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CAPÍTULO 13 OTROS RELÉS Y SISTEMAS DE PROTECCIÓN
13.1 INTRODUCCIÓN En este capítulo se describen algunos relés y sistemas de protección que se utilizan como
complemento a los sistemas descritos en los capítulos anteriores. Estos relés y sistemas de
protección son:
Protección de respaldo local.
Protección contra falla interruptor.
Sincronización rápida de generadores.
Protección de Sistemas de Potencia con Descargadores de Sobretensiones.
13-2
Con el fin de obtener un sistema completo de respaldo, es necesario considerar también el
interruptor. La redundancia en los sistemas de protección no tendrá utilidad si el interruptor no
dispara. Por tal motivo, como un complemento al esquema de protección redundante, se utiliza
una protección de falla del interruptor, la cual en el evento de una falla en el disparo del
interruptor, asegura el disparo de los interruptores adyacentes, necesarios para despejar la
falla. Algunas veces es necesario enviar señales de disparo remoto a interruptores de
subestaciones adyacentes para poder lograr un despeje de falla completo.
Una descripción más detallada de este tipo de protección se incluye más adelante.
13.2 PROTECCIÓN DE RESPALDO LOCAL
Tal como se mencionó en el Capítulo 1, para lograr una buena confiabilidad en un sistema de
protección se acostumbra duplicar todos los elementos de la cadena de protección tales como
núcleos ó devanados de transformadores de instrumentación, bobinas de disparo, baterías y
relés de protección, tal como se ilustra en la Figura 13.1. Por razones económicas no se
duplican los interruptores.
Desde el punto de vista de los relés de protección la forma general de protección de respaldo
local es duplicarlos y la otra complementaria es utilizar un relé de protección local de respaldo
contra fallas del interruptor.
Los esquemas de respaldo local pueden constar de otros dispositivos de protección con
características similares de protección (relés de sobrecorriente, relés de falla interruptor, etc.).
El respaldo local actúa, normalmente, en un tiempo menor que el respaldo remoto.
13.2.1 DUPLICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN
Duplicar los relés de protección es un principio muy utilizado en la protección de líneas de
transmisión, especialmente para tensiones por encima de los 115 kV. En generadores y
transformadores no se duplica la protección ya que siempre existe más de un relé que detectará
cualquier tipo de falla, es decir, que con el daño de un relé, las fallas siempre serán detectadas
por otro relé con principio de funcionamiento diferente.
13-3
Los relés de protección de barras no se duplican porque la probabilidad de ocurrencia de falla
en barras es bastante remota. El respaldo en estos casos es del tipo remoto con la segunda
zona de los relés de distancia.
La duplicación de los relés de prote
utilizando dos protecciones idénticas (p
diferentes ó complementarias (por ejem
dos protecciones de distancia con
complementen ó uno conmutable y el ot
El tipo de relé que se utilizará en el siste
su ubicación en el sistema. A continua
recomienda utilizar para cada tipo de lín
1
Figura 13.cción en las líneas de transmisión puede realizarse
or ejemplo, dos relés de distancia) ó dos protecciones
plo, principal de distancia y respaldo de sobrecorriente ó
diferente característica de funcionamiento que se
ro no conmutable en su principio de medida).
ma duplicado dependerá de la importancia de la línea y
ción se da indicación general de la protección que se
ea en sistemas a 115 y 230 kV. En los esquemas que
13-4
se presentan se utiliza en cada uno una configuración de subestación diferente, para así
además ilustrar la ubicación de los transformadores de instrumentación y demás relés de
protección.
13.2.1.1 LÍNEAS RADIALES
En estas líneas, la protección principal debe ser un relé de distancia de tres zonas para fallas
entre fases y a tierra. Como respaldo se utiliza una protección de sobrecorriente de fase y tierra.
Este esquema se ilustra en la Figura 13.2. En el otro extremo de esta línea radial solo se debe
proteger con relés de sobrecorriente como protección de respaldo a la subestación extrema.
Las líneas terminadas en transformadores entran en esta categoría.
Figura 13.2
13-5
13.2.1.2 LÍNEAS DE INTERCONEXIÓN
Este tipo comprende las líneas de inter
sistema no ponga en peligro la seguri
relés de respaldo, cuando fallan los prin
La protección principal de estas líneas
entre fases y tierra, con aceleración po
tipos. Si la contribución de la línea que
corriente total de cortocircuito durante u
de sobrecorriente direccionales de fase
un esquema de transferencia directa de
En el caso contrario el relé de resp
sobrecorriente y el de fallas a tierra pue
presenta en la Figura 13.4.
