. de ventilación de un transformador 400/1
10 kV y la tensión continua de señali­
zación, todo ello coincidiendo con
el disparo incorrecto del interruptor A.T.
Basándose en esta información, la nueva fase de investigación se centró
en repro­
ducir este hecho fortuito y a partir de ello intentar encontrar conclusiones plausibles.
Efectivamente,
al reproducir el contacto accidental y momentáneo realizado por el ope­
rario,
se producía el disparo incorrecto del interruptor A.T.
Relacionada
la causa-efecto y después de un detenido estudio se llegó a la conclu­
sión, posteriormente confirmada
por los ensayos, de que al producirse el contacto entre

265. 510 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Boterlo centtol
(-) ,.)
I---,-----r-, ~U~Z DISPAROS 1 MA fRIZ DISPAROS 2 .----r----,
--------., . :
p Pulsodor Pfwbo :
______ J
,..---------
,
,
:F\¡11Odot' ptuaba q
-.
A P,otecdÓII
f
t~la'
1,
,
__ J
___ C~N~~ __
r
,
,
PROTECCIOH
SU8E:STACION
&aI.tia .... bulaclÓn
I COf'Iloclo QW;IIiOf interruptor CU'IIlIClo ou.¡lior ........ ,uptOl' l' h)
LI __ -1-. __ 1-)
Flg. 8.34 Esquema de disparos subastación-central.
el circuito de alterna y de continua se establecía un circuito formado por la capacidad
entre
el conductor y la pantalla del cable (puesta a tierra), la bobina del relé auxiliar y la
propia batería de corriente continua (lig.
8.35).
Los ensayos realizados en el circuito afectado (lig. 8.35) consistieron en determinar
la tensión que aparecia en los bornes del relé auxiliar(3) según estuviera conectado, des­
conectado o cortocircuitado en
el diodo (4). Se recuerda que el diodo (4) es un compo­
nente necesario para obtener
la señal de teledisparo efectuada desde el parque
(lig. 8.36).
~RQUÉ-·_ ·--
Di~poro prot~cciones I -
cenlral : 220 y c.c.
---+--------------------------+-------~~(.)
--i-..l: -I-I ---..:L----I-i
CENTRAL I nIm .
_ .. _._._._._._._.~
Alimentac.i Ón C.O,
•• 1
rrotor-vtnlilodor
Re~aulllllor
señollzoclcSn
disparo
prots. cenlral
(+) t-)
~-1IIIIt---~---I
Bole:r:O
al Esquema del circuito estabNtcido
Actuación
prot. parqu.
200Y
100 V
200 V
100 V
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección
11)
--11
Fig.8. 35
o O O
1"
(4)
,~
• uuuu -.....
'D ...
(l)
1) Capacld6d conductOf-pllnta lla del cabla
21 Re&ctancla de la bobll\ll de disparo
3) Raaclanc .. del ra" auxiliar
41 DIodo .nurraterno
51 Fuente de tensión .lIame
b) Circuito equivalente
15l
~
Esquema del circuito establecido y su equivalente.
o) Con ,. diodo 11,) desconettodo
b' Con ,1 diodo (1, I en cortocircuito
"
"
511

266. 512 Protecciones en las instalaciones eléctricas
200 V
100 V
e) Con el diodo (L l conectodo
Fig.8.36 Registro de la tensión en bornes de la bobina del relé auxiliar.
En la figura 8.36a la tensión que aparece en bornes del relé auxiliar, con una forma
pseudosenoidal, tiene un valor de pico de 170 V. En estas condiciones no hay disparo
incorrecto del interruptor. En la figura 8.36b las tensiones que aparecen en bornes del
relé auxiliar son muy inferiores a las del caso anterior,
10 V de valor pico, 'debido a la
menor impedancia que ofrece la bobina (2) respecto a la (3). En estas condiciones no se
alcanza tampoco el valor de disparo.
En la figura 8.36c, que corresponde al esquema normal de la instalación, las tensio­
nes que aparecen son 220 V de valor pico cuando
el diodo (4) no conduce y 20 V de va­
lor pico cuando conduce, poniendo
en paralelo ambas reactancias. En estas condicio­
nes
se alcanza el valor del disparo, ya que el relé auxiliar -que es de continua-es
sometido a una tensión unidireccional pulsatoria que hace que pueda actuar con mag­
nitudes inferiores a las nominales y equivalentes al valor resultante rectificado de
me­
dia onda.
8.6.5
Conclusiones
Como se desea dirigir el disparo procedente de la central directamente a la bobina del
interruptor sin relé auxiliar y dado que
el diodo (4) no puede suprimirse del circuito, ha­
bida cuenta
de la función que realiza, se han instalado dos relés amperimétricos serie,
que operan a un valor inferior
al de la corriente absorbida por la bobina de disparo, pero
muy superior a la corriente de prueba del circuito desde
la central. El segundo relé serie
se precisa para generar la señal destinada al relé de fallo de interruptor, que debe produ­
cirse con un positivo distinto del de señalización.
Como puede apreciarse,
en algunos casos -como el analizado-se conjugan situa­
ciones que pueden enmascarar
el problema, así como su solución final.
Conviene destacar que deben
ex tremarse las medidas de precaución para evitar los
contactos fonuitos entre los circuitos de alterna y continua. También conviene poner
de manifiesto que para cada instalación y frente a situaciones similares a
la descrita de­
berá buscarse
la solución específica más apropiada.
Experiencias y ensayos
en los sistemas de protección 513
o 0 -, ¡
I
l;(ofKd~:J
~~ Pulsador Pulsoclot ~ C .... "ol, I
Moniobfo
l'
l' Prul'bo circuito
Ser.. Aeup. leledi"poro
i'
Pvlsodo. rno .. iob'Q
+ Se". Subeslodó"
Activodó.., runcidr! follo int1:rruplor ,---.JL._
l
•
MOr'ldo
--f-
Bobino Disparo
Interruptor Protecciones
Subesloció ...
elo. Aul. ir¡'.rruplor
Fig.8. 37 Esquema modificado -sólo se muestra el de una bobina-con la utilización de relés serie.
8.7 Actuaciones incorrectas de relés direccionales de fases
8.7.1 Antecedentes
Uno de los esquemas utilizados para distribuir la energía eléctrica en M.T. consiste en
disponer varios cables en paralelo procedentes de una estación transformadora
AT/MT hasta una estación intermedia, de donde
se efectua la distribución al consumo
mediante cables radiales
(fig. 8.38).
El sistema de protección habitual en estos casos consiste en disponer una protec­
ción de sobreintensidad (dos fases y neutro)
en la cabecera de cada uno de los cables de
las barras
A selectiva con la misma protección instalada en cada uno de los cables radia­
les de salida de las barras
B, así como de protección de sobreintensidad direccional (dos
fases y neutro) en la llegada a las barras
B de cada uno de los cables en paralelo.
El esquema de la red inicial (fig. 8.38) se modificó por conveniencias de disponer
de un nivel de tensión a II
kV, instalándose dos transformadores 25/ II kV y una distri­
bución radial a II
kV (fig. 8.39).
Desde que
se modificó el esquema de la red se observaron, ocasionalmente, actua­
ciones incorrectas de los relés de sobreintensidad direccionales de fases, instalados
como
se ha dicho en la llegada a las barras B de los cables en paralelo procedentes de las
barras
A.
8.7.2 Comprobación de la instalación
La medida inmediata que se tomó al tener noticia de las actuaciones incorrectas' fue
comprobar el buen estado de la instalación. Para ello se revisó cada uno de los elemen-

267. 514 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Trola •. T.' M. T.
Cables tn
poralelo
110 kV 110 kV
Tlolo •. T,1
M.l.
CableS dt dialtibución radial 15 kV
Fig. 8.38 Esquema de la red inicial.
tos que forman parte de la protección de sobreintensidad direccional, así como su fun­
ción de conjunto.
En una protección de sobreintensidad direccional, además de verificar el buen es­
tado de sus elementos, es absolutamente necesario
comprobar también su función di­
reccional.
Conviene recordar que
el ángulo de cortocircuito de los cables se sitúa en 10+ 30"
inducción; por ello los relés direccionales de fases se eligen con un ángulo de par má­
ximo de 30· capacidad y
se conectan a la red con el mismo ángulo. El resultado de todo
ello
es que en caso de cortocircuito el relé funciona en las proximidades del ángulo de
par máximo y por tanto en condiciones óptimas.
Al no encontrarse ninguna anomalía en la instalación, el análisis se centró entonces
en
la incidencia que pudiera derivarse de la modificación del esquema primitivo de la
red, al haber instalado <<aguas abajo» de la protección en cuestión los transformadores
25/
11 kV.
Un indicio que ayudó a profundizar en el análisis mencionado fue
el hecho de que
todas las actuaciones incorrectas coincidían con disparos por averías en los cables
11 kV.
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 515
1I0llV
Tralo .... T.' .... T. ',010A.T. '''',1.
porolelo
_..I __ '-_ ... _..I..-t:sr..l.._...L..,......L._r-'-....:.::;arro. • nllv
-,....'-r--+-"'T-8a,r a s e 11 kV
Fig. 8.39 Esquema de la red modificado.
8.7.3 Incidencia de los transformadores 25/11 kV
Para conocer los parámetros que incidían en el funcionamiento de los relés direcciona­
les, se procedió a calcular las magnitudes de cortocircuito monofásico, bifásico y trifá­
sico en
el punto 1 de la figura 8.39, vistos desde el relé direccional, para varias localiza­
ciones del defecto y distintas condiciones de carga en la subestación
B.
De los resultados obtenidos, para el caso de cortocircuito bifásico en el punto 1, se
comprobó que éste coincidía con la situación de funcionamiento incorrecto.
En la figura 8.40 se muestran los resultados de cálculo del cortocircuito bifásico RS
en el punto 1, así como el diagrama vectorial de funcionamiento de los relés direc-

268. 516 Protecciones en las instalaciones eléctricas
cionales de las fases R, S Y T, Puede apreciarse claramente que el relé de la fase S actúa
incorrectamente,
al aparecer el vector ls fuera de la zona de bloqueo de la unidad direc­
cional.
Corroe;r-Tipo de
cuita en el conocir-
punto cuita
1 Bifásico
fig. 8.39 fases RS
Q) Oiogro/'l'lo ,riró,;ca
Condicio-
nes de
carga
Con carga
20MYA
Tensiones de medida
Y.-5,701 kY 1-10,82°
Ys -12,243 kY 1-122,69°
Y
T-II,419kYI 84,91°
3Yo-OkY I 0°
An9!Jlo canuló" I JO· copacidad
Angula por mó.imo: JO· copetCidod
b) Reli 'O" R ~) RIPI,; fo •• S
Corrientes de medida
1.-1.I69,IA 1 80,05°
Is -
IT -
IN -
483,8A 1-88,83°
700,
6A 1-107,61°
OA ~
LPM
"
lona de
bloqulPo
Fig.8.40 Cálculos y diagrama de funcionamiento de los relés direccionales de fases para conoeir­
cuito bifásico externo.
Para los cortocircuitos monofásico y trifásico en el punto 1 se puso de manifiesto
que los relés direccionales operaban correctamente.
Identificada
la causa del funcionamiento incorrecto, conviené analizar el compor­
tamiento de un transformador triángulo/estrella en
el caso de un cortocircuito bifásico
en
el lado estrella.
En la figura 8.41 se deduce que, para una falta bifásica en el lado estrella, las co­
rrientes en
la red conectada al triángulo están en oposición de fase unas respecto a otras.
Esto, trasladado a
los correspondientes relés direccionales, supone que mientras que al­
guno de ellos se encuentra en situación de «bloqueo», otro se encontrará en situación de
«disparo».
Si consideramos una P oc infinita en la red conectada al arrollamiento en
triángulo, las tensiones aplicadas a los relés direccionales, supuesto un ángulo
de cone­
xión externa de
300 capacidad, formarán un sistema simétrico y equilibrado, URS' UST,
U
TR
• Con un ángulo de par máximo de 300 capacidad se observa que dos de los tres relés
direccionales quedan en condiciones de bloqueo (fases
R y 5), mientras que el relé de
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección
A'
5'~
,'-
f,al. dy'; 2S/IIkV
r------------,
I I
L _____ _ _ ___ ..J
o
A
__ .1' ~' 'r ,,, ISI
15'~~51~ . ,,0.. Y
IT I S
TI IR;
IS _. ---------,,, IT _.--.... --~. 15
-1,
Fig. 8.41 Análisis vectorial de un conoclrcuito bifásico lado estrella.
517
fase T queda en condición de disparo. Para cada uno de los tres posibles cortocircuitos
bifásicos
(RS, ST, TR), el relé de la fase en retraso (S, Ty R, respectivamente) podría ac­
tuar en contradirección
(fig. 8.42).
,
Ys
Yo,
lO"
LPM
Y,
Yrs
o) Diograma Irlló.ico b) Relé 'ose R
'A " --!..4..~:-::::=
IS
Iono ele
bloqueo
e) Relé lase S
YA
lOO
Ya
Fig. 8.42 Diagramas vectoriales de funcionamiento para conocircuito bifásico. Condiciones teó­
ricas.
En el caso que se analiza la protección direccional estaba constituida por dos relés
de fase (S
y T) Y un relé de neutro.
Este desarrollo teórico
se vio confirmado por los resultados y diagramas mostra­
dos en los cálculos reales de
la figura 8.40.

269. 518 Protecciones en las instalaciones eléctricas
8.7.4 Modificación de los ángulos de conexión y de par máximo
Conocidas las causas del funcionamiento incorrecto, se procedió a analizar el compor­
tamiento de un relé direccional de fases con un ángulo
de par máximo de 45' capacidad
y conectado a la red con un ángulo de 9Ü" capacidad.
Efectuados los cálculos
y diagramas correspondientes, en la figura 8.43 se muestra
que para cortocircuitos bifásicos en
el punto 1, el funcionamiento es correcto.
Cortocir-Tipo de
cuila en el corloci,-
puniD cuilo
1 Bifásico
fig. 8.39 fase RS
'.
V5_T
o) D¡agrama I,i"jaito
Condicio-
nes de
carga Tensiones de medida
V.-5,701 kV 1-10,82'
Con carga Vs
.12,243 kV 1-122,69'
20MVA V
T
·II,419 kV 1 84,91 '
Vo • OkV 1
O'
An9ulo c:onuión : 90· capacidad
Angula par mÓ.imo I 4S-copacidad
,.
"S-T
LP~
b) Relé lou A el R"lé Ion S
Corrientes de medi da
l. -1.169,IA 1 80,05'
15 -483,8A 1-88,83'
Ir· 700,6A 1-107,6P
lo - OA ~
LP~
IT
d ) Reti lou T
Fig.8.43 Cálculo y diagrama de funcionamiento de los relés direccionales de fases. Conocircuito
bifásico externo.
Por otra parte, en la figura 8.44 se muestra que, con la modificación realizada, al
menos uno de los relés direccionales actúa correctamente para cortocircuitos bifásicos
en
el punto 2 de la figura 8.39 dentro de la zona protegida.
8.7.5
Conclusiones
La solución a este caso se obtuvo finalmente mediante la sustitución de los relés direc­
cionales de fases existentes por otros de características
de ángulos distintas, citadas an­
teriormente.
Experiencias V ensayos en los sistemas de protección 519
COrlocir-Tipo de
cllito rlt el corlocir-
pumo cuiro
2 Bifásico
fig. 8.39 RS
VS-T
o) Diogromo Lriló&ieo
Condicio-
nlls de
carga Tensiones de medida
VR• 7, 305 kV 1-74,97'
Con carga Vs• 6.009 kV 1-84,73'
20 MVA VT• 13.270 kV 1100,61 '
Vo• 0.002
kV 1 55,68'
.... g~Lo c.anf.ióp : 90· eoooeidod
'5· eoPOeidod Ang~lo PO' "..:í.;_:
Ys -T
b) Rflé Ion R e) Rtltl Ion S
Corrientes de medida
IR· J.583.6A 1-64,53'
I
s· J.703,8A 1- II 1,46'
IT• 166,4A 1-110,34'
l
o· OA 1 O'
Zona df LPM
~~f~LL~==
IT
I
/
d) Rth; lau ,
Fig.8.44 Cálculo y diagrama de funcionamiento de los relés direccionales de fases. Cortocircuito
bifásico interno.
Este ejemplo es una muestra de la necesidad de analizar el comportamiento de las
protecciones existentes
y la adaptabilidad de sus características cada vez que se intro­
duce una modificación en
la red.
8.8
Actuaciones incorrectas de los relés direccionales de neutro
8.8.1 Antecedentes
En varias ocasiones, en una instalación como la que se muestra en la figura 8.45 se apre­
ció un funcionamiento incorrecto de
los relés direccionales de neutro, instalados en la
llegada de los cables en paralelo M.T. de las barras B, coincidiendo con disparos por
averías de los cables radiales de salida de las barras
B, punto 1.
8.8.2 Comprobación de la instalación
Una vez cornprobado
el buen estado de cada \,lno de los elementos, asi corno la correcta
respuesta de la función direccional,
se procedió a efectuar los correspondientes cálculos

