CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN 1.1 INTRODUCCIÓN El sistema de protección de los sistemas de potencia se ha definido como arte y ciencia, ya que para la aplicación de relevadores específicos y sus ajustes, se requiere entender el funcionamiento del sistema de potencia y emplear la experiencia, el ingenio, y la clarividencia del ingeniero en protecciones. Para analizar el comportamiento de los sistemas de potencia, puede ser suficiente la aplicación de la teoría básica para explicar el funcionamiento del sistema ante algunos fenómenos que se presentan como: el cálculo de corrientes y voltajes de cortocircuito, el funcionamiento de los relevadores y transductores, los efectos de las fallas y las sobre tensiones por maniobra en estado estable y transitorio. Actualmente en la planeación y el diseño de los sistemas de potencia, se trata de disminuir la probabilidad de fallas. A pesar de lo anterior, no es económicamente factible intentar proteger el equipo contra todas las fallas; sin embargo, es posible obtener un compromiso económico de los factores que influyen en el diseño y la operación satisfactoria del sistema de protección. La forma de reducir la posibilidad de que se presenten las fallas y mantener la continuidad del servicio, es aislar adecuadamente el equipo, mecánica y eléctricamente, o bien duplicar el equipo y su protección. Generalmente se emplea una combinación de estos dos métodos, además de tratar proteger adecuadamente el equipo mediante diseños adecuados de esquemas de protección. El factor determinante en el diseño de la protección del sistema es, por supuesto, mantener la continuidad del servicio. La disponibilidad de energía eléctrica a los clientes de una compañía, aparece aparentemente en estado permanente, constante en frecuencia, voltaje y normalmente sin distorsiones en las ondas de corriente y voltaje. El sistema eléctrico está todo el tiempo sujeto a perturbaciones que van desde el cambio súbito de carga, fallas originadas por causas naturales ó por fallas de equipos ó humanas. Existen dos causas por las cuales el sistema eléctrico mantiene sus condiciones cuasiestables: una es el gran tamaño de generadores o cargas individuales respecto al tamaño del sistema eléctrico interconectado, y la otra es debida a la acción rápida y correcta de los sistemas de protección por relevadores. La protección por relevadores es la rama de la ingeniería de sistemas de potencia relacionada con los principios de diseño y operación del equipo que detecta condiciones anormales en el sistema eléctrico e inicia acciones correctivas tan pronto como sea posible para regresar el sistema de potencia a un estado normal. La función primordial del sistema de protección es aislar instantáneamente, del resto del sistema, cualquier elemento sujeto a un cortocircuito, o cuando dicho elemento opera en una condición anormal que pueda causar daño o sufra cualquier otro 1 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
fenómeno que altere el estado normal del sistema. Una segunda función de la protección, es proporcionar señalización que ayude al personal a determinar la localización y el tipo de falla. La rapidez de respuesta es una característica esencial de los sistemas de protección por relevadores. Por lo anterior, los esquemas de protección se diseñan para operar sin intervención humana. Las consignas que debe seguir un esquema de protección son las siguientes: diagnosticar correctamente el problema, responder rápidamente, y perturbar lo menos posible al sistema de potencia. Para seguir estos lineamientos, se deben examinar todos los tipos de falla posibles ó condiciones anormales de operación que se puedan presentar en el sistema. Se debe analizar la respuesta requerida del esquema de protección ante cada una de estas condiciones para diseñar los equipos que proporcionen esta respuesta. Además se debe analizar la posibilidad de que el propio esquema de protección falle en su operación y suministrar la función de protección de respaldo para actuar ante esta eventualidad. Estas condiciones hacen que los esquemas de protección en general sean extensos y sofisticados.