1
Tabla 13.DE MENOR IMPORTANCIA
conexión en aquellos casos en los cuales su salida del
dad del mismo y en donde una lenta operación de los
cipales, no coloque en peligro la estabilidad del sistema.
debe ser un relé de distancia de tres zonas para fallas
r portadora. La protección de respaldo puede ser de dos
se va a proteger es un porcentaje considerable de la
na falla en barras de la subestación, se debe usar relés
y tierra e inclusive el relé de tierra puede funcionar en
disparo; este esquema se ilustra en la Figura 13.3.
aldo contra fallas entre fases puede ser un relé de
de ser de sobrecorriente direccional, dicho esquema se
13-6
Figura 13.3
13-7
4
Figura 13.
13-8
13.2.1.3 LÍNEAS DE INTERCONEXIÓN DE MAYOR IMPORTANCIA
Se designa como tal, una línea de gran importancia en el sistema, a la que su salida puede
causar sobrecargas en otras líneas, ó la lenta operación de los relés de protección de respaldo
puede causar inestabilidad en el sistema; en este caso se debe utilizar un sistema redundante
duplicado, dos sistemas de relés de distancia por línea.
En el sistema duplicado puede existir diferencia tanto en el principio de medida como en el
esquema piloto.
Un sistema redundante duplicado muy utilizado es tener un relé de distancia del tipo no
conmutable con unidades Mho para fallas entre fases y unidades cuadriláteras o poligonales. El
primero de estos relés podría estar por ejemplo operando en un esquema de aceleración por
portadora. El esquema se ilustra en la Figura 13.5.
Otra práctica es combinar diferentes principios de medida y poner sólo un relé a trabajar con un
esquema piloto, por ejemplo aceleración, también se puede combinar relés de estado sólido y
electromecánicos. Algunas compañías de energía utilizan dos relés de distancia idénticos que
pueden ser conmutables ó no dependiendo de la línea.
Si existen problemas de fallas a tierra con muy altas impedancias se puede complementar este
sistema duplicado con relés de distancia, con un relé de sobrecorriente direccional a tierra
(67N), que inclusive puede trabajar en un esquema permisivo de transferencia de disparo.
13.2.1.4 LÍNEAS CORTAS
En líneas de transmisión muy cortas, es difícil ajustar los relés de distancia. En estos casos se
aconseja un arreglo de comparación directa con bloqueo, para líneas que requieren seguridad;
en otros casos un esquema de hilo piloto sería aconsejable. Estos relés serían los principales,
los de respaldo serán seleccionados de acuerdo con la filosofía descrita en los numerales
anteriores.
En la Figura 13.6 se ilustra una protección con hilo piloto como principal y relés de
sobrecorriente direccionales como respaldo.
13-9
Figura 13.5
13-10
Figura 13.6
13-11
7
Figura 13.
13-12
Es esta categoría se pueden catalogar las líneas que van desde una central generadora hasta
la subestación; si los transformadores están cerca, 300 m ó menos de la subestación, el tramo
de la línea se protegerá con el mismo relé diferencial del transformador, tal como se ilustra en la
Figura 13.7; si, en cambio, los transformadores elevadores están alejados de la subestación. El
respaldo en estos casos podría ser relés de sobrecorriente ó distancia, dependiendo de la
longitud e importancia del circuito.
13.2.1.5 LÍNEAS CON DERIVACIONES
En estos casos lo más conveniente es un arreglo de comparación directa con esquema de
bloqueo, como protección principal; el respaldo se seleccionará de acuerdo con la importancia
de la línea.
13.2.1.6 LÍNEAS CON COMPENSACIÓN EN SERIE
Las líneas que tengan bancos de condensadores en serie se deben proteger con un sistema de
comparación de fases segregado ó no segregado dependiendo de la importancia de la línea y
de la disponibilidad de canales de comunicación; el respaldo puede ser un arreglo de
comparación directa con esquema de bloqueo, en donde los relés de protección tengan una
acción retardada para esperar el flameo de los terminales (“gaps”) de los condensadores.
