UPS-CT001693

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UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA 
SEDE CUENCA 
FACULTAD DE INGENIERÍAS 
CARRERA: INGENIERÍA ELÉCTRICA 
Tesis previa a la obtención del Título de: 
Ingeniero Eléctrico 
 
TEMA: 
“ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN 
ALTA Y MEDIA TENSIÓN EN LA SUBESTACIÓN “MACHALA” 
PROPIEDAD DE LA CORPORACIÓN NACIONAL DE 
ELECTRICIDAD S.A. - REGIONAL EL ORO” 
 
AUTOR: 
EDIXON STALIN ARCE LAZO 
 
DIRECTOR: 
ING. JAIME SANCHEZ 
 
Cuenca – Febrero de 2010 
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Los conceptos, análisis realizados y las conclusiones de la presente tesis, son de 
exclusiva responsabilidad del autor. 
 
 
Cuenca, Febrero 21 del 2010 
 
 
 
 
_____________________________ 
EDIXON STALIN ARCE LAZO. 
 
 
 
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Certifico que la presente tesis fue realizada en su totalidad por el señor Edixon 
Stalin Arce Lazo. 
 
 
 
 
 
 
___________________________ 
Ing. Jaime Sánchez. 
Director de Tesis 
 
 
 
 
 
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AGRADECIMIENTO 
 
A Dios, creador de todo lo bello y grandioso que conocemos, el 
cual bendice nuestro camino y guía nuestros pasos, llevándonos 
siempre por la senda del bien y de la justicia. 
 
Quiero expresar un sincero agradecimiento para con todas las 
personas que de una u otra forma colaboraron en la ejecución de 
este trabajo final tan esperado en mi carrera universitaria, en 
especial a nuestro director de tesis Ingeniero Jaime Sánchez, quien 
estuvo presente siempre asesorándonos de tal forma que el presente 
proyecto sea realizado de la mejor manera, a nuestros tutores por 
parte de CNEL EL ORO S.A., los Ingenieros Sergio Zambrano y 
Jorge Moscoso los cuales fueron los partícipes principales de este 
trabajo, los mismos que compartieron sus conocimientos, 
anécdotas y experiencia laboral, me brindaron algo más 
importante, su amistad. 
 
A todos los docentes de la Universidad Politécnica Salesiana, los 
cuales nos impartieron sus conocimientos en el día a día que 
representa la vida universitaria, conocimientos valiosos para poder 
crecer como profesionales y más aún, como seres humanos; a 
nuestros compañeros, que luego se convirtieron en grandes amigos 
y con los que vivimos momentos de alegría y también de tristeza, y 
de los cuáles siempre nos llevaremos el mejor de los recuerdos, 
pues de alguna manera se convirtieron en artífices para la 
consecución de todos nuestros propósitos. 
 
 
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DEDICATORIA 
 
Gracias a Dios, a mis padres Narcisa Lazo y Benjamín Arce, 
amigos y concejeros de toda la vida, siempre me guiaron por el 
camino del bien y me enseñaron que con entrega y sacrificio se 
puede alcanzar las metas tan anheladas, con la bendición de Dios 
todo poderoso me supieron brindar su confianza, apoyo, me 
brindaron algo más importante, su amistad. 
 
A mis hermanos Irwin y Raúl, amigos de toda la vida, que de una u 
otra manera supieron apoyar en esta vida estudiantil, porque si no 
fuera por el amor de ellos no estaría culminando esta etapa muy 
importante en mi vida. 
 
A toda mi familia, que siempre me estuvo apoyando y brindando los 
concejos necesarios para llegar al sueño tan esperado. Gracias 
Leonor Pauta, Luis Lazo, Lourdes Lazo, Rocio Lazo, Mauricio 
Noblecilla, Luis Orlando Lazo, Darwin Lazo, Luz García, Digna 
Arce, Pedro Arce Mirian Arce, Cesar García. Gracias William 
Torres amigo de toda la vida. Gracias Katherine por el apoyo 
brindado en los momentos más difíciles de mi vida, porque el amor 
que te tengo sobrepasa cualquier barrera, siempre juntos hasta el 
final. Gracias a todos los creyeron en mi y gracias para los que no 
creyeron. 
 
Gracias Dios todo poderoso, porque sin tu ayuda no sería posible 
la realización de este proyecto de tesis, Gracias 
 
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ÍNDICE GENERAL 
CAPITULO I: MARCO TEÓRICO 
 
1.1 Generalidades……………………………………………………….……….-2- 
1.1.1 Definición……………………………………………….....................-2- 
 1.1.2 Objetivos y Principios de Coordinación……………………………….-2- 
 1.1.3 Dispositivos de Protección…………………………………………….-4- 
1.1.3.1 Fusibles………………………………………..…………………-4- 
1.1.3.2 Reconectadores………………………………………….……….-7- 
 1.1.3.3 Relés de Sobrecorriente…………..…………………………….-11- 
 1.1.3.4 Relés Diferencial………………………..……...………...…….-14- 
 
1.2 Tipos de Coordinación………………………………………...…………...-15- 
1.2.1 Coordinación de Sobrecorriente………………………...………….-15- 
1.2.1.1 Coordinación Fusible – Fusible…………………………..……-15- 
 1.2.1.2 Fusible – Reconectador……………………..……….…………-15- 
 1.2.1.3 Relé – Fusible………………………………………...…...……-20- 
 1.2.1.4 Relé – Reconectador…………………………….………..…….-21 
 1.2.1.5 Relé – Relé………………….……………..………...….……...-22- 
 
1.3. Coordinación diferencial…………………………………………………..-23- 
 
CAPITULO II: SITUACIÓN ACTUAL DE LA COORDINACIÓN 
EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 
 
2.1 Topología de las redes de distribución………………………...…………...-26- 
 
 
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 2.1.1 Obtención de datos en los transformadores de subtransmisión y media 
tensión en esta subestación…………………………………………………-26- 
 2.1.2 Determinación de los parámetros de las líneas de distribución…....…-37- 
 2.1.3 Análisis y corrida de flujos en los alimentadores………………….…-43- 
 
2.2 Estado actual del Sistema de Protección………………………...……..…..-44- 
 2.2.1 Detalles de los Equipos de Protección…………………….………...-44- 
 2.2.2 Análisis de la información obtenidas de los Sistemas de Protección..-53- 
 
CAPITULO III: ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE 
PROTECCIONES 
 
3.1 Obtención de datos del Software y Registro de Información……...…...…-121- 
 3.1.1 Parámetros Requeridos para el análisis………………………….…-121- 
 3.1.2 Curvas y Parámetros de los equipos de protección……..……….…-130- 
 3.1.3 Generalidades y modo de operación del software…………….……-132- 
 3.1.4 Alcance y efectividad de resultados obtenidos con el software…....-133- 
 
3.2 Estudio de Flujos de Potencia………………………………….....….…...-133- 
 3.2.1 Distribución de la Carga…………………………………….…...…-133- 
 3.2.2 Determinación de la corriente de carga……………………….…....-136- 
 
3.3 Estudio de cortocircuito…………………………………………...…...….-140- 
 3.3.1 Tipos de fallas…………………………...…………………...…......-140- 
 3.3.2 Determinación de las corrientes de falla…………….……...…..….-144- 
 
3.4 Coordinación de Protecciones de sobrecorriente……………..….…..…...-148- 
 
 
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 3.4.1 Identificación de los equipos de protección existentes……….….…-148- 
 3.4.2 Determinación de los ajustes en base de la filosofía establecida…..-149- 
 
3.5 Coordinación de Protecciones Diferencial……………..…………..……..-278- 
 3.5.1 Identificación de los equipos de medición existente…………..…...-278- 
 3.5.2 Determinación de los ajustes del equipo.............................…….....-282- 
 
CAPITULO IV: ESTUDIO ECONÓMICO 
 
4.1 Estudio de costos del proyecto de coordinación………………..….……..-292- 
4.2 Estudio de la rentabilidad económica obtenida por CNEL El Oro S. A...-302- 
 
CAPITULO V: CONCLUSINES Y RECOMENDACIONES 
 
Recomendaciones………………………………..………………..……...…...-319- 
Conclusiones………………………………..…………………………......….-322- 
Bibliografía……………………………………………………………………-325- 
Anexos………………………………………………………………….….….-327- 
 
 
 
 
 
 
 
 
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CAPITULO I 
 
Marco Teórico 
 
 
 
En este capítulo se pretende realizar una revisión teórica de los 
aspectos involucrados en el desarrollo de la tesis. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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1.1 Generalidades 
1.1.1 Definición 
A medida que el tiempo pasa se desarrollan diferentes dispositivos de 
protecciones de sobrecorriente, teniendo en cuenta el factor económico que dicta 
la necesidad de cada uno de estos dispositivos de protección en serie. Cuando 
aumentan las distancias dela subestación, los dispositivos de protección a 
utilizarse son menos costosos y menos sofisticados. El correcto estudio de la 
aplicación de estas filosofías y los dispositivos de protección se conoce con el 
nombre “coordinación”
1
.De acuerdo con esta definición, cuando se aplican en un 
sistema dos o más dispositivos de protección, el dispositivo más cercano a la falla 
(en el lado de alimentación de la falla) es el dispositivo “principal”. El 
dispositivo adyacente a la alimentación es el de “respaldo”. 
 1.1.2 Objetivos y Principios de Coordinación. 
GENERAL: 
Realizar un Estudio de Coordinación de Protecciones de sobrecorriente en los 
alimentadores a nivel de media tensión, protección diferencial y sobrecorriente de 
los transformadores de Potencia, de la subestación “Machala” propiedad de 
CNEL S.A. Regional El Oro. 
ESPECÍFICOS: 
o Recopilación de información, de la topología de las redes y equipos 
eléctricos, curvas de equipos de protección, curvas de daño, etc. 
 
o Determinación de los parámetros requeridos para el análisis 
técnico, esto es, resistencias y reactancias de los componentes de 
secuencia. 
 
 
1
 ZAMBRANO Sergio, MONTALVO Mauricio; “Coordinación Gráfica de Protecciones de 
sobrecorriente en sistemas radiales”; Tesis de grado de Ingeniería Eléctrica; Universidad de 
Cuenca; 2001. 
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 Modelación de redes, distribución de la carga, estudios de flujos de 
potencia y cortocircuito empleando programas computacionales 
disponibles en la Empresa. 
 Obtener un estudio técnico económico de los cambios a efectuar a dichos 
equipos de protección. 
Los principios comunes de coordinación para cualquier dispositivo de protección 
de sobrecorriente están basados en reglas generales, las cuales se detallan a 
continuación. 
 El equipo de protección no debe actuar con la corriente máxima de carga 
actual, ni con la proyectada adecuadamente hacia el futuro más una 
sobrecarga. 
 La protección principal debe eliminar una falla permanente o temporal 
antes de que la protección de respaldo inicie su proceso de interrupción 
(como en el caso de un elemento fusible) y opere hasta apertura definitiva 
(como en el caso de un reconectador). De cumplirse con este criterio, la 
protección de respaldo cubrirá a la protección principal en caso de que esta 
fallara en su actuación. 
 El tiempo acumulado de permanencia de la falla debe ser menor que el 
tiempo de recocido de los conductores y de las curvas térmicas de los 
equipos. 
 El equipo debe soportar, abrir y cerrar la corriente de falla máxima del 
sistema al que se encuentre conectado. 
 
