ANAüLISIS-DE-LAS-PROTECCIONES-DE-SOBRECORRIENTE-PARA-UN-TRANSFORMADOR-DE-8523-kV--30-MVA--EN-CONEX

Vista previa del material en texto

ANÁLISIS DE LAS PROTECCIONES DE 
SOBRECORRIENTE PARA UN TRANSFORMADOR 
DE 85/23 kV, 30 MVA, EN CONEXIÓN DELTA-
ESTRELLA. 
 
 
TESIS CURRICULAR 
 
 
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO 
ELECTRICISTA 
 
 
PRESENTAN 
 
 
FELIPE DE JESÚS MERCADO TORRES 
CRISTIAN ULISES SALAS AQUINO 
OMAR ADÁN SOLIS OLVERA 
 
 
ASESORES 
ING. ISRAEL CAMACHO RODRÍGUEZ 
ING. ALEJANDRO CRUZ CAMARGO PÉREZ 
 
 
 
 
 
MÉXICO, D.F. MARZO 2015 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA 
MECÁNICA Y ELÉCTRICA 
 
Índice Página 
 
Resumen I 
Planteamiento del problema II 
Justificación III 
Viabilidad IV 
Objetivos V 
 V.1 Objetivo general 
 V.2 Objetivos específicos 
 
Capítulo 1. Generalidades del sistema eléctrico de potencia. ................................................ 1 
1.1 Sistema eléctrico de potencia. ....................................................................................... 1 
1.1.1 Generación de energía eléctrica. ............................................................................ 2 
1.1.2 Redes de transmisión y subtransmisión. ................................................................ 3 
1.1.2.1 Transmisión. ........................................................................................................ 4 
1.1.2.2 Subtransmisión. .................................................................................................. 5 
1.1.3 Redes de Distribución. ........................................................................................... 6 
1.1.3.1 Componentes del sistema de distribución. .......................................................... 7 
1.2 El Transformador. ......................................................................................................... 8 
1.2.1 Transformadores de potencia. ................................................................................ 9 
1.2.2 Partes del transformador......................................................................................... 9 
1.2.3 Clasificación de transformadores. ........................................................................ 10 
1.2.4 Conexiones del transformador. ............................................................................ 13 
 
1.2.5 Curva de daño del transformador. ........................................................................ 17 
Capítulo 2. Estudio de corto circuito y sistemas de protección. ........................................... 22 
2.1 Tipos de fallas. ............................................................................................................ 22 
2.2 Estudio de corto circuito. ............................................................................................ 24 
2.2.1 Fuentes de corriente de corto circuito. ................................................................. 24 
2.2.2 Métodos para el estudio de corto circuito. ........................................................... 25 
2.2.3 Método de valores en por unidad. ........................................................................ 25 
2.2.3.1 Fórmulas para el cálculo en por unidad. ........................................................... 26 
2.2.3.2 Datos requeridos para el cálculo de las corrientes de falla por el método de 
componentes simétricas................................................................................................. 27 
2.2.3.3 Cálculo de la corriente de falla trifásica. ........................................................... 27 
2.2.3.4 Cálculo de la corriente de falla monofásica a tierra. ......................................... 28 
2.3 Sistemas de protección. ............................................................................................... 28 
2.3.1 Elementos de un sistema de protección................................................................ 29 
2.3.1.1 Transformadores de instrumento. ...................................................................... 30 
2.3.1.2 Interruptores. ..................................................................................................... 35 
2.3.1.3 Cuchillas desconectadoras................................................................................. 37 
2.3.1.4 Banco de baterías. ............................................................................................. 37 
2.3.1.5 Relevadores. ...................................................................................................... 38 
2.3.1.6 Características funcionales de la protección por relevadores. ........................... 50 
2.4 Esquemas de protección de transformadores de potencia. ......................................... 53 
2.4.1 Esquema de protección para un transformador de potencia de 85/23 kV, 30 MVA 
de dos devanados en conexión Δ-Y. ............................................................................. 53 
2.4.2 Criterios para el ajuste de las protecciones de sobrecorriente del transformador. 55 
2.4.2.1 Protección de sobrecorriente de fase en alta tensión. ........................................ 56 
 
2.4.2.2 Protección de sobrecorriente tierra residual (50N/51N) en el lado de alta 
tensión. .......................................................................................................................... 58 
2.4.2.3 Protección de sobrecorriente del neutro (51T) en el lado de baja tensión. ....... 58 
2.4.3 Protección del alimentador de distribución. ......................................................... 59 
Capítulo 3. Análisis de las protecciones de sobrecorriente y coordinación para un 
transformador de potencia de 85/23 kV, 30 MVA de dos devanados en conexión Δ-Y y un 
alimentador de distribución ACSR 556 de 5 km de longitud. .............................................. 62 
3.1 Cálculo de impedancias y corrientes base por el método de valores en por unidad. .. 63 
3.1.1 Cálculo de corrientes e impedancias base de las zonas. .......................................... 64 
3.1.2 Cálculo de impedancias de secuencias del punto de conexión y cambio a valores 
base… ............................................................................................................................... 65 
3.1.3 Cálculo de impedancias de secuencia del transformador y cambio de base. ....... 66 
3.1.4 Cambio de base de las impedancias de secuencias del alimentador. ................... 66 
3.2 Cálculo de las corrientes de corto circuito. ................................................................. 67 
3.2.1 Cálculo de corto circuito trifásico y monofásico en el bus de 23kV. ................... 68 
3.2.2 Cálculo de corto circuito trifásico y monofásico al final del alimentador. .......... 71 
3.2.3 Cálculo de coto circuito trifásico y monofásico al 60% del alimentador. ............ 73 
3.2.4 Cálculo de corto circuito trifásico y monofásico al 50% del devanado primario. 76 
3.3 Cálculos de protección el transformador en alta tensión con relevadores 
electromecánicos. .............................................................................................................. 79 
3.3.1 Ajuste de los relevadores de sobrecorriente de tiempo de fase 51-1/2/3 en 85 
kV .................................................................................................................................. 80 
3.3.2 Relevadores de sobrecorriente instantáneos y de tiempo de tierra residual 50/51-
N en 85 kV. ................................................................................................................... 83 
3.3.3 Ajuste del relevador de sobrecorriente de tiempo del neutro 51T en 23 kV. ....... 83 
3.3.4 Relevadores de sobrecorriente instantáneos y de tiempo de fase 50/51-1, 2, 3 en 
el alimentador. ...............................................................................................................86 
 
3.3.5 Relevador de sobrecorriente de tierra residual 50-51N en el alimentador. .......... 88 
3.4 Cálculos de protección el transformador en alta tensión con relevadores 
microprocesados. .............................................................................................................. 90 
3.4.1 Ajuste de los relevadores de sobrecorriente de tiempo de fase 51-1/2/3 en 85 
kV. ................................................................................................................................. 91 
3.4.2 Relevadores de sobrecorriente instantáneos y de tiempo de tierra residual 50/51-
N en 85 kV. ................................................................................................................... 94 
3.4.3 Ajuste del relevador de sobrecorriente de tiempo del neutro 51T en 23 kV. ....... 94 
3.4.4 Relevadores de sobrecorriente instantáneos y de tiempo de fase 50/51-1, 2, 3 en 
el alimentador. ............................................................................................................... 97 
3.4.5 Relevador de sobrecorriente de tierra residual 50-51N en el alimentador. .......... 99 
3.5 Datos obtenidos del estudio de corto circuito y ajustes de relevadores. ................... 101 
Capítulo 4 Estudio económico. ........................................................................................... 106 
4.1 Esquema de protección empleando relevadores electromecánicos. ......................... 106 
4.2 Esquema de protección empleando relevadores microprocesados. .......................... 108 
Conclusiones y recomendaciones. ...................................................................................... 111 
Anexos. ............................................................................................................................... 113 
Glosario. ............................................................................................................................. 116 
Índice de Figuras ................................................................................................................ 122 
Índice de Tablas .................................................................................................................. 124 
Referencias. ........................................................................................................................ 124 
 
 
 
 
 
I. Resumen. 
 
 El presente trabajo de investigación plantea el análisis y coordinación de las 
protecciones de sobrecorriente para un transformador de potencia 85/23 kV, 30 MVA en 
conexión delta estrella. 
 En el primer capítulo se describen los componentes del sistema eléctrico de potencia, 
conformado por tres subsistemas como son la generación, transmisión y distribución cuya 
importancia se ve reflejada en la calidad del servicio de energía eléctrica. 
 Al ser el transformador la parte más importante de una subestación, demanda que éste 
cuente con un esquema de protecciones adecuado; por lo que en esta tesis se describen las 
protecciones de sobrecorriente necesarias y los cálculos de ajustes de las mismas. 
 En el capítulo tres se establece un análisis comparativo de los ajustes y comportamiento 
de ambos tipos, utilizando un sistema eléctrico conformado por un transformador de 
potencia y un alimentador en el cual se hicieron estudios de corto circuito, ajustes y 
coordinación entre las protecciones de cada uno de ellos. 
 Consecuentemente, en el capítulo cuatro se estudia el aspecto económico, estableciendo 
los costos para un sistema de protección de sobrecorriente empleando relevadores 
microprocesados SEL351A y para otro empleando relevadores electromecánicos IAC51B, 
IAC51A de la marca General Electric. 
 