13.2.1.7 LÍNEAS DE EXTRA ALTA TENSIÓN (EAT)
En el caso de líneas de extra alta tensión, mayores de 345 kV, la recomendación para la
utilización de los relés de protección sería la siguiente:
Siempre deberá utilizarse un sistema con dos protecciones principales y una protección de
respaldo. Una de las dos protecciones principales deberá ser un relé de distancia del tipo no
conmutable trabajando en un esquema piloto de protección (por ejemplo aceleración de
segunda zona); la otra protección principal deberá escogerse entre las siguientes alternativas:
Si el sistema requiere seguridad en la eliminación de fallas, deberá utilizarse un relé de tal
forma que se obtenga un sistema duplicado de protección con el mismo principio de
funcionamiento, es decir, las protecciones principales serían relés de distancia que bien
13-13
pueden utilizar igual ó diferentes características de las unidades de medida y diferentes
esquemas pilotos de protección (por ejemplo bajo alcance con esquema de desbloqueo
para la protección principal No.1 y sobrealcance con esquema de bloqueo para la
protección No.2); la máxima seguridad se lograría utilizando dos protecciones de distancia
del mismo fabricante y con la misma característica de operación para las unidades de
medida.
Si el sistema requiere confiabilidad para la eliminación de la falla, se deberá utilizar un
principio de funcionamiento diferente para cada una de las protecciones principales, con
lo cual pueden obtenerse dos esquemas de protección, teniendo en cuenta que una de
las protecciones principales será un relé de distancia tal como se indicó anteriormente,
dependiendo de sí se utiliza un relé de comparación de fases que puede ser del tipo
segregado ó no segregado ó un relé de ondas viajeras.
La protección de respaldo siempre será un relé direccional de sobrecorriente para fallas a tierra
con el objeto de aumentar la confiabilidad en la detección de fallas a tierra altamente resistivas.
Como un complemento para la protección de líneas de extra alta tensión se utilizan:
a) Relés para detección de corrientes de secuencia negativa (46), los cuales sensan cuando
un polo de un interruptor no efectúa una operación de cierre ordenada; dicha protección
normalmente se dispone para dar señalización en la subestación.
b) Relé
adec
dese
sobr
valo
SIMBOLOGÍAs de sobretensión (59) y baja tensión (27) con el objeto de controlar los niveles
uados de tensión durante condiciones normales de funcionamiento del sistema; si se
a, el relé de sobretensión puede presentar un funcionamiento instantáneo para
etensiones excesivas y un funcionamiento retardado para sobretensiones de menor
r.
13-14
En la Figura 13.8 se presenta el esquema de protección para una línea de extra alta tensión. 13.2.1.8 LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN
Para líneas de transmisión con tensiones hasta 69 kV, dependiendo de la importancia de la
misma, pueden utilizarse relés de distancia como protección principal y relés de sobrecorriente
como protección de respaldo ó simplemente relés de sobrecorriente para todo tipo de fallas.
13.3 PROTECCIÓN CONTRA FALLAS DEL INTERRUPTOR
Tal como se men
y por este motivo
del interruptor.
Este esquema de
las subestacione
interruptor la pro
protecciones rem
corriente de falla
falla interruptor e
orden de apertur
durante la operac
SIMBOLOGÍA
SIMBOLOGÍAciono anteriormente, por razones económicas no se duplican los interruptores
es necesario utilizar un esquema de protección local de respaldo contra falla
protecciones esencial para asegurar una buena confiabilidad y seguridad en
s, especialmente en las de conexión de interruptores, ya que cuando falla un
tección ordena la apertura de interruptores locales y evita que operen las
otas aislando la subestación. Su ajuste se realiza con el valor de la mínima
en el extremo remoto de la línea, esto con el fin de garantizar que el relé de
sté arrancando para el caso de que el interruptor de la línea no opere ante
a y prevenir operaciones indeseadas ante condiciones de mantenimiento ó
ión normal.
13-15
Figura 13.8
13-16
El principio de protección es el siguiente: cuando ocurra una falla en la línea protegida, los relés
principales y de respaldo dan ordenes de disparo a los interruptores de la línea, energizándose
simultáneamente un relé de tiempo que comprueba si la orden de disparo fue ejecutada durante
un periodo de tiempo de (50 a 300 ms), el cual se establece con base en el tiempo operación
del interruptor más un margen. Si no se realiza la interrupción, se determina cuales interruptores
están conectados a la barra por medio de una réplica de las barras, obtenida de los contactos
auxiliares de los seccionadores. La protección de respaldo del interruptor que no operó envía
orden de disparo a estos interruptores con lo cual se elimina la falla. La Figura 13.9 muestra un
esquema de coordinación de tiempos para la protección de respaldo contra fallas del interruptor.