La protección principal debe detectar y actuar para la corriente de falla mínima en 
la zona a proteger (punto extremo) contemplando la protección de respaldo, El 
valor de esta corriente depende de la impedancia de la línea, resistencia de falla y 
tierra, exclusivamente de la impedancia de 
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 secuencia positiva y cero al inicio del alimentador. Estos valores de 
impedancia son dados por el CENACE los mismos que son analizados y 
simulados, obteniendo nuevos valores para cada uno de las subestaciones 
existentes en la CNEL S.A. – Regional El Oro. 
 Las interrupciones de servicio, causadas por fallas permanentes deben ser 
restringidas a una sección lo más pequeña posible del sistema por el 
tiempo más corto posible. 
 Debe detectar y actuar coordinadamente, tanto para fallas con máxima 
generación como con mínima generación. 
 
1.1.3 Dispositivos de Protección 
 1.1.3.1 Fusibles 
Se puede decir que es uno de los dispositivos de protección más utilizado y 
confiable dentro del sistema de protección. Realizan diferentes funciones como: 
 Sentir cualquier subida de corriente en el sistema protegido. 
 Interrumpir sobrecorrientes. 
 Soportar voltajes transitorios de recuperación para no permitir reignición 
(extinción controlada del arco). 
 
Cuando por el fusible circula una sobrecorriente, el intervalo de tiempo desde que 
se detecta, hasta que empieza a fundirse se denomina “tiempo mínimo de fusión”; 
y el intervalo de tiempo que termina en fundirse todo el fusible se denomina 
“tiempo máximo de despeje”. La principal limitación de un fusible es, siempre 
que es sometido a una corriente superior a su mínima corriente de fusión, se funde 
y queda sin servicio la parte del sistema más allá de éste, esta interrupción se da 
hasta que un técnico llegue y analice el tipo de falla y reponga dicho fusible. 
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Figura 1.1. Porta fusible Tipo L (intercambiable) fuente (COOPER-KEARNEY). 
 
Existen diferentes subdivisiones de los tipos de fusibles según la norma ANSI 
C37.42. Mencionaremos una descripción de cada uno de ellos. 
 Fusible tipo K: Conducen hasta 150% de su In sin daños (relación de 
velocidades 6 a 8). 
 Fusibles Tipo T: Más lentos que los K (relación de velocidad 10 a 13). 
 Fusible tipo Std: Intermedia entre los K y T; son permisivos a las 
fluctuaciones de corriente (relación de velocidad 7 a 11). 
 Fusible Tipo H: Conducen hasta el 100% de su In sin daño; tienen 
característica de fusión muy rápida (relación de velocidad 7 a 11). 
 Fusible Tipo N: Conducen hasta el 100% de su In sin daños. Son más 
rápidos aún que los H. 
 Fusible Tipo X: Provistos de un elemento dual; son permisivos a las 
fluctuaciones de la corriente (relación de velocidad 32). 
 Fusible Tipo Sft: Provisto de elemento dual; no actúan ante fallas 
temporarias en transformadores. 
 Fusibles Tipo MS o KS: Respuesta ultra lenta y mayor permisividad de 
corriente que los T; bueno como protección de línea (relación de velocidad 
20). 
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 Fusibles Tipo MN241 AYEE: Conducen hasta el 130% de su In sin 
daños; poseen un resorte extractor necesario en los seccionadores MN241 
AYEE. 
 
 Fusibles tipo DUAL: Son fusibles extra lentos, cuya relación de velocidad 
es de 13 y 20 (para 0.4 y 21 amperios, respectivamente). 
 
En siguiente grafico mostraremos diferentes tira fusibles los cuales conocemos 
comúnmente, existen tira fusibles de diferentes marcas entre las más comunes 
están Change, ABB, Cooper etc. A continuación se muestra la gráfica de algunos 
tira fusibles según el tipo de amperaje. 
 
 
Figura 1.2. Tira fusibles utilizados en media tensión 
 
Un fusible de Tipo K, se comporta de forma diferente de un fusible de tipo T o de 
cualquier tipo. Dentro de un mismo tipo de fusibles existe una subdivisión que los 
diferencia en valores de amperios utilizados para una correcta coordinación de 
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protecciones por lo cual se recomienda utilizar fusibles del mismo tipo y 
subdivisión. 
 
De manera que el fabricante garantiza que un fusible de 10 A se fundirá antes que 
uno de 15 A, uno de 20 A se fundirá antes que uno de 25 A, y así sucesivamente 
hasta llegar al fusible de mayor valor en amperios, si estos son del mismo tipo y 
sub división, lo que no garantiza el fabricante que un fusible de 8 A no preferido 
se funda antes que uno de 10 A preferido, o que uno de 10 A preferido se funda 
antes que uno de 12 no preferido. Cabe añadir que cada fusible tiene diferentes 
curvas según su valor de interrupción, la curva viene dada en amperios- segundos. 
En la siguiente gráfica mostraremos curvas de tira fusibles de diferentes valores 
en amperios. 
 
 
Figura 1.3. Curvas de fusibles de diferentes valores de corriente. 
Fuente (SYNERGEE ELECTRICAL 3.8). 
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1.1.3.2 Reconectadores 
 
Los reconectadores son dispositivos automáticos de recierre de un circuito 
cuando se produce una falla temporal en el mismo. Son diseñados para soportar 
corrientes de cortocircuito, también poseen un sistema de control capaz de medir 
la corriente de línea que están protegiendo; en caso que se produzca una falla 
abren o cierran el circuito en una secuencia predeterminada.Si la falla persiste 
después de ejecutada la secuencia de apertura y cierre, el reconectador se encarga 
de aislar el resto del sistema. 
 
Los reconectadores se clasifican de acuerdo a la técnica de extinción del arco 
utilizado, existen los de vacío y los de aceite mineral y al tipo de control que 
utilizan para ejecutar la secuencia de recierre, la inteligencia o control puede ser 
hidráulico ó electrónico. Las características principales del reconectador son las 
siguientes: 
 
Corriente de interrupción: Es la máxima corriente simétrica RMS que el 
reconectador puede interrumpir. 
 
Ciclo de trabajo: El ciclo de trabajo del reconectador es la secuencia de 
operación que el equipo utiliza para despejar una falla y sobre la cual se determina 
el tiempo de vida útil del equipo según la corriente de interrupción. 
 
Corriente nominal: Es la corriente continua a 60 Hz que el equipo puede 
soportar por un tiempo indefinido. Los reconectadores con control electrónico 
vienen provistos de bobinas de 560 A ó 1120 A, según las cantidades de potencia 
manejadas por el sistema. Los reconectadores con control hidráulico tienen 
bobinas en serie con el circuito bajo supervisión, los cuales están en un rango de 
25 hasta 560 A. 
 
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 Tensión de servicio: Es el voltaje nominal de operación del 
reconectador, generalmente, el reconectador está diseñado para 
soportar voltajes superiores a los voltajes de línea del sistema. Por 
ejemplo, para un sistema de distribución a 13.8 KV, la clase de voltaje 
de un reconectador es de 15.5 KV. 
Los reconectadores tienen diversas curvas de tiempo inverso, lo que permite 
escoger la adecuada para cualquier caso de coordinación, estas curvas se 
denominan “lentas”, mientras que la operación de apertura instantánea también 
posee curvas, denominadas curvas “rápidas”. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.4. Curva de un reconectador Cooper Form 4. Fuente (SYNERGEE ELECTRICAL 3.8.) 
 
La secuencia de operación es un parámetro que se puede manejar, generalmente la 
secuencia se compone de cuatro operaciones, entendiéndose cada operación como 
una apertura del circuito. La rapidez de cada operación (apertura) la podemos 
ajustar estableciendo en el reconectador qué curva domina la primera apertura, la 
segunda, la tercera y la cuarta. La secuencia o ciclo estándar de trabajo para un 
reconectador se muestra en la figura 1.5, el recierre del circuito después de una 
apertura demora dos segundos en equipos con control hidráulico, y para equipos 
con control electrónico este tiempo es ajustable. La figura 1.6 se muestra la 
secuencia de operación del reconectador ante una falla en el circuito que 
supervisa. 
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Figura 1.5. Ciclo de trabajo de un reconectador 
2 
 
 
Figura 1.6. Secuencia completa de operación de un reconectador 
2 
 
Además los reconectadores poseen curvas que pueden ser usadas para el caso de 
coordinación de un reconectador con cualquier equipo de protección, los 
reconectadores pueden ser trifásicos o monofásicos dependiendo de las redes de 
distribución existentes en el sistema de distribución. 
ESTADO INICIAL 
CONTACTOS 
CERRADOS 
APERTURA INSTANTANEA 
DE CONTACTOS 
CIERRE Y APERTURA DE 
CONTACTOS 
CIERRE Y APERTURA 
DE CONTACTOS 
CIERRE Y APERTURA DE 
CONTACTOS 
ESTADO FINAL 
CONTACTOS ABIERTOS 
Sin retardo 
intencional 
retardo 2 seg. 
Sin retardo 
intencional 
retardo 2 seg 
retardo 2 seg. 
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Figura 1.7. Curvas de un reconectador 
Fuente (TCC simulador Cooper) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.8. Reconectador Trifásico fuente (Ing. Sergio Zambrano CNEL EL ORO 
SF 6
2
) 
 1.1.3.3 Relés de Sobrecorriente 
Este dispositivo de protección es uno de los más simples y muy altamente 
utilizado, especialmente en alimentadores radiales de distribución (10 a 25 KV) y 
transformadores de poca potencia hasta 4 MVA. Se usa como protección de 
respaldo en equipos más importantes dentro de un sistema eléctrico de potencia, 
 
2
 LEÓN Andrés, VILLÓN Javier “Estudio de Coordinación de las protecciones eléctricas para la 
Empresa Eléctrica Península de Santa Elena (EMEPE), Sub-Estaciones: Sta. Rosa, Libertad, 
Salinas y Chipipe” Escuela Suprior Politécnica del Litoral Año 2001. 
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20 
 
como generadores, transformadores de gran potencia, líneas de media tensión, etc. 
El funcionamiento de un relé de sobrecorriente es simple ya que su operación 
depende de dos variables básicas las cuales describimos a continuación: 
 
 El nivel de corriente mínima de operación (o corriente de pickup), que es 
aquel valor que produce el cambio de estado del relé. 
 La característica de tiempo de operación. 
 
Características de operación 
 De acuerdo a la característica de tiempo de operación, los relés pueden 
clasificarse en: 
 
 
 
 
 
Cuadro 1.1. Tipos de relés según su característica de tiempo de operación. 
 