 
 
 Finalmente, a partir de los resultados obtenidos de los estudios técnico y económico, se 
pudieron establecer las ventajas de uno respecto al otro y crear criterios para la selección 
entre ellos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
II. Planteamiento del problema. 
 
 El sector eléctrico en México crece día con día, el aumento de la carga ante la constante 
demanda requiere que el suministro de energía sea continuo e ininterrumpido, por lo que, el 
mantener una subestación eléctrica en continua operación resulta de vital importancia. Esto 
implica que el transformador cuente con un sistema de protecciones adecuado y funcional. 
Para esto, hoy en día, se han implementado y desarrollado nuevas aplicaciones tecnológicas 
en el ámbito de las protecciones eléctricas, de aquí la importancia de conocer el 
funcionamiento y operación de dichas protecciones, específicamente los relevadores que 
desempeñan un papel fundamental para la protección de transformadores de potencia. 
 La importancia de las protecciones eléctricas dentro del sistema eléctrico de potencia, 
específicamente para un transformador de potencia, nos permite plantear la siguiente 
pregunta de investigación ¿Realizar un análisis de las protecciones de sobrecorriente 
necesarias para un transformador de 85/23 kV, 30 MVA en conexión delta-estrella, 
proporcionará un mayor conocimiento sobre el funcionamiento, ajuste e importancia de las 
protecciones eléctricas? 
 
 
 
 
 
 
 
 
III. Justificación. 
 
 En la actualidad, el avance de la tecnología y el desarrollo de nuevos equipos en el 
campo eléctrico van creciendo de una forma cada vez más rápida, siempre con el objetivo 
de hacer más eficientes los sistemas eléctricos. 
 Uno de los principales factores por el cual se desarrollan nuevas tecnologías; es la 
implementación de equipos para optimizar el sistema eléctrico de potencia, contemplando 
la generación, transmisión y distribución. 
 Las protecciones eléctricas son parte fundamental para la continuidad y confiabilidad del 
servicio eléctrico. Por consiguiente, es necesario que los transformadores de potencia se 
encuentren debidamente protegidos ante cualquier perturbación, en consecuencia en esta 
tesis, se abordará éste tema, realizando un análisis del funcionamiento, ajustes y operación 
de estos equipos que se han venido implementando en el sector eléctrico. 
 Como estudiantes de Ingeniería Eléctrica es necesario contar con los conocimientos 
relacionados a este tópico y así mismo tener la capacidad de calcular y ajustar protecciones 
eléctricas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
IV. Viabilidad. 
 
 En el sistema eléctrico de potencia de México se puede observar que existe una gran 
cantidad de tecnología nueva, así como una gran cantidad de tecnología poco actualizada 
pero funcional. 
 La tendencia constante de modernizar los sistemas e implementar nuevas tecnologías 
que permiten mantener al sistema estar en servicio constante y óptimas condiciones de 
seguridad, proporciona las pautas para plantear el análisis de la transición tecnología que 
ocurre en nuestro país. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
V. Objetivos. 
 
V.1 Objetivo general. 
 
 Documentar un análisis del esquema de protecciones de sobrecorriente (50/51) mediante 
equipo electromecánico y microprocesado, necesarias para un transformador de 85/23 kV y 
30 MVA en conexión delta estrella. 
 
V.2 Objetivos específicos. 
 
 Identificar los elementos y equipos necesarios para un esquema de protección de 
sobrecorriente de un transformador de potencia de 85/23 kV 30 MVA en conexión 
delta-estrella. 
 Analizar el funcionamiento y operación de los relevadores de protección contra 
fallas de sobrecorriente que conforman el esquema de protección para un 
transformador de potencia de 85/23 kV 30 MVA en conexión delta-estrella. 
 Realizar los cálculos de ajuste de los elementos que intervienen en el esquema de 
protección de sobrecorriente empleando equipo electromecánico y microprocesado. 
 Definir las ventajas de emplear un equipo microprocesado respecto a un equipoelectromecánico o viceversa. 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
1 
 
Capítulo 1. Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
 
1.1 Sistema eléctrico de potencia. 
 
 Un sistema eléctrico de potencia (SEP) está conformado por un conjunto de elementos 
que permiten que la energía eléctrica pueda ser generada, transformada, transmitida, 
distribuida y consumida de la manera más eficiente posible y por consiguiente con mayor 
calidad. 
 Un sistema eléctrico de potencia (SEP) se comprende básicamente por tres subsistemas 
principales, como se muestra en la Figura 1.1. 
 Generación de energía eléctrica.- Esta se conforma por las plantas o centrales 
generadoras, son el punto inicial del sistema eléctrico de potencia; producen la 
energía eléctrica a partir de fuentes de energía primarias, convirtiendo la energía 
mecánica en energía eléctrica. 
 Sistema de transmisión.- Este sistema está formado por las líneas o redes de 
transmisión, las cuales tienen la función de transportar a grandes distancias la 
energía eléctrica producida en la centrales de generación hasta los centros de 
consumo. 
 Sistema de distribución.- Dentro de estos sistemas están comprendidas las líneas o 
redes de subtransmisión como las líneas de distribución, estas cumplen la función 
de distribuir la energía eléctrica dentro de los centros de consumo y entregarla a los 
usuarios. 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
2 
 
 
 Figura 1.1 Estructura del sistema eléctrico de potencia. 
 
1.1.1 Generación de energía eléctrica. 
 
 La generación de energía eléctrica es la encargada de suministrar la energía al sistema. 
Las unidades generadoras de energía eléctrica son llamadas centrales o plantas de 
generación. 
 La energía eléctrica es producida en las centrales o plantas de generación, donde se 
transforma una energía primaria en energía eléctrica, mediante varios procesos de 
transformación y de acuerdo al tipo de energía primaria empleada las podemos clasificar 
en: 
 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
3 
 
o Centrales hidráulicas. 
o Centrales termoeléctricas. 
o Centrales geotermoeléctricas. 
o Centrales nucleoeléctricas. 
o Centrales mareomotrices. 
o Centrales eólicas. 
o Centrales solares. 
o Centrales de biomasa. 
 
1.1.2 Redes de transmisión y subtransmisión. 
 
 Es el conjunto de instalaciones, equipo y dispositivos necesarios para transportar o guiar 
la energía eléctrica proveniente de las centrales de generación a las subestaciones de 
distribución o grandes usuarios. 
 Y estos son utilizados normalmente cuando no es costeable producir la energía eléctrica 
en los centros de consumo, buscando maximizar la eficiencia, haciendo que las pérdidas 
sean las menores posibles. Los niveles de tensión de las redes del SEP se muestran en la 
Figura 1.2. 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
4 
 
 
Figura 1.2 Niveles de tensión del sistema eléctrico de potencia obtenidos de la norma NMX-J- 
098-ANCE-1999. 
 
1.1.2.1 Transmisión. 
 
 El sistema de transmisión es muy diferente, tanto en su funcionamiento y en sus 
características, a los sistemas de distribución y subtransmisión. Mientras que estos 
simplemente extraen energía de una sola fuente y la transmiten a las cargas individuales, la 
función del sistema de transmisión es diferente. 
 No sólo maneja los bloques más grandes de energía, sino también interconecta las 
plantas de generación y los principales puntos de carga del sistema. La energía se puede 
dirigir, por lo general, en cualquier dirección que se desee en los distintos enlaces del 
sistema de transmisión de modo que corresponda mejor al costo de operación o para un 
objetivo técnico. A través de las interconexiones para el transporte de la energía puede 
tener lugar hacia o desde otro sistema de energía que pertenece a la misma capacidad. 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
5 
 
 Los sistemas de transmisión también sirven para interconectar plantas de servicio 
eléctrico permitiendo el intercambio de energía cuando representa una ventaja económica y 
para ayudarse unas a otras cuando las plantas generadoras están fuera de servicio por 
alguna falla o reparaciones de rutina. 
 Los sistemas de transmisión esencialmente constan de los siguientes elementos: 
o Estaciones transformadoras elevadoras. 
o Líneas de transmisión. 
o Estaciones de maniobra. 
o Estaciones transformadoras reductoras. 
 