270. 520 Protecciones en las instalaciones eléctricas
l' Trato A. 1.1 ~ . r,
--r--+-....,--r-Borro& ..
BorrOI B
Co bln ro dio les
Fig. 8.45 Esquema de la red.
de cortocircuito para determinar los correspondientes parámetros de la teosión e inten­
sidad homopolares.
El resultado de todo ello fue que no había ninguna razón objetiva
aparente que justificase las anomalias. Los relés direccionales de neutro tenían un an­
gulo de par maximo de
0", ya que el neutro deltrafo A T /MT estaba puesto a tierra por
resistencia. Los relés estaban conectados al circuito residual de los
TI/I de fase.
Por otra parte,
el ajuste mínimo de sobreintensidad del relé direccional de neutro
se fijó a partir del nivel de las corrientes capacitivas de la red. El tiempo de actuación
podía ser
-teóricamente-el mínimo Que permilia la protección.
Al no encontrar ninguna justificación a los funcionamientos intempestivos, se ela­
boró la hipótesis de
Que eran debidos a un efecto de saturación diferente en los transfor­
madores de intensidad, en ocasión de faltas violentas en alguno de los cables de salida.
8.8.3 Análisis
de la saturación de los transformadores de intensidad
Para poder confirmar la hipótesis de saturación de los transformadores de intensidad.
el único procedimiento con garanlias de dar conclusiones definitivas consistía en reali-
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 521
zar cortocircuitos reales en la red, Que reprodujesen las situaciones de funcionamiento
intempestivo.
Las pruebas se realizaron a base de un cortocircuito bifásico a tierra en una salida
de las barras B, punto 1 (fig. 8.4S).
En la figura 8.46 se pueden apreciar los resultados
de las pruebas citadas.
Corrient •• "' uno
de 101 c:ablec
olimentolSorl's
o lo •• lociÓn 8
T..".lon •• en
bonos 11
l.
Inido del {C~rtocl,c"to I-...! Du~'~";;"é!· n~.!!~!¿'",_~~!!:"~""U!!!it.~"~'",m!..!.,-- ~ Flnol d~ cortocircuito
'.
"
",
.
16,7 A
/ nA .f;(Qu,1 J,)
/' :1,4 A .. lIcocu (Tz)
V Trlóngulo oblerto
Fig. 8.46 Conocircuito bifásico a tierra.
T
lIT
f,qul'modl'ta'l'd
En las magnitudes de la intensidad de las fases Sy T(sobre las Que se hizo el corto­
circuito bifásico a tierra) se observa
Que la componente continua de la corriente de cor­
tocircuito produce
una cierta saturación de los transformadores de intensidad, depen­
diendo ésta de la magnitud de la falta, del instante en Que se inicia la misma y del
magnetismo remanente del núcleo.
Si se
superpone la primera semionda de intensidad de la fase S sobre la de la de fase
T, se puede observar que la saturación de aquélla es inferior a ésta, resultando un incre­
mento de intensidad residual (no de auténtica corriente homopolar) cuyo sentido es
impredecible
(1' N)'

271. 522 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Este efecto, el bajo ajuste de intensidad y tiempo del relé direccional de neutro daba
lugar a los funcionamientos incorrectos.
8.8.4 Conclusiones
Para resolver este problema bastó con introducir en el relé direccional de neutro una
temporización de O, I
+ 0,2 s y se evitaron los efectos de estas «puntas» de corriente.
En los casos en que
la instalación lo permita, para mantener la rapidez de funciona­
miento y evitar temporizaciones adicionales, resulta ideal alimentar los relés de so­
breintensidad de neutro a partir de
un transformador de intensidad toroidal que abrace
el cable que hay que proteger y que, como es obvio, queda inmune de los efectos antes
expuestos.
Este ejemplo es ilustrativo de la necesidad de contrastar con la realidad de los
he­
chos aquellas magnitudes y soluciones que a veces se consideran suficientes en un análi­
sis teórico.
8.9 Explosión de un trensformador de tensión originada por el fenómeno
de resonancia
8.9.1 Antecedentes
En una instalación de 220 kV a la que se conectan varias lineas y transformadores
(lig. 8.47), mientras
se realizaban maniobras al finalizar trabajos de mantenimiento so­
bre
un interruptor automático se produjo la explosión de un transformador de tensión
(T
fT) de medida y protección, con proyección de cascotes de porcelana a distancias de
hasta
50 m.
---,----------------~----T_-----A
S",cionodoru
barros
--~-1------------~-4---+--T--8
"'I",ruptor
Sec:cionodort's
Unt'o
Unión borras
] ]
TlT TlT
.... -...11· ¡""'_-l!I'
~-i'
linto Trofo
Flg.8.47 Esquema simplificado de la red.
Borras 120 kV
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 523
8.9.2 Análisis de la instalación
Dada la gravedad de los hechos, se efectuó un análisis pormenorizado de las circunstan­
cias en las que ocurrió la citada explosión,
llegándose a la conclusión de que se producia
un fenómeno de resonancia serie entre la reactancia inductiva de los transformadores
de tensión y
la reactancia capacitiva de los condensadores incorporados en el inte­
rruptor.
Los interruptores
de alta tensión equipados con varias cámaras de ruptura, como
era
el caso. disponen de condensadores en paralelo con las cámaras, para obtener un
reparto equilibrado del potencial aplicado durante y en la situación de apenura
(fig. 8.48).
r-----~;:d~;;d;;;e-;:------l
,~::,k~[IIIII1L~::. l.
Comaras de ruptura
L _________________ J
Fig.8. 48 Interruptor A.T. con seis cámaras de ruptura.
Las maniobras que se realizaron después de haber terminado los trabajos de man­
tenimiento del inte
rruptor fueron las siguientes (fig. 8.49):
----~¡ __ -------A
5A
58
-_'-+ ___ 8
r---.ll·
51~
r ,l'
lineo
80rrol. UOkV
Fig. 8. 49 Conexiones para trabajos de mantenimiento.

272. 524 Protecciones en las instalaciones eléctricas
1) Cuando se realiza un trabajo de mantenimiento en el interruptor /, es condición pre­
via tener desconectado
SA' S8' I y SL' Por otra parte, hay que tener conectado ST y
además, por razones de seguridad, a ambos lados del interruptor I se deben co locar
unos dispositivos portátiles de puesta a tierra.
2) Terminados los trabajos,
se retiran los dispositivos portátiles de puesta a tierra y la
maniobra siguiente consiste en conectar uno de los seccionadores de barras, SA o S8'
A partir de ese momento, se aplica tensión desde las barras 220 kV hasta el interrup­
tor I que está abierto.
Debido al condensador
C, en paralelo con /, se establecía un circuito serie L-C
con los T/T.
No existe constancia de que en estas circunstancias se produjera ya el fenómeno
de resonancia serie (sobretensión con poca energía debido a que
el interruptor I aún
estaba desconectado).
3) A partir de las condiciones anteriores, se efectuaban maniobras de conexión y des­
conexión del interruptor I para probar
el estado de la instalación hasta el seccio­
nador
SL'
Durante este último proceso fue cuando se comprobó el fenómeno de resonan­
cia serie, que desembocó, por perforación del aislamiento del
TIT, en un cortocir­
cuito fase a tierra con explosión final del T
IT.
En este caso, la destrucción del T fT era la protección que resolvía el fenómeno
(au todestrucción).
Hay que suponer que
la alteración de las características del circuito L-C durante
las maniobras de conexión y desconexión del interrupt
or /, conducía finalmente al
establecimiento de
la resonancia serie, como se puso de manifiesto en los registros
realizados.
Una vez identificado
el probable origen del fenómeno, se procedió a comprobar si
éste se mantenía para diferentes situaciones de conexión.
8.9.3 Re9i
stros de las tensiones secundarias de los T /T
En la figura 8.50 se muestra un registro de las tensiones secundarias medidas en los T IT,
con el interruptor (1) cerrado -condensadores cortocircuitados-y cuando éste se abre,
momento en que
se inicia el fenómeno de resonancia serie. Las magnitudes de la ten­
sión secundaria medidas alcanzan
el 200 % del valor nominal, aunque el verdadero va­
lor primario equivalente debe ser muy superior, debido a que
lo que se mide en el se­
cundario está sometido al efecto de saturación.
En la figura 8.51 se puede apreciar que el fenómeno de sobretensión (correspon­
diente
al fenómeno de resonancia serie) desaparece cuando existe una longitud de línea
superior a 2 km. Ello permite concluir que
el fenómeno de resonancia solamente se pre­
sen
ta en el caso de que el seccionador de línea SL esté abierto.
8.
9.4 Conclusiones
Conocidos finalmente los orígenes de las explosiones, se tomaron entonces las medidas
siguien
tes:
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 525
Inler,uplOf (1) InleHUp!OI' (11
u"odG obierto
.1. T
l00~ 2.U
T .1.
'1
Fig. 8.50 Registros de tensiones y del fenómeno de resonancia. en vado.
Inletluplol (1) cellodo Inlet1upto.(I) obl~lo
'.
's
"
Fig. 8.51 Registros de tensiones con una longitud de línea de 2 km.
a) Dotar a los transformadores de tensión de un filtro secundario. En la figura 8.52 se
muestra un registro de las tensiones secundarias, donde se pone de manifiesto el
efecto positivo del filtro.
b) Instalar una protección basada en la medida de tensión en el secundario de los T fT,
conectada en «triángulo abierto» para detectar el fenómeno y evitar las explosiones.
e) Impedir las maniobras con tensión del interruptor (1) estando cerrado algún seccio­
nador de barras y con
el seccionador de línea (Se> abierto.
Este ejemplo, es una muestra más
de las diferentes situaciones que se presentan en
la explotación de una red, y que precisan de soluciones espeCíficas.
Hay que tener siempre presente que una instalación debe encontrarse en situación
de ser explotada sin más limitaciones que las que excedan de sus características de di-

273. 526 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Int~rruplor (J) cet'rado Int~rruplor (J) obi~rlo
Fig. 8. 52 Registros de tensiones con la incorporación de un filtro.
seño. Por tanto, las dificultades que se planteen durante su explotación requieren solu­
ciones imaginativas que eviten restricciones en la medida de
lo posible.
8.10 Consecuencias de la falta de sincronismo entre los contactos
principales y auxiliares de los interruptores
8.10.1 Antecedentes
En una instalación de 1 10 kV (fig. 8.53) se observó que al realizar la maniobra de aper­
tura del interruptor
fu de la linea 1, estando el otro extremo de la misma desconectado.
se producia el disparo del interruptor
fu de la línea 2, señalizando la actuación del relé
de distancia.
Al mismo tiempo que se realizaba la maniobra descrita y se producia el disparo in­
tempestivo de
la otra línea, se puso de manifiesto que actuaban uno O ambos interrup­
tores magnetotérmicos
de protección de los circuitos secundarios de los T (f 110 kV de
ambas lineas.
Analizados los sistemas de señalización y registro locales
y remotos, se concluyó
que.
al no existir ninguna anomalia en la red, la causa de la actuación incorrecta sólo po­
dia ser imputable a
la instalación en cuestión.
8.10.2 Análisis de la instalación
Efectuada una minuciosa revisión de la instalación sin encontrar ninguna anomalia, se
centró
el análisis en los circuitos secundarios de tensión de los T(f 110 kV.
En
la figura 8. 54 se muestra el esquema de los circuitos secundarios de tensión de
las dos líneas 110 kV. Como puede apreciarse, los dosjuegos de transformadores de ten-
Experiencias y ensayos en los
sistemas de protección 527
liMO I l(l'eo l
~ T1
"-lI' ~~
Tlfll) s" liT (2) s"
'1
TI! (1)] TII(l) ]
'LI 'U
[ ~LI
ro" aortolllOkY
f' f
'TI ,"
TRAI'"Q I TRAFO 1
Fig.8.53 Esquema de la instalación.
sión alimentan las protecciones de distancia y equipos de medida y sincronismo de
cada línea.
Con
el fin de poder comprobar el sincronismo de dos líneas de 110 kV de tensión
cuando van a ser conectadas a las mismas barras, y al no existir transformadores de ten­
sión
de 110 kV en las barras, se establece una (<tensión de barras equivalente» mediante
los contactos auxiliares de los seccionadores y el interruptor correspondiente a cada lí­
nea
de 110 kV.
El motivo más razonable que justifica el funcionamiento de los interruptores mag­
netotérmicos en el
momento en que se abre un interruptor de línea, estando su otro ex­
tremo desconectado, es que a través de los circuitos secundarios se establezca un para­
lelo
momentáneo entre ambos T (f, causado por un desajuste de los contactos
auxiliares del int
erruptor que se desconecta. En esta situación, los interruptores magne­
totérmicos se ven atravesados
por la corriente de excitación que absorben los T(f que
previamente han sido desenergizados por desconexión de los interruptores A.T. en uno
y otro extremo de la línea.
8.10.3 Comprobación del sincronismo de 105 contactos principales y
auxiliares de los interruptores A.T.
Para
confirmar la hipótesis anterior se procedió a continuación a a nalizar el sin­
cronismo entre los contactos principales y auxiliares de los interruptores de las líneas
110 kV
denominados f
L
• e fu.

274. 528 Protecciones en las instalaciones eléctricas
lin.a I Lineo 2
~~ ~~.
m
'" ~ ... !
'1 TITI1) TIfU)
III Iu:
ro"
{'Ol!
S.ÑlI I
Sarros 110 kV
d-
f--, s;:~ f--,
IM.rr",plor I r-"
I
L(-
"
'1 I :=a~~~~:mIcO l Z 1rIQ9"~oletrmlco II
L_
f-f-...J t-
J
(.) (.)
I I I J I I
r' "./P' ," • •• /P' 'f ", .• ,,/ón I I SLI I Su
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""P' l' · ... ··.1
·nc,~~.,"o "'~¡~o dJ.I~~ia dls~ io mflfido iJMf'OI'IIIMO
I I
L. Z L!
IIL 1 l' L Z
I I
¡ISo" ¡I 'ou
, ,
I ,' .. I~ •• j
l
Equipo
J
Slf\Cl'9nfMlO medido
bo .... o. bo ... ,
Fig. 8.54 Esquema de los circuitos de tensión.
En la figura 8,55 se muestra el comportamiento de los contactos principales yauxi­
liares en las maniobras de cierre y apertura del
interruptor de alta tensión, distinguién­
dose
el diferente desfase.
Como puede apreciarse, en la maniobra de cierre el contacto auxiliar se conecta an­
tes que
el contacto principal, mientras que en la maniobra de apertura el comporta­
miento es contrario
al anterior.
Consecuentemente, establecida
la existencia de falta de sincronismo y la duración
de
la misma (superior a 20 ms), sejustificaba la hipótesis establecida y por tanto el fun­
cionamiento de los interruptores magnetotérmicos. Obviamente, al desconectar uno de
ellos,
su protección de distancia queda sin tensión y actúa dando orden de disparo
como si existiera un cortocircuito trifásico en la red.
Contactos
principal ....
Contoclos
ou.lllore"
COfIloclot.
"finelpolu,
Conloelol
ouaillore"
Experiencias V ensayos en los sistemas de protección
• I
a) Maniobro de cierre
0.,,10"
H
I------;l i
'---l-----~
b) lroIIo"iobro de op.,luro
Fig. 8.55 Desfase entre los contactos principales y auxiliares del interruptor A. T
8,10.4 Conclusiones
529
Para resolver la falta de sincronismo entre contactos principales y auxiliares del inte­
rruptor,
se modificó el circuito de la fig, 8,54 de tal forma que, en lugar de utilizardirec­
tamente los contactos auxiliares del interruptor,
se introdujeron unos relés repetidores
de dicha función con una temporización suficiente que asegurase
el funcionamiento del
contacto principal del interruptor antes de entregar
la señalización de la maniobra,
Este ejemplo pone de manifiesto
la necesidad de conocer a fondo no solamente las
protecciones, sino también
el comportamiento de los equipos asociados, en este caso
los interruptores A.T.
Como se ha podido ver,
los diseños inadecuados en los circuitos secundarios de
transformadores de medida pueden repercutir en
el correcto funcionamiento de los sis­
temas de protección.
8.11 Influencia de las perturbeciones en el funcionamiento
de los equipos electrónicos
8
.11,1 Antecedentes
Al iniciarse la utilización de equipos electrónicos en subestaciones, se observó que éstos
presentaban anomalías de funcionamiento que no habían sido detectadas en los en­
sayos de recepción funcional que normalmente
se realizan en los laboratori'os del cons­
tructor,

