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https://doi.org/10.47460/minerva.v5i14.164
Estudio y simulación de la coordinación de
protecciones eléctricas
Recibido (24/05/2024), Aceptado (19/06/2024)
Luis Franklin Casa Chancusig
https://orcid.org/0009-0000-3549-976X
luis.casa0893@utc.edu.ec
Aglomerados Cotopaxi S.A.
Latacunga, Ecuador
Resumen: En este trabajo se analizó la coordinación de protecciones de un sistema eléctrico. Para ello se
utilizó el software ETAP que permite realizar el modelado de cada elemento a partir del diagrama unifilar del
sistema eléctrico. Se definen las condiciones iniciales asociadas al nivel de carga de los elementos y de las
líneas como consecuencia de la presencia de cargas a valores nominales. A continuación, se desarrolla un
análisis de fallas, para posteriormente realizar un estudio de coordinación de protecciones, definiendo
escenarios de fallas en diferentes barras del sistema, así, las características de desempeño de las
protecciones. Finalmente, se realiza un análisis técnico-económico, considerando datos históricos de
consumo de energía por parte de la planta industrial.
Palabras clave: sistema eléctrico, coordinación de protecciones, fallas eléctricas.
Abstract.- This study analyzes the protection coordination of an electrical system using the ETAP software,
which models each element based on the system’s single-line diagram. The initial conditions are established
by considering the load levels of the elements and lines, corresponding to the presence of nominal loads.
Next, a fault analysis is performed, followed by a protection coordination study that defines fault scenarios
in different busbar systems and evaluates the performance characteristics of the protection devices. Finally,
a techno-economic analysis is performed, incorporating historical energy consumption data of the
industrial plant.
Keywords: electrical system, coordination of protections, electrical failures.
Study and simulation of the coordination of electrical protections
Casa L. et al. Estudio y simulación de la coordinación de protecciones eléctricas
José Efrén Barbosa Galarza
https://orcid.org/0009-0009-4706-4697
jose.barbosa@utc.edu.ec
Universidad Técnica de Cotopaxi
Latacunga, Ecuador
ISSN-E: 2697-3650
Revista Minerva
Vol.5, Tomo N°14, (pp. 63-72)
Carlos Iván Quinatoa Caiza
https://orcid.org/0000-0001-6369-7480
carlos.quinatoa7864@utc.edu.ec
Universidad Técnica de Cotopaxi
Latacunga, Ecuador
I. INTRODUCCIÓN
En los sistemas eléctricos de potencia, la coordinación de protecciones es uno de los puntos esenciales
para mantener un servicio continuo y minimizar los tiempos de reconexión ante la presencia de fallas,
cortocircuitos en el sistema eléctrico, perturbaciones, problemas de frecuencias y otros. Lo que garantiza la
protección de sus componentes eléctricos y la seguridad de las personas que operan el sistema. Para llevar
a cabo estas funciones, resulta necesario un correcto levantamiento de información sobre las cargas y los
instrumentos de protección y los ajustes adecuados del sistema eléctrico industrial [1].
Resulta crucial considerar la integración de tecnologías avanzadas en la coordinación de protecciones. La
implementación de redes inteligentes (smart grids) y dispositivos de medición avanzados (AMDs) permite
una supervisión y control en tiempo real del sistema eléctrico [2]. Estas tecnologías proporcionan datos
precisos y actualizados que facilitan la toma de decisiones informadas y la optimización de la configuración
de las protecciones. Por otro lado, la ciberseguridad también juega un papel fundamental en la coordinación
de protecciones en sistemas eléctricos modernos. Con el aumento de la digitalización y la conectividad, los
sistemas eléctricos son vulnerables a ataques cibernéticos que pueden comprometer la seguridad y la
estabilidad del sistema. Implementar medidas robustas de ciberseguridad garantiza que los dispositivos de
protección y los sistemas de control no sean vulnerables a interferencias externas.