1.1.2.2 Subtransmisión. 
 
 Los circuitos de subtransmisión distribuyen la energía eléctrica a un gran número de 
subestaciones de distribución en una zona geográfica determinada a un nivel de tensión de 
85 y 115 kV. Estas reciben la energía eléctrica directamente del bus del generador en una 
planta de generación o por medio de subestaciones de energía. 
 La función del sistema de subtransmisión es principalmente la misma que la de un 
sistema de distribución, excepto que energiza zonas más grandes y distribuye energía en 
bloques más grandes a niveles de potencia y de tensión más elevados. Cabe mencionar que 
en muchos sistemas no existen líneas que delimiten claramente entre los circuitos de 
transmisión y subtransmisión. 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
6 
 
1.1.3 Redes de Distribución. 
 
 La Distribución Eléctrica es parte fundamental en el Sistema Eléctrico de Potencia 
(SEP), ya que es la etapa final en el proceso de transporte de la energía eléctrica; y está 
contemplado desde la subestación de distribución hasta el aparato de medición de los 
consumidores. 
 La función principal de la distribución es recibir la potencia eléctrica de las líneas de 
subtransmisión y distribuirla a los consumidores, con niveles de tensión de 4.16, 13.2, 13.8, 
23, y 34.5 kV; pero siempre con un alto grado de confiablidad. 
 El objetivo de los sistemas de distribución es entregar energía eléctrica de calidad sin 
variaciones altas de tensión o interrupciones de servicio; es por eso que su diseño y 
construcción son una tarea difícil, ya que se involucran diferentes factores como lo son: la 
densidad de carga, confiabilidad del sistema, criterios de operación, características de la 
carga y su crecimiento. Por lo anterior, se debe diseñar de tal forma que exista una 
flexibilidad en el sistema; esto quiere decir, que sea capaz de pronosticar futuros cambios 
de incremento o expansión de la carga, a fin que se cumpla con esa capacidad de eficiencia 
en su infraestructura. 
 Las redes de distribución se puede realizar de forma aérea o subterránea o una 
combinación entre ellas; la elección depende del factor económico y de las condiciones 
geográficas del lugar. 
 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
7 
 
1.1.3.1 Componentes del sistema de distribución. 
 
 Fink y Wayne (2012) consideran que un sistema típico de distribución se compone de 
los siguientes elementos: 
1) Circuitos de subtransmisión con tensiones alrededor de 12.47 kV a 245 kV, los 
cuales su función es alimentar a las subestaciones de distribución. 
2) Subestaciones de distribución que reducen la tensión obtenida de las líneas de 
subtransmisión para la distribución local. 
3) Circuitos Primarios o Alimentadores Primarios que se encargan de suministrar 
electricidad a la carga de un área geográfica bien definida; con un rango de 
tensión alrededor de 4.16 kV a 34.5 kV. Se componen por troncales, los cuales 
son los tramos con mayor capacidad del alimentador; cumpliendo la función de 
abastecer la energía eléctrica desde la subestación hasta los ramales. 
Los ramales son la parte del alimentador primario que se energizan por medio de 
los troncales, en donde se encuentran conectados los transformadores de 
distribución y consumidores en media tensión. 
4) Transformadores de distribución que conviertenlas tensiones primarias a 
tensiones de utilización; principalmente se encuentran colocados en postes, 
trincheras subterráneas o a nivel del suelo cercano a los consumidores. Tienen 
una capacidad entre los 10 a 2500 kVA. 
5) Circuitos secundarios con tensiones de utilización, que se encargan del 
transporte de la energía eléctrica, alrededor de las calles desde el transformador 
de distribución. 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
8 
 
6) Ramales de acometidas que entregan la energía eléctrica desde los circuitos 
secundarios hasta el aparato de medición de los consumidores. 
 La Figura 1.3 muestra un sistema común de distribución. 
 Figura.1.3 Sistema común de distribución. 
 
1.2 El Transformador. 
 
 Es una máquina eléctrica estática que opera en base al principio de la inducción 
electromagnética, transformando parámetros de tensión y corriente sin variar la frecuencia. 
 Está formado por dos o más circuitos eléctricos aislados entre sí, enlazados por un flujo 
magnético común y sus dispositivos no presentan movimiento mecánico y no presenta 
pérdidas mecánicas. 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
9 
 
1.2.1 Transformadores de potencia. 
 
 Se utilizan para subtransmisión y transmisión de energía eléctrica en alta y media 
tensión. Se construyen en potencias normalizadas desde 1.25 hasta 20 MVA, en tensiones 
de 13.2, 33, 66 y 132 kV y frecuencias de 50 y 60 Hz. Estos deben cumplir con lo 
establecido en las normas ANSI C57.12.10-1997, NMX-J-284-ANCE-2012, NMX-J-123-
ANCE-2005. 
1.2.2 Partes del transformador. 
 
El transformador consta de las siguientes partes: 
1. Partes principales. 
o Núcleo magnético 
Constituye el circuito magnético que transfiere energía de un circuito a otro y su 
función principal es la de conducir el flujo activo. 
o Bobinados 
Constituyen los circuitos de alimentación y carga: pueden ser de una, dos o tres 
fases, por la corriente y número de espiras, pueden ser de alambre delgado, grueso o 
de barra. La función de los devanados es crear un campo magnético (primario) con 
una pérdida de energía muy pequeña y utilizar el flujo para inducir una fuerza 
electromotriz (secundario). 
 
 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
10 
 
 
2. Partes auxiliares. 
o Tanque o recipiente 
 Es indispensable en aquellos transformadores cuyo medio de refrigeración no es 
el aire. Su función es la de radiar el calor producido en el transformador. 
o Boquillas terminales 
 Permite el paso de la corriente a través del transformador y evita que se produzca 
un escape indebido de corriente. 
o Medio refrigerante 
 Debe ser buen conductor del calor; puede ser líquido, sólido o semisólido. 
o Cambiadores de derivación 
 Son destinados a cambiar de relación de tensiones de entrada y salida, con objeto 
de regular el potencial del sistema o la transferencia de energía activa entre los 
sistemas interconectados. 
o Instrumentación o indicadores 
 Son aparatos que nos señalan el estado del transformador. 
 
1.2.3 Clasificación de transformadores. 
 
 Los transformadores se pueden clasificar por: 
1. El número de fases 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
11 
 
o Monofásico, 1 fase. 
o Polifásicos, 2 fases, 3 fases o más. 
 
2. Operación 
o De gran potencia, 10 MVA o más. 
o Mediana potencia, de 7.5 a 10 MVA. 
o De baja potencia, de 500 a 7500 kVA. 
o De distribución hasta 500 kVA. 
 
3. Aplicación 
o Elevador. 
o Reductor. 
o De aislamiento para falla (A.T. - B.T.). 
o De instrumento. 
 
4. Núcleo 
o Acorazado. 
o Columna. 
 
5. Preservación del aceite 
o Con tanque conservador. 
o Sin tanque conservador. 
 
6. Refrigeración 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
12 
 
o Los medios refrigerantes utilizados para los transformadores son: 
o Aire natural. 
o Aire forzado. 
o Aceite. 
o Aceite forzado. 
o Agua. 
 A partir de estos, existe una clasificación de acuerdo a las normas ANSI y estas tienen 
su equivalente en las normas mexicanas NMX-J-116-ANCE, la cual está expresada en la 
Tabla 1.1. 
Tabla 1.1 Tipos de refrigeración para transformadores. 
TIPO DESCRIPCIÓN DEL TRANSFORMADOR MEDIO 
OA En aceite con ventilación natural Aceite – Aire natural 
OA/FA En aceite, enfriamiento forzado con aire Aceite, Aire / 
Ventilador 
FOA En aceite, enfriamiento forzado con aceite Aire, Aceite / Bomba 
FOA/FA En aceite, enfriamiento forzado con aceite y 
aire, pueden operar simultáneamente 
Aceite / Bomba 
Aire / Ventilador 
FOW En aceite, enfriamiento forzado con agua Aceite, Agua / 
Radiadores 
AA Seco con enfriamiento natural Aire natural 
AA/FA Seco con enfriamiento forzado Aire / Ventilador 
Obtenida de la norma NMX-J-116-ANCE-2005. 
 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
13 
 
1.2.4 Conexiones del transformador. 
 
 En los transformadores polifásicos se tienen diferentes conexiones de los devanados de 
sus fases y las más usuales son: 
 Conexión estrella-estrella (Y-Y) 
 Los devanados de las 3 fases se encuentran conectados en un punto común conocido 
como el neutro de la estrella, esto para ambos lados del transformador, es decir, el lado 
primario y el lado secundario, como se observa en la figura 1.4. 
 Como esta conexión tiene problemas con los armónicos, especialmente el tercero, se 
suelen emplear dos métodos muy eficaces para solucionarlos: 
o El neutro de la estrella del lado primario se conecta a tierra para evitar 
una sobretensión debido a que la corriente del tercer armónico circula 
por el neutro. 
o Otro método muy eficiente es adicionar un devanado terciario conectado 
en delta, el cual encierra las corrientes circulantes dentro de la delta 
ayudando así, a eliminar los componentes de tercer armónico del voltaje. 
Además da una corriente de sensibilidad empleada para los sistemas de 
protección. 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
14 
 
Figura 1.4 a) Conexión estrella-estrella de transformadores y b) Esquema eléctrico. 
 Conexión estrella-delta (Y- Δ). 
 En esta conexión el lado primario tiene sus tres devanados conectados en un punto 
común, formando así la estrella y el lado secundario tiene sus devanados conectados en 
delta o triangulo, como se observa en la figura 1.5. 
 Los transformadores con este tipo de conexión son empleados con poca frecuencia, y se 
utilizan como reductores al final de las líneas de transmisión. También suelen utilizarse 
para la distribución de energía hasta 20 kV. 
 Esta conexión tiene la característica de disminuir los efectos de la componente del tercer 
armónico debido a la delta que presenta en el lado secundario, así mismo la tensión en el 
lado secundario del transformador se encuentra desplazada 30° respecto a la tensión del 
lado primario. 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
15 
 
Figura 1.5 a) Conexión estrella-delta de transformadores y b) Esquema eléctrico. 
 