275. 530 Protecciones en las Instalaciones eléctricas
Estas anomalías eran debidas al efecto de las penurbaciones originadas por los pro­
piOS sistemas electricos y que hasta entonces no habían sido motivo de consideración.
habida cuenta
la robustez. tiempos de funcionamiento y energía requerida por los equi­
pos electromecánicos.
Este <muevo problema».
si así puede Ilamársele. es el mayor reto que debe superar
la tecnología electrónica para que su utilización pueda realizarse sin restricciones.
En este apanado. y como ilustración. se exponen algunos resultados y mediciones
concretas. con
el fin de facilitar la comprensión del tema.
8.11.2
Señales inducidas entre circuitos de un cable multiconductor
En una subestación se disponía de un equipo de señalización que recibía las señales de
maniobra procedentes de los equipos exteriores de A.T. y las registraba en una impre­
sora en forma codificada. Cada una de las señales de entrada
se conectaba como se in­
dica en
la fig. 8.56.
EqUIPO De: SlEÑ ... LIUCION
5.1\01 d"
(ampo Cable tnu";conduClor
r'-'-'-'-'-
el
o ---8--------)
120 V
e
Pull.odor de bonodo
Flg.8.56 Circuito de entrada de las señales al equipo de señalización.
Las señales se llevaban a la sala de control por medio de cables de varios conduc­
tores cada uno.
En varias ocasiones se había comprobado que, junto con señales
autenticas. aparecían señales falsas. De
la observación repetida de este fenómeno se
constató que las señales falsas correspondían a conductores penenecientes al mismo
cable que ponaba señales autenticas. Además, este fenómeno se producía sólo en ca­
bles de longitud superior a los 150 m.
La señal «auténtica» llegaba al registrador con
un nivel de 120 V.
Con estos antecedentes. se decidió realizar registros de estas señales inducidas.
Para efectuar las
oponunas comparaciones se utilizaron dos cables, con recorrido coin­
cidente y una longitud de 300
m; uno de ellos estaba dotado de pantalla y el otro no.
En las figuras 8.57 (a y bJ se muestra que la aparición o desaparición de una señal
autentica. inyectada en el extremo del cable. inducía en los otros conductores una ten­
sión oscilante modulada a 100 Hz y
amoniguada en el tiempo.
S.l\al inyectado
o lro ... , d.1
cable
S.;¡ol inducida
Sellol ¡ .. yeclollo
o travit. d,,'
coble
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 531
UI }120'
140 V
a) Señal indudda en un cable sin opontollar
---~~
1120V
20m.
luolo H
~---+-1 ~--~-
b) S.ñal ¡"elucido en un cabl. oponloUodo 'f punlo 11 11."0
Fig. 8.57 Registros de señales inducidas.
En la tabla se recogen las tensiones inducidas máximas detectadas, así como la du­
ración del fenómeno para cada
uno de los dos tipos de cable. También se muestra el
porcentaje de veces en que el citado fenómeno produjo la aparición en el registrador de
una señal falsa.
(' IHLI:: IP.INJ".ULIOO (":(SLE SIN .H> .~".nLUR
S/l'(~JI""II11cmIlJUf1t". ('un (+) 1"/' 1111 OIl1d,I(fOl SIn (+) NI 1111 romIut:1C1' Ca" (.) 1"'1 1111 romJ,I(f,'"
P.Wlf'ntUjI" P IN'I"l"n/o)t' PMtYnIO)<' POfft'flIOjt'
UtIllIl<II~ ,,<1"QC"~ 0"'1111<'1.). 1Jrt1l1l<'1fJ-
D'lfUCtl'" nn ,''',). D'If,,<II'II /lnl/let). D",ocwlI "nl'ln1- DU'lInOIl IINI_
1'/11111 f<J
fI('I.//I III/Q (,) .m·los 1'/11/1. (,)
""'''
1'1/10" (,) rrf'rtOJ
SIN TIERRA 2040 0.11 80 70 0.10 80 241 0.17
"
111 0.16 90
CON TIERRA
EN EL LAOO
EMISOR
"
0,01 90 -- - 90 O,I~ 80 .. 0.18 80
CON TIERRA
EN EL LAOO
RECEPTOR
"
0.1 60 .,
0.09 10 81 0.15 .. 80 0.12 80
CON TIERRA
EN AMBOS
Lo\OOS 80 0.01 90 -- - 81 0.12
"
90 O,U
"

276. 532 Protecciones en las instalaciones eléctricas
En el cable apantallado se hicieron tres series
de medidas en función del punto de
puesta a tierra de la pantalla. En el cable sin pantalla incorporada se utilizaba uno de los
conductores para dicha función. También
se analizó la diferencia, según que uno de
los conductores del cable tuviese aplicada
una señal fija (+).
Del análisis de estas mediciones se dedujo que la utilización de cables apantallados
no resolvía totalmente
el problema existente. Como posible solución, se recurrió al in­
cremento del consumo de los circuitos de
entrada al registrador, conectando una resis­
tencia
de 1500 ohmios en paralelo con la entrada. A pesar de ello, el porcentaje de falsas
señales
aún era del 7 + 8 %. A raíz de ello, se decidió establecer un valor mínimo en la
tensión de entrada, mediante
la conexión de una resistencía VDR en serie con la en­
trada al registrador. C
on esta modificación la tensión necesaria para la aparición de una
señal
era de 95 V (80 % de 120 V), Y se evitaron las falsas señalizaciones.
Estos resultados han permitido elaborar unas especificaciones para los equipos de
señalización que eviten que las señales inducidas
den funcionamientos erróneos. Por
otra parte, ello ha contribuido a un mejor
conocimiento y parametrización de las mag­
nitudes perturbadoras.
8.
11.3 Señales inducidas en los circuitos de los cables al maniobrar
seccionadores A. T.
Una de las fuentes de perturbaciones más importante en las subestaciones es la manio­
bra de los aparatos de corte A.T.
El caso más representativo lo constituye la apertura de
seccionadores.
Para poder conoc
er y acotar la magnitud de tales perturbaciones, se registraron en
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Tabla 8. 58 Cable sin pantalla.
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 533
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Tabla 8. 59 Cable apantallado.
unas subestacionesde 400 kV las señales inducidas en los circuitos de los cables en dife­
rentes situaciones.
Las tablas 8. 58 y 8.59 muestran los resultados de estas medicione s.
Asimismo, en la figura 8.60 (a y b), se muestran dos típicos registros oscilográficos
de estos ensayos.
Las mediciones y registros se efectuaron teniendo
el cable como carga la impedan­
cia de entrada de
un registrador (R) oscilográfico (15 kO aproximadamente). Los resul­
tados obtenidos sirvieron para poner de manifiesto que los valores varían de forma
im­
portante en función de
la disposición de los cables, la configuración y estado de la red de
tierras, cargas conectadas, etc.
A pesar de
la variabilidad de los resultados, este fenómeno es suficientemente co­
nocido actualmente y debe ser tenido en cuenta para establecer las especificaciones
oportunas de diseño.
8.11.4 Efectos de los filtros contra perturbaciones en las señales de
entrada
En una subestación de 400 kV, las líneas de transporte estaban equipadas con un equipo
localizador de defectos.
En función de las intensidades y tensiones, este equipo detecta
cuándo hay una falta en
la red; para ello realiza una selección de magnitudes de medida
de forma idéntica a las protecciones de distancia del tipo conmutado. Finalmente. in­
dica
la distancia a la falta. en km o en porcentaje de la longitud total de la línea.

277. 534 Protecciones en las instalaciones eléctricas
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Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 535
no existir señal de disparo procedente de las protecciones. En primer lugar se revisaron
todos los circuitos sin encontrar ninguna anomalía. Posteriormente se midió
el valor de
actuación de las señales de entrada y
se encontró que el tiempo mínimo de reacción era
de sólo 0,4 ms y
la tensión de actuación precisa era sólo del 25 % de la nominal.
Ante
el convencimiento de que se trataba de un problema de señales inducidas, se
estudiaron dos soluciones. No era posible temporizar la entrada, dado el tiempo crítico
de que
se dispone para la medida. Otra posibilidad era aumentar la tensión mínima de
actuación, así como
el consumo de la entrada al localizador.
Para ello se instaló una resistencia
(R 1) en serie con la entrada -que elevaba el nivel
de actuación de
la entrada al 85 % de Un-y otra en paralelo (R2), que quintuplicaba el
consumo de la entrada.
A pesar de estas medidas. seguían produciéndose actuaciones intempestivas de los
localizadores y por ello
se decidió instalar un registrador de penurbaciones, según la fi­
gura 8.61.
[QUIPO LOCALIZADOR
,'-'-'-'-'-
220 V
L __ ._._._._._
.0.2 s, Fig.8.61 Análisis de las penurbaciones de las señales de entrada.
b) 5eñol inClvdda el'! un c.able oponlallodo y pUI'.lo
o 'itrrO en el ,,_¡remo recepto,
Fig. 8.60 Registros de señales inducidas.
La medición se realiza cuando hay ceneza de que la falta está en la línea -esto es,
cuando actúan las protecciones-, por
lo que el tiempo que tiene el localizador para al­
macenar las medidas será igual al tiempo transcurrido desde que recibe
la señal de dis­
paro por protección hasta que
se elimina la falta por actuación del interruptor de línea
(del orden de 20
+ 40 ms).
Las entradas de señal de disparo en el localizador se efectúan por medio de un cir­
cuito similar
al de la figura 8.56, con la única diferencia de que en lugar del condensador
e J se disponía de una resistencia R.
Al poner en marcha los equipos localizadores, se observó que la mayoria de las ve­
ces que
se maniobraba un interruptor 400 kV el equipo realizaba una medición, pese a
La batería de corriente continua -como es usual en los circuitos de mando y protec­
ción-estaba aislada de tierra y la tensión del negativo respecto a tierra era del orden de
103 V. (La tensión nominal de la batería era de 220 V.)
La figura 8.62 muestra los resultados del registro de la maniobra de uno de los inte­
rruptores 400 kV.
Se aprecia que durante ella la tensión del negativo respecto a tierra ha
pasado de 103 V a 180,6 V durante 0,32 s (1) y que en la entrada de los bornes B I Y B21a
tensión subió hasta 35,6 V (2), con un impulso de 92 V (3), mientras que en bornes de
la resistencia R2 solamente se registraba un pulso de 25 V (4).
Al disponer de estos registros y no encontrar una explicación justificativa de los re­
sultados, se volvió a revisarellocalizador y se encontraron dos condensadores e I y C2
conectados entre los bornes B I Y B2 Y tierra, no reflejados en los esquemas y cuya fun­
ción era derivar a tierra posibles penurbaciones de alta frecuencia que pudieran apare­
cer en
la entrada (fig. 8.63).
Al an.alizar el nuevo esquema, con la inclusión de los condensadores, se explican
las actuaciones Incorrectas de
los locallzadores, ya que al variar los potenciales respecto

278. 536
F;g.8.62
Protecciones en las instalaciones eléctricas
Canal AnOmO¡{o
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Registro de las variaciones de tensión en la entrada al realizar la maniobra de un interrup­
tor de 400 kV.
a tierra del positivo y negativo de la batería se carga uno de los condensadores y se des­
carga
el otro. En el momento que aumenta la carga de O. se produce una circulación de
corriente a través del relé auxiliar, que puede alcanzar su valor de funcionamiento.
Para eliminareste problema se consideraron dos posibilidades. La primera consis­
tia en poner unos condensadores más pequeños, con lo cual, al no almacenar energía su·
ficiente. no podrían hacer trabajar los relés; pero. por contra. se perdía parte del efecto
de filtro para perturbaciones inducidas.
La segunda solución. que fue la adoptada. consistió en aumentar el consumo del
relé a base de instalar una resistencia en paralelo con su bobina. Con este incremento
del consumo, la máxima energía que puede almacenar el condensador no es suficiente
para excitar el relé.
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección
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Fig. 8.63 Esquema completo de las entradas del equipo localizador.
8. 1 1 .5 Conclusiones
En este apartado se ha analizado el efecto de tres diferentes tipos de perturbaciones. de
las
muchas que se pueden presentar en la práctica. Las soluciones que se tomen para re­
ducir los efectos
por debajo de los limites en que afectan al funcionamiento de los equi­
pos pueden. en ocasiones. ser perjudiciales frente a otro
tipo de perturbaciones. como
sucedía en el tercer caso comentado. Consecuentemente, deberán tbmarse precaucio­
nes en las especificaciones
de los equipos. en el proyecto de su instalación yen la realiza­
ción de ésta.
No obstante. en algunos casos singulares estas medidas no serán suficien­
tes y se precisará del estudio y aporte
de soluciones particulares.

279. luís An I Llzarraga Go,1.a!e¡
ING. EN ENERGIA
Reg CIP. N' 76625
CAPITULO 9
LAS PROTECCIONES DEL FUTURO,
UNA NUEVA CONCEPCION
Para hacer un planteamiento razonable de las expectativas de futuro de los sistemas de
protecc
ión. es obligado tener en cuenta previamente la evolución de los sistemas eléc­
tricos.
El papel de la electricidad en el suministro de energía es cada vez más importante y,
en consecuencia. las sociedades son más vulnerables a las perturbaciones y cortes.
El incremento de los costes de la energía, la optimización de la utilización de los re­
cursos. las exigencias medioambientales, etc
., harán que la producción, el transporte y
la distribución de la electricidad se realicen apurando al máximo los márgenes dispo­
nibles.
Para que las organizaciones que deban atender estas demandas puedan actuar co­
rrectamente, hay que plantear y desarrollar nuevos sistemas de vigilancia, control y
protección.
En este planteamiento futuro, cabe distinguir dos etapas, que, si bien no tienen por
qué ser sucesivas en
el tiempo (debido a las posibilidades esperables del desarrollo tec­
nológico y de
3U disponibilidad comercial). pueden situarse a diez anos vista y más allá
de dicho período.
La primera etapa se cubrirá mediante la total integración en conjuntos informati­
zados de los sistemas de vigilancia, control y protección, estableciendo los adecuados
enlaces entre estos sistemas.
Las protecciones, sin embargo, persistirán como sistema
de apoyo
al anterior, como figura segregada y con criterios de unidad autónoma.
Esta etapa puede considerarse como puente hacia
una nueva concepción futura de
los sistemas de protección.
En consecuencia, puede concluirse que el primer período
de tiempo analizado constituye una etapa de evolución tecnológica y de funciones, sin
que pueda hablarse todavía de una sustitución de planteamientos.
en un futuro no precisable por la oportuni<;lad económica, pero en todo caso en ab­
soluto utópico, habrá que hablar y plantear otros lenguajes y concepciones.
Hasta ahora, los sistemas eléctricos disponen de equipos de protección cuya finali­
dad fundamental es detectar y eliminar las averías en el menor tiempo posible, y todo
ello con unos parámetros preestablecidos y estáticos.

280. 540 Protecciones en las instalacIones eléctricas
Por otra parte y sin una conexión relevante con los sistemas de protección, existen
sistemas de control,
automatismo y vigilancia. cada uno de los cuales atiende la función
que le corresponde.
El planteamiento futuro ha de reunir todas las funciones anteriores en una concep­
ción global izada e interrelacionada
como un todo. En consecuencia. no puede hablarse.
en t
érminos de fUluro, de la misma concepción que la de las protecciones actuales. En
una
primera aproximación, cabe situar el nuevo término de las protecciones como una
parte indivisible de un software y un hardware.
Por
otra parte. la función de la protección futura ha de atender fundamentalmente
la detección y diagnóstico previo de posibles avenas, además de continuar ejerciendo la
acción ultima de detectar y
eliminar las que no sean identificables antes de Que se pro­
duzcan.
La posibilidad de
diagnosticaraprio ri posibles averías abre un nuevo campo de ac­
ción. hasta
ahora inexplorado y de amplias consecuencias.
Si a ello se arlade la posibilidad de alterar mediante automatismos las configuracio­
nes de
la red. todo ello bajo una óptica de opti mización, es fácil eom prender que la téc­
nica de
la protección actual queda totalmente superada y sometida a unos planteamien.
tos de dimensiones mucho más amplias que Jos actuales.
Como ejemplo. supongamos un sistema eléctrico compuesto por generadores con
diferentes energías primarias, una red
de transporte interconectada y las correspon·
dientes instalaciones de transformación y distribución hasta el usuarim
Si
el sistema de protección es capaz de detectar con anticipación una posible ave·
ria. en función del tiempo disponible y según cuál sea el elemento de la red afectado.
permitirá
tomar un conjunto de decisiones (que pueden ser elaboradas automática·
mente). cuyo abanico de posibilidades incluye desde un cambio de configuración en la
red y un adelanto de acciones de mantenimiento hasta una sustitución anticipada del
elemento afectado.
Obviamente. este panorama configura una modificación sustancial de los recursos
y posibilidades actuales.
Este nuevo concepto
de protección futura puede definirse como protección total o
también protección control.
La protección tOlal debe ser un conjunto de funciones incorporadas en un proceso
más
general. que permita la detección previa de posibles averías y su eliminación, si se
producen. y todo ello asociado a un proceso jerarquizado, aunque descentralizado, para
garantizar
la seguridad y la fiabilidad necesarias.
Las ideas
anteriormente expresadas constituyen una pincelada del futuro promete·
dar Que afectará substancialmente a los sistemas de protección. Entrar en una mayor
concreción introducir
ía un nuevo campo de análisis, que queda fuera del objetivo pcr·
seguido
en esta obra.
No obstante. y a modo de apunte, se enumeran algunos aspectos que requieren un
cambio y un desarrollo.
Por su interés cabe citar:
a) N uevos métodos de medida y detección.
b) Nuevos criterios de funcionamiento.
r) Nuevos
planteamientos de autoprotección.
Las
protecciones del futuro, una nueva concepción 541
d) Nuevas perturbaciones que hay que tener en cuenta.
e) Nuevos criterios de coordinación.
.0 Nuevas exigencias de profesionalización.