Además, la gestión del mantenimiento preventivo y predictivo es clave para la eficacia de la coordinación de
protecciones. Los dispositivos de protección deben ser inspeccionados y mantenidos regularmente para
asegurar su correcto funcionamiento [3]. El uso de técnicas de mantenimiento predictivo, como el análisis de
datos y la monitorización de condiciones, puede anticipar fallos antes de que ocurran, permitiendo
intervenciones proactivas y reduciendo el riesgo de interrupciones inesperadas. A esto se suma, la
importancia de la normativa y cumplimiento regulatorio, que son aspectos cruciales en la coordinación de
protecciones. Por tanto, cumplir con las normas y regulaciones establecidas por los organismos de control
asegura que el sistema eléctrico opere dentro de los parámetros de seguridad y eficiencia requeridos. La
adopción de estándares internacionales, como los de la IEEE y la IEC, proporciona un marco sólido para la
configuración y operación de los sistemas de protección.
Con estas premisas, en este trabajo, se realizó una simulación sobre la coordinación de protecciones en
sistemas eléctricos de potencia industrial para asegurar una operación segura, eficiente y continua del
sistema eléctrico, protegiendo tanto los componentes técnicos como a las personas involucradas. Una
correcta selectividad de equipos y coordinación de protecciones minimizará los cortes de energía eléctrica
en forma global manteniendo un servicio continuo a otras cargas, las simulaciones con software del sistema
eléctrico permitirán encontrar los valores de ajustes óptimos para los equipos de protección.
64
2
II. DESARROLLO
Una falla se entiende como un cambio en el comportamiento de uno de los componentes del sistema o
una perturbación no establecida en alguna de las propiedades o parámetros característicos, de forma que
no se logre satisfacer la función para la cual se haya diseñado [4].
La identificación de interrupciones en la red eléctrica puede realizarse bajo ciertos criterios. En primer lugar,
es necesario determinar la fecha y hora del evento [4], [5]. Es fundamental identificar el posible origen de la
falla, ya sea interno o externo, y ubicar la falla junto con las partes del sistema afectadas. Además, se deben
identificar las causas de los eventos de falla y los equipos que han quedado fuera de servicio. Es igualmente
importante cuantificar el número de consumidores afectados y la energía no suministrada. De esta manera,
se debe establecer la fecha y hora de solución del evento para evaluar la efectividad de la respuesta y la
recuperación del servicio.
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Casa L. et al. Estudio y simulación de la coordinación de protecciones eléctricas
A. Registro y clasificación de Interrupciones en la red eléctrica
Los posibles eventos e interrupciones en la red eléctrica se pueden clasificar de acuerdo con varios criterios.
En cuanto a la duración, las interrupciones pueden ser instantáneas, con una duración menor o igual a tres
minutos, o de larga duración, cuando exceden los tres minutos. Según su origen, pueden ser externos al
sistema de distribución, involucrando al distribuidor externo, el sistema de transmisión, el sistema de
generación, restricciones de carga o baja frecuencia [6]. También pueden ser internos al sistema de
distribución, diferenciándose entre eventos programados y no programados.
Las causas de las interrupciones también permiten una clasificación. Los eventos programados pueden
deberse a actividades de mantenimiento, ampliaciones o maniobras. Los eventos no programados, que son
intempestivos, aleatorios o forzados, pueden ser causados por factores climáticos, ambientales o problemas
en las redes de alto, medio o bajo voltaje. De tal manera que, las interrupciones pueden clasificarse según el
voltaje nominal afectado, dividiéndose en bajo voltaje, medio voltaje y alto voltaje [7]. Esta clasificación ayuda
a identificar y gestionar de manera efectiva las interrupciones en la red eléctrica, mejorando la respuesta y
mitigación de los impactos.