 Conexión delta-delta (Δ-Δ) 
 Estos transformadores poseen la misma conexión en ambos lados, tanto el primario 
como el secundario están conectados en delta por lo que las características de las tensiones 
de línea y de fase son iguales, es decir, misma magnitud y mismo ángulo; además de no 
presentar defasamiento entre las tensiones secundarias y primarias, como se observa en la 
figura 1.6. 
 La ventaja de esta conexión es que cuando se presenta una falla en un banco de 
transformadores monofásicos, el banco ahora con dos transformadores sigue suministrando 
energía al sistema alcanzando un 58% de la potencia. 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
16 
 
Figura 1.6 a) Conexión delta-delta de transformadores y b) Esquema eléctrico. 
 Conexión delta-estrella (Δ-Y). 
 En estos transformadores los devanados del lado primario se encuentraconectados en 
delta y por su parte el lado secundario tiene sus devanados conectados en estrella, como se 
observa en la figura 1.7. 
 Este tipo de transformadores son comúnmente empleados como elevadores en las 
centrales generadoras, el neutro de la estrella suele conectarse a tierra para lograr que las 
tensiones de fase no superen el valor nominal del sistema. Así mismo son muy empleados 
para la distribución de energía ya que posee tensiones monofásicas y tensiones trifásicas. 
Poseen la ventaja de aislar las corrientes de falla entre los circuitos del primario y 
secundario, es decir, si se presenta una falla en un lado del transformador, el circuito del 
otro lado no se ve afectado por la corriente de falla. 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
17 
 
Figura 1.7 a) Conexión delta-estrella de transformadores y b) Esquema eléctrico. 
 
1.2.5 Curva de daño del transformador. 
 
 Es muy importante tomar en cuenta, en el estudio de protecciones eléctricas del 
trasformador, que este se encuentre protegido de las corrientes de fallas externas que, en un 
tiempo determinado, puedan dañarlo. 
 Es por esto que el documento ANSI-IEEE C57.109-1993 titulado “Guía para la duración 
de corriente de falla a través de transformadores” establece los límites teóricos de las 
sobrecorrientes que pueden soportar lo transformadores y nos brinda información acerca de 
la capacidad de sobrecarga térmica de corto tiempo así como, los efectos mecánicos sobre 
los devanados, siendo estos los más significativos en transformadores mientras sea mayor 
su capacidad. 
 Este documento nos ayuda a establecer las protecciones necesarias de sobrecorriente que 
ayuden a limitar el tiempo de las corrientes de corto circuito en el trasformador, impidiendo 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
18 
 
que exista algún daño; para esto, los transformadores se clasifican en cuatro categorías 
como se muestra en la Tabla 1.2. 
La curva de daño del trasformador o también conocida como curva Z, es una 
representación gráfica de las corrientes y tiempos que los transformadores son capaces de 
soportar sin dañarse. 
Tabla 1.2 Clasificación de los transformadores. 
Categoría 
Capacidad mínima en kVA 
Monofásico Trifásico 
I 5 – 500 15 – 500 
II 501 – 1667 501 – 5000 
III 1667 – 10000 5001 – 30000 
IV Mayores de 10000 Mayores de 30000 
Obtenida de la norma ANSI-IEEE C57.109-1993. 
 
 Los transformadores con categoría I y IV cuentan con una sola curva de daño en donde se 
observan los efectos mecánicos y térmicos, mientras los transformadores con categoría II y 
III cuentan con dos curvas de daño; esto es debido a las ocurrencias y niveles de corriente 
de falla así como el tiempo de vida; en donde se observan los efectos mecánicos y térmicos. 
 Cuando los transformadores son afectados por fallas continuamente se representan por 
dos porciones de curva; una parte solida donde se expresa la duración de la falla alcanzada 
por daño térmico y una parte punteada donde se observa los efectos mecánicos. 
 La curva de los transformadores se puede obtener gracias a las ecuaciones de la Tabla 
1.3; de acuerdo con la categoría se obtienen 2 o 4 puntos respectivamente como se puede 
observar en la Figura 1.4. 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
19 
 
 
Figura 1.8 puntos de la curva de daño del transformador obtenida de la norma ANSI-IEEE 
C57.109-1993. 
 
Tabla 1.3 Ecuaciones para el cálculo de los puntos de la curva de daño. 
Punto Categoría Tiempo Corriente 
 
1 
 
I 
 
 
𝑇 = 1250(𝑍𝑡)2 
 
𝐼 =
𝐼𝑛
𝑍𝑡
 
II, III, IV 𝑇 = 2 
 
 
 
 
2 
 
II 
 
𝑇 = 4.08 
𝐼 =
𝐼𝑛
𝑍𝑡
(0.7) 
 
 
III, IV 
 
𝑇 = 8.0 
𝐼 =
𝐼𝑛
𝑍𝑡 + 𝑍𝑠
(0.5) 
 
 
 
3 
 
II 
 
 
 
𝑇 = 2551(𝑍𝑡)2 
𝐼 =
𝐼𝑛
𝑍𝑡
(0.7) 
 
III, IV 𝑇 = 5000(𝑍𝑡 + 𝑍𝑠)2 𝐼 =
𝐼𝑛
𝑍𝑡 + 𝑍𝑠
(0.5) 
 
4 
 
I, II, III, IV 
 
 
𝑇 = 50 
 
𝐼 = ln⁡(5) 
Parte de la curva térmica I , II, III 
𝑇 = 60 
𝑇 = 300 
𝑇 = 1800 
𝐼 = ln⁡(4.75) 
𝐼 = ln⁡(3) 
𝐼 = ln⁡(2) 
Obtenida de la norma ANSI-IEEE C57.109-1993. 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
20 
 
 En donde: 
T = Tiempo en segundos 
I = Corriente en amperes 
Zt = Impedancia del trasformador referida a su capacidad OA en p.u. 
Zs = Impedancia del sistema hasta la conexión del transformador en p.u. 
In = Corriente nominal del transformador en amperes 
 
 Corriente de magnetización. 
 La corriente de magnetización o también conocida como inrush es una corriente 
transitoria mayor a la corriente nominal que fluye cuando el transformador es energizado. 
 El estudio de la corriente inrush es importante, ya que las protecciones de los 
transformadores deben estar ajustadas de tal forma que no operen cuando fluya ésta desde 
la fuente al transformador. 
 La duración de esta corriente se considera de 0.1 segundos y depende principalmente de 
cuatro puntos los cuales son: 
1. Capacidad de transformación 
2. Magnetismo residual o remanente del núcleo 
3. Punto sobre la onda de tensión cuando ocurre la energización 
4. Ubicación del transformador en el sistema 
 En la Tabla 1.4 se muestran los múltiplos de corriente nominal correspondientes a la 
corriente de magnetización, dependiendo de la capacidad del transformador. 
 Generalidades del sistema eléctrico de potencia. 
21 
 
Tabla 1.4 Múltiplos de corriente nominal correspondientes a la corriente de magnetización. 
Capacidad del transformador (kVA) Corriente de Magnetización (rms) 
500 a 2500 8 veces la corriente nominal 
Mayores de 2500 10 - 12 veces la corriente nominal 
Obtenida de la norma ANSI-IEEE C57.109-1993. 
 
 Corriente de carga fría. 
 Esta corriente se manifiesta cuando se alimenta súbitamente la carga y depende 
principalmente de las características ésta; se toma en consideración para evitar que las 
protecciones operen de una forma errónea cuando circule en el sistema. 
 Para cargas puramente resistivas el valor de esta corriente es igual a la corriente 
nominal; pero para cargas altamente inductivas esta corriente llega a alcanzar una magnitud 
de seis veces la corriente nominal. El tiempo de duración de esta corriente suele tomarse 
con un valor de 1 segundo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
22 
 
Capítulo 2. Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
 
2.1 Tipos de fallas. 
 
 Existen muchas causas que pueden perturbar el funcionamiento normal en 
transformadores, barras, generadores y redes eléctricas; estas causas o mejor conocidas 
como fallas, las podemos clasificar según su naturaleza en: 
o Fallas de naturaleza transitoria.- La pérdida del aislamiento de los elementos o 
equipos con potencial eléctrico, es momentánea, lo cual implica que el aislamiento 
es recuperable. En estas fallas se encuentran los arqueos por descargas atmosféricas 
y flameo por contaminación, así como también los contactos momentáneos con 
ramas de árboles. 
o Fallas de naturaleza permanente.- En estas fallas el aislamiento se pierde por 
completo, es decir, este no vuelve a recuperarse por lo cual es necesario hacer una 
reparación o mantenimiento del equipo dañado. 
 Así mismo, las fallas pueden clasificarse en cuanto a su tipo y causa en: 
o Aislamiento.- Envejecimiento del aislamiento, contaminación e incluso defectos 
de fabricación o instalación errónea. 
o Eléctrico.- Descargas atmosféricas, y sobretensiones por maniobras en el 
sistema. 
o Térmica.- Falla del enfriamiento, sobretensión, sobrecorriente y hasta la 
temperatura ambiente en la cual opera el equipo. 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
23 
 
o Mecánica.- Impactos por objetos externos, sismos y esfuerzos por 
sobrecorriente. 
Para el análisis de los sistemas de protección de sobrecorriente, esnecesario analizar las 
fallas por sobrecorriente como lo son: 
o Sobrecarga.- Esta condición de falla se produce cuando existe un aumento en la 
carga, lo cual provoca que se sobrepase la corriente nominal de un circuito. Las 
sobrecargas son por lo regular un incremento, no mucho mayor, de la corriente 
nominal, por lo que la instalación o red eléctrica puede soportarla durante un 
tiempo corto. La sobrecarga que ocurre durante un tiempo cualquiera produce que 
los aislamientos de los conductores se calienten excesivamente y por esta razón es 
necesario proteger los sistemas ante estas condiciones. 
o Corto circuito.- El corto circuito es una conexión anormal (incluido el arco 
eléctrico) de relativamente baja impedancia, ocasionada de forma accidental o 
intencional, entre dos puntos de diferente potencial. 
La corriente de corto circuito que se produce ante esta falla tiene una magnitud dada 
directamente por la capacidad del sistema eléctrico de potencia que proporciona la 
energía a la red o el punto donde se produce la falla y esta corriente no depende de 
las condiciones de la carga conectada al sistema. 
La corriente de corto circuito se encuentra determinada por factores como el tipo de 
falla, las fuentes que suministran potencia, la impedancia de estas fuentes y el punto 
de corto circuito. 
 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
24 
 