281. luiS AA ,Llzarraga GO,1za:el
ING EN ENERGIA
Reg CIP. N" 76625
CAPITULO 10
PERSPECTIVAS DE EVOLUCION
DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS
y SU EQUIPAMIENTO
En el presente capítulo y como conclusión a esta obra dedicada a las protecciones, pa­
rece necesario esbozar
el panorama que cabe esperar en el desarrollo de los sistemas
eléctricos y su equipamiento, con
el fin de enmarcar la propia evolución de los sistemas
de protección.
No hay que perder de vista que los sistemas de protección son un eslabón más del
conjunto de disciplinas que concurren en los sistemas eléctricos.
Durante los últimos cien años
la electricidad se ha convertido en una de las formas
de energía más utilizada por
la humanidad. El constante aumento del consumo de elec­
tricidad ha sido satisfecho por un creciente número de centrales eléctricas, cada vez
mayores, y
por sistemas de transporte con tensiones cada vez más altas. Al mismo
tiempo,
se han desarrollado sistemas de distribución que alcanzan a un mayor número
de abonados.
La crisis del petróleo de 1973 marcó un hito crucial. El ahorro de energía se convir­
tió en una necesidad,
si se quería disminuir su consumo, para así poder contrarrestar su
continuado aumento, debido, en parte, a un mayor uso de
la electricidad para calefac­
ción y aplicaciones industriales.
Desde principios de los años setenta
se produjo una mayor concienciación pública
respecto a la importancia del medio ambiente y de los riesgos que para éste implican
muchos procesos industriales. Esto vale también tanto para
la generación como para la
transmisión de energía eléctrica, y ha conllevado fuertes restricciones en lo referente a
nuevas instalaciones.
La prolongada crisis económica que siguió a la energética no ha contribuido preci­
samente a mejorar esta situación.
El decenio de los ochenta se está caracterizando por la
necesidad de una mejor utilización de los recursos existentes, sin descartar, pese a todo,
un aumento de
la producción. En la tabla 10.1 se pone de manifiesto la distribución de
los costes anuales en la generación, transporte y distribución de energía eléctrica y
su
evolución en los dos últimos decenios. Asimismo, se recoge la distribución de las pérdi­
das en los tres estadios mencionados.

282. 544 Protecciones en las instalaciones eléctricas
TABLA 10.1 Distribución de los costos y pérdidas anuales
en los sistemas de energra eléctrica
Distribución Distribución
de los costos anuales de las pérdidas
(\'alares medios) (valores medios)
Decenio
Decenio /980-89
1970-79 (estimación) Actuales
% % %
Generación 50 65 25
Transporte (420-72,5 kV) 10 6 22
Distribución (52-0,4 kV) 40 29 53
10.1
Los medios de generación
Una visión general de la situación que atraviesan los medios de generación, teniendo en
cuenta la crisis petrolera de 1973 y las siguientes, lleva a las siguientes conclusiones:
-Desarrollo
de la energía nuclear en los países industrializados, ampliando el número
de polos en el generador, de dos a cuatro, para reducir la velocidad. Utilización de
potencias unitarias de 1.000
MW a 1.500 MW.
-Reducción de la utilización de los grupos térmicos que funcionan con productos pe.
troleros de importación. Estos grupos
se reservan para la producción en las horas
punta,
con arranques y paradas diarias.
-Desarrollo de grupos con turbina
de gas, lo que permite la rápida electrificación de
países ricos
en petróleo. Los alternadores de estos grupos son de potencia media (25 a
100 MW) y
no plantean mayores dificultades que la adecuada adaptación a los ciclos
diarios de potencia.
-Desarrollo acelerado de los grupos hidroeléctricos
en los países que todavía disponen
de recursos hidráulicos
por explotar. El importante aumento del coste en los como
bustibles fósiles ha revalorizado algunos
aprovechamientos. Al propio tiempo, la
utilización de éstos asegura la independencia energética.
Se están llevando a cabo grandes proyectos hidráulicos y existen en servicio uni·
dades de 800 MW.
La búsqueda del máximo aprovechamiento de las cuencas hidráulicas en los
países industrializados conduce a sobreequipar los
emplazamientos existentes y a
equipar las partes bajas de las cuencas que aún quedan por explotar. Los grupos
bulbo horizontales diseñados para pequeilos saltos se están utilizando en escala
creo
ciente.
-Utilización intensiva del carbón en los países que disponen de él. En algunos países.
se transforman unidades de fuel·oil para la utilización del carbón,
introduciendo las
oportunas modificaciones, fundamentalmente en la caldera.
Perspectivas de evolUCión de los sistemas eléctricos V su equipamiento 545
La utilización del carbón importado también forma parte de la política energé·
tica
de algunos países.
Las potencias
máximas utilizadas giran alrededor de los 800 MW.
-La creciente participación de la energía térmica en la producción de electricidad con·
lleva la construcción de centrales de bombeo·turbinación, que facilitan la transferen.
cia de energía y la regulación diaria de la potencia demandada. Se dispone de poten.
cias de 200 a 400 MW y se han desarrollado procesos de arranque, en la rase
motor·bomba. que concilian la economía con la tolerancia de la red y de las má.
quinas.
-Escasa incidencia de las llamadas «energías alternativas» (solar, eólica, de la bio·
masa. etc.) en la generación de electricidad. Los múltiples proyectos realizadoc en di.
ferentes países no superan la rase experimental y no se esperan grandes cambios en
los
próximos quince ailos.
En Espaila, la evolución
de los medios de generación está en consonancia con los
criterios
antes seilalados, como puede apreciarse en las tablas 10.2 y 10.3. La política
energética para el
próximo decenio confirma lo seilalado y se concreta en lo siguiente:
TABLA
10.2 Balance.de energra en España
(Valores en GWh)
Año 1960
Producción hidroeléctrica 15.625
Producción termoeléctrica:
Fueloil·Gas 612
Carbón . . 1.099
Mixtas 1.278
Nuclear -
Total producción termoeléctrica 2.989
Total producción bruta 18.614
Consumos propios:
Centrales hidroeléctricas
201
Centrales termoeléctricas . . 191
Total consumos propios . 392
Producción neta . 18.222
Consumo en bombeo -
Intercambios internacionales:
Exportación 394
Importación 257
Saldo de in terc3m
bias 137
Total energía disponible para el mercado 18.085
Pérdidas
en transporte y distribución 1.749
Consumo neto 16.336
Año /985
33.185
7.264
51.652
7.070
28.045
94.031
127.2
16
396
5.697
6.033
121.183
2.468
5.002
3.927
-1.075
117.640
11.4 I 5
106.225

283. 546 Protecciones en las Instalaciones eléctricas
TABLA 10.3 Desglose de la potencia total en España
(Valores
en MW)
Año 1960
Producción hidroeléctrica:
Clásica 4.600
Bombeo
-
Potencia termoeléctrica:
Fueloil-Gas 655
Carbón
·
.
· 706
Mixtas
.
· ·
606
Nuclear
·
.
·
. -
Total . . 6.567
-Esfuerzo por aumentar
el equipamiento hidráulico.
Año 1985
12.572
1.734
8.310
10.190
2.448
5.816
41.070
-Mantenimiento de
la importante participación del carbón nacional en la cobertura,
incorporando alguna central de carbón importado.
Terminación del programa nuclear.
Aumento del esfuerzo en
la conservación y ahorro de la energía.
-Fomento
de la penetración de las energías alternativas.
Todas las acciones mencionadas están basadas en la concepción de
la diversifica­
ción de los medios, la seguridad del abastecimiento y la economía.
Las consideraciones anteriores seguirán configurando
la cobertura eléctrica hasta,
al menos, bien entrado
el próximo siglo.
Dejando aparte los crecientes requerimientos ambientales y de diseño general de
los medios de generación, es evidente que interesa profundizar en dos aspectos funda­
mentales:
a) La concentración de medios de generación.
b) El aumento de las tallas unitarias.
Ambos aspectos tienen una importancia fundamental y en los últimos años han
hecho crecer las exigencias de fiabilidad y seguridad
de funcionamiento de los sistemas
eléctricos. Lógicamente, debido a ello, los medios de protección, control
yautomatiza·
ción de las redes han precisado de la necesaria adecuación.
10.1.1 Concentración de los medios de generación
La concentración de los medios de generación -también llamados centros de energía-o
se traduce en
la aparición de un conjunto de generadores instalados en lugares donde
generalmente
se dispone de una fuente de energía primaria (carbón, hidráulica, etc.).
Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 547
Como ejemplos significativos de centros de energía cabe citar los siguientes:
-ltaipú (Brasil), con 12.600
MW de potencia hidráulica.
-Matla (Sudáfrica), con 3.600 MW de potencia en carbón.
-Gravelines (Francia),
co'n 5.460 MW de potencia nuclear.
Existen zonas de mayor extensión y singularidad, como es
el caso de Siberia, en la
U
RSS, donde se dan cifras de entre 50 y 100 GW. No obstante, de acuerdo con los estu­
dios disponibles, no parece que
en un futuro los centros de energía previsibles excedan
de los 15.000
MW.
En España, los centros de energía más importantes son:
-Almaraz y Ascó, con 1.860
MW de potencia nuclear en cada centro.
-
As Pontes de García Rodríguez, con 1.400 MW de potencia en carbón (lignito
pardo).
-José María Oriol, con
915 MW de potencia hidráulica.
La concentración de potencia en un solo emplazamiento obedece fundamental­
mente
a:
-Disponibilidad de la energía primaria.
-Posibilidades de refrigeración.
-Creciente reducción del número de emplazamientos disponibles.
-Optimización de costes.
En el futuro, no sólo se mantendrán sino que aumentarán los grandes centros de
energía, habida cuenta
las crecientes dificultades para habilitar nuevos emplazamien­
tos de generación.
En los últimos años yen la mayoría de los países industrializados se está produ­
ciendo, en
lo que a generación-consumo de energía eléctrica se refiere, una situación
hasta cierto punto paradójica: por una parte aumenta la penetración de la electricidad
en todas
las actividades y, por otra, aumentan el rechazo y las posibilidades d~ aplicar
los medios necesarios para
su disponibilidad. La explicación de este fenómeno forma
parte del conjunto de contradicciones características del comportamiento del género
humano.
La concentración de potencia requiere un minucioso análisis de las posibilidades
de transporte (nivel de tensión, número de circuitos, etc.), de la incidencia de dichos
centros en la cobertura global (estudios de fiabilidad) y de las magnitudes eléctricas
(po­
tencias de cortocircuito, intensidades nominales, etc.).
Por otra parte, son fundamentales los estudios
en régimen anormal del sistema
eléctrico y su incidencia sobre los grandes centros de energía.
10.1.2 Evolución de los generadores
En el campo de los alternadores, cabe centrar la cuestión en los aspectos siguientes:

284. 548 Protecciones en las instalaciones eléctricas
_ El crecimiento de la potencia unitaria de los grupos turboaiternadores, que ha sido
mucho más rápi
do que el del consumo eléctrico, se ha frenado en los años recientes.
Se asiste a lo que se podría llamar un «respiro», que permite reconducir los esfuerzos
para resolver los problemas concentrados en un análisis profundo del coste del kWh
y en
la mejora de la disponibilidad de las unidades de mayor potencI a.
En correlación con lo anterior, el acento se sitúa en la disponibilidad antes que en el
avance técnico (tallas mayore s). Este análisis creciente de la fiabilidad es más intenso
en los co
mponentes nucleares. y conduce a alternadores con. todo tipo de controles,
lo que da lugar a una tendencia a estandarizar las potencIas y repetir
el upo de
modelo.
Contr
ariamente a lo que ocurre con los generadores de centrales térmicas, el diseño
de los hidrogeneradores está sujeto a
la inOuencia de un sinnúmero de factores que
hacen muy dificil su estandarización, debiendo adaptarse en cada oportunidad a las
condiciones hidráulicas.
La evolución de los hidrogeneradores ha .do en paralelo
con
la de las turbinas, y ha tenido que adaptarse a las características de éstas y, en
consecuencia, a las de salto correspondiente, aprovechando al máximo los recursos
ofrecidos por la naturaleza, hasta los límites que permiten las posibilidades tecnoló­
gicas. Los aitos costos de inversión de las centrales hidráulicas y
la permanente y gra­
tuita disponi
bilidad de agua, exigen construir los equipos con una segUridad y una
disponibilidad muy altas. . .
_ A pesar de este clima de estancamiento,
se siguen desarrollando importantes Invesu-
gaciones en
el campo de los alternadores, co mo, por ejemplo:
a) El turboaiternador sin ranuras, que se investiga intensamente en Inglaterra.
b) El crioalternador, con induct or a base de superconductor. Existen algunos proto­
tipos.
De acuerdo con los resuitados y conocimientos de que
se dispone, para un crioal­
ternador de 1.200
MV A de cuatro polos se espera obtener reducciones del 40 % en la
longitud del circuito magnético, 20 % en el diámetro exterior de la máquina, 6.0 % en el
volumen útil y 30 % en las pérdidas. Se prevé que el crioaiternador pueda ser dIsponible
industrialmente hacia finales del actual de
cenio.
En cuanto a las potencias unitarias de generación, se ha avanzado mucho desde
que en
190 l L. Brown (BBC) construyera el primer turbogenerador de 250 kV A, 2 kV,
3.900 r.p. m. y 65 Hz, para la ciudad suiza de Chur. Hasta 1930, las potencias de genera­
ción
se mantuvieron en un techo de 80 MVA. Después de la Segunda Guerra Mundial,
se construyó en los Estados Unidos la primera unidad de 100 MVA, 16,5 kV, 1.500
r.p.m. y 50 HZ, para
la empresa Edison Company de California.
La evolución más espectacular en las potencias unitarias se ha producidO durante
los últimos treinta años; se han alcanzado los 1.185 MV A para máquinas de dos polos y
los 1.640 MVA para máquinas de cuatro polos, a un nivel de tensión de
27 kV.
Las cifras mencionadas no constituyen el techo alcanzable: son otras las razones,
tal como
se ha explicado, que han frenado la construcción de tallas mayores.
En la figura 10 .4 se pone de manifiesto la evolución de las potencias unitarias, así
como las perspectivas, los sistemas de refrigeración y
la evolución peso-potencia.
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Persp ectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 549
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GENERADORES EN SERVICIO
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GENERADORES EN PROYECTO
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EVOLUCION POTENCIAS GENERACION
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AÑOS 1930 .940
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I
1960
I
1970
I
19&0
Fig. 10.4 Evolución de las potencias en los turboalternadores.
O.'
O.l
0.2
0.1
En lo que respecta a los generadores hidráulicos, cabe destacar que durante el pa­
sado decenio
se produjo un notable incremento en la potencia por unidad, a causa prin­
cipalmente del aprovechamiento de grandes reservas en Sudamérica y Africa y de
la ne­
cesidad de aprovechar
al máximo los recursos hidráulicos autóctonos en los países
industrializados del mundo occidental.
En la figura 10.5 se indica la evolución de la po­
tencia máxima de los generadores hidráulicos que ha culminado con
la construcción de
la central de Itaipú, en Brasil, con unidades de 824 MV A. Las limitaciones en este tipo
de generadores son básicamente de tipo mecánico, a consecuencia de su dimensión y su
peso. Por sus dimensiones, tanto
el estator como el rotor deben ser suministrados por
piezas cuyo montaje en obra tropieza con grandes dificultades (soldaduras, tratamien­
tos térmicos, etc.), no siempre superables; también hay que tener en cuenta que las gran­
des dimensiones del equipo exigen sistemas de refrigeración más perfeccionados.
El
peso del rotor, junto a la carga que supone el empuje hidráulico, debe ser soportado de
manera fiable, en todo
el rango del número de vueltas, por el cojinete de apoyo; el di­
seño de los cojinetes adecuados es, pues, otro factor a considerar en
el desarrollo de las
potencias límite.
Otro aspecto que cabe tener en cuenta
es el comportamiento de los generadores du­
rante los últirnos años y las dificuitades que
se han presentado.
A este respecto son dignas de consideración las siguientes cuestiones:
-
El aislamiento de alta tensión de los arrollamientos del estator ha planteado pocos
problemas. Las resinas sintéticas
se han impuesto, en particular las epoxy.