Protecciones de sobrecorriente instantáneas 
Los relés de unidades aisladas, son pocos usados en los sistemas eléctricos de 
potencia, normalmente se utilizan en conjunto con otras protecciones, con el 
propósito de combinar sus características. Se construyen del tipo de armadura 
succionada, armadura atraída y copa de inducción. El torque de estos elementos 
responde a una expresión del tipo KI
2
, sus tiempos de operación son del orden de 
los 10 a los 60 milisegundos. 
 
instantaneos
tiempos de relés tiempo definido
retardados inverso
tiempo inverso muy inverso
extremadamente inverso
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Protecciones de sobrecorriente de tiempo definido. 
 
Una protección simple de tiempo definido se puede obtener usando un relé 
instantáneo en conjunto con un elemento temporizador (T) que produzca un 
retardo necesario, en la práctica se utiliza muy poco una solución en base a 
elementos independientes, sino que se usa un relé del tipo disco de inducción cuya 
curva sea muy poco inversa, de modo que pueda llamarse de tiempo definido, en 
este tipo de relé el tiempo se define para 10 veces la corriente de operación, en 
adelante. Esta característica de operación se consigue utilizando una unidad de 
medida cuyo núcleo se satura rápidamente. En los relés de estado sólido se utiliza 
un elemento comparador que actúa a través de un temporizador. El relé opera sólo 
si la sobrecorriente se mantiene durante el tiempo necesario. En caso contrario, el 
relé no entra en proceso de operación. 
 
Protecciones de sobrecorriente de tiempo inverso. 
La principal característica de este tipo de relés es, que mientras mayor sea la 
corriente aplicada, menor es su tiempo de operación. En el caso de los de tipo 
electromecánico, el relé está basado en una unidad de medida de disco de 
inducción, ya sea del tipo de espira en cortocircuito o wattmétrica. En la siguiente 
figura se muestra las curvas de los tres tipos de relés. 
 
 
 
 
Figura 1.9. Curvas de tiempo corriente de relés: a) Instantáneo; b) Tiempo definido; c) 
Tiempo inverso
3 
_________________ 
3. VILLARROEL, Manuel “Programa docente especial: Ingeniería de ejecución en electricidad 
para técnicos de nivel superior protecciones de sistemas eléctricos” Año 2008. 
 
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22 
 
1.1.3.4 Relés Diferencial. 
 
Es el único dispositivo ideado para la protección de personas y protección contra 
contactos indirectos, debe tener una correcta toma de tierra para garantizar su 
óptimo funcionamiento. Su misión es detectar de una intensidad de defecto (Idef), 
que es una intensidad que surge cuando ocurre un defecto en la instalación, ya que 
en ninguna circunstancia debe circular corriente por el conductor de tierra, este 
dispositivo es capaz de detectar la diferencia entre la intensidad de entrada y la de 
salida, abriendo sus contactos cuando los valores de estas intensidades no 
coinciden. Una de las características principales esla sensibilidad que tiene para 
detectar el mínimo valor de intensidad de defecto. 
 
Por motivos prácticos y económicos, este relé es de mayor uso para la protección 
de máquinas sincrónicas y asincrónicas, transformadores de potencia, barras de 
subestaciones y líneas cortas, de potencias importantes (de 5 a 8 MVA). Para el 
caso de líneas largas se utiliza la protección de líneas pilotos. En el siguiente 
esquema podemos observar que la corriente que detecta el relé diferencial “R”, en 
las condiciones indicadas, es igual a cero. Cuando ocurre una falla, sea 
monofásica, bifásica o trifásica, en la zona protegida (entre los TT/CC), 
produciendo una variabilidad que hace circular una corriente diferencial Id 
distinta de cero, por el relé R, de modo que éste da la orden de abrir el interruptor 
correspondiente. 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.10. Diagrama esquemático de un relé diferencial. 
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23 
 
1.2 Tipos de Coordinación 
1.2.1 Coordinación de Sobrecorriente 
 
 1.2.1.1 Coordinación Fusible – Fusible 
 
Figura 1.11. Coordinación fusible - fusible 
1 
 
En este tipo de coordinación el fusible 2 que se encuentra más cercano a la falla se 
denomina protección principal y debe terminar su proceso de fundición antes que 
la protección de respaldo fusible 1 inicie su proceso de fusión, con lo cual estamos 
cumpliendo uno de los criterios más importantes que es el de selectividad. Para la 
coordinación fusible - fusible se logra mediante la selección adecuada del tipo de 
fusible y su capacidad de manera que el fusible más cercano a la falla se funda 
antes que el de respaldo, aislando el área con problemas. En la práctica, la 
coordinación de fusibles dicta que el tiempo máximo de despeje de falla de un 
fusible no debe exceder el 75% del tiempo mínimo de fusión del fusible de 
respaldo, en el rango posible de corriente de cortocircuito. Además, se practica 
la coordinación de fusibles del mismo tipo (K, T, N, XS, etc.) para un alimentador 
ó circuito. Tómese en cuenta que cuando el fusible es de estaño se debe 
multiplicar por 1,5 la corriente nominal con sobrecarga que depende de los 
criterios del practicante que va a realizar dicha coordinación. 
1.2.1.2 Reconectador – fusible 
Para la coordinación del reconectador - fusible se pretende que una falla 
permanente en el ramal secundario sea liberada por el fusible que protege y una 
falla temporal sea liberada por el reconectador de cabecera. A continuación se 
explica dicha coordinación mediante un ejemplo. En la figura mostrada a 
continuación se presenta un diagrama unifilar muy sencillo para ejemplificar la 
correcta coordinación de protecciones que debe existir entre un fusible y el 
G T 
Falla F1 
 F2 
UPS 
24 
 
reconectador de cabecera, tomando en cuenta dos situaciones diferentes a las 
cuales debe actuar o no un reconectador, una falla temporal y una falla 
permanente que ocurren en el mismo lugar pero en diferentes ocasiones. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.12. Coordinación reconectador fusible 
1 
 
Para comprender el comportamiento de coordinación de protecciones es 
necesario explicar de una manera grafica, donde se muestran las curvas del 
reconectador y del fusible colocadas para la correcta coordinación. 
 
 
 
 
 
Figura 1.13. Grafica de coordinación de protecciones Reconectador - fusible 
3 
En primera instancia se analiza una falla temporal que ocurre en el punto x entre 
los puntos a y b que son protegidos por el fusible como se muestra en la figura 
Ramal principal 
Fusible 
Falla 
a 
b 
Reconectador 
de cabecera 
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25 
 
1.12. Al ocurrir una falla temporal en el punto x la corriente aumenta 
instantáneamente de valor hasta alcanzar el valor Ifx censando primero este 
aumento de intensidad la curva 1 que es la curva rápida del reconectador esto 
sucede en un tiempo t1 lo que provoca en este instante la primera apertura del 
interruptor, el fusible no detecta el cambio de corriente ya que el valor alcanzado 
por Ifx no llega a alcanzar su curva mínima de fusión, el reconectador cierra 
automáticamente y como la falla es temporal esta fue liberada, de esta forma se 
asegura la continuidad del servicio. 
 
En segunda instancia ocurre una falla permanente en el punto x, la corriente sufre 
un aumento instantáneo significativo. La curva 1 detecta el aumento de corriente 
en el tiempo t1 opera por primera vez una curva rápida interrumpiendo el flujo de 
corriente, el reconectador cierra sus contactos nuevamente y como la falla es 
permanente la corriente aumenta de valor instantáneamente, el segundo aumento 
de corriente ya no lo detecta la curva 1, ahora lo detecta la curva mínima de fusión 
del fusible en el tiempo t2 comenzando a fundir en este instante, en el tiempo t3 el 
fusible se funde totalmente y la falla es liberada antes que el reconectador opere 
en la curva lenta 2, de esta forma se asegura la continuidad del servicio a los 
lugares donde no existe falla. 
Entonces, los técnicos liberan esta falla permanente, este tipo de fallas se pueden 
presentar por: 
 Postes quebrados por choque de vehículos. 
 Vandalismo. 
 Líneas reventadas por árboles o fallas de aislamiento o diferentes aspectos 
que concurren a producir diversos tipos de fallas. 
Cuando se tiene dos dispositivos diferentes, la coordinación depende de la 
ubicación relativa de ellos, es decir en el caso de que el fusible esté ubicado del 
lado de la fuente operaría como protección de respaldo del reconectador o 
viceversa. 
UPS 
26 
 
Fusible del lado de la Fuente. 
Como se mencionó anteriormente para este caso la protección principal sería el 
reconectador, y el fusible desempeña la función de respaldo, todas las operaciones 
del reconectador deben actuar antes que el fusible, para lo cual el (mtf) del fusible 
debe ser mayor que el tiempo de despeje lento del reconectador afectado por el 
factor k, como se puede observar a continuación. 
 
Figura 1.14. Coordinación fusible – reconectador
3 
 
Según Cooper Power Systems, los factores k para esta coordinación dependen del 
tiempo del recierre en ciclos y del número de intentos, en la tabla a continuación 
se presentan algunos valores de dicho factor. 
 
 
 
 
 
Tabla 1.1. Secuencia de apertura de los reconectadores
3
 
Fusible del lado de la Carga 
Es necesario que el (mtf)
3
 del fusible sea mayor que la curva rápida del 
reconectador multiplicada por el factor k, tabla mostrada a continuación, el punto 
 
3
 mtf = mínimo tiempo de fusión. 
2 lentas 2 rápidas - 2 lentas 1 rápida - 4 lentas
2.70 3.20 3.70
2.60 3.10 3.50
2.10 2.50 2.70
1.85 2.10 2.20
1.70 1.80 1.90
1.40 1.40 1.45
1.35 1.35 1.35
90
120
240
600
SECUENCIA DE APERTURA
Tiempo de reconexión en segundos
25
30
60
UPS 
27 
 
máximo de coordinación (PMC)
4
 y además de esto (mtd)
5
 del fusible debe ser 
menor que la curva temporizada del reconectador sin la multiplicación por el 
factor, punto mínimo de coordinación (pmc)
6
. 
 
 
Tiempo de reconexión en ciclos Secuencia de apertura 
 2 rápidas,2 lentas 1 rapida,3 lentas 
 25-30 1,8 1,25 
 60 1,35 1,25 
 90 1,35 1,25 
 120 1,35 1,25 
 
Tabla 1.2. Factor k lado de la carga (Fuente Cooper System). 
 
El reconectador debe tener al menos dos o más operaciones temporizadas o 
retardadas para evitar la salida del circuito en caso de que el reconectador se 
dispare cuando el fusible opere. Podemos visualizar de mejor manera en la grafica 
de coordinación de curvas fusible - reconectador mostradas a continuación. Se 
obtiene una mejor coordinación entre un reconectador y fusibles ajustando al 
reconectador con dos operaciones instantáneas seguidas de dos temporizadas. Con 
la primera operación se logra despejar el 80% de las fallas temporales, la segunda 
despejará un 10% adicional,dejando claro que los fusibles son coordinados para 
operar antes del tercer disparo del reconectador, logrando así redimir fallas 
permanentes. 
 