2.2 Estudio de corto circuito. 
 
 La corriente de falla en el corto circuito circula en un circuito eléctrico una vez que 
existe un contacto directo entre los conductores o al perderse el aislamiento con que se 
cuenta entre los mismos conductores o entre los conductores y tierra. 
 De acuerdo con lo anterior en un sistema trifásico se pueden establecer cuatro tipos de 
fallas de corto circuito: 
o Falla monofásica a tierra. 
o Falla bifásica. 
o Falla bifásica a tierra. 
o Falla trifásica 
 
2.2.1 Fuentes de corriente de corto circuito. 
 
 Para determinar las corrientes de corto circuito es necesario conocer las fuentes que 
suministran energía cuando ocurre el corto circuito y las reactancias de dichas fuentes. Las 
fuentes de corrientes de corto circuito son: 
o Generadores. 
o Motores. 
o Sistema de la Compañía suministradora de energía. 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
25 
 
2.2.2 Métodos para el estudio de corto circuito. 
 
 Para el cálculo de las corrientes de corto circuito se pueden emplear diferentes métodos 
de solución como lo son: 
o Método directo o método óhmico. 
o Método de los MVA. 
o Método de las componentes simétricas. 
o Método de la matriz de impedancias (Zbus, Ybus). 
o Método de bus infinito. 
 Para el estudio de corto circuito realizado en esta tesis solo se utilizó el método de 
componentes simétricas auxiliado por el método en por unidad, y solamente para las fallas 
monofásica a tierra y trifásica, por lo que únicamente se describe el método empleado. 
 
2.2.3 Método de valores en por unidad. 
 
 Para representar los elementos de un sistema eléctrico en por unidad (p.u.) se siguen los 
siguientes pasos: 
o Seleccionar las cantidades base. 
o Potencia base (SB). 
o Tensiones base (VB), por lo general se seleccionan de las tensiones 
nominales de cada uno de los devanados de los transformadores. 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
26 
 
o Se calculan las impedancias base en cada nivel de tensión del sistema. 
o Calcular los valores de impedancias de secuencias de líneas. 
o Obtener los valores de impedancias de secuencias de líneas en p.u. 
o Referir las impedancias de los transformadores a las bases seleccionadas. 
o Elaborar los circuitos equivalentes monofásicos del sistema para cada una de las 
redes de secuencia (positiva, negativa y cero). 
 
2.2.3.1 Fórmulas para el cálculo en por unidad. 
 
 Cálculo de la corriente base e impedancia base: 
𝐼𝐵 =
𝑆𝐵
√3𝑉𝐵
 (2.1) 
𝑍𝐵 =
(𝑉𝐵)
2
𝑆𝐵
 (2.2) 
 Cálculo de los valores en por unidad: 
𝐼𝑝𝑢 =
𝐼(𝑎𝑚𝑝)
𝐼𝐵
 (2.3) 
𝑍𝑝𝑢 =
𝑍Ω
𝑍𝐵
 (2.4) 
 Cálculo para referir impedancias de transformadores a bases seleccionadas: 
𝑍𝑝𝑢⁡(𝑏𝑎𝑠𝑒) = 𝑍𝑃𝑢
𝑆𝐵
𝑆𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜
(
𝑉𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜
𝑉𝐵
)
2
 (2.5) 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
27 
 
2.2.3.2 Datos requeridos para el cálculo de las corrientes de falla por el método de 
componentes simétricas. 
 
 Para el cálculo de las corrientes de falla de corto circuito es necesario conocer: 
o Equivalentes de Thévenin del sistema para cada una de las redes de secuencia, y 
estos valores deben estar en por unidad. 
o Diagramas de secuencia del sistema. 
o Impedancias del sistema. 
o Impedancias de todos los equipos. 
o Tipo de falla a calcular (normalmente se estudian solo dos tipos de fallas, la 
monofásica a tierra y la trifásica). 
 
2.2.3.3 Cálculo de la corriente de falla trifásica. 
 
 Para obtener la corriente de falla trifásica en p.u. se emplea la impedancia de secuencia 
positiva equivalente de Thévenin de todo el sistema y la tensión de falla (VF=1∟0°). 
Como en la falla trifásica las corrientes están balanceadas y solamente se tienen 
componentes de secuencia positiva. Por lo tanto la expresión es: 
𝐼
𝐶𝐶3∅𝑝𝑢⁡=
𝑉𝐹
𝑍𝑇𝐻(1)⁡
 (2.6) 
 Y para expresarla en amperes se multiplica por la corriente base (IB) de la zona donde se 
ubica la falla. 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
28 
 
𝐼𝐶𝐶3∅𝐴 = 𝐼𝐶𝐶3∅𝑝𝑢 ∗ ⁡ 𝐼𝐵 (2.7) 
 
2.2.3.4 Cálculo de la corriente de falla monofásica a tierra. 
 
 Para el cálculo de la corriente de falla monofásica a tierra en p.u. las impedancias de 
secuencia positiva, negativa y cero, se conectan en serie por lo tanto: 
𝐼𝐶𝐶1∅𝑝𝑢 =
3𝑉𝐹
𝑍0𝑇𝐻+𝑍1𝑇𝐻+𝑍2𝑇𝐻
 (2.8) 
 Y para expresarla en amperes se multiplica por la corriente base (IB) de la zona donde se 
ubica la falla. 
𝐼𝐶𝐶1∅𝐴 = 𝐼𝐶𝐶1∅𝑝𝑢 ∗ ⁡ 𝐼𝐵 (2.9) 
 
2.3 Sistemas de protección. 
 
 Los objetivos de los sistemas de protección según Enríquez Harper (2006) son 
minimizar los siguientes puntos: 
o El costo de reparación de una falla. 
o La probabilidad de que las fallas se propaguen o involucren a otro equipo. 
o El tiempo que un equipo permanezca inactivo, reduciendo la necesidad de reservas. 
o Las pérdidas económicas. 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
29 
 
o Para que un sistema de protección sea eficiente debe obedecer los siguientes 
aspectos: 
o Una protección no debe operar en ningún caso, si la falla se encuentra fuera de su 
zona de control. 
o Si hay una falla en su zona, las órdenes deben ser exactamente las esperadas. 
 
2.3.1 Elementos de un sistema de protección. 
 
 Los sistemas de protección emplean dispositivos y equipos fundamentales para poder 
cumplir sus funciones de protección, estos equipos son: 
o Transformadores de instrumento 
o Transformadores de corriente 
o Transformadores de potencial 
o Interruptores 
o Cuchillas desconectadoras 
o Banco de baterías 
o Relevadores 
 
 
 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
30 
 
2.3.1.1 Transformadores de instrumento. 
 
 Los trasformadores de instrumento son utilizados para la medición y protección de 
circuitos eléctricos. Su función principal es tomar valores de tensión y corriente de los 
sistemas de potencia y disminuirlos; para así conectar instrumentos de medición y 
protección, los cuales trabajan en baja tensión; esto ayuda a que los instrumentos sean de 
menor tamaño y que los operadores no corran peligro al utilizar magnitudes mayores. 
 
 Transformadores de corriente. 
 Los transformadores de corriente también conocidos como TC’s son equipos que se 
utilizan para reducir los valores de corriente sin afectar sus características eléctricas. 
Funcionan por medio de inducción electromagnéticaentre sus devanados primario y 
secundario. 
 El símbolo que representa a un TC se muestra en la Figura 2.1, la línea horizontal 
representa al devanado primario, que en algunos casos es la línea de alta tensión y la línea 
en forma de “M” representa el devanado secundario del transformador. 
 