285. 550 Protecciones en las instalaciones eléctricas
ITAI PU
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6 ••
FOl 00 AREIA
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CASORA
8ASSA
A,URlAHO
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TON$TAD I
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1910 1985
1960
1965 1970 1915
Fig. 10.5 Evolución de la potencia máxima de los generadores hidráulicos.
En los motores auxiliares de las centrales se está imponiendo el sistema de aisla­
miento por impregnación global. Ello aporta
un aumento de rob~stez, muy apreCIable
frente a los esfuerzos electrodinámicos.
En el campo del aIslamIento, el estado de la
cuestión se centra, por un lado, en validar los ensayos de mantenimento y, por otro, en
los diversos métodos propuestos para estos ensayos.
_ Otro campo menos evolucionado en
el pasado es el de los sistemas de excitación. Los
sistemas estáticos a base de diodos y tiristores se han impuesto de forma general, con
diseños más o menos perfeccionados
de excitatrices y rectificadores, a veces rotatI­
vos mando con tiristores rotativos y mejora general de
la fiabilidad de estos equIpos.
,
Los nuevos diseños de sistemas de regulación admiten un mayor número de pa­
rámetros de entrada, adaptándose a todas las situaciones de explotación posibles.
La sensibilidad de los grandes alternadores a los funcionamientos anormales ha
aumentado de forma notable.
Ello se explica porque las antiguas máquinas de ref~,­
geración indirecta, de débiles densidades de corriente y flujo, en caso de perturbaclon
transitoria podían soportar sobreintensidades importantes
Sin ~ume~t.os c?nsldera­
bies de temperatura.
En las grandes máquinas modernas de refngeraelOn directa, las
densidades
de corriente en los diversos devanados son mucho más elevadas y un
funcionamiento anormal Que aporta transitoriamente un aumento de densidad de
corriente o de flujo plantea problemas más graves, ya que el calentamIento transito-
rio se hace más significativo. .
Por otra parte, determinados sistemas
de explotación de la red dan lugar a funCIOna­
mientos anormales, antes desconocidos, que tienen consecuencIas sobre el compor-
Perspectivas de evoluc
Ión de los sistemas eléctricos y su equipamiento 551
tamiento mecánico de los alternadores. Tal es el caso de la resincronización después
de
la eliminación de un cortocircuito violento en la red. Según la naturaleza y dura­
ción de
la falta pueden producirse, en lo que se refiere a la oscilación del eje, solicita­
ciones mayores que las propias del cortocircuito .
Igualmente cuando
se producen resonancias subsíncronas en las redes con una
importante compensación serie, pueden llegar a producirse roturas del eje.
Conviene insistir en que
la presencia de grandes alternadores requiere que los siste­
mas de protección cumplan puntualmente con las diferentes exigencias que
se han
planteado de forma genérica en capítulos anteriores, reforzando más
si cabe la fiabili­
dad, seguridad y rapidez.
Otro aspecto de gran importancia, en
el que los medios de generación tienen un pa­
pel decisivo, es la regulación. Es bien sabido que la electricidad debe ser producida en su
mayor parte en
el mismo instante que en se consume. Consecuentemente, los medios
de generación deben modificar instantáneamente
su producción en función de la de­
manda. Una situación similar a ésta es
la constituida por la pérdida súbita de una uni­
dad de generación.
Los actuales medios informáticos y de comunicación permiten que
el proceso de
regulación sea
un sistema totalmente automatizado y que, a través de un regulador
maestro,
se emitan y reciban las diferentes órdenes a los dispositivos de regulación de
las diversas centrales para mantener adaptada
la producción al consumo en cada ins­
tante.
Los grandes grupos térmicos de generación también pueden contribuir a
la regula­
ción,
si bien por razones de economía y seguridad se sigue actuando, siempre que es po­
sible, sobre los generadores hidráulicos y térmicos
de menor talla.
Por otra parte. hay que significar que
se van incrementando las interconexiones en­
tre los diferentes países, con
el propósito de facilitar el apoyo entre sistemas eléctricos y,
en definitiva, de alcanzar una mejor optimización de los diferentes recursos.
10.1.3 Sistemas de control y medida
Inicialmente, la información necesaria para el control de los generadores se obtenía me­
diante los sistemas tradicionales, como transformadores de intensidad y tensió
n. apa­
ratos de medida y alarmas.
La creciente información necesaria para el adecuado control no podía ser digerida
por los operadores de las centrales. Por otra parte
el mayor tamaño de los generadores
supone un aumento del volumen de información
Que hay que controlar.
A partirde 1970, con
la aparición de los miniordenadores, se vio Que era posible al­
canzar varios objetivos, a saber:
-Acumulación de información suplementaria.
-Desarrollo de equipos más potentes para memorizar y tratar
la información.
-Emisión de alarmas en caso de funcionamiento anormal y disponibilidad
de datos
históricos.
-Elaboración de información gráfica, trazado de curvas y obtención de información
compleja.

286. 552 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Actualmente, la serie de miniordenadores utilizados en el sistema de control de los
generadores alcanza
la segunda generación y no cabe duda de que en pocos años se inte­
grarán
los sistemas de control, medida y mando mediante procedimientos debida­
mente jerarquizados.
Las posibilidades de una mayor aplicación de
la informática en los centros degene­
ración son aún elevadas, a pesar de
lo mucho que se ha avanzado.
Hoy existen en funcionamiento instalaciones hidráulicas totalmente automatiza­
das. sin personal, dotadas de control remoto, que permite modificar los regimenes de
funcionamiento, además del arranque y parada de toda
la instalación.
En el caso de las centrales térmicas, la aplicación de miniordenadores es creciente y
el problema actual más importante está centrado en la relación hombre-máquina, mu­
cho más compleja que en una central hidráulica.
Los actuales sistemas de adquisición y evaluación de información están basados
en miniordenadores de tiempo real.
El sistema puede controlar variables analógicas
(temperaturas. presiones, variables eléctricas)
y lógicas (sucesos secuenciales, límites).
Estas
variables facilitan unas alarmas que de forma secuencial y cronológica pueden ser
enviadas a distancia, además de ser registradas por el operador de
la sala de mando.
Además de los controles citados,
el sistema permite un número de funciones espe­
ciales. como, por ejemplo,
la presentación de alarmas y gráficos destinados a mejorar el
rendimiento y la disponibilidad de los generadores. Estas funciones analizan la infor­
mación del alternador,
el balance energético, la caldera y la turbina.
En la figura 10.6 se esquematiza un sistema de recepción y evaluación de infor­
mación.
Las funciones de vigilancia general incorporan:
_ Seguimiento de
la marcha de la central (evolución dinámica mediante registros gráfi-
cos y pantallas).
-Presentación de datos (variables analógicas).
-Diario de a bordo (agrupación de información).
-Detección de alarmas (exceso de límites).
_ Funciones de archivo (registros en bandas magnéticas para su posterior análisis yes­
tudio).
Las funciones de vigilancia especial incorporan:
-Vigilancia de
la potencia reactiva.
-Vigilancia de
la curva en V (comparación de la corriente de excitación real frente al
valor previsto. utilizando la tensión en bornes y la potencia de salida en MW o
MV Ar. asi como la tensión de excitación como dato de entrada en tiempo real).
-Función de análisis de las barras del estator (control de temperatura por termopar).
-Control del ángulo interno del alternador (captador magnético de posición del eje y
la
tensión en bornes).
-Control de
la velocidad de la turbina.
-Medidas
y cálculos auxiliares, como:
a) Temperatura de los arrollamientos del estator, del hidrógeno, del agua de refrige­
ración y del aceite, asi como del aire de refrigeración de
la excitatriz.
Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 553
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287. 554 Protecciones en las instalaciones eléctricas
b) Los M V A, la tensión en bornes, el factor de potencia.
e) Las temperaturas medias y el punto caliente del rotor.
d) La componente inversa de la intensidad.
La evolución futura de estos sistemas permitirá incorporar y mejorar en breve las
funciones siguientes:
-Vigilancia mediante
el ruido en radiofrecuencia, para conocer la degradación del al­
ternador.
-Medida más afinada de
la componente inversa de la intensidad, para poder predecir
una inminente avería en
el alternador.
-Vigilancia y análisis de vibraciones mecánicas en
el alternador.
-Vigilancia de los esfuerzos de torsión en
el eje del alternador.
-Vigilancia del sistema de refrigeración del estator y rotor del alternador. Nuevas pa-
sibilidades.
-Aplicación
de fibras ópticas por sus posibilidades de aislamiento e inmunidad a las
perturbaciones.
-Vigilancia
del consumo de hidrógeno en el alternador.
UlT'Ol. kV
1.800
Cordente alterno
U.S.A.
---
Conienl. continuo
1.600
UR.5.S.
r
1.400
I
I
1.200
Brosil J
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U.R.S.S.
MozombiqtA
1.000
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Canadó '"""fU.S.A.
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UR.S. 5. ~ J Nuevo Zelanda
400 Suecia
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Us. ... I
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rJ Inglalerro
. .J Francia
Sueclo ..
1900 1920 1940 1!J60 1980 'O~O
Añol
Fig. 10.7 Tensiones máximas de transporte.
Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 555
10.2 Los medios de transporte
El aumento del nivel de las tensiones de transporte en todo el mundo ha seguido un pro­
ceso muy acelerado (fig.
10.7), debido fundamentalmente al crecimiento de las poten­
cias de generación
ya las grandes distancias existentes entre los grandes centros de gene­
ración y de consumo.
La tabla 10.8 indica los valores típicos de la capacidad de carga en conductores
para diferentes tensiones.
La carga más económica para una línea de corriente alterna
de unos 500 km de longitud es aproximadamente igual a
la carga natural (que es la carga
en la que
se contrarrestan entre sí la generación y consumo de potencia reactiva).
TABLA
10.8 Carga típica de los conductores
a diferentes tensiones
Corriente alterna Corriente continua
Máxima ten- Máxima ten- Cargas
sión del Cargas sión del típicas
sistema l/picas sistema (bipolare s)
kV MW kV MW
362 300-1.000 ± 250 200-500
420 400-1.200
± 300 400-1.000
550 800-2.000
± 400 800-1.600
800 2.000-4.000 ± 600 2.000-4.000
1.200 4.000-8.000
± 800 4.000-8.000
1.600 8.000-12.000
± 1.200 8.000-12.000
Para líneas más cortas,
la carga más económica es mayor, yen conductores muy
cortos, se aproxima
al límite térmico. Los conductores muy largos pueden hacerse
•• eléctricamente más cortos» mediante la compensación en serie. En las cargas próxi­
mas a los límites superiores indicados en
la tabla 10.8, se presupone esta compensación
para conductores largos.
La carga más económica para conductores de corriente conlÍnua depende en gran
parte de las condiciones locales, por
lo que los valores indicados en la tabla 10.8 han de
considerarse como aproximados.
Es de prever que las tensiones de transporte aumentarán algo por encima de las ac­
tuales.
No obstante, llegarán finalmente a un techo, determinado tanto por factores tec­
nológicos como por los económicos y ambientales.
Para los transportes a largas distancias, la elección de
la tensión adecuada viene de­
terminada principalmente por el tamaño de los centros de energía y por
la exigencia de
varios circuitos paralelos,
al objeto de garantizar la disponibilidad del centro de ener­
gía. Para centros de energía de
10 a 15.000 MW, se consideran adecuadas tensiones de
800
kV (corriente alterna) y ± 600 kV (corriente continua). Para estos niveles,los con­
ductores tienen capacidades típicas de transporte de 400-4.000 MW.

288. 556 ProtecCiones en las instalaciones eléctricas
Es poco frecuente encontrar concentraciones de energía de lOa 15.000 MW. Por
ello. será dificil justificar en el futuro tensiones superiores a las antes citadas.
Noobstante. siempre hay excepciones, y tal esel caso de
la URSS, donde es necesa­
rio
transponar 50-1 00 GW desde Siberia a las regiones europeas del país, cubriendo dis­
tancias de 2.000-3.000 km. Se están construyendo ahora, para su posterior explotación
industrial. las primeras líneas del
mundo a tensiones de 1.200 kV (corriente alterna) y
± 750 kV (corriente continua).
Los estudios más recientes indican que las tensiones
de hasta 1.600 kV cubrirán
todas las necesidades durante un previsible futuro.
En el ámbito de la corriente con­
tinua las cosas no están tan claras, pero no hay
duda de que las tensiones superiores a
± 800 kV sólo llegarán a utilizarse en casos especiales. En cualquier caso, las conside­
raciones económicas determinarán
el momento de introducción de los nuevos
niveles de tensión.
Dado
el moderado incremento que actualmente tiene la demanda de energía eléc­
trica en los países industrializados, es posible que transcurra bastante tiempo antes de
que sean necesarias las tensiones más altas.
En España, la construcción de líneas 110 k V se inició en 1910, Y desde 1966 la t~n­
sión máxima utilizada para el transporte es de 400 kV. En la tabla 10.9 se puede aprecIar
la situación en el a"'o 1985.
TABLA
tO.9 Instalaciones transporte-transformación en España. en 1982
Tensión nor-Longitud en lineas
Tensiones nominales. mali=ada en eléctricas Transformado
res
Limites de los inter-el intervalo
Aéreas Subterrd- Capacidad to-
'·alos. en k V en kV
en km neos, en km Número tal, en kVA
Más de 99 hasta 176 132 18.153 76 844 27_350.945
Más
de 176 hasta 300 220 15.247 22 337 31.180.677
Más de 300 380 9.317 O
78 25.479.000
TOTAL 42.717 98 1.259 84.010.622
Nuestra actual red de transporte 400
kV tiene una capacidad suficiente para que no
sea necesario acceder a un nuevo estadio de tensión antes del a"'o 2000.
10.2.1 La regulación de la tensión
Para conseguir la mejor utilización posible de una red es necesario mantener la tensión
lo más cerca posible del mayor valor permitido
por el nivel de aislamiento, indepen­
dientemente de las nuctuaciones de carga activa y reactiva y
de las modificaciones fisi­
cas de
la red. Ello requiere una buena regulación de la potencia reactiva de la red.
Los generadores pueden producir y consumir potencia reactiva a bajo coste, por lo
que
su uso es ideal para obtener el equilibrio de potencia reactiva en sus p!oximidades.
Su buena capacidad para soponar sobrecargas los hace idóneos para contribuir, en ca­
sos de emergencia, a suministrar potencia reactiva a zonas más alejadas.
Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 557
En funcionamiento normal, no obstante, la potencia reactiva no debe transpor­
tarse a distancias largas, puesto que ello comporta mayores pérdidas y una peor utiliza­
ción de los elementos de
la red. Esta es la razón por la que desde hace tiempo es una
práctica común
la regulación local de potencia mediante reactancias, condensadores y
condensadores síncronos.
Con
la utilización del compensador estático, basado en condensadores conectados
a tiristores y reactancias de control angular de fase, se ha obtenido
un medio ideal para
la regulación rápida de la potencia reactiva que casi ha desplazado a los compensadores
síncronos rotativos por
su menor precio, menores pérdidas, menos necesidad de man­
tenimiento y regulación más rápida
(fig. 10.10)
.1
"
a) Conden50dof conltclado o lirislor
b 1 AflIcloncia tiri'Iorizodo
, I
e) Condltnl.odor conltclodo o tlrillor Itrt combinación con r.oclo",io H,ilto,izadO
Fig. 10.10 Esquemas de principio para compensador shunt controlado por tiristores.
Otra modalidad consiste en la utilización de condensadores y reactancias con inte­
rruptores automáticos, muy generalizada en
el área de distribución para compensar
nuctuaciones de tensión causadas por cambios rápidos y frecuentes de las cargas.
10.2.2 Estabilidad de la red
Por razones económicas, no
es posible dimensionar una red para que mantenga su esta­
bilidad en cualquier circunstancia. No obstante, cuanto más elevado sea
el limite de es­
tabilidad, tanto más puede cargarse una red en servicio normal.
Por ello, son cada vez más interesantes
las medidas encaminadas a aumentar la es­
tabilidad.
Los cortocircuitos trifásicos, por su imponancia, pueden desfasar los generado­
res de
la red durante la primera oscilación al producirse la avería. En este caso es po­
sible adoptar medidas técnicas, tanto de sistema como de servicio, para aumentar
el
límite de estabilidad. Entre las medidas más eficaces hay que destacar la reducción