Como se indica en el esquema, el ajust
ser suficiente para permitir la normal el
los relés de sobrecorriente más un m
variaciones tales como un mayor tiemp
sobregiro de los relés de tiempo, inclu
temperatura ó de la tensión de control
falla por la protección local de respald
máximo requerido para eliminar la falla
con relés remotos de respaldo.
9
Figura 13.e de la protección local contra fallas del interruptor debe
iminación de la falla, así como también la reposición de
argen (el factor de seguridad para tener en cuenta
o de interrupción que el especificado en el interruptor,
yendo variaciones en la temporización por cambios de
de c.d.). Así mismo el tiempo total de eliminación de la
o contra fallas del interruptor debe ser menor que el
y conservar la estabilidad del sistema y para coordinar
13-17
El suministro de potencia a la falla desde el extremo de la línea puede eliminarse mediante una
orden de disparo dada simultáneamente por la protección de respaldo del interruptor y
transmitida vía PLC, ó puede interrumpirse por la acción de los relés localizados en la
subestación del otro extremo.
Para la protección local de respaldo del interruptor se utiliza relés de sobrecorriente del tipo
instantáneo diseñados para un disparo rápido y una rápida caída de corriente, lo cual quiere
decir que si la corriente no circula más por estos relés, deberán salir rápidamente con el objeto
de que los relés de tiempo no continúen funcionando.
Para subestaciones con configuración de barra simple se requiere un relé de disparo del
interruptor y un relé de tiempo para la barra tal como puede apreciarse en la Figura 13.10.
Para subestaciones con configuración de barra múltiple se requiere además tener una imagen
de las barras, la cual puede obtenerse mediante los contactos auxiliares de los seccionadores,
con el fin de dar la orden de disparo a los interruptores de los circuitos que se encuentran
conectados a la barra a la cual se conecta el circuito fallado, y si existe, al interruptor de
seccionamiento de barras (S) tal como se muestra en la Figura 13.11.
Para subestaciones con configuración en anillo se utilizan dos relés de respaldo contra falla del
interruptor y dos relés de tiempo de cada circuito, como se observa en la Figura 13.12.
Para subestaciones con configuración interruptor y medio se utilizan dos relés de respaldo del
interruptor por cada circuito, un relé de tiempo por cada barra y un relé de tiempo por cada
interruptor adyacente a cada barra, como se muestra en la Figura 13.13.
13-18
Figura 13.10
13-19
1
Figura 13.1
13-20
2
Figura 13.1
13-21
Figura 13.13
13-22
Para comprender la filosofía de la protección de respaldo contra fallas del interruptor se explica
a continuación la correspondiente a las subestaciones con configuración de interruptor y medio
(Figura 13.13). Supóngase que se presenta una falla en la línea A, la cual debe ser aislada en la
subestación mediante la apertura de los interruptores 1 y 2. Los relés principales y de respaldo
contra fallas del interruptor (S1) energiza el relé de tiempo de la barra Y, el cual después de
cierta temporización (tiempo de apertura del interruptor mas el margen) dispara los interruptores
conectados a la barra Y, eliminando completamente la falla. El relé de tiempo del interruptor
No 2 será energizado ya que dicho interruptor opera y el relé S2 se reposiciona.
Asumiendo la misma línea fallada, supóngase que el interruptor No 2 no abre sus contactos. En
este caso, el relé S2 permanecerá con sus contactos cerrados, energizando así el relé de
tiempo del interruptor No 3 y después de la temporización dicho interruptor será disparado
eliminando completamente la falla de la subestación.
Figura 13.14
13-23
Para eliminar completamente la falla del sistema, el otro extremo de la línea debe ser
desconectado. Para fallas en el 15% inicial de la línea, los interruptores en el otro extremo serán
disparados en el tiempo de segunda zona, en caso de ser utilizados relés de distancia; el relé
de tiempo correspondiente puede ser usado para iniciar una señal de disparo que será
transmitida al otro extremo de la línea, ocurriendo así una interrupción más rápida.