4
 PMC = punto máximo de coordinación 
5
 mtd = mínimo tiempo de despeje 
6
 pmc = punto mínimo de coordinación 
UPS 
28 
 
 
Figura 1.15. Coordinación fusible-reconectador
3 
 
1.2.1.3 Relé – Fusible 
 
Para este tipo de coordinación entre un relé de una subestación y un fusible 
ubicado en un alimentador, se da cuando el fusible opera y despeja la falla antes 
de que el relé, esto se da en un margen de tiempo de 0.2 a 0.3 segundos entre la 
curva máxima de despeje del fusible y la curva de tiempo inverso del relé, esto 
debe mantenerse con el fin de permitir sobre –viajes del relé, errores en la señal 
del transformador de corriente, etc. 
 
De manera que aislamos el área afectada. Sin embargo, ciertos interruptores tienen 
relés de recierre, que ejecutan una secuencia de cierres en un intento de despejar 
fallas temporales. En este caso, la coordinación entre el relé de recierre y el 
fusible se logra cuando los recierres de despeje operan sin fundir el fusible; una 
vez dados estos recierres y la falla persiste, dicho fusible debe fundirse antes de 
que el relé abra permanentemente el circuito. Cuando un relé es protección de 
respaldo de un fusible, la curva tiempo - corriente temporizada del relé debe 
quedar por arriba de la curva de (mtd) del fusible ó principal. 
 
Cuando un fusible es respaldo de un relé, la curva de (mtf) del fusible debe quedar 
por arriba de la curva tiempo - corriente temporizada del relé de protección 
principal. Por último, cuando un relé esté conectado entre dos fusibles, la curva 
UPS 
29 
 
tiempo - corriente temporizada del relé debe quedar por arriba de la curva de 
(mtd) de F1 y también debe estar por debajo de la curva de (mtf) F2, esta 
coordinación es indicada en el siguiente grafico. 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.17. Coordinación Relé-Reconectador 
1 
 
1.2.1.4 Relé – Reconectador. 
 
Figura 1.17. Coordinación Relé-Reconectador 
1 
 
Cuando en una subestación de distribución, las salidas se realizan con disyuntor 
comandado por relés, y se tiene un reconectador en el alimentador, la 
coordinación estará dada entre el relé que comanda al disyuntor y el 
reconectador. El reconectador debería actuar cuantas veces sean necesarias pero el 
relé no debe llegar a completar su ciclo de actuación. La secuencia acumulada de 
operaciones del reconectador debe ser menor que la curva característica de 
tiempo - corriente del relé. Este rango de coordinación está limitado por los relés 
con curvas de tiempo extremadamente inversa. 
G T D R 
 Falla 
UPS 
30 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.18. Coordinación Relé - Reconectador 
3 
 
1.2.1.5 Relé – Relé 
 
En la coordinación de relés de sobrecorriente es obtenida a través del 
establecimiento de la corriente mínima de disparo y del retardo de tiempo, de 
manera que exista sensibilidad para poder detectar los diferentes tipos de fallas 
que se pueden presentar en líneas de distribución, selectividad para poder 
discriminar fallas en zonas de protección primarias y secundarias (de respaldo). 
Para que la operación de los relés en conjunto sea selectiva, es preferible utilizar 
curvas de tiempo inverso con el mismo grado de inversión (curvas inversas, muy 
inversas, extremadamente, etc.) 
 
Para lograr una correcta coordinación de relés de sobrecorriente, primero debemos 
establecer límites en las zonas de protección que dichos equipos deberán actuar y 
todos los datos necesarios de los equipos de protección, como marca, modelo, 
número de partes del relés, transformadores de corriente; también debemos 
conocerse las características del sistema eléctrico a proteger, parámetros de las 
líneas como tipo y distancias, transformadores de potencia y celdas de media 
tensión y características de los interruptores de potencia. 
 
UPS 
31 
 
En este tipo de coordinación para determinar si los relés pueden tener unidad 
instantánea se debe verificar si la corriente en el punto hasta donde se quiere que 
“vea” el relé excedida en un 30% no sea mayor que la corriente de falla máxima 
en el punto donde se ubicará el mismo, IFM2 > IFM (punto hasta donde se ve) x 
1,3. Para la unidad temporizada, el taps se calibrará con un valor adicional a la 
corriente de carga (varía del 10 al 50% dependiendo del caso), en el punto donde 
se instalará el relé. 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.19. Coordinación relés - relés 
3 
 
El primer relé desde el lado de carga toma el dial más bajo si no existen otros 
elementos de protección hacia el lado de carga. El cálculo del dial para los relés 
siguientes hacia el lado de alimentación se realiza tomando en cuenta un tiempo 
de 0.3 segundos, que corresponde a errores de tolerancia, sobrecarga, etc, que 
pudieran presentarse en éstos
1
. 
 
 
 
 
 
 
UPS 
32 
 
1.3. Coordinación diferencial. 
La coordinación diferencial es una de las protecciones de mayor importancia en 
los sistemas eléctricos de potencia, la misma que consiste en proteger al 
transformador de potencia de las subestaciones. La protección diferencial se basa 
en una comparación de corrientes, hace uso del hecho que un objeto protegido 
siempre lleva la misma corriente (i) a sus dos lados cuando se encuentra en una 
operación normal, una diferencia en corriente es una clara indicación de una falla 
entre estas dos secciones. Si la relación del transformador de corriente actual, es la 
misma, el devanado secundario del transformador de corriente CT1 y CT2 a los 
lados del objeto protegido puede ser conectado formando un circuito eléctrico 
cerrado con una corriente secundaria I; un elemento de medición M, que es 
conectado al punto de balance eléctrico, si la diferencia de corriente de secuencia 
es cero se establece una buena operación. Cuando ocurre una falla en el límite de 
la zona del transformador de corriente, una corriente i1+i2, que es proporcional a 
la corriente de falla I1+I2 fluyendo en ambos lados del elemento de medida. 
Como resultado, el circuito mostrado en la figura # 20 asegura un confiable 
disparo de la protección, si la corriente de falla fluye dentro de la zona de 
protección, durante una gran falla para el elemento de medida M. 
 
 Figura 1.20. Protección diferencial 
1 
TRANSFORMADOR 
CT 1 CT 2 
i 
 I1 
i 
 i2 
 i1 + i2 
i 
 i1 i2 i 
M 
 i1 + i2 
UPS 
33 
 
 
Figura 1.21. Componentes de un sistema de protección 
1
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 52 
TP 
T/C 
ELEMENTO 
AUXILIAR 
RELÉ 
LINEA 
UPS 
34 
 
 
 
 
 
 
CAPITULO II 
 
Situación actual de la coordinación en el sistema 
de distribución. 
 
 
En este capítulo se pretende conocer el estado de los 
alimentadores y de los equipos de protección de la 
subestación Machala. 
 
 
 
 
 
 
UPS 
35 
 
2.1 Topología de las redes de distribución 
 2.1.1 Obtención de datos en los transformadores de subtransmisión y media 
 tensión de la S/E Machala. 
El transformador de potencia es una máquina eléctrica diseñada para un ciclo de 
vida útil de 30 años aproximadamente, lo cual no quiere decir que no se pueda 
seguir la operación más allá de este límite de tiempo, una de las características 
importantes es conocer el estado y evolución del transformador para que esté en 
condiciones de poder operar con máxima seguridad, saber si es apropiado 
continuar su uso, conocer la capacidad de sobrecarga, limitar la potencia, 
reacondicionarlo o en último de los casos retirarlo del servicio activo. 
 
También es necesario conocer las características que tiene cada uno de estos 
equipos, por ejemplo resistencia, impedancia, pérdidas en vacio, pérdidas en 
cortocircuito, estos son datos obtenidos enpruebas a los cuales son sometidos. 
En la actualidad el sistema eléctrico de CNEL EL ORO S. A posee 17 
subestaciones (diagrama unifilar mostrado en el anexo 2.1), dichas subestaciones 
están distribuidas en lugares estratégicos de la provincia de donde se reparten cada 
uno de los alimentadores que cubren los diferentes puntos de carga. 
 
Los transformadores de potencia (anexo 2.2), son capaces de reducir diferentes 
niveles de tensión, en esta empresa la reducción es de 69/13,8 KV a nivel de 
subtransmisión, existen transformadores de distribución de propiedad de la 
empresa y privados, monofásicos (7,96/0.240 L_L) y trifásicos (13,8/0.220 L_L), 
convencionales y auto protegidos, la mayoría de sus transformadores son 
monofásicos con algunas excepciones trifásicas, en la tabla 2.1, podemos observar 
la codificación por Subestación y los parámetros eléctricos más importantes de los 
transformadores de reducción instalados en cada una de las Subestaciones 
pertenecientes a CNEL El Oro S.A. 
 
 
UPS 
36 
 
 
 Tabla 2.1. Transformadores de Potencia, Subestaciones de CNEL El Oro S. A. 
 
La Subestación escogida para nuestro análisis de coordinación de protecciones es 
la Subestación Machala, la cual es una de las mayores en carga instalada, cuenta 
con 5 alimentadores los mismos que cubren la parte urbana residencial de la 
ciudad de Machala (anexo 2.3) el nombre y la codificación de los alimentadores 
de la Subestación Machala son presentados a continuación. 
 
0 411
0 412
0 413
0 414
0 415
código del 
alimentador
alimentador
 Madero Vargas
Unioro
Expreso II
Emproro
Condado 
 
Tabla 2.2. Alimentadores de la S/B Machala. 
 