1.2 ESTRUCTURA FUNCIONAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA Desde el punto de vista de operación del sistema, este puede considerarse que está formado por tres capas operativas, como se muestra en la figura 1.1 Equipo de Control
Equipo de Protección Sistema de Potencia Figura 1.1 Estructura de operación del sistema eléctrico de potencia
En el primer nivel se consideran los elementos del sistema eléctrico que se encargan de producir, transmitir y distribuir la energía eléctrica. Después aparece la capa de control que se encarga de mantener la frecuencia y voltaje dentro de una banda deseada en todos los puntos de la red, cuidando la seguridad y economía del sistema completo; esta capa consiste por si misma de un conjunto jerarquizado de elementos locales y centralizados. En la tercera capa aparece el equipo de protección cuyo rasgo distintivo es su velocidad de operación. El equipo de protección actúa para abrir o cerrar interruptores que modifican la estructura del sistema eléctrico, mientras que la capa de control actúa continuamente para modificar variables tales como la frecuencia, el voltaje y los flujos de potencia. Aunque esta distinción tiende a traslaparse con la aplicación de esquemas de 2 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
protección digital y el control computarizado de subestaciones, puede pensarse que en general la acción del equipo de protección conduce al cambio de la topología de la red eléctrica.
1.3 CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE POTENCIA La forma en que se interconectan los diversos elementos del sistema tiene un impacto notable sobre el diseño del esquema de protección. Un sistema radial es aquel en que una sola fuente alimenta un conjunto de cargas; este esquema es típico de sistemas de distribución ó un sistema industrial. La construcción de un sistema radial es económica pero poco confiable en el sentido de que la desconexión de la fuente interrumpe el servicio a todos los clientes. Si se abren los principales seccionadores, entonces, se interrumpe la carga conectada después de este dispositivo. Dado que en estos sistemas la corriente solamente fluye en una dirección, la protección de un sistema radial es más sencilla que en un sistema anillado. Además los sistemas radiales generalmente están eléctricamente alejados de las fuentes de generación, por lo tanto, cambios en la generación no provoca grandes variaciones en las corrientes de falla. Un sistema anillado tiene múltiples fuentes y mallas entre las fuentes y las cargas. En estos sistemas se tiene mayor flexibilidad para mantener el servicio a clientes ante fallas, y la pérdida de un generador o línea tiene un impacto limitado sobre la confiabilidad de suministro. Al diseñar esquemas de protección para un sistema anillado se debe tomar cuenta las contribuciones de corrientes de falla que se presentan en distintas direcciones, debida a la existencia de fuentes de generación en distintos puntos de la red. Además, los cambios en la topología de la red y capacidad de generación afecta considerablemente las magnitudes de corriente que contribuyen a la falla.
1.4 ASPECTOS GENERALES DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN El objetivo básico del sistema de protección es desconectar del sistema de potencia el elemento fallado, tan rápido como sea posible, para que el resto del sistema continúe en servicio. Es importante señalar que el término “protección” no indica o implica que el equipo de protección puede prevenir los problemas. Los relevadores de protección sólo actúan después de que ocurre una falla o condición anormal, con suficiente intensidad para permitir su operación. Entonces, el término “protección” no indica prevención, sino más bien, minimizar la duración del problema, daños, y tiempo fuera de servicio del elemento o elementos del sistema involucrados. En la aplicación de relevadores de protección, existen cinco aspectos básicos que se describen a continuación.
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1.4.1 Confiabilidad La confiabilidad de un sistema se refiere al grado de certeza que ofrece un elemento o sistema de operar correctamente, o cumplir satisfactoriamente la función para la cual fue destinado. En el caso de los relevadores, a diferencia de otros equipos, se tiene dos circunstancias en las que pueden dejar de ser confiables: en la primera, pueden dejar de operar cuando se espera que lo hagan; en la segunda, pueden operar cuando no se espera que lo hagan. Para evaluar la confiabilidad de la protección se divide en dos aspectos: la dependabilidad y la seguridad. La dependabilidad se define como " el grado de certeza de que un relevador o el sistema de protección operará correctamente para todas las fallas para las cuales fue diseñado ". La seguridad se define como "el grado de certeza de que un relevador o el sistema de protección no operará para una condición anormal para la cual no fue diseñado ". La mayoría de los esquemas de protección se diseñan para eliminar una gran cantidad de fallas. A medida que aumenta la cantidad de fallas que puede liberar el esquema, la seguridad en su operación se degrada. Sin embargo siempre se prefiere garantizar la desconexión de elementos fallados sobre la posibilidad de operaciones incorrectas; en otras palabras, se prefiere desconectar equipos de más que mantener una falla conectada en un tiempo largo. Esta filosofía no se aplica en casos en que se tiene un número limitado de alternativas para transferir potencia en un sistema, como es el caso de un sistema radial ó un sistema operando en estado de emergencia.