Este mismo principio se aplica cuando ocurre una falla en barras, tal como se ilustra en la
Figura 13.14. Los relés de sobrecorriente para respaldo del interruptor debe solicitarse con un
rango entre 0.2 y 2 IN tiempo ajustable entre 0 y 300 ms.
Para sistemas en los cuales la corriente de cortocircuito tiene valores por debajo de la máxima
corriente de operación, el sistema de protección de respaldo del interruptor puede activarse por
medio de relés de mínima impedancia.
En el caso de subestaciones de extra alta tensión existen otras protecciones complementarias
que se utilizan buscando proteger la subestación misma: son la protección de zona ciega o
zona muerta (zona comprendida entre el transformador de corriente y el interruptor) y la
protección de tramo de línea (tramo de conexión comprendida entre el interruptor del circuito y
el seccionador de línea).
La operación de la protección de zona ciega (51 / 51N -IL) debe ser iniciada por la operación
de las protecciones principales del circuito y por la apertura del correspondiente interruptor; el
funcionamiento de este esquema
La protección de tramo de línea (50/50N -TM) sólo opera cuando el seccionador de conexión
del circuito se ha abierto, dando protección al tramo de conexión entre los transformadores de
corriente y el seccionador mencionado. Algunos esquemas de protección de distancia incluyen
esta protección como opcional.
13.3.1 PROTECCIÓN DE FALLA INTERRUPTOR PARA TRANSFORMADORES
Los interruptores asociados con el transformador deben disponer de una protección de falla
interruptor, para garantizar el despeje de fallas en caso de mal funcionamiento de alguno de los
interruptores. De acuerdo con la norma ANSI / IEEE C37.91, el esquema de falla interruptor
13-24
para transformadores debe estar en capacidad de detectar pequeñas corrientes de falla (por
ejemplo, aquellas corrientes que arrancan las protecciones mecánicas del transformador), de tal
forma que la corriente de arranque del relé de falla interruptor se deberá basar en la mínima
transferencia de carga, preferiblemente empleando la máxima sensibilidad del relé.
13.3.2 PROTECCIÓN DE FALLA INTERRUPTOR PARA GENERADORES
Un diagrama funcional de un esquema de falla interruptor del generador se presenta en la
Figura 13.15. Como los demás esquemas, cuando los relés de protección detectan una falla
interna ó una condición de operación anormal, ellos mandarán disparo al interruptor para el
generador y al mismo tiempo arrancarán la protección de falla interruptor. Si el interruptor no
despeja la falla ó sucede una condición anormal en un tiempo especifico, el temporizador
dispara los interruptores necesarios para remover el generador del sistema. Como se muestra
en la Figura 13.15, al arrancar el temporizador de la protección falla interruptor, un relé de
protección debe operar y un detector de corriente ó un contacto cerrado del interruptor debe
indicar que el interruptor ha fallado su apertura. Excepto por el uso del contacto cerrado del
interruptor, el esquema mostrado en la Figura 13.15 es típico de la mayoría de esquemas de
falla interruptor.
Figura 13.15
13-25
El contacto cerrado del interruptor se usa en caso de que se den fallas ó condiciones de
operación anormal del estator ó fallas a tierra de la barra, en valores muy por encima de los
permitidos, los cuales no producen corriente suficiente para que operen los detectores de
corriente.
Generalmente se debe separar la zona de protección en grupos y que cada grupo opere por
separado el disparo del generador y el arranque a la falla del interruptor. También se deben
instalar los disparos y arranques en caso de mantenimiento.
13.3.3 PROTECCIÓN DE FALLA INTERRUPTOR PARA REACTORES
Esta protección aplica cuando el reactor es maniobrable y previene la no apertura del interruptor
ante el arranque de protecciones.