B. Tipos de Fallas en Sistemas Eléctricos de Potencia
En los sistemas eléctricos de potencia, los eventos de falla más comunes son los cortocircuitos, los cuales
están relacionados con sobrecorrientes, desbalances de voltaje o ambas causas [8]. Según datos
estadísticos, cerca del 85% de las fallas son de tipo monofásicas a tierra, el 5% están relacionadas con fallas
que involucran más de una fase, y el 10% restante son de tipo mecánicas. Dentro del análisis de fallas, uno
de los casos particulares es la ocurrencia de dos o más fallas simultáneas, las cuales son producto de
descargas atmosféricas o de eventualidades debido a la mala maniobra de equipos por parte de los
operadores.
Las fallas monofásicas involucran la intervención de una línea y tierra. Estas pueden ser ocasionadas por
descargas atmosféricas o contacto entre líneas (Línea-Tierra). Las fallas bifásicas, por otro lado, ocurren
debido a la intervención de dos líneas o dos líneas y tierra. Las fallas trifásicas son causadas por la falla en
tres líneas o tres líneas y tierra. Además, existen las definiciones de fallas simétricas y fallas asimétricas. Las
fallas asimétricas involucran dos líneas, dos líneas y tierra, o una de las líneas y tierra. En contraste, las fallas
simétricas, aunque menos frecuentes, intervienen las tres líneas y/o tierra [9].
Estas categorizaciones permiten una mejor comprensión y gestión de las diversas fallas que pueden
presentarse en los sistemas eléctricos de potencia (Tabla 1), contribuyendo a una respuesta más efectiva y a
la mitigación de los impactos en el servicio eléctrico.
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Tabla 1. Clasificación general de fallas eléctricas.
Fuente: [15].
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C. Norma IEC 60909
La norma IEC 60909, publicada por la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) [10], trata sobre el cálculo
de corrientes de cortocircuito en sistemas eléctricos de corriente alterna. Esta norma proporciona métodos
y directrices para calcular las corrientes de cortocircuito en diferentes condiciones de falla dentro de los
sistemas de energía eléctrica, tales como fallas trifásicas, bifásicas y monofásicas.
Aspectos clave de la norma IEC 60909
Métodos de Cálculo: La IEC 60909 establece métodos precisos para calcular las corrientes de
cortocircuito simétricas y asimétricas en redes de corriente alterna. Los cálculos tienen en cuenta
diferentes configuraciones de red y condiciones de operación, incluyendo generadores,
transformadores, líneas, cables y cargas.
Condiciones de Falla: La norma considera diferentes tipos de fallas, tales como cortocircuitos trifásicos,
bifásicos y monofásicos a tierra. Proporciona fórmulas y procedimientos específicos para cada tipo de
falla.
Parámetros de Red: La norma detalla cómo deben obtenerse y utilizarse los parámetros de la red
eléctrica, incluyendo la impedancia de los componentes del sistema, las contribuciones de generadores y
motores, y la influencia de la topología de la red.
Factores de Corrección: La IEC 60909 introduce factores de corrección para tener en cuenta variaciones
en la impedancia y otras condiciones que puedan afectar la precisión de los cálculos de corriente de
cortocircuito.
Aplicaciones Prácticas: La norma es utilizada por ingenieros de sistemas eléctricos para diseñar y analizar
la protección del sistema eléctrico, asegurando que los dispositivos de protección, como interruptores
automáticos y relés, estén correctamente dimensionados para manejar las corrientes de falla previstas.
Simulación y Modelado: Aunque la norma proporciona métodos manuales de cálculo, también es común
el uso de software de simulación que implementa los algoritmos especificados en la IEC 60909,
permitiendo análisis más rápidos y precisos.
Beneficios de la norma IEC 60909
Seguridad y Fiabilidad: Al proporcionar un método estandarizado para calcular corrientes de
cortocircuito, la norma IEC 60909 contribuye a la seguridad y fiabilidad de los sistemas eléctricos,
minimizando el riesgo de fallas catastróficas.
Diseño Optimizado: Ayuda a los ingenieros a diseñar sistemas de protección que respondan de manera
adecuada a las condiciones de cortocircuito, asegurando una interrupción mínima del servicio.
Compatibilidad Internacional: Como estándar internacional, la IEC 60909 facilita la compatibilidad y
consistencia en el diseño y operación de sistemas eléctricos en diferentes países y regiones.