 Figura 2.1 Símbolo de un TC. 
 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
31 
 
 La función principal de los TC´s, es transformar los valores de corriente de un circuito a 
un valor normalizado que pueda ser aplicado a diversos equipos, como lo son equipos de 
medición y protección. El transformador de corriente se conecta en serie con el circuito 
donde se tiene planeado hacer la medición o protección. 
 Los transformadores de corriente son designados por una letra dependiendo de su 
utilización. De acuerdo con las normas ANSI C57.13 e IEC 44 la letra B se refiere que el 
trasformador se utiliza para medición, la letra C para protección y con la letra T para 
protección con valores controlados. Existen dos tipos de TC´s dependiendo de su función; 
de medición y protección. 
 Mendoza (1998) en su libro “Protección por relevadores a sistemas de potencia” indica 
que los TC´s que son utilizados para medición cuentan con mayor precisión y sensibilidad; 
ya que requieren reproducir fielmente la magnitud y el ángulo de fase de la corriente, es por 
eso que se saturan con solo dos veces la corriente nominal; esto se hace para proteger los 
equipos de medición y así no sean afectados por los corto circuitos en alta tensión. En estos 
equipos es importante el error de relación y el ángulo de fase, esto debido a la clase de 
precisión para medición de los equipos (0.1, 0.2, 0.5, 1, 3 y 5). 
 Los TC´s para medición para un nivel de tensión de 85 kV deben ser de 50 VA Clase 
0.2, de igual manera para un nivel de tensión de 23 kV. 
 Los TC´s de protección son construidos con una precisión menor que los mencionados 
anteriormente; ya que se saturan con veinte veces su corriente nominal; esto es para que 
sean capaces de transmitir el valor de corriente de corto circuito que circula por el 
devanado primario al secundario, para que así operen las protecciones por relevadores. En 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
32 
 
este tipo de transformadores la clase de precisión normalizada es de 5P y 10P; el error 
compuesto no debe exceder el 5% y el 10% respectivamente y un ángulo de fase de ±60 
minutos. 
 Los TC´s para protección para un nivel de tensión de 85 kV deben ser 50 VA Clase 
10P20 y de igual forma para uno nivel de tensión de 23 kV. 
 En la selección de los TC´s es necesario conocer las especificaciones del transformador 
las cuales son: 
o Relación de transformación. 
 La relación de transformación tiene que ver directamente con los devanados ya que se 
define como la corriente que circula en el devanado primario entre la corriente que circula 
en el devanado secundario. 
𝐾𝑇𝐶 =
𝐼𝑃
𝐼𝑆
 (2.10) 
 Es importante señalar que por fabricación los transformadores de instrumento tienen 
relaciones de transformación ya normalizados; por ejemplo en las normas referidas a 
transformadores de instrumento se establece que la corriente secundaria debe tener un valor 
de 5A; pero en las normas Europeas se maneja una corriente de 1A. Asimismo por 
cuestiones de facilitación de producción los rangos de corriente de lado primario están 
estandarizados; algunos ejemplos de estos son: 
50/100/150/200/300/400/500/600/800/1000/1200/1500/2000/2500/3500/4000 
 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
33 
 
o Clase de precisión. 
 La clase de precisión se refiere a la exactitud de transformación de la corriente entre los 
devanados primarios y secundarios; por lo general existen dos tipos de errores; uno de ellos 
es el error de ángulo; el cual causa algún desajuste en la transformación, debido a la 
corriente de excitación del mismo; por lo que afecta en un desplazamiento vectorial entre 
las dos corrientes. 
 Por otro lado se encuentra el error de relación el cual es provocado por diferencia 
existente en los devanados; pequeñas diferencias entre el diseño en el número de espiras de 
los devanados y su posterior fabricación. Estos errores siempre están presentes ya que es 
imposible fabricar un TC con 100% de efectividad. 
 En la tabla 2.1 se muestra las clases de precisión de los transformadores de corriente y 
sus límites de factor de corrección. 
 
Tabla 2.1 Precisión de TC´s y factores de corrección. 
CLASE FACTOR DE CORRECCIÓN 
Precisión para protección 1.2 1.012-0.997 
Precisión de medición precisa 0.3 1.003-0.997 
Precisión para medición estándar 0.6 1-0.991 
 
o Número de devanados. 
 En muchos casos se utilizan los TC´s con dos devanados ya sea en el primario o 
secundario; por ejemplo se pueden utilizar dos devanados del secundario cuando requiere 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
34 
 
alimentar dos cargas, puede ser una protección por relevadores y una para un instrumento 
de medición. 
 Para el caso del lado primario se utilizan dos devanados cuando se necesita transformar 
dos niveles de corriente diferentes y solo existe la opción de utilizar un solo TC. 
o Carga o burden. 
 Se le llama Burden a las cargas que son alimentadas por el TC; ya que cada equipo ya 
sea de protección o medición, consume un porcentaje de potencia; por igual, los 
conductores utilizados para alambrar los equipos tienen pérdidas que se contemplan como 
una carga extra al transformador. 
 Mendoza (1998) explica que en los sistemas de potencia trifásicos, los transformadores 
de corriente son conectados en delta o estrella en su secundario, 
con fines de protección. 
 
 Transformadores de potencial. 
 Su función principal es reducir la tensión de una magnitud muy elevada a tensiones 
proporcionales de utilización; estos son conectados por su devanado primario entre las 
terminales de las líneas del circuito en donde se desea obtener la magnitud de tensión y en 
su lado secundario son conectados instrumentos de medición o protección. 
 Existen dos tipos de TP´s, el tipo inductivo y el tipo capacitivo. 
o Los tipos inductivos trabajan internamente por medio de inducción 
electromagnética. 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
35 
 
o Los tipos capacitivo son aquellos que realizan divisores de tensión del tipo 
capacitivo. 
 Al igual que los TC´s, los transformadores de potencial cuentan con características 
principales con las cuales se permite su selección. 
o Relación de transformación. 
 Es la relación de la tensión primaria entre la tensión secundaria; esta tensión están 
establecidas como tensiones de fase; en México la tensión en el lado secundario se 
establece con un valor de 120 Volts. 
𝑅𝑒𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 =
𝑉𝑝
√3
𝑉𝑠
√3
 (2.11) 
 
 
2.3.1.2 Interruptores. 
 
 Es un dispositivo que permite la interrupción o restablecimiento de la continuidad en un 
circuito eléctrico, el proceso de interrupción se lleva a cabo cuando existe una separación 
entre sus contactos. 
 Los interruptores se clasifican de acuerdo a la tensión a la cual operan en: 
o Interruptores de potencia 
o Interruptores de baja tensión 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
36 
 
 A su vez los interruptores se clasifican con base al medio de extinción del arco eléctrico 
en: 
o Interruptores en aire 
o Interruptoresen vacío 
o Interruptores en aceite 
o Interruptores en gas 
 
o Interruptor en aire. 
 Estos interruptores son comúnmente empleados en instalaciones interiores, pero pueden 
ser empleados en instalaciones exteriores siempre y cuando sus controles y el mecanismo 
interruptor se instalen en casetas o instalaciones que los protejan de la intemperie. Su medio 
de interrupción es el aire entre sus contactos, por lo general operan a tensiones entre 24 kV 
a 34.5 kV. 
o Interruptor en vacío. 
 Este tipo de interruptores presenta una mayor ventaja ya que se pueden emplear en alta 
tensión y además son mucho más rápidos a la hora de llevar a cabo el proceso de 
interrupción y por consecuencia la extinción del arco eléctrico es más rápida; el tiempo de 
vida de sus contactos es mayor. 
o Interruptor en aceite. 
 Estos interruptores operan a tensiones entre 2.4 kV y 400kV, usados por lo regular en 
instalaciones de tipo exterior. Los contactos y el mecanismo de operación en este tipo de 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
37 
 
interruptores se encuentran sumergidos en un tanque con aceite dieléctrico que extingue el 
arco eléctrico cuando este opera. 
o Interruptor en gas. 
 Por lo general emplean como medio aislante el SF6, estos interruptores se utilizan 
normalmente en alta y extra alta tensión, la cámara donde se lleva a cabo la separación de 
los contactos se encuentra llenas con el gas inerte. 
 
2.3.1.3 Cuchillas desconectadoras. 
 
 Es el dispositivo utilizado para aislar equipos o seccionar circuitos eléctricos, funcionan 
con potencial, sin carga. 
 
2.3.1.4 Banco de baterías. 
 
 Las baterías tienen como función proporcionar alimentación al circuito de disparo, 
enviando la señal de disparo a través de los contactos de los relevadores a los interruptores. 
Preferentemente la alimentación al circuito de disparo debe ser de corriente directa, ya que 
la corriente alterna puede no ser de la adecuada magnitud durante el corto circuito. 
 
 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
38 
 
2.3.1.5 Relevadores. 
 
 Un relevador de protección, es un dispositivo que detectan las condiciones anormales de 
operación en un sistema. Estos equipos se pueden ser accionados por señales ya sean de 
corriente o tensión e incluso ambas, son ajustados para operar e indicar y así mismo aislar 
las condiciones de falla. 
 Un relevador de protección se compone de un elemento de operación y un conjunto de 
contactos. La señal de los dispositivos sensores es tomada por el elemento de operación, y 
esta proviene de los transformadores de instrumento como lo son transformadores de 
corriente o transformadores de potencial. 
 Cuando un relevador opera, puede funcionar sobre una señal o también complementar 
un circuito para que opere un interruptor, el cual es el encargado de desconectar la sección 
del sistema que se encuentra bajo falla. 
 
 Tipos de relevadores. 
Existen diferentes tipos de relevadores para protección eléctrica y se clasifican de acuerdo a 
su funcionamiento en: 
o Relevadores de tensión. 
o Relevadores de cociente. 
o Relevadores de producto (potencia). 
o Relevadores de frecuencia. 
o Relevadores diferenciales. 
o Relevadores térmicos. 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
39 
 
o Relevadores de presión. 
o Relevador direccional. 
o Relevador de sobrecorriente. 
 
o Relevadores de tensión. 
 Operan por la acción de la tensión a la cual están expuestos, son de sobretensión cuando 
operan debido a una tensión de magnitud superior al establecido y de baja tensión cuando 
operan debido a una tensión de menor magnitud al establecido. 
o Relevadores de cociente. 
 Estos actúan cuando el cociente de dos magnitudes eléctricas generalmente tensión y 
corriente alcanza un valor especificado. 
o Relevadores de producto (potencia). 
 Responde al producto de la magnitud de la tensión y la corriente por encima de un valor 
ajustado. 
o Relevadores de frecuencia. 
 Operan cuando el valor de la frecuencia en el sistema donde se encuentran varía en 
relación al valor especificado. 
o Relevadores diferenciales. 
 Opera cuando la diferencia entre dos o más corrientes excede un valor especificado. 
 