Su ajuste se debe hacer de acuerdo con los criterios establecidos para este tipo de funciones
en las líneas de transmisión, teniendo en cuenta que el ajuste del arranque se haga para un
valor cercano a la corriente calculada al 90% de la tensión nominal. 13.4 SINCRONIZACIÓN RÁPIDA DE GENERADORES Existen tres métodos de sincronización rápida de generadores, y son los siguientes:
13.4.1 SINCRONIZACIÓN PRECISA DE GENERADORES
Se efectúa cuando se cumplen las siguientes condiciones:
a) La frecuencia del generador es casi igual a la del sistema (máxima diferencia es 0.5%). b) Las tensiones son prácticamente iguales ( bg V V = , gV tensión en los arrollamientos del
generador; bV tensión en el barraje).
c) La conexión se hace cuando las tensiones están en fase (instante de sincronismo♦). Todas las anteriores condiciones llevan a la ausencia de altas corrientes que circulen por los
alternadores y a la no aparición de fluctuaciones de tensión u oscilaciones de potencia. ♦ Sincronismo: simultaneidad de fase de dos tensiones a la misma frecuencia.
13-26
Para lograr esta sincronización es recomendable utilizar un dispositivo de sincronización
automática, en este dispositivo se comprueban las igualdades de las frecuencias y las tensiones
(dentro de cierto intervalo de error) y, cuando se cumplen, se envía un pulso para la conexión,
en el momento en que la frecuencia del generador tiene un ángulo de valor cercano al de la
tensión del sistema. El pulso se genera con cierto adelanto, para tener en cuenta el tiempo de
cierre del interruptor.
Para generar el pulso de conexión, se compara el valor instantáneo rectificado de la diferencia
de potencial ∆V entre fases homogéneas del generador y del sistema, con el de su derivada y
la señal se emite cuando estos valores son iguales. Esto representa un tiempo de adelanto
constante que puede hacerse igual al tiempo tC de cierre del interruptor.
Cuando la f.e.m. Eg del generador es igual a la tensión Vs del sistema, se puede plantear:
2δsen2VΔV s=
2ωsen2VΔV s
st=
Las señales a ser comparadas e1 y e2 son respectivamente proporcionales a ∆V y su derivada.
2tωsenV2kV)(k e s
s111 =∆=
2tωcosωV2k t
V) (Δ k e sss22 =
∂∂=
La condición de operación es: er = -e2
)2t( Cos ωV K- )2
t(Sen Vk 2 sωss2
sωs1 =
2kωk
- =)2
tω(Tan
1
s2s
Para valores pequeños del ángulo puede escribirse:
2
tω =)
2tω
(Tan ss
Por lo tanto:
13-27
2kωk
- =2
tω
1
s2s
kk- =t1
2
Donde el valor negativo de t indica que se refiere a aquel en que a un instante anterior a
∆V = 0 seleccionando apropiadamente los valores de K1 y K2 este tiempo puede igualarse al
tiempo de cierre del interruptor.
13.4.2 AUTOSINCRONIZACIÓN DE GENERADORES
El generador, sin excitación se lleva a una velocidad cercana a la sincrónica cuando S ≤ 3%,
se aplica una tensión al estator, y posteriormente se conecta la excitación.
En condiciones de emergencia la sincronización puede hacerse con valores mayores de
deslizamiento (en la práctica se ha logrado hasta con S = 20%). El proceso transitorio resultante
generalmente no dura más de 2 segundos.
Es recomendable que la autosincronización sólo se efectúe cuando la corriente de
autosincronización Ias no sobrepase el 350% de la corriente nominal del generador.
El valor de Ias se puede determinar a partir del circuito de la Figura 13.16, en el cual el
generador que ha sido conectado al sistema sin excitación, se representa por su reactancia
transitoria de eje directo X’d (lo cual es válido a partir del momento en que desaparecen las
componentes libres de las corrientes del rotor y del estator).
Figura 13.16
13-28
Ias es siempre menor que la corriente de cortocircuito trifásico en los terminales del generador,
que por diseño es soportable por la máquina.
La tensión terminal Vg del generador se reduce durante la sincronización:
+
−=−=sd
sssassg XX'
X1EXIEV
El proceso de autosincronización transcurre de la siguiente forma: al conectar el generador sin
excitación al sistema, a una velocidad cercana a la sincrónica, el torque asincrónico tiende a
reducir el deslizamiento, es decir a acercarse la velocidad del generador a la sincrónica. Este
torque asincrónico se debe a la interacción del campo rotatorio del estator con las corrientes
parásitas inducidas en el rotor (devanados de campo y amortiguador, así como hierro del rotor)
y tiende a cero cuando se reduce el deslizamiento. Al aplicar la excitación al generador, aparece
el torque sincrónico, debido a la interacción de los campos del estator y del rotor, que completa
el proceso después de varias oscilaciones.