D. Estructura de un Sistema de Protección
En la fig. 1 se muestra el sistema de protección dividido en dos partes principales: la Protección Primaria y
la Protección de Respaldo. Cada una de estas partes tiene sus propias características, por un lado, la
Protección Primaria se caracteriza por su actuación instantánea y su capacidad para aislar la falla de manera
rápida. Por otro lado, la Protección de Respaldo opera en caso de que la protección primaria no funcione,
con un tiempo de retardo y componentes independientes para asegurar su actuación [11].
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III. METODOLOGÍA
El presente trabajo tiene un enfoque cuantitativo y busca evaluar los ajustes de protección del sistema
eléctricos según su tipología interna (distribución de cargas), y realizar un análisis de datos respectivo.
Además, se trata de una investigación explicativa, con una muestra compuesta por cada alimentador del
Sistema Eléctrico en la planta industrial Aglomerados Cotopaxi, los cuales son simulados
independientemente para su evaluación. Se utilizó la técnica de modelamiento y simulación del
comportamiento de los datos a través del uso del software de sistemas eléctricos. Para ello se consideró el
software Electrical Transient and Analysis Program ETAP con sus módulos para cálculo de flujo de potencia,
corriente de corto circuito y coordinación de protecciones. Para el procesamiento y análisis de datos, se
utilizó la estadística descriptiva, mediante el software, programa ETAP, Excel, para el análisis de los datos de
coordinación y confiabilidad del sistema.
Se tomaron en cuenta las siguientes consideraciones técnicas:
Modelamiento de los alimentadores del sistema eléctrico en el software especializado, en escenarios
para su evaluación.
Cálculo de flujo de carga (método de Newton Raphson, incluido en el software).
Cálculo de corriente de cortocircuito en diferentes puntos.
Análisis de coordinación de protección según la distribución de cargas.
En la figura 2 se muestra el diagrama de flujo necesario para la ejecución del modelo.
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Fig. 1. Estructura de un sistema de protección.
Fig. 2. Diagrama de funcionamiento del modelo.
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IV. RESULTADOS
A. Suministro de energía
La subestación Lasso cuenta con un nivel de voltaje de entrada 69KV y salida 13,8KV, potencia de
cortocircuito 280,37 MVAsc 11,73kAsc Trifásico, dispone de un transformador T1_20MVA con cinco salidas,
cuya área de concesión pertenece a la empresa eléctrica de Cotopaxi ELEPCO S.A. La salida 5 del
transformador alimenta a la planta industrial Aglomerados Cotopaxi, cuyas características se detallan en la
Tabla 3.
Tabla 2. Datos transformador subestación Lasso.
A. Transformadores y equipos eléctricos
La planta tiene una demanda máxima de 5,4MW diarios, tiene además un sistema eléctrico de alimentación
en medio voltaje a 13,8kV desde la subestación Lasso, y una potencia instalada de 9,75MVA. El suministro de
energía eléctrica hacia la planta industrial Aglomerados Cotopaxi se encuentra instalado mediante líneas
áreas en medio voltaje 13,8kV con conductor desnudo de aluminio tipo ACSR # 4/0 AWG para las tres fases y
con conductor desnudo de aluminio tipo ACSR # 2/0 AWG para el neutro, hasta llegar a un conmutador
manual de alta tensión del cual se deriva dos salida áreas con conductor desnudo de aluminio tipo ACSR #
3/0 AWG para las fases y neutros hasta llegar a los cuartos de transformadores.