SUBESTACIÓN RELACION CAPACIDAD X1=X2
 Nombre VOLT ( KV ) MVA T1 T2 P.U
1 PEAÑA 69/13,8 1x10/12.5 Dyn11 0,763
2 BARBONES 67/13,2 2 X 2,5 Dyn11 Dy11 1,3567
3 EL CAMBIO 67/13,8 2x10/12.5 YNd11 YNd11 0,34
4 MACHALA 67/13,2 2x10/12.5 YNyn0 Yy0 0,34
5 La Avanzada 69/13,8 1x16/20 Dy1 0,45
6 LOS PINOS 69/13,8 1x16/20 Dy1 0,45
7 STA ROSA 69/13,8 2x5/6.25 Dyn1 Dyn1 0,6815
8 MACHALA CENTRO 69/13,8 1x10/12.5 Yd11 0,763
9 ARENILLAS 67/13,2 2x3,75 Dy1 Dy1 0,8742
10 PACHE 69/13,8 1x10/12.5 Dyn1 0,608
11 HUAQUILLAS 69/13,8 1x5/6.25 Dy1 1,3929
12 PAGUA 69/13,8 1x5/6.25 Dy11 1,0895
13 BALAO 69/13,8 1x5/6.25 Dy11 1,3929
14 SARACAY 69/13,9 1x5/6.25 Dy1 1,3929
15 LA IBERIA 69/13,8 1x10/12.5 Dyn1 0,592
16 POROTILLO 67/13,2 1x10/2.5 Dy1 2,4892
17 PRIMAVERA 69/13.8 1x10/12.5 Dy1 0,7763
Número de la 
subestación 
TIPO DE CONEXIÓN
UPS 
37 
 
La Subestación Machala posee dos transformadores de potencia, cada uno de 10 
MVA, el primer transformador tiene un grupo de conexión Yy0, el segundo 
transformador que es de la misma potencia y está conectado en YNyn0. A su vez 
cada uno de los alimentadores de la Subestación Machala posee transformadores 
de distribución convencional (protección externa) y auto protegidos (protección 
interna), para nuestro estudio de coordinación de protecciones solo 
consideraremos los transformadores pertenecientes a CNEL El Oro S. A. Las 
características principales de estos transformadores y útiles en nuestro análisis son 
las siguientes: 
 
 Potencia 
 Voltaje de alimentación en el lado de media tensión. 
 Voltaje de salida en el lado de baja tensión. 
 Impedancia en porcentaje (z %) 
 Resistencia en porcentaje (r %) 
 Pérdidas de Vacio (W) 
 
Entre las marcas comunes de transformadores de distribución de CNEL El Oro S. 
A, están INATRA e ECUATRAN, las mismas que facilitaron los valores de 
impedancia, resistencia y pérdidas de vacio (anexo 2.4) que nos servirán 
posteriormente para nuestro análisis de coordinación de protecciones, estos 
fabricantes trabajan bajo las normas INEN e INCONTEC. Para tener una mejor 
visualización de los alimentadores de la Subestación 04 se muestra a continuación 
los diagramas unifilares y las corrientes de fallas en cada punto de protección, (el 
diagrama unifilar del alimentador 0411 se muestra en el anexo 2.5) también se 
colocan las características más importantes dentro de un alimentador las cuales 
son: 
 
 Código de fusibles 
 Potencia de los transformadores 
 Calibres de los conductores (fase y neutro) 
 Longitudes de las líneas de distribución. 
 Valor en amperios actual del tira fusible instalado. 
UPS 
38 
 
Alimentador Unioro figura 2.1 
Corrientes de fallas en el Alimentador 0412 figura 2.1 1 con los códigos de los 
tira fusibles. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
UPS 
39 
 
Alimentador Expreso II figura 2.2 
Corrientes de fallas en el Alimentador 0413 figura 2.2. 1 con los códigos de los 
tira fusibles. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
UPS 
40 
 
Alimentador Emproro figura 2.3 
 
Corrientes de fallas en el Alimentador 0414 figura 2.3.1 con los códigos de los 
tira fusibles. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
UPS 
41 
 
Alimentador Condado figura 2.4 con los códigos de los tira fusibles. 
 
Corrientes de fallas en el Alimentador 0415 figura 2.4.1 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
UPS 
42 
 
Descripción de los transformadores instalados en el alimentador 0411. 
 
3 F 1 FNo
do
s
0 - 1
#
F A S E S
Potencia (KVA) conven-
cional
auto 
protegido
37, 51 x x
1 x x
1 X x
1 - 2 2 x x
2 - 3 2 x x
3 - 4
0 - 1
25
15
25
50
50
37, 5
1 x x
7 x x
4 x x
1 x x
1 x x
1 x x
2 x x
500
750
10
4 - 5
3 - 4
15
25
37,5
50
400
1 x x
2 x x
1 x x
2 x x
5 - 6 1 x x
6 - 7
37, 5
25
25
10
15
25
4 - 5
2 x x
2 x x
1 x x
1
2 x x
1 x x
1 x x
1 x x
1 x x
7 - 8
6 - 7 37, 5
50
50
100
100
15
25
15
25
banco 10 - 15
1 x x
1 x x
5 x x
2 x x
2 x x
1 x x
1 x x
1 x x
1 x x
3 x x
1 x x
3 x x
1 x x
1 x x
1 x x
1 x x
1 x x
2 x
1 x x
2 x x
1 x x
1 x x
1 x x
1 x x
1 x
1 x x
1 x x
1 x x
11 - 12
9 - 10
8 - 9
7 - 8
10 - 11
37, 5
37, 5
50
banco 25 - 25
45
37, 5
50
50
75
banco 25 - 25
37, 5
50
50
75
bancos 15 - 15
25
50
50
75
25
75
37, 5
15
25
25
30
37, 5
37, 5
15
1 x
1 x x
1 x x
3 x x
1 x x
1 x x
11 - 12
12 - 13
75
banco 10 - 10
50
50
banco 25 - 25
37, 5
37, 5
1 x
1 x
1 x x
1 x x
1 x x
2 x x
1 x x
2 x x
37, 5
50
50
12 - 13
banco 10 - 10
banco 15 - 15
25
25
30
 
Tabla 2.3. Transformadores instalados en el alimentador 0411. 
 
 
UPS 
43 
 
Descripción de los transformadores instalados en el alimentador 0412. 
 
3 F 1 F
0 - 1 1 x
1 - 2
37, 5
25
N
od
os # Potencia (KVA) conven-
cional
auto 
protegido
F A S E S
1 x x
4 x x
3 x x
1 x x
1 - 2
2 - 3
25
25
37, 5
50
225
1 x x
1 x x
4 x x
2 - 3
3 - 4
25
37, 5
50
101 x x
1 x x
2 x x
7 x x
2 x x
3 - 4
37, 5
50
10
15
25
 
 
Tabla 2.4. Transformadores instalados en el alimentador 0412. 
 
Descripción de los transformadores instalados en el alimentador 0413. 
 
3 F 1 F
0 - 1 1 x x
1 - 2
37, 5
50
N
od
os # Potencia (KVA)
conven-
cional
auto 
protegido
F A S E S
2 x x
2 x x
2 - 3 2 x x
3 - 4 1 x x
1 - 2
4 - 5
50
50
25
75
201 x x
2 x x
1 x x
1 x x
25
30
50
4 - 5
20
 
 
Tabla 2.5. Transformadores instalados en el alimentador 0413. 
 
 
UPS 
44 
 
Descripción de los transformadores instalados en el alimentador 0414. 
 
3 F 1 F
0 - 1
37,5
No
do
s
# Potencia (KVA)
conven-
cional
auto 
protegido
F A S E S
3 x x
2 x x
1 x x
1 x x
1 x x
1 x x
0 - 1
1 - 2
50
37,5
50
50
37, 5
25
10
2 x x
1 x x
1 - 2
2 - 3
50
37, 5
37, 54 x x
2 x x
1 x x
2 - 3
3 - 4
37, 5
50
37, 5
37, 51 x x
1 x x
1 x x
4 - 5
37, 5
50
100
3 - 4
37, 5
1 x x
1 x x
4 x x
4 - 5
5 - 6
37, 5
15
50
252 x x
2 x x
1 x x
2 x x
4 x x
1 x x
5 - 6
6 - 7
37, 5
50
15
25
15
50Tabla 2.6. Transformadores instalados en el alimentador 0414. 
 
Descripción de los transformadores instalados en el alimentador 0415. 
 
3 F 1 F
0 - 1
No
do
s
# Potencia (KVA)
conven-
cional
auto 
protegido
F A S E S
1 37, 5 x x
2 45 x x
0 - 1
1 - 2
1 50 x x
5 37, 5 x x
1 - 2
2 - 3
5 25 x x
3 37, 5 x x
4 50 x x
2 - 3
3 - 4
1 15 x x
5 25 x x
1 50 x x
3 - 4
 
 
Tabla 2.7. Transformadores instalados en el alimentador 0415. 
 
UPS 
45 
 
Las pérdidas de vacío, resistencia y la impedancia de los transformadores de 
distribución son parámetros muy importantes en el cálculo de flujos de potencia, 
en los alimentadores de la Subestación 04 existes transformadores de distintas 
potencias cada uno con un valor distinto de pérdidas, observemos la siguiente 
tabla en donde se muestra las características eléctricas de los transformadores de 
distribución. 
 
Potencia Perdidas KW Z % r %
1F 100KVA 7,97/0,24 0,12 3 1,2
1F 10KVA 7,97/0,24 0,12 3 1,6
1F 15KVA 7,97/0,24 0,12 3 1,6
1F 25KVA 7,97/0,24 0,12 3 1,6
1F 37,5KVA 7,97/0,24 0,12 3 1,3
1F 50KVA 7,97/0,24 0,12 3 1,3
1F 75KVA 7,97/0,24 0,12 3 1,1
2F 20KVA 13,8/0,24 0,12 2,3 1,6
2F 30KVA 13,8/0,24 0,12 2,4 1,3
2F 35KVA 13,8/0,24 0,12 2,4 1,3
2F 50KVA 13,8/0,24 0,12 2,51 1,3
2F 52,5KVA 13,8/0,24 0,12 2,4 2
2F 55KVA 13,8/0,24 0,12 3,3 1,6
2F 62.5KVA 13.8/0.24 62,5 2,51 1,3
2F 65KVA 13,8/0,24 0,12 2,6 1,2
3F 100KVA 13,8/0,24 0,22 3,5 1,7
3F 112,5KVA 13,8/0,24 0,22 3,5 1,5
3F 15KVA 13,8/0,24 0,22 3 2,4
3F 225KVA 13,8/0,24 0,22 4 1,3
3F 300KVA 13,8/0,24 0,22 4,5 1,3
3F 30KVA 13,8/0,24 0,22 3 2,1
3F 375KVA 13,8/0,24 0,22 4,5 1,2
3F 400KVA 13,8/0,24 0,22 5 1
3F 45KVA 13,8/0,24 0,22 3 1,3
3F 500KVA 13,8/0,24 0,22 5 1,3
3F 50KVA 13,8/0,24 0,22 3 1,3
3F 55KVA 13,8/0,24 0,22 3,3 1,6
3F 60KVA 13,8/0,24 0,22 4,5 1,5
3F 750KVA 13,8/0,24 0,22 5 1,15
3F 75KVA 13,8/0,24 0,22 3,5 1,6 
 
Tabla 2.8. Pérdidas, impedancia y resistencia de los transformadores de distribución. 
 
 
UPS 
46 
 
2.1.2 Determinación de los parámetros de las líneas de distribución. 
 
Los parámetros de las líneas de distribución son de mucha importancia al 
momento de realizar el estudio de protecciones, en la tabla mostrada a 
continuación observamos los conductores y arreglos en cada una de las líneas de 
distribución de los alimentadores de la Subestación 04. 
 
1 F 2 F 3F
0 411 1*4 (2) 2*4/0 (2/0) 3*4/0 (2/0)
0 412 1*4 (2) 2*4/0 (2/0) 3*4/0 (2/0)
0 413 1*4 (2) 2*4/0 (2/0) 3*4/0 (2/0)
0 414 1*4 (2) 2*4/0 (2/0) 3*4/0 (2/0)
0 415 1*4 (2) 2*4/0 (2/0) 3*4/0 (2/0)
Alimentador líneas de distribución 
 
 
Tabla 2.9. Calibre de conductores instalados en los alimentadores de la Subestación 04 
 
Una vez conocidos los calibres de los conductores de estos alimentadores 
procedemos a mostrar las características principales de cada uno de ellos, las 
mismas que son recopiladas de la base de equipos del programa computacional 
adquirido por CNEL El Oro S. A. 
 