1.4.2 Selectividad Se refiere al requerimiento de que los relevadores no deben operan para fallas para los cuales no son destinados. La selectividad es un término que describe el funcionamiento interrelacionado de relevadores, interruptores y otros dispositivos de protección. La selectividad total se obtiene cuando se desconecta del sistema la mínima cantidad de elementos o equipo en condiciones de falla u operando en una condición anormal, esto es definido en términos de regiones de un sistema de potencia, llamadas “zonas de protección”. El requisito de seguridad, mediante el cual se trata de garantizar que un esquema de protección no opere para fallas para las que no fue diseñado que operara, se define en términos de zonas de protección que son regiones del sistema de potencia para las cuales el esquema debe operar. El relevador será considerado seguro si responde solamente a fallas que ocurran dentro de su zona de protección.
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3 Figura 1.2 Un sistema típico y sus zonas de protección
Los sistemas de potencia están divididos en zonas de protección, tal como se muestra en la figura 1.2, en las regiones siguientes: 1. 2. 3. 4. 5. 6.
Zona de protección Zona de protección Zona de protección Zona de protección Zona de protección Zona de protección
del generador del transformador de la barra de líneas de transmisión o distribución del motor del grupo generador - transformador
Los relevadores generalmente tienen entradas provenientes de transformadores de corriente (TC), de modo que la zona protegida es acotada por estos transformadores de corriente. Los TC representan una ventana a través de la cual los relevadores asociados ven el sistema eléctrico dentro de la zona protegida. Mientras que los TC permiten detectar una falla dentro de la zona protegida, los interruptores permiten desconectar los elementos dentro de la zona protegida para aislar la falla. La frontera de una zona protegida está definida por un transformador de corriente y un interruptor.
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A fin de lograr proteger integralmente un sistema de potencia, la definición de zonas protegidas debe cumplir los requisitos siguientes: 1. Todos los elementos del sistema deben estar incluidos en al menos una zona protegida. Una práctica sana de protección es que los elementos más importantes estén contenidos en al menos dos zonas protegidas. 2. Las zonas de protección deben traslaparse para evitar que algún elemento se quede sin proteger. Sin este traslape, la frontera entre dos zonas protegidas puede quedar sin protección. La región de traslape debe ser pequeña de modo que la posibilidad de ocurrencia de una falla en la zona de traslape se minimice. La ocurrencia de tal falla ocasionará la desconexión de un segmento mayor del sistema de potencia.
1.4.3 Velocidad de operación Aunque es deseable aislar las fallas lo más rápido posible, basándose en la información proporcionada por las señales de corriente y voltaje que pueden distorsionarse durante transitorios, siempre se incurre en alguna pérdida de tiempo debido a la necesidad del relevador de diagnosticar adecuadamente la falla de acuerdo a la información disponible. De acuerdo a su velocidad de operación, los relevadores se clasifican como sigue: 1. Relevadores instantáneos , que son aquellos que una vez que se cumplen su valor de operación (corriente, voltaje, etc.) envían su disparo, sin demora intencional y su rapidez varía de uno a tres ciclos. 2. Relevadores con retraso de tiempo , son aquellos en los que se introduce un retraso de tiempo después de llegar a su punto de inicio de operación (valor de pick up), hasta que tiene su salida de disparo. 3. Relevadores de -alta velocidad, que son dispositivos que operan en menos de un ciclo (subciclo). 4. Relevadores de ultra-alta velocidad , que son dispositivos que operan en 4 milisegundos o menos, por ejemplo protecciones de onda viajera (1/4 ciclo) y protecciones de barras (1 ms).