Los tramos finales a los cuartos de transformadores se encuentran instalados mediante líneas subterráneas
con nivel de voltaje 13,8kV con conductor CEAT GENERAL 1996 XLPE MV 90°C 25KV100% 2AWG para las tres
fases y conductor desnudo de cobre 2AWG para la tierra. Los transformadores existentes en la planta
industrial operativo de medio a bajo voltaje: 2000kVA, 1500kVA, 2500kVA, 2000kVA, 1000kVA, 750kVA. Por
otra parte, los relés de protección digital de sobreintensidad y protección de sobrecarga ubicados en la
salida 5 de la subestación Lasso son del tipo SIEMENS 7SJ600 50/51 2X150/5A CL. 5P20 15 VA, ION 7650 TC-
L5 2X150/5A CL. 0,5 F55 20 VA. Así mismo, se trató de interruptores de baja tensión ubicados aguas abajo de
los transformadores en baja tensión.
B. Simulación del Diagrama Unifilar
En esta etapa se realiza inicialmente la modelación del sistema eléctrico en el software ETAP en base al
diagrama unifilar de la empresa. En este sentido, se propone inicialmente el cálculo de flujo de potencia para
definir los estados de carga del sistema. Posteriormente, luego de una validación del modelo se procede a la
ejecución del cálculo de fallas de cortocircuito en las barras, de forma que se pueda identificar inicialmente
los puntos críticos del sistema y además de la correcta operación de la coordinación de protecciones. La
tabla 4 muestra los datos técnicos de los transformadores de dos devanados utilizados en la investigación.
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Casa L. et al. Estudio y simulación de la coordinación de protecciones eléctricas
A. Estudio de Coordinación de Protecciones
En esta tercera etapa se procede a realizar los diferentes estudios necesarios para la coordinación de
protecciones en base a los análisis anteriores, de forma que se definan aspectos como de la operación de
los diferentes elementos de protección del sistema.
En la Tabla 5 se puede observar que el fallo trifásico en la barra indica contribuciones de diferentes barras
a la barra destino, que es Bus3. En el primer ciclo y medio (1/2 ciclo), Bus3 muestra una contribución
significativa con una corriente simétrica de magnitud de 10,254 kA, con componentes reales e imaginarios de
2,967 kA y -9,815 kA respectivamente, resultando en una relación imaginario/real de 3,3. Comparativamente,
Bus2 contribuye con una corriente simétrica de 9,896 kA y una relación imaginaria/real de 3,2, lo que sugiere
una alta magnitud de corriente similar a Bus3 pero ligeramente inferior. Bus4 y Bus37 presentan
contribuciones insignificantes en este ciclo, con magnitudes de corriente simétrica de 0,365 kA y 0,000 kA
respectivamente, y con valores extremadamente altos de la relación imaginario/real debido a la baja
corriente real.
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Tabla 3. Resultados de la regresión logística.
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Tabla 4. Resultados de falla trifásica para la barra 3.
Entre los ciclos 1,5 a 4, las contribuciones siguen una tendencia similar, aunque con ligeras disminuciones
en la magnitud de las corrientes simétricas. Bus3 nuevamente tiene una alta contribución con 10,122 kA, y
Bus2 mantiene su contribución con 9,896 kA, mostrando consistencia en sus valores. Bus4 presenta una
disminución en la magnitud de la corriente simétrica a 0,232 kA y una relación imaginaria/real elevada a 18,5,
lo que indica una mayor predominancia de la componente imaginaria en la corriente. La contribución de
Bus37 sigue siendo nula. Estas observaciones indican que, en términos de estabilidad y robustez del
sistema, Bus3 y Bus2 son los principales contribuidores en ambos periodos, con Bus4 y Bus37 siendo de
menor relevancia.
Casa L. et al. Estudio y simulación de la coordinación de protecciones eléctricas
En términos de voltaje en la barra origen, tanto Bus3 como Bus2 comienzan con un voltaje del 0% en la
barra origen, lo que sugiere una caída total del voltaje durante el fallo. Bus4 muestra una ligera variación con
un voltaje del 0,29% al inicio y 0,18% después del primer ciclo y medio, indicando una pequeña contribución
de voltaje durante el fallo. En resumen, Bus3 y Bus2 son los elementos críticos para considerar durante un
fallo trifásico en la barra debido a sus altas contribuciones de corriente, mientras que las contribuciones de
Bus4 y Bus37 son mínimas y prácticamente insignificantes para la estabilidad y manejo del sistema durante
el evento de fallo.