En hidrogeneradores con devanado amortiguador el proceso se puede hacer arrancando el
generador como motor asíncrono (es decir sin participación inicial de la turbina), en un tiempo
del orden de 10 segundos.
Los equipos para la conexión automática de generadores por autosincronización se utilizan
como elementos de arranque en hidrogeneradores, generadores eólicos y generadores
accionados por motores diesel. En los turbogeneradores no es usual el arranque automático sin
calentar previamente la turbina. La autosincronización automática puede utilizarse
excepcionalmente en turbogeneradores en forma conjunta con el recierre automático para el
reestablecimiento después de un cortocircuito en la barra de generación.
Al ocurrir la falla en la barra y su desconexión por la protección el recierre automático reconecta
la barra al sistema y el equipo de autosincronización automática conecta nuevamente el
generador a la barra.
En resumen, el método de la autosincronización puede utilizarse para la conexión de
emergencia al sistema de generadores sincrónicos, independientemente de su tipo, siempre
que la corriente no sobrepase el 350% de la nominal del generador.
13-29
13.4.3 CONEXIÓN ASINCRÓNICA DE GENERADORES Y PARTES DEL SISTEMA
Un generador sincrónico que se conecta asincrónicamente al sistema estando excitado es
representable en esta condición por la reactancia subtransitoria de eje directo X”d, la corriente
Ica del generador para esa condición está dada por:
sdca XX´´
E = I+
∆
Donde ∆E (para Es = Eg ) de acuerdo con la Figura 13.17, puede expresarse como:
Se puede expresar como: se2EΔE g=
Para un δ = 180º Ica es máximo:
Esta corriente es el doble de la subtr
generador y origina grandes fuerzas qu
Las máquinas sincrónicas por lo gener
cortocircuito en sus terminales con una
soportar la conexión asincrónica aún u
δ = 180º.
Cuando el sistema tiene cierta imped
conexión asincrónica del generador, se
f.e.m.s del generador y del sistema tien
decir:
7
Figura 13.12δn
d
dca X"
2E"máxI =
ansitoria de cortocircuito trifásico en los terminales del
e pueden afectar el eje y los devanados del generador.
al se diseñan para soportar la corriente de impacto por
tensión igual al 105% del nominal, por lo que no pueden
n sistema infinito y que puede darse el caso extremo de
ancia, para determinar si es posible ó no efectuar la
calcula el valor de Ica para δ = 180º suponiendo que las
en valores superiores en un 5 ó 10% a los nominales es
13-30
( )12
nomfca X
V1.1 a 1.052máxI =
Donde X12 es la reactancia total del circuito resultante de la conexión.
Se calcula a continuación k.
gennom
máxca
IIk =
Se considera posible efectuar la conexión asincrónica del generador en los siguientes casos:
a) En turbogeneradores e hidrogeneradores con devanado amortiguador, si es
K ≤ 0.625 / X”d.
b) En turbogeneradores con enfriamiento directo e hidrogeneradores sin devanado
amortiguador si K ≤ 3.
c) En compensadores sincrónicos, si es K ≤ 0.84 / X”d.
De las consideraciones anteriores se deduce que no es posible conectar asincrónicamente un
generador a un sistema infinito, la situación mejora cuando hay un transformador y una línea
(Xs aumenta), o cuando se trata de un grupo de generadores en paralelo (Ica se divide entre
todos ellos); en este caso el cálculo hay que hacerlo para el número mínimo posible de
generadores funcionando.
Un problema adicional es el de si el sistema admite la conexión asincrónica desde el punto de
vista de su estabilidad. En sistemas complejos la conexión asincrónica puede provocar el
disparo de cargas cercanas al centro eléctrico y la posterior pérdida de sincronismo de los
generadores que estaban conectados. 13.5 PROTECCIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA CON
DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES 13.5.1 TIPOS DE SOBRETENSIONES
Las sobretensiones que ocurren en un Sistema Eléctrico de Potencia son usualmente divididas
por definición en tres grupos: sobretensiones temporales, sobretensiones de maniobra y
13-31
sobretensiones atmosféricas. Las dos primeras se consideran como de origen interno, mientras
que la tercera se considera de origen externo.