1.4.3.1 Protección primaria y protección de respaldo Un sistema de protección puede fallar y consecuentemente no aislar una falla. Debido a esto es indispensable proveer un esquema alterno que garantice la desconexión de la falla. Estos esquemas son llamados de respaldo. La protección principal de una zona protegida es llamada sistema de protección primaria . Esta 6 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
protección debe operar lo más rápido posible y desconectar la menor cantidad de elementos del sistema. En sistemas de extra-alta tensión es común duplicar los esquemas de protección primaria para prevenir la falla en cualquier elemento del primer esquema; generalmente se usa equipo de fabricantes diferentes a fin de eliminar la probabilidad de que se tenga una operación inadecuada por la misma causa que falló el primer esquema. Los tiempos de operación de ambos esquemas es el mismo. Debido al costo de transductores e interruptores, no siempre es práctico duplicar esquemas de protección primaria. En redes de baja tensión, aún la duplicación de relevadores se evita y por lo tanto se utilizan esquemas de protección de respaldo. Los esquemas de protección de respaldo generalmente operan más lentamente y desconectan más elementos, que el esquema de protección primaria. Los esquemas de respaldo se pueden conectar localmente (en la misma subestación), o remotamente. Con respaldos remotos, el esquema tiene independencia de los relevadores, transductores, baterías, etc. del esquema primario que están respaldando. Sin embargo dependiendo de la complejidad del sistema, puede ser que el respaldo no vea todas las fallas contra las que se desea respaldar; adicionalmente la operación de respaldos remotos puede desconectar más fuentes del sistema de las permisibles. Los respaldos locales no tienen estas deficiencias, pero comparten equipos con el esquema primario, cuya falla puede también afectar la operación del esquema de respaldo.
1.4.4 Simplicidad Un sistema de protección como cualquier otra disciplina de la ingeniería, debe buscar la simplicidad como muestra de un buen diseño. Sin embargo, no siempre el sistema de protección más simple o menos complejo es el más económico. La confiabilidad puede ser mejorada con el diseño simplificado de un sistema de protección, porque disminuye el número de elementos que pueden fallar en su funcionamiento.
1.4.5 Economía Es fundamental obtener la máxima protección por el mínimo costo. Sin embargo, cuando se obtiene el menor costo inicial para el sistema de protección puede ser en detrimento de la confiabilidad del sistema. Además, puede involucrar mayores dificultades para su instalación, así en su operación y en altos costos de mantenimiento. Entonces, el costo de la protección debe ser evaluado en base al costo del equipo que protegerán, costo de salida o pérdida del equipo protegido debido a una protección inapropiada.
1.5 ELEMENTOS DE UN ESQUEMA DE PROTECCIÓN Aunque algunas veces se entiende por sistema de protección un conjunto de relevadores, en realidad un sistema de protección consta de otros subsistemas que contribuyen a la detección y remoción de fallas. Los subsistemas principales de un sistema de protección son los transformadores de instrumento, relevadores, baterías 7 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
e interruptores. Los transformadores de instrumento son transformadores de corriente y de voltaje; los relevadores son los elementos que deciden ejecutar las operaciones de conexión y desconexión de elementos.
1.5.1 Banco de baterías Los bancos de baterías alimentan con voltajes de C.D. (125 Vcd) a las protecciones, control, medición y registro de una subestación eléctrica o planta de generación, y así no depender de voltajes de C.A. que pueden ser afectados durante fallas en el sistema eléctrico de potencia. Estos bancos se conectan permanentemente mediante un sistema de recarga a la línea de corriente alterna de la subestación, y en condiciones normales, se apoyan en este cargador. El cargador debe tener una capacidad suficiente para mantener todas las cargas que se alimentan por el banco de baterías. A su vez, los bancos se dimensionan para mantenerse en operación normal durante 8 a 12 horas después de un apagón total. Aunque los bancos de baterías son confiables, en ocasiones y en subestaciones importantes estos equipos se duplican para garantizar la operación correcta del sistema de protección.
1.5.2 Interruptores La liberación de una falla en el sistema de potencia depende de la acción coordinada de la operación del interruptor y del relevador. El interruptor tiene el objetivo de aislar la falla mediante la interrupción de la corriente cuando esta pasa por cero. Actualmente, los interruptores utilizados en sistemas de extra alto voltaje pueden interrumpir corrientes de falla del orden de 60,000 Amperes. En la figura 1.3 se muestra los subsistemas que forman el sistema de protección.