 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
40 
 
o Relevadores térmicos. 
 Opera cuando se presenta una temperatura por encima de un valor especificado en la 
zona del equipo a proteger. 
o Relevadores de presión. 
 Estos operan cuando se produce un cambio brusco en la presión de un fluido o gas. 
o Relevador direccional. 
 Este relevador es en sí un relevador de sobrecorriente, solo que se hace direccional 
debido a que responde a una dirección determinada de la potencia de corto circuito. El 
relevador opera cuando la corriente rebasa el valor establecido y la dirección en que fluye 
la potencia coincide con la correspondiente a un corto circuito dentro de la zona que este 
protege. El relevador direccional es muy útil ya que nos permite conocer de qué fuente 
proviene la falla detectada. 
 Estos son muy necesarios para proteger las redes con doble alimentación o en anillo, ya 
que la protección en estos casos debe ser sensible no solamente a la corriente sino también 
a la dirección de esta corriente para garantizar la selectividad del esquema de protección. 
 Existe dos tipos de relevadores direccionales: los conocidos como relevadores 
direccionales de sobrecorriente o de comparación de fase (67) y los relevadores 
direccionales de potencia (32). 
o Relevadores de sobrecorriente. 
 Este relevador está diseñado para operar cuando existe un flujo de corriente superior al 
valor establecido en alguna parte de un sistema eléctrico. 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
41 
 
 El diseño de los relevadores de sobrecorriente no permite que estos sean selectivos por 
sí mismos, ya que estos no detectan únicamente las fallas del equipo bajo protección sino 
también lo hace para los equipos aledaños a este. 
 La selectividad de un relevador de sobrecorriente se obtiene ajustando la sensibilidad o 
el tiempo de operación, o en su caso ambas condiciones. Un relevador de sobrecorriente 
opera con una alimentación comúnmente en corriente directa y a una tensión entre 50V a 
150V. 
 De acuerdo con los tiempos de operación también se les puede clasificar de dos 
maneras: 
o Relevadores de sobrecorriente instantáneo (50) 
o Relevadores de tiempo (51) 
 
o Relevadores de sobrecorriente instantáneo (50). 
 El relevador de sobrecorriente instantáneo opera sin retraso deliberado, cuando la 
magnitud de corriente sobrepasa el valor para el cual se ajustó el relevador. Los rangos de 
tiempo que tarda en operar este relevador son de 0.016 seg y 0.10 seg. 
 El relevador de sobrecorriente instantáneo como su nombre lo indica opera de manera 
instantánea para valores excesivos de corriente, además indica la falla en el equipo o 
circuito bajo protección. El tiempo de operación es aproximadamente de 0.05 segundos (3 
ciclos). 
 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
42 
 
o Relevadores de sobrecorriente de tiempo (51). 
 El relevador de sobrecorriente de tiempo, su característica esencial es que el tiempo de 
operación varía en forma inversa con la corriente que circula por el relevador, es decir entre 
mayor sea la magnitud de corriente, mucho menor será el tiempo de operación del 
relevador. 
 Este relevador es el más usado por su simplicidad en el diseño y su confiabilidad. Su 
característica de tiempo definido e inverso, actúa cuando la corriente en el circuito 
sobrepasa la magnitud establecida. Consecuentemente de acuerdo a la característica 
inversa, a mayor corriente, menor tiempo. 
 Y por las características de tiempo y corriente estos pueden ser:o De tiempo definido. 
o De tiempo inverso. 
o De tiempo muy inverso. 
o De tiempo extremadamente inverso. 
 
o De tiempo definido. 
 Estos relevadores se aplican donde no existe la necesidad de coordinarlos con otros 
dispositivos y que la corriente de falla no presente variaciones entre la condición máxima y 
mínima, o bien entre una falla local o un bus alejado. 
 
 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
43 
 
o De tiempo inverso. 
 Estos relevadores se aplican en instalaciones eléctricas donde existen cambios en la 
potencia suministrada o cambios en los elementos de la red debidos a la conexión y 
desconexión de elementos, lo cual provoca que exista una variación en la corriente de falla. 
o De tiempo muy inverso. 
 Estos relevadores se utilizan en instalaciones eléctricas donde se requiere coordinarlos 
con otros equipos de protección como fusibles y donde para pequeñas fallas existen 
variaciones de corriente y por consecuencia el tiempo de interrupción es pequeño. 
o De tiempo extremadamente inverso. 
 Estos relevadores son los más recomendables para la protección de redes de distribución 
ya que permiten su coordinación con fusibles y restauradores en el mismo circuito. 
 Dependiendo de su construcción los relevadores de sobrecorriente también se pueden 
clasificar en: 
o Relevadores electromecánicos 
o Relevadores estáticos 
o Relevadores digitales o microprocesados 
 
o Relevadores electromecánicos. 
 Estos relevadores se encuentran clasificados de acuerdo con el principio de 
funcionamiento bajo el cual operan en: 
o Atracción electromagnética 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
44 
 
 
o Inducción electromagnética 
 
o Relevador de atracción electromagnética. 
 Estos se emplean en la construcción de relevadores de sobrecorriente instantáneos. 
Habitualmente está conformado por un electroimán en la cual su bobina se alimenta a 
través de un TC. El embolo se construye de material ferromagnético, el cual es se atrae por 
el flujo que existe en el entrehierro o mantenido estáticamente por la acción de un resorte o 
simplemente por la gravedad. En la Figura 2.2 se muestra un ejemplo de este tipo de 
relevadores. 
 
Figura 2.2 Relevadores de atracción electromagnética, obtenida del Manual de 
Procedimientos para la Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente en Sistemas de 
Distribución de CFE(1997). 
 
 De acuerdo con el manual de procedimientos para la coordinación de protecciones de 
sobrecorriente en sistemas de distribución de CFE (1997) la fuerza de atracción del 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
45 
 
elemento móvil, es proporcional al cuadrado del flujo en el entrehierro. La fuerza actuante 
total puede expresarse por la siguiente ecuación. 
𝐹 = 𝐾1𝐼
2 − 𝐾2 (2.12) 
En donde: 
F= Fuerza neta (operación) 
K1=Constante de conversión de la fuerza 
I
2
= Valor eficaz de la corriente al cuadrado 
K2= Fuerza de retención (reposición) 
 El contacto normalmente abierto que cierra cuando opera (pick up) el relevador se 
utiliza para controlar la apertura o disparo de interruptores, en los relevadores de 
sobrecorriente instantáneo (50) estos tiene un tornillo en la parte superior que sirve para 
ajustar la separación del entrehierro y así modificar la fuerza actuante. 
o Relevador de inducción electromagnética. 
 Este relevador es básicamente un motor de inducción de fase auxiliar con contactos. La 
fuerza actuante se despliega en el elemento móvil, el cual tiene la forma de un disco hecho 
de material no magnético pero que conduce la corriente, debido a la interacción que ocurre 
en el rotor entre las corrientes parasitas y los flujos electromagnéticos. 
 El contacto fijo se encuentra situado en el armazón del relevador, mientras que el 
contacto móvil se encuentra en la flecha del rotor. La separación entre los contactos se 
puede ajustar mediante la palanca o dial, variando la distancia es como se varía el tiempo 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
46 
 
de operación en este tipo de relevadores. La Figura 2.3 muestra el mecanismo de este tipo 
de relevadores: 
 
Figura 2.3 Relevador de inducción electromagnética, obtenida del Manual 
de Procedimientos para la Coordinación de Protecciones de 
Sobrecorriente en Sistemas de Distribución de CFE (1997). 
 
 En la flecha de este relevador se encuentra fijado un resorte en forma de espiral y una 
parte estática, la cual proporciona un par de reposición o antagónico al disco. Cuando este 
par es levemente menor al par que se produce debida a la corriente que energiza al 
relevador, el disco arranca. Esta corriente se le conoce como pick up del relevador y se 
expresa en amperes. 
 Estos relevadores cuentan con un rango de derivaciones o mejor conocido como Tap de 
la bobina de corriente que se encuentra conectada al TC. 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
47 
 
 El Tap del relevador se selecciona mediante un tornillo, y el valor que simboliza ese Tap 
es la corriente mínima de operación. Es otras palabras representa la corriente secundaria 
que se necesita para operar el relevador. 
 Como forma de protección al circuito secundario del TC y prevenir la saturación de 
este debido a la circulación de corrientes superiores a la nominal secundaria, se recomienda 
que el ajuste no se haga en un Tap superior a 5 amperes. 
 La posición de la palanca del relevador ajusta la separación entre los contactos fijo y 
móvil, y permite formar una gama de curvas tiempo-corriente similares. 
 Las gráficas de tiempo y corriente son grupos de curvas proporcionadas por el fabricante 
del relevador, estas indican los tiempos de operación para cada posición del dial o palanca, 
cuando la corriente es referida a un múltiplo del Tap en que se encuentra la palanca. 
 El múltiplo del Tap puede ser calculado empleando la siguiente expresión: 
𝑀𝑇𝑎𝑝 =
𝐼𝐶𝐶
𝑇𝑎𝑝∗𝐾𝑇𝐶⁡
 (2.13) 
 En donde: 
ICC= Corriente primaria o de falla en amperes 
KTC= Relación de transformación de corrientes del TC 
Tap= Derivación de ajuste de corriente del relevador en amperes. 
 