AWG o MCM MATERIAL DIAMETRO RMG R (ohm/millas) A
4/0 ACSR 0,563 0,00814 0,592 340
2/0 ACSR 0,447 0,0051 0,895 270
#4 6/1 ACSR 0.25 0.00437 2.57 140
#2 6/1 ACSR 0.316 0.00418 1.69 180
3/0 6/1 ACSR 0.502 0.006 0.723 300
#2 7/1 ACSR 0.325 0.00504 1.65 180
#5 6/1 ACSR 0.223 0.00416 3.18 120
#4 7/1 ACSR 0.257 0.00452 2.55 140
 
 
Tabla 2.10. Características de los conductores instalados en las líneas de distribución 
 
 
UPS 
47 
 
Tipos de estructuras. 
 
Cada alimentador de esta Subestación posee diferentes tipos de estructuras, 
realizando un análisis por nodos se concluye que la estructura predominante es la 
tipo VP, como podemos observar en las tablas mostradas a continuación. 
 
VP SC UP
Tipos de estructura / 
cantidadAlimentador nodos
0 411
0 - 1 15
1 - 2 5 3
2 - 3 9 2
3 - 4 5 15
4 - 5 10 9
5 - 6 4
6 - 7 21 2
7 - 8 27 5
8 - 9 30 5
9 - 10 24 2
10 - 11 12
11 - 12 20 3
12 - 13 24
206 0 46TOTAL
0 411
 
 
Tabla 2.11. Estructuras instaladas alimentador 0411 
 
 
VP SC UP
0 412
Alimentador nodos
Tipos de estructura / 
cantidad
0 - 1 34
1 - 2 71 12
2 - 3 15
3 - 4 91 51
4 - 5
5 - 6
211 0 63TOTAL
0 412
 
 
Tabla 2.12. Estructuras instaladas alimentador 0412 
UPS 
48 
 
VP SC UP
Alimentador nodos
Tipos de estructura / 
cantidad
0 413
0 - 1 25
1 - 2 18 3
2 - 3 16
3 - 4 9 3
4 - 5 28
96 0 6TOTAL
0 413
 
 
Tabla 2.13. Estructuras instaladas alimentador 0413 
 
 
VP SC UP
Alimentador nodos
Tipos de estructura / 
cantidad
0 4114
0 - 1 35 36
1 - 2 6
2 - 3 13 3
3 - 4 3 8
4 - 5 13 11
5 - 6 15 6
85 0 64
0 4114
TOTAL 
 
Tabla 2.14. Estructuras instaladas alimentador 0414 
 
 
VP SC UP
Alimentador nodos
Tipos de estructura / 
cantidad
0 415
0 - 1 13
1 - 2 19 2
2 - 3 17 28
3 - 4 20 4
56 13 34TOTAL
0 415
 
 
Tabla 2.15. Estructuras instaladas alimentador 0415 
UPS 
49 
 
Las distancias entre fases y de fase a neutro en la estructura predominante son de 
mucha importancia al momento de realizar el cálculo de las impedancias de 
secuencias positiva, negativa y cero, siendo la distancias entre fases 0,70 m y la 
distancia entre fase y neutro 1,8 m, observemos la grafica mostrada a 
continuación. 
 
 
 
Figura 2.5. Distancias entre fases en la estructura VP 
 
Con la obtención de las estructuras y los parámetros de las líneas de distribución 
se procedió a investigar los métodos para el cálculo de las redes de secuencia, 
impedancia positiva (+), impedancia negativa (-) e impedancia cero (0) de las 
líneas de distribución. Para el cálculo de estas impedancias comparamos dos 
métodos el primero es el de J. R. Carson: “Ware propacation in overhead wires 
with ground return” en este método se calculan las impedancias de secuencia 
incluyendo el circuito de tierra, el mismo que no era el muy convincente porque 
en este se utilizaba el conductor de tierra y el cálculo se lo debería hacer con el 
conductor neutro, el segundo método de SynerGEE Electrical 3, 8 es muy 
parecido pero este utiliza los datos de las líneas de distribución (fase - neutro) 
como distancias entre fases, radio medio geométrico y resistencias de los 
conductores. Analizando los dos métodos llegue a la conclusión que el mejor 
método sería el segundo porque trabaja con datos reales del alimentador 
previamente levantados en el GIS y realiza los cálculos con el conductor neutro, a 
continuación se muestra la formulación empleada para el cálculo de estas 
impedancias. 
UPS 
50 
 
Primero calculamos la impedancia propia de la fase: 
 
 
 
 
GMR: radio medio geométrico, obtenido de las diferentes tablas de conductores. 
ρ: resistividad del terreno en ohmios (100 Ω). 
 
Las constantes: 
 
K1 ohm/Hz*mi K2 ohm/Hz*mi K3
0,00158837 0,0020224 7,6786
 
 
La impedancia mutua de la fase están dadas por: 
 
 
 
 
DP: es la distancia entre fases. 
 
Luego calculamos la impedancia propia del neutro: 
 
 
 
 
Impedancia mutua del neutro: 
 
 
 
 
 
DN: es la distancia entre la fase y el conductor neutro. 
Entonces obtenemos impedancias propias y mutuas generales: 
 
MIf
LNGMRLNKjfKrZPS



















31 *
 
3
321
**¨
¨**
CABCABP
PPM
DDDD
MIf
LNDLNKfjKfKZ




















 
MIf
LNGMRLNKjKfKrZ NNS



















321
 
3
321
**¨
¨**
CNBNANN
NPN
DDDD
MIf
LNDLNKfjKfKZ




















UPS 
51 
 
 
 
 
 ZS: impedancia propia ZM: impedancia mutua 
 
Por último, impedancias de secuencia: 
 
 
 
 
 
Z0: impedancia de secuencia cero. 
Z1: impedancia de secuencia positiva. 
Z2: impedancia de secuencia negativa. 
 
Z0 Z1,2
0,592+0,779i
IMPEDANCIAS DE LAS LÍNEAS 3 F 
SUBESTACIÓN 04
1,304+2,2880i 
 
Tabla 2.16. Valores de líneas 3 F Tabla 2.17. Valoresde líneas 1 F 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.6. Estructura tipo VP 
 
 
MIZ
Z
ZZ
NS
PN
PSS

2)(
MIZ
Z
ZZ
NS
PN
PMM

2)(
 
MS
MS
ZZZ
ZZZ


2,1
0 2
IMPEDANCIA DE LÍNEA 1 F SUBESTACIÓN 04
Z 1 = 1,049 + 0,413 i
UPS 
52 
 
 2.1.3 Análisis y corrida de flujos en los alimentadores. 
 
Una vez obtenida toda la información es posible realizar un análisis de flujos de 
potencias en los alimentadores de la Subestación 04. En la actualidad CNEL El 
Oro S.A, posee un software llamado SynerGEE Electrical 3. 8, este software es de 
procedencia Estadounidense, y es uno de los más potentes a nivel mundial. Los 
resultados de la corriente de carga en cada uno de los puntos de protección son 
mostrados en el capítulo 3. 2. 
 
En la siguiente figura observaremos un panorama del software utilizado para el 
análisis de flujos de potencia. 
 
 
 
 
Figura 2.7. Panorama del software utilizado para el análisis de flujos de potencia 
 
 
UPS 
53 
 
2.2 Estado actual del Sistema de Protección 
 
 2.2.1 Detalles de los Equipos de Protección. 
 
Reconectadores: 
 
En la actualidad cuatro de los alimentadores de la Subestación 04 poseen como 
equipo de protección principal un reconectador con control electrónico de 
diferentes marcas, los mismos que están colocados en el arranque de cada 
alimentador, la protección principal del alimentador 0413 es un disyuntor 
colocado en el arranque. En las tablas mostradas a continuación podemos observar 
las características más relevantes y la configuración actual de cada uno de estos 
reconectadores. 
 
 
Modelo Cooper F 5 
Tensión ingreso 13,8 - 15 KV 
I mínima curva 100 A 
I máxima curva 12500 A 
tiempo mínimo 15 seg. 
tiempo máximo 0,52 seg 
Tipo de control Elect. VWE 
Fases 3 F 
Refrigerante Aceite 
Modelo de curva ANSI 135 
Fuente externa alim. 120 V CA 
# de curva Kyle 135 
I disparo mínimo fase 300 A 
I disparo mínimo tierra 150 A 
Frecuencia 60 HZ 
Voltaje fase Neutro 7,69 KV 
Zona de coordinación deshabilitada 
Conexión Y - Y 
 
 
Tabla 2.18. Configuración actual del reconectador Cooper F5 alimentador 0411. 
(Anexo 2.6) 
 
 
 
 
UPS 
54 
 
 
Modelo Cooper F 5 
Tensión ingreso 13,8 KV 
I mínima curva 100 A 
I máxima curva 12500 A 
tiempo mínimo 15 seg. 
tiempo máximo 0,52 seg 
Tipo de control Elect. VWE 
Fases 3 F 
Refrigerante Aceite 
Modelo de curva fase ANSI 135 
Modelo de curva 
tierra 
ANSI 135 
Fuente externa alim. 120 V CA 
# de curva Kyle 120 
I disparo mínimo fase 250 A 
I disparo mínimo 
tierra 
125 A 
Frecuencia 60 HZ 
Voltaje fase Neutro 7,69 KV 
Zona de coordinación deshabilitada 
Conexión Y - Y 
 
 
Tabla 2.19. Configuración actual del reconectador Cooper F5 alimentador 0412. 
(Anexo 2.7) 
 
 
Como se dijo anteriormente en el alimentador 0413 no posee reconectador con 
control electrónico sino un disyuntor el cual posee la siguiente curva. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.8. Curva del disyuntor alimentador 0413 
 
 
UPS 
55 
 
Modelo ABB interrup. OVR 
Tensión ingreso 13,8 KV 
Tipo de control PCD 
Fases 3 F 
Refrigerante Vacio 
Modelo de curva Inversa estándar 
Fuente externa alim. 125 VDC 
# de curva Inversa estándar 
I fase inversa 300 A 
I tierra inversa 150 A 
I fase estándar 10 A 
I tierra estándar 10 A 
Frecuencia 60 HZ 
Voltaje fase Neutro 7,69 KV 
Zona de coordinación deshabilitada 
Conexión Y - Y 
Alternativa 1 deshabilitada 
Alternativa 2 deshabilitada 
 
Tabla 2.20. Configuración actual del reconectador ABB PCD alimentador 0414. 
(Anexo 2.8). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabla 2.21. Configuración actual del reconectador ABB PCD alimentador 0415. 
(Anexo 2.9) 
 
 
 
Modelo ABB interrup. OVR 
Tensión ingreso 13,8 KV 
Tipo de control PCD 
Fases 3 F 
Refrigerante Vacio 
Modelo de curva Inversa estándar 
Fuente externa alim. 125 VDC 
# de curva Inversa estándar 
I fase inversa 200 A 
I tierra inversa 100 A 
I fase estándar 5 A 
I tierra estándar 5 A 
Frecuencia 60 HZ 
Voltaje fase Neutro 7,69 KV 
Zona de coordinación deshabilitada 
Conexión Y - Y 
Alternativa 1 deshabilitada 
UPS 
56 
 
Fusibles 
 
La mayoría de los alimentadores de la Subestación 04 poseen equipos de 
protección (interruptor fusible) en el ramal principal y en algunos casos en los 
ramales secundarios, los valores de estos son mostrados en el capítulo 2.1. 1 
(diagrama unifilar de los alimentadores), la ubicación de cada fusible esta dado 
por un código de tramo que está disponible en el GIS y de igual manera posee un 
código para el interruptor fusible. A continuación se muestra las características y 
las codificaciones de los equipos de protección por cada uno de los alimentadores. 
 