Interruptor Transductor
Relevador Bateria
Figura 1.3. Elementos de un sistema de protección
1.6 CONCEPTOS BÁSICOS DE PROTECCIÓN POR RELEVADORES Dado que el objetivo de un sistema de protección es detectar fallas o condiciones anormales de operación, los relevadores deben evaluar una gran variedad de parámetros para establecer la acción correctiva requerida. Generalmente, se utiliza la información de las corrientes y voltajes en las terminales del equipo protegido, o en la 8 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
frontera de la zona adecuada. Algunas veces se utiliza también información del estado de contactos (abierto - cerrado) o “switches”. Aunque un relevador se puede diseñar para responder a diferentes señales, el problema de los sistemas de protección es definir las cantidades que diferencian una condición normal de una anormal. En el contexto de un sistema de protección, una condición “normal” que el sistema eléctrico de potencia no tiene falla. El campo de la protección de sistemas de potencia tiene varias décadas. Las diversas técnicas disponibles para proteger un sistema han evolucionado en todo este tiempo, y se conocen las limitaciones de los esquemas de protección. También se ha ido modificando el equipamiento de protección: inicialmente se construyeron relevadores electromecánicos, posteriormente se desarrollaron los relevadores de estado sólido en los años setentas, luego los digitales en los ochentas y actualmente se desarrollan los relevadores numéricos.
1.6.1 Detección de fallas Durante una falla, generalmente se observan aumentos en las magnitudes de corriente y abatimientos de los voltajes. Además se pueden observar cambios en diferentes parámetros tales como ángulos de fase de fasores de corrientes y voltajes, componentes armónicas de las mismas señales, potencias activas y reactivas, frecuencia del sistema, entre otras. El principio de operación de los relevadores se basa en la detección de estos cambios, e identificando los cambios con la posibilidad de que pueda existir una falla dentro de la zona de protección asignada a los relevadores. A continuación se presentan las principales técnicas utilizadas en esquemas de protección de sistemas eléctricos:
1.6.1.1 Detección de nivel de ajuste Normalmente ante una falla, se observan corrientes mayores que las normales. Cualquier corriente de magnitud superior a un cierto valor (valor de pick up) puede considerarse la condición de que existe una falla o una condición anormal dentro de la zona de protección de un relevador; este nivel es llamado ajuste de arranque del dispositivo. Para cualquier corriente arriba del nivel de arranque, el relevador opera, y para corrientes por debajo de este nivel de arranque, el relevador debe mantenerse sin operar. La característica de operación de un relevador de sobrecorriente se puede representar como una gráfica de tiempo de operación del relevador contra la corriente que mide dicho relevador. Es mejor normalizar la corriente como una relación de corriente actual sobre la corriente de arranque. El tiempo de operación para corrientes normalizadas menores que 1.0 es infinito, mientras que para valores mayores que 1.0, el relevador debe operar. El tiempo real de operación dependerá del diseño del relevador. Una característica de operación de un relevador de 9 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
sobrecorriente de tiempo definido ideal es similar a la mostrada en la figura 1.4 mediante una línea continua, y con línea punteada se muestra la característica de tiempo inverso. o p m e i t Tiempo inverso Tiempo definido
1.0
I/Ip
Figura 1.4. Característica de un relevador de sobrecorriente de tiempo definido y tiempo inverso