 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
48 
 
o Relevadores estáticos. 
 Estos relevadores tienen funciones semejantes a los electromecánicos, estos carecen de 
partes móviles pero a pesar de esta característica su ajuste y operación son parecidas a los 
relevadores electromecánicos. 
o Relevadores microprocesados. 
 Estos relevadores son trifásicos y cuentan con un solo módulo, además de estar 
contenidos en unidades de fase y neutro y fijados en los tableros de control, medición y 
protección. En la Figura 2.4 se muestran los elementos de un relevador microprocesado: 
 
Figura 2.4 Relevador digital de sobrecorriente, obtenida del Manual de Procedimientos 
para la Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente en Sistemas de Distribución de 
CFE (1997). 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
49 
 
 Las curvas de operación de estos relevadores son seleccionables y se rigen mediante 
ecuaciones matemáticas, además han sido estandarizadas en la norma ANSI C57.11 
 La Figura 2.5 muestra las curvas específicas de los relevadores de sobrecorriente 
microprocesados: 
 
Figura 4.5 Curvas características de relevadores de sobrecorriente microprocesados, 
obtenida del Manual de Procedimientos para la Coordinación de Protecciones de 
Sobrecorriente en Sistemas de Distribución de CFE (1997). 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
50 
 
 Estas curvas responden a las ecuaciones matemáticas siguientes, las cuales determinan 
el tiempo de operación bajo condiciones de sobrecorriente: 
 Curva inversa: 
 𝑡 =
0.14
𝐼0.02−1
∗ 𝐾 (2.14) 
 Curva muy inversa: 
 𝑡 =
13.5
𝐼−1
∗ 𝐾 (2.15)Curva extremadamente inversa: 
𝑡 =
80
𝐼2−1
∗ 𝐾 (2.16) 
En donde: 
K= Palanca expresada en valor decimal 
I= Múltiplo de la corriente mínima de operación 
 
2.3.1.6 Características funcionales de la protección por relevadores. 
 
 Confiabilidad 
 Uno de los criterios para la protección es su fiabilidad, es decir, su seguridad de 
funcionamiento. La protección debe responder con seguridad y efectividad ante cualquier 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
51 
 
situación que se produzca. La seguridad debe estar siempre mantenida aun para las 
condiciones más extremas, con excesivos valores de corrientes de corto circuito. 
 Rapidez 
 Este criterio se refiere a la velocidad con que es interrumpida la parte afectada de un 
sistema eléctrico ante alguna falla. Tras haber sido detectada, una falla debe ser despejada 
lo más rápidamente posible. Si la protección tarda demasiado tiempo en actuar y librar la 
falla, los conductores y aparatos sufrirán un calentamiento excesivo destruyendo así, sus 
aislamientos e incluso hasta el equipo mismo. Las destrucciones son proporcionales a la 
duración de la falla por lo que se requiere una protección eficiente y lo más rápida posible. 
 Simplicidad 
 El uso en menor cantidad de equipo y conexión del mismo es fundamental para que el 
sistema de protecciones opere de manera funcional, cabe mencionar que un esquema de 
protección en un sistema eléctrico debe evitar ser demasiado complejo evitando así riesgos 
a la hora de su funcionamiento y facilitando posibles cambios o modificaciones a futuro. 
 Selectividad 
 Cuando la falla es detectada, la protección debe ser capaz de distinguir si la misma falla 
se ha producido dentro o fuera de su área de monitoreo y dar orden de operar los 
interruptores correspondientes al área donde se encuentra la falla. Si la falla se ha 
producido dentro del área vigilada por la protección ésta debe dar la orden de abrir los 
interruptores que aíslen el circuito en falla. Si, por el contrario, la falla se ha producido 
fuera de su área de vigilancia, la protección debe dejar que sean otras protecciones las que 
actúen para despejarla, ya que su actuación en caso de no ser necesaria dejaría fuera de 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
52 
 
servicio un número de circuitos más elevado que el estrictamente necesario para aislar la 
falla y, consecuentemente, implicaría un innecesario debilitamiento del sistema. 
 Economía 
 La instalación de una protección debe estar justificada tanto por motivos técnicos como 
económicos. La protección de un sistema es importante, pero es más importante impedir 
que los efectos de la falla alcancen a los equipos que alimentan o suministran la energía 
eléctrica y evitar que queden fuera de servicio. El sistema de protección es una pieza clave 
de cualquier sistema eléctrico de potencia ya que permite: 
o Impedir que la falla se avance a otros puntos del sistema y alcance a otros equipos e 
instalaciones provocando pérdida de calidad y continuidad del servicio. 
o Disminuir los gastos por reparaciones debidos a daños causados por falla. 
o Reducir los lapsos de tiempo en que se encuentran fuera de servicio de equipos e 
instalaciones. 
 Es por esto que el criterio económico no debe despreciarse o restringirse solo al 
elemento directamente bajo protección, sino que también debe considerar las posibles 
consecuencias que existirían ante una falla o funcionamiento erróneo de los sistemas de 
protección. 
 
 
 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
53 
 
2.4 Esquemas de protección de transformadores de potencia. 
 
 El transformador es el componente más importante dentro de una subestación, ya que es 
el encargado de transformar los niveles de tensión a sus valores requeridos y también tiene 
gran relevancia debido a que es el equipo de mayor costo. Por estas razones es 
indispensable que el transformador cuente con un sistema de protección eficiente para 
evitar en lo posible que exista una falla que deje fuera de operación este equipo. 
 De acuerdo con la norma CFE-G0000-62 los esquemas de protección se clasifican de la 
siguiente forma: 
o Transformadores de potencia de dos devanados de 1 a menos de 7.5 MVA. 
o Transformadores de potencia de dos devanados ≥7.5 MVA. 
o Transformadores de potencia de tres devanados ≥10 MVA. 
o Autotransformadores ≥10 MVA. 
o Reactores monofásicos con reactor de Neutro ≥5 MVA. 
o Reactores trifásicos <5 MVA. 
 
2.4.1 Esquema de protección para un transformador de potencia de 85/23 kV, 30 
MVA de dos devanados en conexión Δ-Y. 
 
 La distribución de energía eléctrica emplea bancos de potencia conformados por 
trasformadores trifásicos de dos devanados cuya relación de transformación es de 85/23 
kV, una potencia de 30 MVA y su conexión es Δ-Y. El esquema de protección normalizado 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
54 
 
para este tipo de bancos se integra por protecciones primarias y protecciones de respaldo 
como se muestra en la Figura 2.6. 
 El esquema de protección primaria se integra por los siguientes relevadores: 
o Relevador de presión de gas (63). 
o Relevador térmico de sobrecarga (49T) 
o Relevador diferencial (87T) 
El esquema de protección de respaldo se integra por los siguientes relevadores: 
o Relevador de sobrecorriente instantáneo (50) 
o Relevador de sobrecorriente instantáneo (50N) 
o Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51) 
o Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51N) 
o Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51T) 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
55 
 
 
Figura 2.6 Esquema de protecciones para un transformador de 30 MVA con dos 
devanados en conexión delta-estrella. Obtenida de la norma CFE-G000-62. 
 
2.4.2 Criterios para el ajuste de las protecciones de sobrecorriente del transformador. 
 
 Para el ajuste de las protecciones de sobrecorriente del transformador es necesario 
contar con la curva de daño de transformador establecida en la norma ANSI/IEEE C57-
109-1993, ya que esta nos brinda un límite de seguridad a partir de los cuales se establecen 
los lineamientos para el ajuste de las protecciones. 
 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
56 
 
2.4.2.1 Protección de sobrecorriente de fase en alta tensión. 
 
 Las protecciones de sobrecorriente de fase (50/51) del transformador en alta tensión 
deben cumplir la función de protegerlo contra fallas externas, ya que estas pueden causar 
daños graves al transformador si no son libradas rápidamente debido a que causan 
esfuerzos mecánicos y térmicos muy severos, ante esto, la protección debe actuar y librar al 
transformador en un lapso de tiempo alrededor de 1 segundo. 
 En este caso se utilizan relevadores de sobrecorriente de fase (50/51), para los cuales se 
recomienda ajustar contra una sobrecarga del 150% de su capacidad para equipos con 
enfriamiento OA/FA. 
 Estas protecciones deben considerar la corriente de magnetización (corriente inrush) que 
se presentan a la hora de energizar un transformador, para lo cual las protecciones no deben 
operar cuando esta corriente se presenta. 
 Criterio para ajuste de relevadores de sobrecorriente instantáneo de fase (50) 
en alta tensión. 
 Esta protección debe operar de una forma instantánea cuando se presenten fallas 
trifásicas o bifásicas dentro del transformador, hasta el 50% del devanado primario; por lo 
contrario, no debe operar ante fallas trifásicas en el devanado secundario, en la barra de 23 
kV o en cualquier punto del alimentador. 
 
 Estudio de corto circuito y sistemas de protección. 
57 
 
 Selección de la corriente de arranque de las protecciones instantáneas de fase 
(50) 
 Estos elementos se ajustan considerando un valor de corriente cuando ocurre una falla