Además, el fallo de línea a línea mostró la contribución de diferentes barras a la barra destino ID, Bus3, en
términos de voltaje y corriente. En términos de voltaje, tanto Bus3 como Bus4 mantuvieron casi el 100% del
voltaje en la fase Va (99,88%), lo que indica una mínima caída de voltaje en esa fase. Sin embargo, en las
fases Vb y Vc, hubo una caída significativa del voltaje, con magnitudes alrededor del 50% y ángulos de -180
grados, lo que es típico de un fallo de línea a línea. La diferencia en los ángulos de las fases es una indicación
clara del tipo de fallo y su impacto en el sistema.
En cuanto a la corriente, la contribución más significativa proviene de Bus3 y Bus2, con corrientes en las
fases Ib e Ic de aproximadamente 8,890 kA y 8,569 kA, respectivamente. Las corrientes de secuencia positiva
(I1) y negativa (I2) para Bus3 son iguales, 5,133 kA, lo que indica un fallo simétrico. Por otro lado, Bus2
muestra corrientes de secuencia ligeramente diferentes, 4,954 kA (I1) y 4,942 kA (I2), lo que sugiere una
pequeña asimetría en el fallo. Bus4 presenta una contribución menor, con corrientes de secuencia de 0,183
kA (I1) y 0,194 kA (I2), lo que indica una participación mínima en el evento de fallo.
Bus37 no muestra contribuciones de corriente significativas en ninguna de las fases ni en las corrientes de
secuencia, indicando que esta barra no es un factor relevante en el evento de fallo. En resumen, los datos
sugieren que Bus3 y Bus2 son las barras principales afectadas y contribuyentes en el fallo de línea a línea en
Bus3, mientras que Bus4 y Bus37 tienen una influencia mínima. La simetría en las corrientes de secuencia
para Bus3 y la ligera asimetría en Bus2 reflejan la naturaleza y el impacto del fallo, proporcionando una
visión clara de cómo el sistema maneja y distribuye las corrientes durante el evento.
También se pudo observar que el mayor aporte de la corriente de cortocircuito se da en la barra 3 con un
valor aproximado de 8,89 kA en las fases b y c, en cuanto al aporte de la barra 2 es de 8,56 kA
aproximadamente en las fases b y c, y finalmente el aporte de la barra 4 es de 0.32 kA aproximadamente de
igual manera en las fases b y c. Por otro lado, la barra 3 tiene el mayor aporte de la corriente de
cortocircuito con un valor aproximado de 8,86 kA para las fases b y c, por otra parte, se tiene valores de
aporte de corriente de falla de 0,81 y 0,33 kA para las barras 2 y 4 respectivamente para las fases b y c. Para
el caso de los resultados de la falla monofásica, se observó que el mayor aporte de corriente de falla se da
en la barra 3 con un valor aproximado de 2,06 kA en la fase a.
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CONCLUSIONES
En función del análisis de los fallos trifásico y de línea a línea, se pueden extraer varias conclusiones clave
sobre el comportamiento del sistema eléctrico y la contribución de cada barra al fallo. Primero, los datos
indican que Bus3 y Bus2 son las barras más críticas durante los eventos de fallo, tanto en términos de
corrientes significativas como de impacto en el voltaje. En el fallo trifásico, Bus3 muestra la mayor
contribución de corriente simétrica, seguida de cerca por Bus2, lo que resalta su importancia en la
estabilidad del sistema. Las contribuciones mínimas de Bus4 y la falta de contribución de Bus37 indican que
estas barras tienen un impacto limitado en la respuesta del sistema a fallos de alta magnitud.
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En el análisis del fallo de línea a línea, se observa que las fases Vb y Vc experimentan una caída significativa
del voltaje, típica de este tipo de fallo. Las corrientes en las fases Ib e Ic de Bus3 y Bus2 son las más altas, lo
que nuevamente subraya su papel crucial en la respuesta del sistema. Las corrientes de secuencia positiva y
negativa para Bus3 son iguales, indicando un fallo simétrico, mientras que Bus2 muestra una ligera
asimetría. Esto sugiere que Bus2 podría ser más vulnerable a variaciones en el tipo de fallo, lo cual es
importante para planificar medidas de mitigación y protección.