1.6.1.2 Comparación de magnitud Este principio de operación se basa en la comparación de una o más cantidades operativas entre si. Por ejemplo, un relevador de balance de corrientes puede comparar la corriente en un circuito con la corriente en otro, los cuales deberían ser iguales o proporcionales en magnitud para condiciones normales de operación. El relevador operará cuando la división de corrientes en los dos circuitos varíe de una tolerancia determinada. En la figura 1.5 se muestran dos líneas en paralelo conectadas en sus extremos a los mismos nodos. Se puede utilizar un relevador de comparación de corrientes que compare las magnitudes de las dos corrientes de línea IA e I B. Si ⎢IA ⎢ es mayor que ⎢IB ⎢+ ε, y la línea B no está abierta, entonces, el relevador reportará una falla en la línea A y la abriría, ( ε es una tolerancia determinada). Una lógica similar se puede utilizar para disparar la línea B si la corriente excede la de la línea A, cuando esta última no está abierta. Otro ejemplo, donde se puede aplicar este tipo de relevador es cuando los devanados de una máquina tienen dos subdevanados idénticos en paralelo por fase. Ia Rel Ib Figura 1.5. Dos líneas en paralelo conectadas en sus extremos a mismos nodos
1.6.1.3 Comparación diferencial La comparación diferencial es uno de los métodos más sensibles y efectiva para proporcionar protección contra fallas. El concepto de comparación diferencial es sencillo y se puede entender analizando el devanado de un generador como se
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muestra en la figura 1.6. en la que se muestran las marcas de polaridad de los TC´s, normalmente se utiliza S1-S2 para medición y de S3-S4, S5-S6, S7-S8 para protección (en los devanados secundarios). Los devanado en estos dispositivos es eléctricamente continúo, la corriente que entre en la terminal I 1, debe igualar a la corriente que sale por el otro extremo I 2. En este ejemplo, es posible utilizar un relevador de comparación de magnitud para detectar una falla en el devanado protegido. Cuando se presenta una falla en algún punto en el devanado, las corrientes I 1 e I2 serán diferentes. En forma alterna, se puede obtener la suma algebraica de estas dos corrientes entrando al devanado protegido (I 1-I2), y usar un relevador detector de nivel para identificar la presencia de una falla. En ambos casos, la protección es llamada protección diferencial. En general, el principio de operación de la protección diferencial es capaz de detectar magnitudes muy pequeñas de corrientes de falla. Su única desventaja es que requiere corrientes de ambos extremos de la zona protegida, lo que restringe su aplicación a aparatos tales como transformadores, generadores, motores, barras, capacitores, reactores, etc. I'1
P1
I'2
P2
P2
S3
S4
P1
S4
I1
S3 I2
(I1-I2)
R
Figura 1.6. Principio de protección diferencial aplicado a un devanado de un generador
1.6.1.4 Comparación de ángulos de fase Este tipo de relevadores compara el ángulo de fase relativo entre dos cantidades de corriente alterna. Los relevadores con este principio de operación se usan para determinar la dirección de una corriente respecto a una cantidad de referencia. Por ejemplo, el flujo de potencia normal en una dirección dada resultará en un ángulo de fase entre el voltaje y la corriente, variando alrededor de su ángulo de factor de potencia, digamos entre más o menos 30 grados. Cuando el flujo fluye en dirección opuesta, este ángulo será de 180 más o menos 30 grados. En manera similar, para una falla en la dirección hacia adelante o hacia atrás, el ángulo de fase de la corriente con respecto al voltaje será de - φ y (180-φ), respectivamente. Donde φ es el ángulo de impedancia del circuito fallado y será de cerca de 90 grados para sistemas de potencia. En la figura 1.7 se muestra dos líneas de transmisión, que se utilizan para explicar la diferencia en las relaciones de fase creadas por una falla, y por la demanda de la carga conectada. Esta evaluación se realiza mediante relevadores que respondan a
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diferencias entre las dos cantidades de entrada; en este ejemplo, se usa el voltaje y corriente de falla. I
F I
V
F
I Carga I Carga
R
I
V
F
I Carga I Carga I
F R
Figura 1.7. Comparación de ángulos de fase para fallas en una línea de transmisión
Referencias Walter A. Elmore “Protective Relaying Theory and Applications”, ABB Editorial Marcel, New York, EEUU, 1994. Anderson Paul M. “Power System Protection”, IEEE Press series on Power Engineering, 1999. Russell Mason, “The Art & Science of Protective Relaying”,John Wiley & Sons, Inc. New York 1956 Stanley H. Horowitz, Arun G. Phadke, Power System Relaying , Editorial Research Studies Press Ltd. England, 1992.
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