289. 558 Protecciones en las instalaciones eléctricas
de la duración de la anomalía con la ayuda de interruptores automáticos rápidos y
relés, así como
la reducción de la reactancia de la red mediante la compensación en
serie.
Cuanto menor sea
el tiempo de eliminación de la avería, menor será la diferencia
angular entre los generadores. Los avances en este campo han permitido conseguir
tiempos de ruptura de 2
+ 3 períodos en los interruptores modernos de alta tensión. Se
han desarrollado interruptores de un periodo, pero no han sido utilizados en la práctica
debido a su elevado precio y
al riesgo de una menor fiabilidad mecánica. Las proteccio­
nes actuales ofrecen tiempos de funcionamiento
de hasta algunos milisegundos. No es
previsible que pueda llegarse más lejos.
Toda reducción de
la reaclancia de la red aumenta la potencia sincronizada entre
los generadores.
La compensación en serie ha encontrado su campo de aplicación en re­
des de grandes reactancias (por ejemplo, conductores largos).
Los condensadores en serie están en servicio en las redes de A.T. desde los años
cincuenta. Con el uso de explosores protectores eficaces, se obtuvo desde el principio
una elevada fiabilidad (fig.
JO. l 1). La tecnología de protección ha experimentado desa­
rrollos ulteriores, primero con
la introducción de explosores dobles y más adelante con
resistencias dependientes de
la tensión montadas en serie con el explosor. Ultimamente
se han utilizado resistencias de ZnO sin explosores en serie. Los avances de
la tecnolo­
gía de protección han permitido ampliar considerablemente el campo de aplicación de
la compensación en serie.
o) Prolecc:ló" tradicional de canden.odor con
•• ploSor e interruptor
~------~"~------~ I
-=
b) Protección de cor¡de"llodor CGn pararrayos
de 6.ido de cinc
Flg. 10.11 Esquemas de protección de condensador en serie
En conocircui .. ,s monofásicos la red puede permanecer estable durante la primera
oscilación, pero
se desfasa más adelante.
Lo mismo puede ocurrir con las conexiones normales de la red o en las fluctua­
ciones de carga.
La razón hay que buscarla en la insuficiente amoniguación del
sistema.
La amoniguación puede incrementarse con la ayuda de mecanismos estabilizado­
res del sistema en los generadores, que actúan de manera adecuada sobre
la excitación
de las máquinas.
El método es eficiente y barato y está siendo muy utilizado. También
los compensadores estáticos mencionados anteriormente son, con
el control adecuado,
muy útiles como elementos amortiguadores. Su corto tiempo
de funcionamiento es de
gran valor y amplía sustancialmente su campo de aplicación.
Los problemas
de estabilidad pueden mantenerse durante algún tiempo después
de una perturbación,
lo que indica un defecto de equilibrio de potencia en el sistema.
Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 559
En tales casos las circunstancias están determinadas por los factores que permiten
cambios de carga en los generadores, regulación de marcha y frecuencia, sobrecarga en
diversos componentes, desconexión de cargas, etc.
En ello tiene un papel importante la
posibilidad de interconexión o ayuda de los sistemas vecinos. La mejor manera de tra­
tar estos problemas es mediante ordenadores debidamente jerarquizados y enlazados
entre si.
10.2.3 El diseño de las subestaciones del futuro
El diseñadorde una subestación ha de tener en consideración una serie de aspectos, mu­
chos de ellos condicionados por preferencias tradicionales más que por los resultados
de
la investigación y el desarrollo en las técnicas de conexión y disposición. Los aspec­
tos principales que hay que considerar son:
-
La seguridad personal.
-
La seguridad de funcionamiento.
-Las ampliaciones futuras.
-
El ambiente.
-
El espacio.
-Los costes.
Por otra pane,
el crecimiento del consumo de energía eléctrica, en combinación
con
el emplazamiento céntrico y cercano a los consumidores de las subestaciones de
transformación y de conexión, conducirá a un aumento de las corrientes operativas y
de cortocircuito.
Todo ello augura
un gran futuro a la técnica GIS (gas insulated system) en toda la·
gama de tensiones, desde las más bajas, de 24
kV, hasta las de 1.600 kV.
Fig. 10.12 Modelo interior de GIS encapsulamiento trifásico.

290. 560 Protecciones en las Instalaciones eléctricas
Los estudios de riesgo probable de danos personales en estaciones convencionales
frente a las
GIS muestran que mientras en las primeras es de 1 por 1.000 anos, en los se­
gundos es
de 1 por 40.000 años.
La introducción
de la electrónica, la optrónica y los ordenadores en los sistemas de
protección y control permitirá
el desarrollo de nuevos transformadores de intensidad y
tensión.
Todo ello redundará en un aumento de la seguridad y hará más largos los inter­
valos entre las revisiones. Con
la nueva tecnología podrá registrarse el estado de los in­
terruptores y
demás aparatos, (por ejemplo, contactos quemados, presión de gas, tem­
peratura), mientras
la estación permanece en operación.
El interruptor pujJer, que se utiliza tanto en las GIS como en las estaciones conven­
cionales, tiene un gran potencial de desarrollo, propiciado por los bajos niveles de pro­
tección de los pararrayos
de óxido de cinc.
La introducción de los cables XLPE (cables PEX) ha simplificado considerable­
mente las conexiones a líneas, transformadores y reactancias. Actualmente hay en ser­
vicio cables para tensiones de 300 kV, Y es de esperar un desarrollo hacia tensiones y co­
rrientes operativas más altas.
Las subestaciones del futuro tendrán que satisfacer numerosos deseos y exigencias.
Muchos factores hablan en favor de un mayor uso
de las estaciones GIS frente a la tec­
nología convencional.
10.2.4 Aspectos ambientales
Al incrementarse las tensiones de los sistemas, aumenta la importancia de los aspectos
ambientales,
como efectos visuales, efectos de corona y efectos biológicos de campos
eléctricos. En
el futuro habrá que dedicar gran atención a estas cuestiones.
La altura
de las líneas aéreas sobre el suelo aumenta con el nivel de tensión. Los
factores estéticos desfavorables quedan
compensados por el hecho de que se necesitan
menos líneas
cuanto más alta es la tensión.
A
juzgar por las encuestas realizadas, la población en general prefiere un pequeño
número de líneas grandes a un
número mayor de líneas pequeñas. Urge, sin embargo,
diseñar postes más ligeros y se está trabajando en ello. En este aspecto,
el transporte en
corriente
continua tiene la ventaja de requerir postes más pequeños.
Los efectos corona sonoros son los
que pueden llegar a ser más molestos en las co­
rrientes alternas elevadas. Las perturbaciones se acentúan en
tiempo lluvioso, en caso
de niebla e
inmediatamente después de haber llovido, cuando los conductores aún es­
tán húmedos.
Con buen tiempo estos efectos son totalmente desdeñables.
Por esta razón, el nivel
permitido
de perturbación se define como un valor máximo que no debe exceder más
del 5
% del tiempo de uso.
No hay normas de aceptación general sobre los niveles de perturbación permisi­
bles. No obstante, se han hecho estudios que parecen indicar
que los niveles sonoros in­
feriores a 55 dB (A) fuera del corredor de
la línea no dan lugar a grandes quejas, mien­
tras que los niveles de 60 dB (A) Y superiores son considerados molestos. Se suele
considerar un valor límite adecuado
el de 50 dB (A). El nivel sonoro disminuye con bas­
tante lentitud al
aumentar la distancia de la línea, por lo que las exigencias elevadas so­
bre bajos niveles de sonido requieren corredores
muy anchos.
Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 561
El nivel sonoro de los conductores actuales de 800 kV pasa muy raramente de los
55 dB (A). Para mantener
el nivel en este límite, cuando se trata de tensiones superiores,
se requiere un sobredimensionamiento de
secci<in del conductor o un aumento del nú­
mero de conductores parciales de un fajo. Ello comporta costos adicionales y puede in­
fluir en
la elección de la tensión para un nivel de transporte dado. Los conductores para
corriente continua de alta tensión no producen perturbaciones sonoras molestas,
ni si­
quiera con mal tiempo.
El campo eléctrico bajo un conductor libre aumenta con la tensión del sistema. Ac­
tualmente se está debatiendo intensamente la cuestión de los efecios biológicos de estos
campos.
No obstante, se han hecho numerosos y minuciosos estudios que han puesto
de manifiesto que las intensidades rle campo de 10-20 kV/m que existen a nivel del
suelo debajo de conductores de 420-800
kV no dan lugar a cambios biológicos perma­
nentes en
el hombre, animales y vegetales. Por razones de seguridad, los conductores
para tensiones altas se dimensionan generalmente para que no
se exceda este valor de la
intensidad de campo. Ello puede conseguirse mediante un moderado
aumento de
la elevación del conductor sobre
el suelo.
Las condiciones son algo distintas en las subestaciones por encima de 400 kV,
donde el personal puede verse sometido a repetidos impactos de descargas eléctricas al
tocar objetos metálicos. Ello puede producir irritaciones y molestias psíquicas
y, posi­
blemente, algunos danos biológicos. Estos inconvenientes no existen en subestaciones
con aislamiento por gas.
Los conductores para corriente continua en alta tensión no ori­
ginan campos eléctricos molestos
al nivel del suelo; no se tiene noticia de dificultades
en los equipos actualmente en servicio.
10.3 Los medios de distribución
La expresión «distribución de energía eléctrica» no está bien definida internacional­
mente, pero es habitual que
se refiera a las redes de baja tensión (220-660 V) Y las redes
superiores intermedias (3-36 kV).
En la zona de bajas tensiones existe una cierta super­
posición en las «instalaciones». Con más de 36 kV, según
la densidad de la carga. las
tensiones de hasta
145 kV pueden considerarse como pertenecientes al sector de distri­
bución. aunque en algunos países existe una cierta superposición con «subtransmi­
siones).
En la tabla 10.13 se expone la situación de las instalaciones de distribución-trans­
formación en España en 1985.
Los cinco sectores en que puede clasificarse
la distribución son:
Sistemas de energ(a para industrias pesadas
Este sector está representado por grandes consumidores de energía eléctrica. como las
industrias de cabecera en los campos del acero,
el petróleo. el papel. los productos quí­
micos, etc
.. que en muchos casos reciben el suministro a tensiones elevadas (por ejem­
plo, 130 kV).
El consumo de electricidad de una gran industria equivale al de una ciu­
dad de tamaño mediano. A menudo. las propias industrias generan una parte de sus
necesidades de electricidad aprovechando vapor. gas. petróleo. etc., de sus procesos.

291. 562 Protecciones en las instalaciones eléctricas
T A8LA 10.13 Instalaciones de distribución- transformación
en España en 1985
Tensión nor-Longiwd en I¡neas Transformadores
Tl'nsiones nominales. mali=ada en eléc¡ricas reductores
L{miles de
los ¡mer-e/ intena/o. Aéreas Subterrá· Capacidad lo-
1"0/05. en k ¡' en kV en km neas, en km NúmPfo la/. en kVA
Menos de 1 - 158.812 31.317 O O
Desde 1 hasta 4.5 3 1.005 82 778 85.846
Más de 4.5 has
ta 8 6 9.902 1.605 11.303 2.467.477
Más de 8 hasta 12,5
10 19.467 4.300 22.954 5.946.286
Más de 12.5 hasta
17.5 15 57.807 7.891 56.073 14.955.350
Más de 17.5 hasta
25 20 58.673 6.466 45.099 12.136.357
Más de
25 hasta 37.5 30 9.870 1.244 5.782 3.761.602
Más de 37.5 hasta 55.5
45 19.640 320 889 7.495.992
Más de 55.5 hasta 99 66 11.980 43 737 10.274.140
TOTAL 347.156 53.268 143.615 57.123.050
Por esta razón. la construcción de las redes está fuertemente inOuida por la generación
local y
la conexión a la red de alimentación.
En general. es posible cuantificar el coste de las interrupciones en el suministro a
grandes industrias procesadoras. Las medidas que se aceptan en
la construcción de la
red con el fin de obtener una óptima seguridad de suministro desde el punto de vista
económico vienen determinadas por consideraciones de los costos. Los tipos de carga y
costos
de las interrupciones difieren mucho en las distintas industrias. Por esta razón.
cada tipo de industria tiene su sistema de distribución propio, en ocasiones de gran
complejidad.
Los sistemas más avanzados cuentan con reservas completas mediante fuentes de
alimentación alternativas, tanto en
el sector de alta tensión como en el de baja. A me­
nudo también se dispone de equipos para suministro sin interrupciones a secciones
prioritarias (por ejemplo. centrales de ordenadores).
SHleJllGS «comercia/es"
Esta exprcsión delinc la distribución de electricidad a grandes proyectos municipales o
estata
les. como grandes edificios. bancos. centros comerciales. escuelas. aeropuertos.
hospitales y puertos. Como en estos casos
e,isten exigencias especiales para la seguri­
dad de las personas y del material.
la necesidad de equiposde reserva puede inOuiren la
configuración de la red y el funcionamiento del sistema eléctrico en situaciones de
emergencia. Esto ocurre especialmente en los hospitales. donde las exigencias de sumi­
nistro seguro son elevadas.
En este sector puede ser difícil trazar un limite entre la dis­
tribución
y la instalación, ya que a menudo ambas constituyen una parte integrada de
una edificación nueva.
Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 563
El S('Clor induslrial
Este secior distribuye la electricidad a industrias pequeñas. emplazadas en muchos ca­
sos en los cinturones exteriores de las ciudades.
La estructura de las líneas es análoga a
la de la categoria anterior. pero son menores las exigencias de fiabilidad. Las cargas son
generalmente pequeñas
(50-500 kVA) y el suministro se hace a baja o media tensión a
cada abonado particular.
La planificación para estos sectores ha de ser Oexible. ya que
no siempre puede saberse el tamaño de las industrias abonadas. Se utilizan a menudo
redes de cable único para media tensión y redes radiales para baja tensión.
DiSlribl/ción I/rbana
Este sector es representativo de núcleos densos de población con grandes redes de ca­
bles y elevada densidad de carga.
En los suburbios la densidad de carga es inferior. por
lo que la estructura de las redes se parece a la del sector industrial. Las instalaciones es­
tán a menudo «ocultas» y las subestaciones, incluso para tensiones altas, pueden insta­
larse bajo techo.
La planificación de los trazados de cables y el emplazamiento de las es­
taciones requieren una intima colaboración con los planificadores urbanos.
En este
caso las exigencias estéticas de las instalaciones son mayores.
Dislribl/ción en áreas rurales
Es el tipo de red con la menor densidad de carga; a causa de las grandes distancias de
transmisión.
el costo porkWh suministrado es elevado. Debido a ello, en muchos luga­
res del mundo se instalan pequeñas redes independientes entre sí con generación local
en una primera etapa. Hasta que
la carga aumenta no se considera que pueda ser eco­
nómico conectar estas redes aisladas a
Olra mayor. En las redes de media tensión se
utilizan a menudo lineas aéreas. pero también existen cables colgantes de hasta 24 kV.
Está aumentando el uso de cables subterráneos. debido al desarrollo de métodos mo­
dernos y económicos de tendido.
Lo mismo puede decirse para las redes de baja
tensión.
10.3.1 Planificación de la distribución de energía eléctrica
En las exigencias para la distribución de energia eléctrica, los paises industriales y los
que están en vias de desarrollo presentan algunas diferencias fundamentales que
hay que tener en cuenta.
La formación de personal de las plantas exige determinadas consideraciones en los
paises en desarrollo. en los que existe a menudo escasez
de técnicos. Por ello, son de
gran importancia
la sencillez y la facilidad de comprensión en todos los niveles, tanto
en
la construcción de las redes y elección de los componentes como en la elaboración de
instrucciones de mantenimiento. que han de ser prácticas y fácilmente comprensibles.
Otra diferencia importante atañe a
la disponibilidad en cada punto de suministro.
La distribución de energía en los paises industrializados muestra un elevado grado de
disponibilidad. que
se ha conseguido a través de medidas incorporadas para este fin en
diferentes partes del sistema.