Los resultados del análisis muestran que Bus3 y Bus2 son los componentes más relevantes en la respuesta
del sistema a fallos tanto trifásicos como de línea a línea. Las caídas de voltaje significativas en Vb y Vc y las
corrientes elevadas en las fases correspondientes destacan la necesidad de enfoques específicos para
fortalecer estas barras y mejorar la robustez del sistema. Por otro lado, la baja contribución de Bus4 y la nula
participación de Bus37 sugieren que estos elementos no son críticos para la estabilidad general del sistema,
permitiendo enfocar los esfuerzos de mejora en las barras más impactadas. Estos hallazgos son cruciales
para la planificación de mejoras en la infraestructura eléctrica y la implementación de estrategias de
protección y mitigación de fallos.
De acuerdo con el módulo de ETAP de coordinación de protecciones se ha establecido valga la
redundancia, la coordinación del sistema de protecciones de la empresa, considerando su actuación frente a
la eventualidad de fallas de cortocircuito en una determinada barra del sistema, en donde se visualiza el
tiempo de actuación de la protección, en consecuencia, de las configuraciones realizadas.
Se pudo observar la influencia de coordinación protecciones en un sistema eléctrico y la generación de
pérdidas económicas, también los daños prematuros en los componentes eléctricos.
REFERENCIAS
[1] J. J. Grainger y W. D. Stevenson, Análisis de sistemsas de potencia, México: McGraw-Hill, 1996, pp. 441-
463.
[2] P. Ponce Cruz, Inteligencia Artifical con Aplicaciones a la Ingeniería, México: Alfaomega, 2010, pp. 193-202.
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[4] L. P. Bautista Fernández, «Identificación de 11 tipos de fallas en líneas de transmisión de alta tensión
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[5] F. A. Guevara Uvidia y W. M. Morocho Luco, «Análisis Causal de Fallas y Costos de Operación y
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[8] M. Blanke, R. J. Patton, F. Kraus, C. Frei y M. Staroswiecki, «What is Fault-Tolerant Control,» IFAC
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[9] Y. A. García Aguilar, ««Implementacion de Relés Numéricos en la Subestacion Convento 230 kV de la
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[10] IEC, «Comisión Electrotécnica Internacional,» 2024. [En línea]. Available:
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[11] C. R. Pogo Jordan, «Modelación y Simulación en Estado Estable del Sistema Eléctrico de la Central
Hidroeléctrica Manduriacu en el Software ETAP,» Quito, 2019.
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LOS AUTORES
Luis Franklin Casa Chancusig obtuvo su título de Ingeniero en Sistemas
Eléctricos de Potencia de la Universidad Técnica de Cotopaxi en 2012, Actualmente,
se encuentra cursando sus estudios de Master en la Universidad Técnica de
Cotopaxi, y su campo de investigación se encuentra relacionado con los Sistema
Eléctricos de Potencia.
José Efrén Barbosa Galarza obtuvo su título de Ingeniero Electrónico de la
Escuela Politécnica Nacional, Quito en 2002; de Magister en Ingeniería Industrial de
la Escuela Politécnica Nacional, Quito en 2012. Sus campos de investigación están
relacionados con la Optimización de procesos industriales utilizando tecnológicas
en base a microprocesadores.
Carlos Iván Quinatoa Caiza es Ingeniero en Sistemas Eléctricos de Potencia de la
Universidad Técnica de Cotopaxi, Máster en Ciencias de la Ingeniería Eléctrica de la
Universidad Tecnológica de Pereira y Aspirante a Doctor en Ciencias de la
Ingeniería Eléctrica de la Universidad Central de Venezuela, estudios realizados
mediante la obtención de la beca alemana DAAD.
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