1 F 3 F línea tranfo
Alimentador 0411
Fases codigo del 
fusible
código del 
tramo
Amperios
2 - 3
nodos Potencia KVA
protección de
x 209363 347365 12 x 25
x 209364 347675 15 x 25
2 - 3
3 - 4
x 209683 347997 40 x
x 209365 347686 40 x
x 212883 358877 25 x
x 209686 348319 15 x
x 209684 348315 15 x
3 - 4
4 - 5
x 209691 348640 20 x
x 209690 347088 40 x
5 - 6 x 209696 348960 10 x
4 - 5
6 - 7
x 210008 349623 20 x 50
x 217364 373915 10 x 25
x 230163 434072 40 x 100
x 201071 349280*
6 - 7
7 - 8
x 216727 373591 25 x
210648 351524*
x 216726 373284 15 x
x 210650 351840 25 x
x 217044 373609 10 x 25
x 217043 373607 10 x 25
x 217046 373620 20 x
x 216725 373278 10 x
x 216723 373271 12 x 37, 5
x 217045 373616 20 x
7 - 8
8 - 9
x 216724 373276*
x 210969 352496 50 - 65 - 50 x
x 216404 372971 20 x 50
x 216098 372968 20 x 75
x 210975 352838 50 - 40 - 50 x
x 210971 352810 20 x
x 216092 372636 15 x 50
8 - 9
 
 
Tabla 2.22. Descripción de los interruptores fusibles en el alimentador 0411. 
UPS 
57 
 
1 F 3 F línea tranfo
Alimentador 0411
9 - 10
nodos
Fases codigo del 
fusible
código del 
tramo
Amperios
protección de
Potencia KVA
x 210972 353116 10 x
x 216094 372952 15 x 75
x 210977 372644 25 - 30 - 50 x
x 216092 372636 15 x 50
9 - 10
10 - 11
x 216724 373276*
x 210969 373276 50 - 65 - 50 x
x 216404 372971 20 x 50
x 216098 372968 20 x 75
x 210975 352838 50 - 40 - 50 x
x 210971 210971 20 x
x 216097 372964 15 x 37, 5
x 216092 372636 15 x 50
10 - 11
11 - 12
x 210972 353116 10 x
x 216094 372952 15 x 75
x 210977 372644 25 - 30 - 50 x
x 216092 372636 25 x 50
x 229525 432155 3 x
x 216091 216091 10 x
229843 432792 6 x
11 - 12
12 - 13
x 211284 354402*
x 216083 372327 12 x 37, 5
x 216088 372336 10 x banco 25 - 25
x 216087 372333 10 x 37, 5
216089 372333 10 x 37, 5
x 211285 353454*
x 211606 347161 40 x
x 215443 371351 25 x 75
x 215444 371354 10 x 75
x 215445 371357 10 x 50
x 211608 211608 25 - 40 - 30 x
x 211605 355037 10 x
x 211604 355033 10 x
x 215763 371991 6 x
x 215127 371033 6 x
214814 370398 15 x 50
x 211926 356317 15 x
x 215764 355361*
x 214818 370713 20 x 50
x 211924 355996 30 x
x 214815 370399 10 x 25
12 - 13
 
 
Tabla 2.23. Interruptores fusibles instalados en el alimentador 0411. 
 
UPS 
58 
 
1 F 3 F línea tranfo
Alimentador 0412
protección de
Potencia KVA
0 - 1
Amperiosnodos
Fases código del 
fusible
código del 
tramo
x 213535 363043 8 x 37, 5
x 213538 363991 100 x
213537 363366*
0 - 1
1 - 2
x 213847 364634 15 x
x 213851 364955 15 x
x 213853 364963 20 x
x 213855 365274 15 x 50
x 213857 365283 15 x
1 - 2
2 - 3
x 214164 365913 80 x
x 214165 365917 25 x
x 214808 370076 10 x
x 214803 369752 15 x
2 - 3
3 - 4
x 214166 365919 80 x
x 214167 365925 20 x
x 214169 366551 10 x
x 214172 367206 10 x
x 214173 367519 20 x
x 214486 368792 40 x
x 214489 368806 12 x
x 214492 369431 10 x
x 214483 368155 10 x
x 214484 368471 10 x
3 - 4
 
 
Tabla 2.24. Interruptores fusibles instalados en el alimentador 0412 
 
 
 
1 F 3 F línea tranfo
0 - 1 x 213203 359515 25 x
nodos
Fases código delfusible
código del 
tramo
Amperios
protección de
Alimentador 0413
Potencia KVA
1 - 2
x 233044 445915 15 x 50
x 213206 359834 20 x
2 - 3 x 213208 359846 20 x
1 - 2
3 - 4
x 213524 361760 50 x
x 213525 362078 15 x 50
x 213528 362403 25 x
3 - 4
 
 
Tabla 2.25. Interruptores fusibles instalados en el alimentador 0413. 
 
 
UPS 
59 
 
1 F 3 F línea tranfo
Alimentador 0414
nodos
Fases código del 
fusible
código del 
tramo
Amperios
protección de
Potencia KVA
0 - 1
x 232418 444636 6 x 50
x 232410 443680 25 x
x 232408 443671 15 x
x 232407 443362 12 x 50
x 232412 443686 25 x
x 232415 444004 30 x
x 232417 444326 25 x
x 232737 445605 100 x
x 233731 445285 6 x
x 232735 445603 3 x 15
x 232739 462552 3 x
x 236563 454574 80 x
x 237212 237212 15 x
x 237211 457123 10 x 50
x 236564 455193 15 x 37, 5
0 - 1
1 - 2
x 236568 455513 8 x 37, 5
x 236569 455517 10 x 50
x 236566 455203 10 x 50
1 - 2
2 - 3
x 237217 458082 25 x
x 237215 458077 25 x
x 237216 458079 80 x
x 237214 457754 30 x
x 236886 456157 20 x
x 236885 456154 15 x 50
2 - 3
3 - 4
x 237213 457443 40 x
x 234643 449113 15 x 50
3 - 4
4 - 5
x 234646 449431 10 x
x 234648 449436 10 x
x 234644 449119 20 x 50
x 234650 449439 20 x
x 234656 449461 10 x 50
x 234652 449453 10 x 50
x 234654 449457 10 x 50
4 - 5
5 - 6
x 234964 450392 30 x
x 235925 453285 10 x
x 235923 452954 8 x 15
x 234969 450715 10 x 25
5 - 6
6 - 7
x 235297 450718 30 x
x 235294 452314 10 x
x 235293 452006 10 x 37,5
x 234973 451366 10 x 37, 5
x 235283 451684 8 x 15
x 234976 451672 10 x 50
x 235284 451992 12 x 50
x 236245 236245 15 x 50
x 235291 454235 10 x 50
6 - 7
 
 
Tabla 2.26. Interruptores fusibles instalados en el alimentador 0414. 
 
UPS 
60 
 
1 F 3 F línea tranfo
0 - 1 x 217683 374558*
protección de
Potencia KVA
1 - 2
Alimentador 0415
nodos
Fases código del 
fusible
código del 
tramo
Amperios
x 217685 374874 140 x
x 217689 375191 20 x
1 - 2
2 - 3
x 217687 374883 8 x
x 217688 374886 80 x
x 218004 375843 10 x
x 218010 376471 15 x
x 218325 377121 15 x
x 218645 377758 10 x
2 - 3
3 - 4
x 218653 378712 15 x
x 218654 378717 50 x
x 218975 380006 25 x
x 218972 379689 30 x
x 218966 379360 8 x
3 - 4
 
 
Tabla 2.27. Interruptores fusibles instalados en el alimentador 0415. 
 
Los que tienen la simbología del * no son seccionadores fusibles sino 
seccionadores cuchillas los mismos que sirve para la transferencia de carga. 
 
En la siguiente tabla se muestra el nivel de aislamiento BIL para los interruptores 
fusibles utilizados en CNEL El Oro S. A, con un nivel máximo de voltaje de 15 
KV. 
 
 
Simétrica Asimétrica
15 110 100 7100 10000 216
15 110 100 10600 16000 216
15 110 200 8000 12000 216
corriente de interrupción
Voltaje máximo de diseño KV Voltaje de impulso (BIL) Corriente continua 60 HZ Distancia de aislamientoen rms
 
 
Tabla 2.28. Nivel de aislamiento para interruptor fusible 
 
 
 
UPS 
61 
 
Protección diferencial 
 
La Subestación 04 posee dos transformadores de potencia de 10 MVA los mismos 
que están protegidos por una protección diferencial también conocida con el 
nombre de TPU (unidad de protección del transformador), su función principal es 
aislar al transformador en el caso de producirse una falla en media y alta tensión. 
En el siguiente grafico se muestra un diagrama unifilar de este tipo de protección. 
 
Figura 2.9. Diagrama unifilar de la protección diferencial Subestación 04 
 
Simbología: 
 
D disyuntor. 
 
TC Transformador de corriente. 
 
87 Protección diferencial. 
 
 
 
 
 
Figura 2.10. Protección diferencial TPU 2000R 
UPS 
62 
 
A continuación mostraremos las características eléctricas del equipo de protección 
para los transformadores de potencia de la Subestación 04. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabla 2.29. Características eléctricas de la protección diferencial 
 
2.2.2 Análisis de la información obtenida de los Sistemas de Protección. 
 
Antes de realizar el análisis del sistema de protecciones realizaremos un análisis 
de la topología actual de cada uno de los alimentadores de la Subestación 04. 
 