292. 564 Protecciones en las Instalaciones eléctricas
Ello comporta elevados costos de equipo, que están más allá de las posibilidades
económicas de los países en desarrollo; consiguientemente, éstos han de aceptar redes
más sencillas y con menos equipo. Para consumidores importantes, como hospitales,
aeropuertos. etc.,
se emplean refuerzos locales en forma de instalaciones generadoras.
Puede aumentarse
la fiabilidad dedicando atención especial al mantenimiento preven­
tivo. Una tercera diferencia importante reside en
la práctica establecida y en el estándar
nacional de los países industrializados, que no existe en los en vías de desarrollo. Desde
principios de siglo existe
la CEI, cuya misión es estandarizar datos y métodos del sector
electrotécnico.
La CEI es un reflejo del consenso internacional, con la intención, ade­
más.
de que pueda utilizarse en los lugares donde no se haya establecido un estándar na­
cional. Cualquier país tiene así
la posibilidad de aplicar exigencias uniformes y los téc­
nicos que trabajan en
la distribución internacional de energía eléctrica tienen la
responsabilidad frente al país huésped de estar bien informados sobre las recomenda­
ciones de
la CEI.
10.3.2 Evolución de los diseños y equipamiento
Los principios en que se han basado los trabajos de desarrollo conducen a los módulos
prefabricados. dadas
la sencillez y flexibilidad de éstos. Las soluciones sencillas son ob­
jetivo prioritario. no sólo para reducir los costos. sino también porque resulta menos
costosa
la formación del personal operativo y de mantenimiento. Se entiende por flexi­
bilidad
la capacidad de cumplir diferentes exigencias, normas y estándares sin necesi­
dad
de costosos cambios de diseño. Aparte de las exigencias sobre soluciones sencillas y
flexibles. otro factor importante es
el transporte de los grandes volúmenes. Las dimen­
siones de los equipos han de mantenerse dentro de los límites exigidos en los transpor­
tes por tierra
y mar. y la capacidad de las grúas en el lugar de montaje. Otras considera­
ciones importantes son:
La seguridad personal.
-La resistencia mecánica.
-
La protección anticorrosi va.
-La estética del diseño.
10.3.2.1 Estaciones de maniobra
y transformación
Dentro de
la amplia gama de diseños prefabricados se citan tres modelos básicos.
Las estaciones de hormigón son preferibles en cuanto a la resistencia mecánica ya
la corrosión. Los tipos que operan bajo techo. cumplen exigencias de seguridad para el
personal. Las variantes de operación a la intemperie son de menor volumen y peso, re­
sultando más reducidos también sus costos; protegen al equipo, pero no al personal de
operación. de las condiciones atmosféricas.
El hormigón es un material pesado, que
puede dificultar
el empleo de las estaciones en lugares apartados, con escasez de vías de
comunicación o de equipos de descarga. Para una estación completa,
el peso varía entre
5 y
30 toneladas.
En los casos en que hay dificultades para el transporte de la estación de hormigón,
son más útiles las estaciones metálicas encapsuladas. Tienen menor peso y menor esta-
Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos V su equipamiento 565
bilidad estructural que el hormigón, pero por lo demás sus posibilidades son análogas.
En parte ofrecen mejores posibilidades de variación de diseño, puesto que incluso pue­
den ser rentables series pequeñas hechas a
la medida. Por esta razón pueden resultar
convenientes para proyectos pequeños con exigencias especiales (por ejemplo, dentro
de zonas industriales). Como la chapa tiene un efecto compensador de la temperatura
muy inferior
al del hormigón. en ambientes tropicales es necesario instalar equipo adi­
cional de refrigeración con ventiladores y filtros. Requieren también
un aislamiento su­
plementario del techo.
El tercer tipo está formado por las llamadas estaciones integradas (fig. 10.14). El
transformador se coloca con sus radiadores expuestos directamente al aire exterior.
Además.
la cuba del transformador constituye el cuerpo propio de la estación y los en­
capsulados de alta y baja tensión
se conectan directamente al transformador; por lo que
este tipo resulta más compacto y económico que las unidades encapsuladas con hormi­
gón o chapa.
Fig. tOo t4 Estación de red integrada para t60 kVA, 15/0,4 kV.
Con objeto de aprovechar las ventajas de la fabricación en planta y de la distribu­
ción de electricidad,
se ha desarrollado el sistema de construcciones del tipo container,
vinculado al estándar ISO de contenedores. Tales construcciones están formadas por
un marco de acero soldado con paredes de hormigón o de poliéster armado con fibra de
vidrio.
Hay varios tamaños de módulos,
al objeto de que puedan adaptarse a diferentes
modelos de subestaciones. También hay módulos de salas de mandos y otros de locales
para
el personal. El aislamiento de los edificios es lo usual.
En principio no existen límites a las posibilidades de montaje de los módulos, por
lo que incluso
es posible fabricar estaciones muy grandes. El montaje de los módulos
terminados
se hace en el lugar de emplazamiento final. Todos los cables de control en­
tre los módulos están provistos de enchufes, por
lo que no es necesario hacer pruebas
posteriores a las realizadas en fábrica.

293. 566 Protecciones en las instalaciones eléctricas
10.3.2.2 Ventajas de las estaciones prefabricadas
Las ventajas de las estaciones prefabricadas, en comparación con las montadas
in siru.
son las siguientes:
_ Menores necesidades de coordinación en el lugar de emplazamiento.
-Los trabajos de construcción y eléctricos están coordinados.
_ Se reducen
los trabajos de construcción en el lugar de emplazamiento.
_
El equipo eléctrico está protegido contra la intemperie durante el transporte y en el
lugar de emplazamiento.
-Son fáciles de trasladar.
_ Menos costos de
constru~ción y montaje, y, en general, menos coste total.
-Menos necesidad de espacio.
_ Las pruebas realizadas antes de
la entrega garantizan una calidad y un funciona-
miento correctos.
-Poco tiempo para la puesta en funcionamiento.
-Eficiente control de calidad.
-Menor costo total.
Es importante que los técnicos que planifican la distribución de electricidad conoz­
can estas ventajas.
10.3.2.3 El interruptor automático
Por sus bajas necesidades de mantenimiento y reducidas sobretensiones
los interrupto­
res recomendables son
los de hexafluoruro de azufre y de vacío.
Para reducir aún más los costos de mantenimiento,
se han desarrollado indicado­
res electrónicos de estado que emiten una señal eléctrica en caso de defectos en
la pre­
sión del gas o de velocidad inadecuada.
En general, y como resumen, puede afirmarse que los sistemas compactos Y prefa­
bricados que
ya son de utilización actualmente, seguirán siendo. con la lógica evolu­
ción,
la opción del futuro.
10.4
Supervisión y control
El hombre siempre ha sentido la necesidad de vigilar y controlar los procesos, grandes y
pequeños, que ha puesto a su servicio.
En su forma más sencilla y primitiva se consigue
dotando
al proceso de cualquier tipo de instrumentos de medición y dispositivos de eje­
cución. Estos medios auxiliares permiten que
el personal responsable intervenga en el
proceso.
Por razones prácticas,
los dispositivos de medición y control de los procesos se
agrupan en paneles. El operario puede entonces observar el estado en que se hallael pro­
ceso sin necesidad de grandes desplazamientos. Para instalaciones grandes,
es Impor­
tante disponer de
un lugar desde el que es posible vigilar la totalidad del proceso. Por
ello
se han construido salas separadas de mando -llamadas centrales de mando-desde
Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 567
las que pueden vigilarse y controlarse partes esenciales del proceso. Además, cuando se
trata de procesos que abarcan una cierta extensión geográfica, las correspondientes sa­
las de control
se instalan en edificios propios, separados de las instalaciones del
proceso.
La sala de control tradicional está compuesta
por un cuadro mural, en el que se ha
reproducido un modelo del proceso,
y una serie de cuadros de mando y control. El ta­
maño del cuadro mural está en relación con el tamaño y complejidad del proceso que se
vigila.
En el cuadro se dispone de una serie de instrumentos que indican el estado del pro­
ceso (por ejemplo, tensiones, flujos, posiciones de interrupción, etc.). Estos cuadros y
los modelos estilizados se hacían
en principio de forma artesana\. Los cuadros de már­
mol y las instalaciones de brillante latón eran, antes, regla general.
Cada vez que
se introducían cambios en las instalaciones, había que modificar
también
el cuadro mural. En los procesos en cambio continuo se incurría en grandes
costos por este motivo, a pesar de que los métodos
se fueron simplificando considera­
blemente
en varias etapas, hasta llegar a los actuales cuadros de mosaico. Los procesos
eléctricos
se modifican más o menos continuamente. Se construyen sin cesar nuevas lí­
neas, estaciones, etc., por lo que
el modelo en el cuadro mural se complica más y más,
haciéndose confuso y de comprensión dificil
(fig. 10.15), con todas las consecuencias
negativas que esto lleva consigo para un control y una vigilancia racionales. A menudo
ha ocurrido incluso que sin agotarse
el espacio en la sala de control existente, ha sido ne­
cesario construir otra nueva.
Fig. 10.15 Panel de control central clásico. (Cuadro mural.)
Para solucionar este estado de cosas, costoso y rígido, pronto se acudió a la infor­
mática. Cuando, a finales de los años sesenta, se hicieron más asequibles los ordenado­
res de tiempo real, fueron aprovechados inmediatamente para un nuevo concepto de

294. 568 Protecciones en las instalaciones eléctricas
central de mando en que la pantalla asume el papel del cuadro mural y los ordenadores
realizan
el procesamiento de las señales. A partir de aquí se han desarrollado sistemas
muy flexibles de centrales de
mando. En la figura 10.16 se muestra una moderna sala de
control con terminales de pantalla. Ha desaparecido el cuadro mural, aunque de todos
modos, aún se utiliza a un nivel subordinado, muy simplificado. La sala ofrece una pa­
norámica del proceso completo y, además, con buenos resultados ornamentales.
Fig. 10.16 Centro de control moderno.
Los procesos de producción, transmisión y distribución de energía eléctrica tienen
una difusión geográfica enorme, y al mismo tiempo tienen continuidad sobre naciones
enteras, en realidad por todas las
panes del mundo. Ello ha hecho que desde la infancia
de
la electricidad las empresas de energía eléctrica dedicaran esfuerzos encaminados a
dirigir y vigilar instalaciones y secciones lejanas con los controles a distancia.
La complejidad en el diseño de sistemas de mando y vigilancia está íntimamente
unida a
la complejidad del propio proceso. No hay duda de que el proceso industrial
técnicamente más avanzado de una sociedad moderna es el proceso de producción,
transmisión, distribución y consumo de energía eléctrica. Por ello ha sido y sigue siendo
un desafio
la aplicación de sistemas modernos de control basados en ordenadores, espe­
cialmente si se tiene en consideración la dispersión geográfica.
Por otra
pane, el hecho de que se puede disponer de ordenadores de todos los ta­
maños, desde microprocesadores a grandes instalaciones, ha
abieno nuevas posibilida­
des para un uso más eficiente y seguro de los sistemas eléctricos.
Puede obtenerse una explotación económica
óptima mediante el control de la pro­
ducción de energía y del flujo de ésta en
el sistema teniendo en consideración los costos
de producción y las pérdidas. Tampoco hay que olvidar
la minimización de las reservas
Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 569
y. eventualmente, el control de la carga en sí. Las medidas afectan a todo el sistema,
desde
el productor al consumidor.
La máxima utilización de los sistemas de alta tensión, sin arriesgar la seguridad,
exige
la vigilancia del estado en que se hallan los diferentes componentes de la red. Así,
éstos podrán cargarse al máximo permitido por su vida de servicio y su mantenimiento.
La vigilancia y el control de la red también se han visto facilitados por los avances
de
la optrónica, que permite la medición directa sobre los elementos conductores. El ac­
ceso a información sobre
el estado de la red permite también intervenciones rápidas y
correctas durante las penurbaciones, de modo que
es posible limitar la duración y gra­
vedad de éstas. No menos imponante es
la posibilidad de la rápida reconstrucción de la
red después de l'na avería.
Este campo está experimentando un fulgurante desarrollo y
es aquí donde pueden
esperarse en
el futuro próximo los cambios más espectaculares.
10.5 Fiabilidad, disponibilidad y seguridad en los sistemas eléctricos
y las protecciones
La complejidad de las redes y las condiciones cada vez más exigentes que debe satisfa­
cer la seguridad de suministro de
la energía eléctrica imponen requisitos mayores al
análisis de la fiabilidad y la disponibilidad. La evaluación con métodos simplistas sólo
es posible
en casos poco complicados. Los problemas complejos sólo se pueden resol­
ver de forma satisfactoria y precisa mediante la ayuda de modelos y métodos probabi­
listicos a través del ordenador.
El análisis de la fiabilidad y la disponibilidad debe ser cualitativo y cuantitativo.
En cualquier caso, conviene recordar la necesidad de utilizar el sentido común y la
experiencia acumulada en la interpretación de los resultados, evitando ser esclavo de
las metodologías empleadas.
En ~I análisis cualitativo se definen las magnitudes imponantes que deben ser eva­
luadas. Estas son
la fiabilidad R (IJ Y la disponibilidad A (IJ.
-La fiabilidad R (1) es la probabilidad de que la instalación considerada sea capaz de
funcionar hasta
el tiempo l.
-La disponibilidad A (IJ es la probabilidad de que la instalación considerada sea capaz
de funcionar en
el instante l. A menudo se utiliza la disponibilidad a largo plazo A
que indica la magnitud asintótica (t -+00) de la disponibilidad A (IJ. '
La noción de la capacidad de funcionamiento aparece en ambas definiciones. La
definición precisa de la capacidad de funcionamiento (o un criterio de fallo) de una ins­
talaCIón es
la primera condición necesaria para un análisis de su fiabilidad y su disponi­
bilidad. Particularmente en
el caso de instalaciones complejas, se efectúa una descom­
posición con ayuda del análisis de la estructura del sistema y de
su funcionamiento. El
sistema se analiza entonces (en varios niveles) en sistemas parciales.
.
Se est.udian las incidencias de los fallos de los componentes y de los sistemas par­
Ciales en estos y en el sIstema completo con la ayuda de un análisis tipo «defecto­
efecto»,

295. 570 Protecciones en las instalaciones eléctricas
La base del análisis cuantitativo está constituida por los datos de fiabilidad de los
equipos y sus componentes:
-Tasas de fallos.
-Tiempos de reparación.
-Politicas de mantenimiento.
Para
la determinación de las tasas de fallos hay que tener en cuenta los factores am­
bientales (temperatura, vibraciones, etc.), así como
la carga y la calidad de fabricación
de los componentes.
Las tasas de fallos
se pueden encontrar en las obras de referencia apropiadas. Las
mejores fuentes de información para los componentes electrónicos son
el Mili/ary
Hal/dbook, Reliability Prediction 01 Electronic Equipment,
publicado por el US De­
panment of Defense en 1982, o las estadísticas de explotación de diferentes organiza­
ciones, como UK.AEA. VDEW, CIGRE y IEEE.
Para evaluar los tiempos medios de reparación hay que tener en cuenta:
-
La comprobación del fallo.
-
El tiempo de desplazamiento al lugar.
-
La reparación propiamente dicha.
-
La entrada en funcionamiento.
Los tiempos de reparación dependen esencialmente de
la fonnación y la disponibi­
lidad del personal (noche, fin de semana), así
como de la simplicidad de manteni­
miento de
la instalación y del stock de piezas de recambio.
El mantenimiento preventivo puede reducir notablemente el riesgo del fallo im­
previsto. Pero a menudo no es posible realizar
el mantenimiento sin entorpecer la ex­
plotación o comprometer la reserva. En la evaluación de la disponibilidad de la instala­
ción hay que tener en cuenta no solamente
la indisponibilidad debida a los fallos, sino
también
la debida al mantenimiento.
La elección de modelos matemáticos tiene imponancia para un análisis eficaz de la
fiabilidad y la disponibilidad. Los métodos más utilizados son:
-Algebra de suceso.
-Métodos discretos de Markov.
-Método de
tie and cut-seto
-Análisis del «árbol de errOn>.
-Simulación directa de Montecarlo.
En cualquier caso, debe tenerse siempre presente que en la planificación han de
reunirse todas las condiciones, no solamente con el fin de obtener la adecuada fiabili­
dad del proyecto elegido, sino también de garantizar una elevada seguridad de servicio
con medios razonables,
ya que la seguridad absoluta constituye una asíntota irrealiza­
ble (fig. 10.17).
En consecuencia, la seguridad de suministro en los sistemas eléctricos debe ser tan
elevada como sea necesario, pero también
lo más económica posible.
Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos
y su equipamiento 571
K
1-'.'0-4 '-0.5.,0-4 ,,O
•
!o a En.'9ia 1I.,dida
Eb =-En.,v{o I"'Ministrada al con.Llmo
Fig. 10.17 Inversiones K en función del nivel de seguridad S.
10.5.1 Criterios de seguridad en los sistemas eléctricos
Los criterios de seguridad son las condiciones que debe satisfacer el sistema para que los
factores y sus consecuencias sean mantenidos a un nivel aceptable por el usuario. Se
pueden clasificar en:
Criterios técnicos.
a) Indices limites (tasa de reserva, probabilidad de fallos, esperanza matemática de la
duración del fallo, de la energía no suministrada).
b) De todo o nada (estabilidad).
Estos criterios técnicos son de fácil aplicación e interpretación,
si bien en algunos
casos
su elección puede resultar arbitraria.
Criterios económicos.
Estimación del perjuicio ligado al kWh no servido.
Estos criterios económicos no necesitan una definición
a priori, si bien su dificul­
tad consiste en definir
el coste del kWh no servido.
En una segunda clasificación, dichos criterios se pueden dividir en:

296. 572 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Criterios deterministas
Se basan en el análisis de un cierto número de situaciones límite (cargas e indisponibili­
dades), a las que
el sistema debe responder correctament e. Por ejemplo:
a) Producción: tasa de reserva, punta de carga anual, etc.
b) Red: fallo de un element o, etc.
La aplicación de estos criterios deterministas presupone que el planificad or tenga
la debida experiencia. Con e llo se consiguen análisis detallados de situaciones reales de
la explotación que el sistema debe soportar.
Criterios probabilisticos
Consiste en estimar todas las situaciones posibles, es decir, estimar para cada caso uno
o más índices de seguridad probabilísticos. Estos criterios probabilísticos tienen la ven­
taja de considerar todos los casos posibles
y evidencian los puntos débiles del sistema.
Sin embargo, precisan tiempos de cálculo largos,
que obligan a simplificaciones.
A título de ejemplo,
en las tablas 10.18 Y 10.19 se exponen algunos de los criterios
de seguridad utilizados por varios países en
la producción y el transporte.
TABLA 10.18 Criterios de seguridad utilizados para la planificación de la
producción
( RIII:RIO, 1I1L11'./IXJ. ,..,\' I'L ININC"I( /ON 7 R.~T..uI/I:."NTO DI:. L~S CfR(, ~s
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,-, Uuhtln mImos de tqundad para I1 plln,rlCl(:lOn nHlJllnl.l de t. prodllatOll ) de I1 red
Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 573
TABLA 10.19 Criterios de seguridad para la planificación de la red de transporte e
interconexión
Clt.lTCRIOS DETCRMIN/sr:4S iS,CCTOS CX~ WlftlADOS
Clmll_ /",ml<l6tt l'
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N·' ""·1 tkÑl.mu ",ü/llpln 1,"",,/" ,~ ... JIU_
Akmllma Toda$ In mhW1 X X X X
"ron.' Sur Vanas X X X X
Aullralll S,'uanonn C>.Jrtma~ PI .... eL "".1 X X X
IkI&JCI! Punta y ".11t X X En 310 kV X X
8n511 Punta y>'1lle X X X
C'Mcodo.' aqUI& V'fqi X V.~ X X
Es~"'.
Puna. ",.11t )' vlnn hldrauhc.dadet X Vir_ En 400 kV X X
Esudot UrudOl Vlnlls X X
F,nlanch. Punta. ",lit )' .. anll confl,urKlIHIn X X X X
Gran Brmn, Vana, X V.~ X
ltotanOa Puntal X X X X
, ....... PII"!" X X X
Japon VII"U X V.~ X X
Non«p V ..... X X X X X
Rum.nLa V.ras X V.flCK X X
S~ Vanas X X X X
U na tercera clasificación de los crilerios de seguridad es la siguiente:
Criterios estdticos
A un sistema eléctrico (producción y/o red de distribución) en un régimen establecido
le corresponden índices de seguridad estáticos, como probabilidad de fallo, energía fa­
llida, etc.
Cuando aparece
un incidente, el sistema reacciona después de un período transito­
rio
y alcanza un nuevo estado de r égimen con nuevos índices de seguridad.
La suma de estos índices, ponderados por las probabilidades de cada situación, da
los índices estáticos medios.
Los
índices estáticos definen el nivel de fallo estructural del sistema. El tiempo sólo
interviene como variable independiente.
Criterios transitorios.
Cuando aparece un incidente, el sistema pasa por una fase transitoria que pone en mar­
cha medios de reacción:
a) Del sistema: reacción de máquinas y medios de protección.
b) Del personal de control: maniobras en la red, cortes de carga, etc.
Esta
fase transi toria está caracterizada por:
Una duración breve.
Un déficit
de potencia que puede ser importante.
Una energía no servida pequeña.
El tiempo es una variable independiente.

297. 574 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Como ejemplos, se pueden cilar los estudios de estabilidad, capacidad de lomar
carga, estudios de reactiva, etc.
Los crilerios de seguridad utilizados
en los diferentes países no son coincidentes
debido fundamentalmente a una distinla configuración de las diferentes partes del sis­
lema eléclrico (producción, transporte y distribución), así
como de los sislemas de pro­
lección.
La evolución futura de los criterios de seguridad de los sistemas eléctricos se
orienla hacia los aspectos siguientes:
E\'olución de los métodos
a) Utilización creciente de los métodos probabilislas, lanto en la producción como en
el transporte, así como en el conjunto producción-red.
b) Otras modificaciones específicas, como la introducción del cálculo de riesgo de fallo
transilorio,
que incorpore la simulación del proceso de reposición del servicio. Esto
permitirá simular los casos infrecuenles, pero peligroso, de fallo múltiple.
EI'olución de las normas
La evolución de las normas se orienta hacia conclusiones que pueden ser conlradicto­
rias según los diferentes países. Algunos países
avanzados tienden a reducir el nivel de
exigencia de las normas de seguridad en
su concepeión actual, para apoyarse en auto­
matismos de reposición rápida del servicio; mienlras
que otros prosiguen en el camino
del refuerzo de la seguridad, lo que naturalmente se traducirá en un mayor coste del
k
Wh servido.
10.5.2 Fiabilidad de los sistemas de protección
Para tener un conocimiento adecuado de la fiabilidad de los sistemas de prolección, el
análisis no debe limitarse solamente a los aparatos, sino al sislema completo.
Se puede
dividir el tema como sigue:
-Fiabilidad de los aparatos.
-Fiabilidad del sistema (comprende la lotalidad de la cadena
de acción que va desde
los Iransformadores
de medida a los interruplores y equipos auxiliares, etc., pasando
por la Iransmisión de
la señal).
-Influencia de los defectos internos del sislema de prolección sobre la red.
La fiabilidad comprende fiabilidad de concepeión y fiabilidad de explotación.
10.5.2.1 Fiabilidad de los aparatos
La fiabilidad de concepción de los relés debe asegurarse medianle un conjunto de medi­
das
que empiezan por una planificación cuidadosa del desarrollo, la conslrucción del
prototipo y su estructuración,
el dimensionado y la fase de ensayos del modelo de labo­
ralOrio.
Perspecllv<:Is de evolución de los sistemas elet:tllcu ~ y ::.U equ lr>~III't:!f'ltO 575
La fiabilidad de l'oncepclón no cambia durante la "da del aparatu
El campo que abarca la fiabilidad de <'Oncel""\Jn \'\JlI1preOlIt ludas la, medidas
par'l drll'Clar lo! 1:11105 Ul'ultos. Se pueden menClOn¡¡r: tll'JJtI~1I1 yu) (ir L'n)tI~U) Jnl"urpo·
radas. dispU~III"'O) de ensayu y control permanentc)) autuI1l31U':U). a)! ",'VIIIU !tl!tlt'rnas
dt" ulagnósllC:o nw) gl:'ll\!rall's. E!ttos dispOSitiVO), al'lualnll'lltl' dl!tptmlhk). étlll'l'll'ntan
la fiabilillad de l'ont'Cp\"lon y disminuyen los rostl'" tll' nlílllll'nllnlcntu. rontrol ~ repa·
ración.
En el caso de que los relés tengan componenl" r\ln una' Id" tnrt'nur a la "da IUlal
previsible del rrlé, éstos deberán ser marcados ron una Indll' "ClÓn desunada a prrver
los Camblll$l",nodlros. Este seria el caso, por eJl'mplu. dr l'lllldcnsauores rlrl'lrolilicos
que requlI:n'u ~l'r ~lI~llIlIldo~ cada diez años. Estas I1lcdlda~ JeOcn ser ICllldas en cuenta
en los (,ISOS l'n que. de acut.'ruo con la cun a de lí.I (hancran. lo~ l"Ul1lpun(,lltc~ C'H'edan
las prevlslonrs. .
Cuando la liab,lldad de concepción esta delinlda. la liabllld"u Lit' .. ,\plulanon es
una magnitud de probabilidad que puede ser drlcrnll"ada " ~"r\" de la liabllidad de los
romponc.'nles. )" que: debe ser verificada pur las l'~lach'\l1l"a~ dc cumpOrlctnlll' ntO de
los aparalOs "urante el ensayo y en servICio.
Las rautclas de l'onlrol de calidad IOmada$ dUlanl\' la a\Jqul>IClun de los l'qlllpoS
tienen un pap~:1 fundamental en la obtención de un mt'jUl funl"lonanllCnlO
La liab,lldad en la explotaCión depende de la, ,nllul' nl'J' Oll'l lid' ) leUllldlllente
disminuye con
eluempo. Hay que precisar Que el en ,cJen nllCIllO dI' lus apara 10'. defi·
nido
por la curva de la «banera)" no aparece practlcamente: nunl"a en los aparatos mo·
dernos con l'umponemes eleclrónicos. debido a "" medidas y ensayus prevlslos du­
mnle su vidíl de runclOnamiento.
Se puede ~lIpUIlCr con fundamento que la vldH dc lu~ apari.ltu~ l"un componentes
ckClrÓOll"u~ l'~ l1Ia~ larga que la de aquéllos ron l"OmpOfll'f1Il'S OlCl"anll"U!'. No ubstante.
los
l'ontlnUOS ,,,11,,, Il'l'nologlcos limitan 1,,, posll.ltlldauc, LIt' al'umular una Informa­
ción suficiente íJ c!tt~ respeclo.
10.5.2.2 Fiabilidad de los sIStemas de prolecclón
Para poder
establel'~r los sistemas de protecclOn con la "de, uad. liabllldad. es precIso
conocer
la rrd y 10$ del'IOS de la proteccIón sobre ella. es del·l!. la~ eventuales repercu­
siones
de su mal funnonamiento.
Deben preverse las condiciones eléctncas y d,mau('a, mas adecuadas. La adap­
tación correcta del
SlSlema de protección requiere. en algunos casos. la CUidadosa elec·
ción de los transformadores de medida necesarios,
p,e'tando especIal alenClon a la re­
lación de transformación. a
la potencia y al laCIOr de sohrelntrnsldad. Si se utilizan
transforrfladores
dr medida linealizados para prOlecc",,,", dr comparación. hay que
proceder Igllalmclllr • una adaptación de los renolll"n", ,llnamlco
•. del mlSn", modo
que en rll'aso de alimentación de relés
óptiCOS por ti alls"" ",aault's ae lenSlon lapaCI­
tivos.
Una conslderaClon mas detenida de
la liabllldad úr lo, .lStemas de protección
lIe"a a plantearse
la siguiente pregunta: ¿Con que Irel'U"""'iI debell acluar las proleccio·
nes en
la red? En el caso de redes con líneas aerea •. 1"" cl,·",plu. la Irecuencla de los coro
II)('tr<'Ullo, dl'lx'nde del nivel de tenSión y dd Iralall"elllu uel ""UIIO (a"ladu o pueslO

298. 576 Protecciones en las instalaciones eléctricas
1
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Fig. 10.20 Dependencia de la frecuencia de los cortocircuitos en función del nivel de tensión. Esta­
dística voew de t972 a t976.
a tierra). Las causas de los cortocircuitos son de variada naturaleza: rayos, caídas de ár­
boles,
r01Ura del cable de tierra y factores humanos.
La figura 10.20 muestra la dependencia de la frecuencia de los cortocircuitos res­
pecto al nivel
de tensión. Los histogramas de las figuras 10.21 y 10.22 muestran la dis­
tribución
de la frecuencia de estos cortocircuitos en una red. Resulta obvio que una
parte de las protecciones
de la red debe actuar varias veces a lo largo de un año, por lo
que su aptitud para el funcion amiento puede ser comprobada, mientras que las posibles
irregularidades
de la otra parte quedan enmascaradas.
Si se desea caracteriza rlas exigencias planteadas a los dispositivos de protección de
la red por sus propiedades principales, hay que acudir a tres conceptos estrechamente li­
gados con la fiabilidad: selectividad, rapidez y seguridad.
-Selectividad,
que consiste en separar de la red únicamente la parte afectada por el de­
fecto.
-Rapidez, para que los efectos sobre los
puntos en defecto y las consecuencias sobre la
red sean mínimas.
-Seguridad, con
el fin de que todos los defectos en la red sean detectados sin que hayan
disparos intempestivos.
La estadística elaborada por primera vez por la Bayernwerk AG desde 1965 a 1970
sobre
la fiabilidad de disparo de los sistemas de protección indicó que el índice fue del
99,2
%. El 0,8 % correspondía por tanto a los funcionamientos intempestivos. En 1982
los valores obtenidos con una
importante familia de protecciones electrónicas resulta­
ron
muy parecidos a los anteriores.
POIspeClIvas de evolUCión de los SISIt:HlICtS eléctriCOS V su eqUipamiento
• 100 ¡,""
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577
Flg 1021 Distribución de las frecuencias de COrtOCirCUitOS en la red 110 kV de la Bayernwerk
AG
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Flg. 10.22 DiStribución de las frecuencias de cortOCircuitos en la red 220/380 kV de la Bayarn­
werk A G

299. 578 Protecciones en las instalaciones eléctricas
• b
•
Fig. 10.23 Defectos en 550 y 700 dispositivos de protección electromecánicos en los períodos
1965-1 970 (a + el y 1975-1 980 (b + di. respectivamente.
Defectos observados en
las perturbaciones
los ensayos
de la red
a.bJ (c,dJ
Lugar del defecto Número Porcentaje Número Porcentaje
1 Bornes 7 3,6
2
Puntos de soldadura 9 4,7 1 14,3
3
Resistencias 7 3,6
4
Condensadores 15 7,8
5
Semiconductores 12 6,2
6 Cableado 10 5,2
7
Contactos 15 7,8 2 28,6
8
Partes mecánicas 75 38,9 3 42,8
9
Bobinas 43 22,2 1 14,3
193 100,0 7 100,0
La ligura 10.23 Y la tabla muestran las causas de los fallos de los sistemas de protec­
ción electromecánicos que dieron lugar a los funcionamientos intempestivos antes
mencionados.
De
la figura 10.24 se puede deducir el elevado grado de fiabilidad de los componen­
te. electrónicos, lo que permite mantener la fiabilidad de las protecciones electrónicas a
un nivel similar al dc las electromecánicas.
Como comparación, tomemos los componentes de un sistema de protección elec­
tromecánica } de uno electrónico cn una protección de distancia:
-Sistema electromecánico:
100 a 150 componentes.
-Sistema electrónico:
2.000 a 2.500 componentes.
Si se considera la dependencia de la disponibilidad total de un sistema en función
de
la disponibilidad individual. ésta, visto el elevado número de componentes, debe ser
muy elevada para alcanzar una uisponibilidad total utilizable (lig.
10.24). El retraso en
la utilización de las protecciones electrónicas se ha debido, como es obvio, al gran nú-
Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 579
",
, ..
R
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I l •
••
••
lO
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" ·1.
_R,
Fig. 10.24 Fiabilidad total RIOt resultado del producto de las fiabilidades medias de los componen·
tes R ... Los números sobre las curvas designan el número de componentes. igual al número de con·
diciones
crrticas.
Boterro
r
"
J PROl [CCION ,
1
PROTECCIOH ,
J
PROTECClON
DIFERENCIAL
f--
DE BAARAS
f-------
OISPARO
~ t--;;;;iCC;-o-; --
""lLO DE
INTERRUPTOR
C-
I
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Mar1do manuol
l
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~~ ,
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~
•
iD
Grupa de bobi"a~
dIol Inter,upto,
Fig. 10.25 Sistema de protecc ión redundante.

300. 580 Protecciones en las instalaciones eléctricas
mero de componentes que precisan en comparación con las protecciones electrome­
cánicas. Por otra parte, hay que insistir en que para la estimación de la fiabilidad de
un sistema de protección se deben tener en cuenta todos los componentes de la
cadena.
Así, por ejemplo, si se quiere aumentar la fiabilidad de disparo mediante dos siste­
mas de protección en paralelo (redundancia), hay que prever también dos fuentes de
alimentación separadas, al igual que circuitos de intensidad, tensión y disparos distin­
tos, lo que requiere un sistema con varios núcleos en el transformador de intensidad,
baterías dobles, dos bobinas de disparo sobre el interruptor, etc. (fig. 10.25). Si los dos
dispositivos de protección están basados en principios de medida distintos. se obtiene
-además de la redundancia-una diversidad que permite reducir los puntos débiles de
detección.
Para asegurar la fiabilidad en la explotación debe efectuarse un control antes de la
puesta en servicio, un ajuste correcto y un mantenimiento razonable y permanente.
En la tabla 10.26 se exponen los resultados obtenidos en las redes del Japón. Es in­
teresante destacar el reparto por causas de los defectos y las indicaciones sobre localiza­
ción de los fallos de los relés.
TABLA 10.26 Resultados obtenidos en la explotación de las redes japonesas
de 110 a 500 kV (1974-19781
Porcentaje
Incidentes totales 5.806 100
Incidentes con funcionamiento correcto del sistema
de protección
5.724 98,68
Incidentes con funcionamiento incorrecto del sis-
tema de protección
82 1,32
Sin incidente y funcionamiento incorrecto del sis-
tema de protección 18
Reparto de los funcionamientos incorrectos de
los dispositivos de protección
Fallo del aparato 27 : Relés 21
Periferia 6
Comportamiento incorrecto 27 : Fallos de esquema 16
Fallos de funcionamiento 5
Fallos primarios 2
Fallos de concepción 4
Fallos diversos 41 : Cableado, mantenimiento 21
Manipulación, ajuste 12
Errores humanos 8
Desconocidos 5 :
Total 100
Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 581
Fallos de relés y su localización
Fallos de relés, total 1.608
-Relés de medida 56.7 %
-Relés auxiliares 16,2 %
-Relés temporizados 8,8 %
-Supervisión 4,4%
-Alimentación 4,2%
-Varios 9,7 %
Fallos descubiertos en:
-Mantenimiento y control periódico 55,8 %
-Control continuo 20,1 %
-Cortocircuitos en la red 7,4 %
-Controles fortuitos 7,2 %
-Varios 9,5 %

301. CAPITULO 11
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