Análisis de la topología actual alimentador 0411, como se observa en el diagrama 
unifilar mostrado anteriormente este alimentador es uno de los más grandes en 
carga instalada y la topología es de forma radial simple, en los nodos del 1 al 3 
que están al inicio del alimentador existen derivaciones monofásicas las mismas 
que poseen seccionador fusibles al inicio del ramal, lo que quiere decir que están 
coordinando directamente con el reconectador, esto se debe a la topología de las 
redes de distribución actual, entonces al momento de producirse una falla en esta 
línea de distribución podría llegar a causar daños irreparables en los equipos de 
distribución, todo esto se debe por no tener su respectiva protección de respaldo. 
Por consiguiente se recomienda que no deba existir ninguna red de distribución 
antes del primer seccionador fusible que está coordinando con el reconectador. 
ABB
TPU 2000 R
125 VD
100/1
500/1
YNyn0
10 MVA
DELTA - DELTA
DESHABILITADA
0,4 A
7, 2 A
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
Conexión del transformador
Potencia del transformador
Conexión del relé de alta y media
Protección de armónicos
Corriente mínima
Ajuste de corriente de la protección 
diferencial
Marca
Control
V de funcionamiento
Relación del Tc de 69 KV
Relación del Tc de 13, 8 KV
UPS 
63 
 
 
Análisis de la topología actual alimentador 0412, como se observa en el 
diagrama unifilar mostrado anteriormente este alimentador tiene una topología 
radial simple, la única observación que se puede hacer en este alimentador es que 
entre los nodos 0 y 1 existe un transformador de distribución el mismo que posee 
un seccionador fusible de código 213535 que está coordinando directamente con 
el reconectador, por lo cual se recomienda desplazar esta pequeña acometida 
después del fusible de código 213538 ya que de esta manera cumpliría con los 
procesos de coordinación en donde debería existir un fusible principal y uno de 
respaldo. 
 
Análisis de la topología actual alimentador 0413, como se observa en el 
diagrama unifilar mostrado anteriormente este alimentador posee transformadores 
de distribución auto protegidos que se encuentran entre los nodos 0 y 1, al 
momento de presentarse una falla en la línea que va desde la red al transformador 
este afectará directamente al disyuntor colocado en cabecera y por consiguiente 
dejaría sin energía a todo el alimentador. Por lo cual se debe mejorar esta 
topología o implementar un seccionar fusible para prevenir daños que pueden ser 
irreparables para los equipos de distribución. 
 
Análisis de la topología actual alimentador 0414, como se observa en el 
diagrama unifilar mostrado anteriormente este alimentador posee una gran 
cantidad de transformadores de distribución que van desde el nodo 0 hasta el tira 
fusible de código 232737 que es el más significativo del ramal principal, el mismo 
que está coordinando con el reconectador. 
 
El problema se presentara cuando sucede una falla en los seccionadores fusibles 
que están antes del fusible más significativo, esta falla repercutirá directamente al 
reconectador dejando a todo el alimentador sin energía, esto se debe a la topología 
actual que existe en este alimentador, podría proponerse dos tipos de 
modificaciones que son nombradas a continuación: 
 
UPS 
64 
 
 Diseñar una red que vaya desde el nodo 1 y alimente a todos los 
transformadores de distribución (mayor costo). Con esto se reducirá la 
corriente de falla y se podrán colocar nuevos valores de fusibles 
apropiados que soporten dicha corriente. 
 
 O, reubicar el seccionador fusible de código 232737, con un nuevo valor 
de tira fusible (menor costo). Esto es de forma incierta, ya que habría que 
ver si existe un fusible para que soporte tal corriente de falla.Análisis de la topología actual alimentador 0415, como podemos observar en el 
diagrama unifilar mostrado anteriormente en este alimentador no existen 
seccionadores fusibles antes del fusible que está coordinando con el reconectador 
por lo cual no se recomienda realizar configuraciones en la topología del mismo. 
 
Con toda la información recopilada es posible realizar el análisis de protecciones 
por alimentador de la Subestación 04 con la ayuda de curvas de tira fusibles 
observaremos la coordinación actual de protecciones en estos alimentadores. La 
mayoría de los fusibles de estos alimentadores son de marca “chance” y sus 
curvas son representadas a través de un programa computacional llamado 
SynerGEE Electrical 3.8, el mismo que nos ayudará hacer el estudio de 
coordinación de protecciones en estos alimentadores. 
 
Análisis de la coordinación actual en el alimentador 0411 
 
En el diagrama unifilar mostrado en el subcapítulo anterior se observa los valores 
de los tira fusibles actuales del alimentador 0411, también se puede observar que 
no existen fusibles en el ramal principal, sino en las derivaciones del mismo, lo 
que quiere decir que al momento de presentarse alguna falla en cualquiera de las 
derivaciones esta afectará inmediatamente al reconectador colocado en cabecera, 
esto se puede demostrar gráficamente mediante curvas de coordinación, también 
se puede observar que no en todas las derivaciones existen seccionadores fusibles 
por lo cual se recomienda implementar seccionadores fusibles en las derivaciones 
que no lo posean, la mayoría de estos fusibles no están debidamente 
UPS 
65 
 
dimensionados porque en algunos casos no soportan la corriente de falla máxima 
existente en ese punto y esto repercutirá al fusible de respaldo dejando a un gran 
número de abonados sin servicio de energía eléctrica. A continuación 
observaremos las curvas de los fusibles en su situación actual. 
 
 
 
Figura 2.11. Coordinación actual del F 156 (no existe coordinación) 
 
 
 
Figura 2.12. Coordinación actual del F 155 (no existe coordinación) 
UPS 
66 
 
 
 
Figura 2.13. Coordinación actual entre F 152 y F 153 (no existe coordinación) 
 
 
 
Figura 2.14. Coordinación actual del F 154 (no existe coordinación) 
UPS 
67 
 
 
 
Figura 2.15. Coordinación actual del F 150 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.16. Coordinación actual del F 151 (no existe coordinación) 
UPS 
68 
 
 
 
Figura 2.17. Coordinación actual del F 148 (si existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.18. Coordinación actual del F 149 (si existe coordinación) 
UPS 
69 
 
 
 
Figura 2.19. Coordinación actual del F 147 (si existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.20. Coordinación actual entre F 146 y F 144 (no existe coordinación) 
 
UPS 
70 
 
 
 
Figura 2.21. Coordinación actual del F 143 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.22. Coordinación actual del F 142 (no existe coordinación) 
UPS 
71 
 
 
 
Figura 2.23. Coordinación actual del F 143 (si existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.24. Coordinación actual del F 141 (no existe coordinación) 
 
UPS 
72 
 
 
 
Figura 2.25. Coordinación actual entre F 140 y F132 (si existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.26. Coordinación actual entre F 132 y F 138 (no existe coordinación) 
 
UPS 
73 
 
 
 
Figura 2.27. Coordinación actual entre F 132 y F 137 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.28. Coordinación actual entre F 132 – F 136- F 134 (no existe coordinación) 
UPS 
74 
 
 
 
Figura 2.29. Coordinación actual entre F 132 y F 135 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.30. Coordinación actual entre F 132 y F 133 (no existe coordinación) 
 
UPS 
75 
 
 
 
Figura 2.31. Coordinación actual entre F 131 y F 129 (si existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.32. Coordinación actual entre F 131 y F 130 (si existe coordinación) 
 
UPS 
76 
 
 
 
Figura 2.33. Coordinación actual entre F 125 – F 127 – F 128 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.34. Coordinación actual entre F 125 – F 126 (no existe coordinación) 
UPS 
77 
 
 
 
Figura 2.35. Coordinación actual entre F 123 y F 124 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.36. Coordinación actual entre F 118 – F 121 – F 122 (no existe coordinación) 
UPS 
78 
 
 
 
Figura 2.37. Coordinación actual entre F 118 – F 119 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.38. Coordinación actual del F 117 (no existe coordinación) 
 
UPS 
79 
 
 
 
Figura 2.39. Coordinación actual del F 116 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.40. Coordinación actual del F 115 (no existe coordinación) 
 
UPS 
80 
 
 
 
Figura 2.41. Coordinación actual entre F 110 - F 113 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
 
Figura 2.42. Coordinación actual entre F 110 – F 112 (no existe coordinación) 
 
UPS 
81 
 
 
 
Figura 2.43. Coordinación actual entre F 110 – F 111 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.44. Coordinación actual entre F 16 – F 19 (no existe coordinación) 
UPS 
82 
 
 
 
Figura 2.45. Coordinación actual entre F 16 – F 18 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.46. Coordinación actual entre F 16 – F 17 (no existe coordinación) 
UPS 
83 
 
 
 
Figura 2.47. Coordinación actual entre F 12 – F 11 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.48. Coordinación actual del F 13 (si existe coordinación) 
UPS 
84 
 
 
 
Figura 2.49. Coordinación actual del F 14 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
Figura 2.50. Coordinación actual del F 15 (si existe coordinación) 
 
UPS 
85 
 
Como podemos observar en la tabla del anexo 2.10 existe el 57, 5 % de errores de 
coordinación entre fusibles principales y el de respaldo. También se debe destacar 
que el 42,5 % de los fusibles colocados en el alimentador 0411 si están 
cumpliendo con su función de protección con respecto a la corriente de falla 
medida en ese punto. Para tener una idea gráfica de los errores de coordinación 
observemos el siguiente gráfico. 
 
 
 
 
Figura 2.51. Errores de coordinación en el alimentador 0411 
 
 
Análisis de la coordinación actual en el alimentador 0412 
 
En el diagrama unifilar mostrado en el subcapítulo anterior se observa los valores 
de los tira fusibles actuales e instalados en el alimentador 0412, este alimentador 
si cuenta con seccionadores fusibles en el ramal principal esto quiere decir que si 
existe la posibilidad de realizar la coordinación reconectador – fusible, 
conociendo que el reconectador no está funcionando como tal sino como un 
disyuntor con una sola curva rápida. Antes de analizar observemos las graficas 
mostradas a continuación en donde se presenta la coordinación actual de los tira 
fusibles instalados en el alimentador 0412, estas graficas son obtenidas del 
programa utilizado para realizar el estudio de coordinación de sobrecorriente, 
SynerGEE Electrical 3.8. 
 
 
UPS 
86 
 
 
 
 
Figura 2.52. Coordinación actual del F 21 (si existe coordinación) 
 
 
 
 
 
Figura 2.53. Coordinación actual del F 22 (si existe coordinación) 
UPS 
87 
 
 
 
Figura 2.54. Coordinación actual del F 23 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
 
Figura 2.55. Coordinación actual del F 27 (no existe coordinación) 
 
UPS 
88 
 
 
 
Figura 2.56. Coordinación actual entre F 24 – F 25 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
 
Figura 2.57. Coordinación actual entre F 24 – F 26 (no existe coordinación) 
UPS 
89 
 
 
 
Figura 2.58. Coordinación actual entre F 28 – F 29 – F 211 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
 
Figura 2.59. Coordinación actual entre F 28 – F 29 – F 210 (no existe coordinación) 
 
UPS 
90 
 
 
 
Figura 2.60. Coordinación actual entre F 28 – F 213 (no existe coordinación) 
 
 
 
 
 
Figura 2.61. Coordinación actual entre F 28 – F 212 (no existe coordinación) 
 
UPS 
91