Las sobretensiones temporales son a frecuencia industrial ó muy cercanas a la frecuencia
industrial y no amortiguadas ó suavemente amortiguadas. Ellas están asociadas principalmente
a la pérdida de carga, fallas a tierra y resonancia de diferentes tipos. En un sistema diseñado,
las amplitudes de las sobretensiones temporales no deben exceder de 1.5 p.u. y su duración
debe ser menor de 1 s.
Las sobretensiones de maniobra están asociadas a todas las operaciones de maniobra y fallas
en el sistema. Sus amplitudes están generalmente en el rango de 2 a 4 p.u., dependiendo
mucho de los valores reales del diseño del sistema y de los medios para limitarlos. La forma de
onda puede variar bastante, pero pueden ser representadas por una oscilación de algunos
miles de ciclos, superpuesta en una onda a frecuencia industrial, ó por una onda doble
exponencial con un tiempo de frente de 10 a 1000 µs. Basados en estudios de sistemas
completos y en el conocimiento de la resistencia de aislamiento para diferentes formas de onda,
IEC ha recomendado un impulso de maniobra normalizado de 250 / 2500 µs.
Las sobretensiones elevadas se presentan debido a la ocurrencia de descargas atmosféricas,
originadas tanto por una descarga directa en las subestaciones que alcance los conductores de
fase, como por flameos inversos bien sea en las líneas que llegan a la subestación ó en los
cables del apantallamiento. Por flameos inversos se deben entender aquellos producidos por
descargas que golpeen directamente los cables de guarda de la línea ó la subestación y,
posteriormente, provocan un flameo de la cadena de aisladores del conductor de fase debido a
la elevación de tensión entre la parte metálica de la estructura y la tensión de fase.
Las amplitudes de las ondas de entrada son limitadas por los flameos en la línea y están
normalmente en el rango de 5 a 7 p.u. para líneas de 72.5 kV y menores, hasta de 4 a 6 p.u.
para una línea de 800 kV. Debido a las altas pendientes de las ondas entrantes son valores
(típicos de 600 a 1200 kV / µs), las amplitudes pueden incrementarse considerablemente
debido a reflexiones en la subestación.
13-32
13.5.2 APLICACIÓN DE LOS DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES
Los Descargadores de Sobretensiones se utilizan para proteger los equipos
(generalmente equipos con aislamiento no autorecuperable) de todos los
tipos de sobretensiones mencionadas. Un Descargador de Sobretensiones
(Figura 13.18) es un dispositivo que tiene una impedancia de característica
no lineal y que se conecta por lo general entre cada una de las fases y tierra.
El descargador tiene una alta impedancia para tensiones de tipo industrial de
manera que es casi transparente al Sistema Eléctrico. A grandes valores de
tensión su impedancia disminuye notablemente liberando así la energía de
las sobretensiones a tierra. Los descargadores limitan las sobretensiones a
un valor mínimo. Los niveles de protección ofrecidos por los descargadores
dependen del tipo de impulso de estas sobretensiones.
8
Figura 13.1El nivel de aislamiento del equipo protegido se basa en los siguientes niveles de protección:
Para niveles de tensión menores de 242 kV, los criterios para escoger los Descargadores
de Sobretensiones son:
• En los sistemas de distribución con niveles de tensión menores a 36.2 kV, el valor
nominal depende del coeficiente de puesta a tierra de la red. Para una misma tensión
máxima del equipo, la selección del BIL se debe hacer considerando el grado de
exposición a impulsos de origen atmosférico, y el tipo de puesta a tierra del neutro del
sistema. La energía depende además del grado de exposición de la red a descargas
atmosféricas y en particular de los conductores de fase.
• En los sistemas de subtransmisión con niveles de tensión entre 72.5 kV y 242 kV es
posible variar la selección de la tensión nominal de los descargadores dentro de la
misma clase de tensión. Sin embargo, aún no se ha hecho la reducción de los niveles
de aislamiento, ya que para estos niveles la tendencia ha sido asociar el BIL con la
clase de tensión, especificando de esta forma aislamientos excesivamente elevados.
13-33
Se sugiere♣ considerar valores de BIL más bajos, donde existan márgenes elevados.
Esta consideración exige adelantar una evaluación de riesgo de fallas muy detallada,
labor que sólo podría hacerse en Colombia el día en que se disponga de una base de
datos de descargas atmosféricas suficientemente amplia♣.
Para niveles de tensión superiores a 363 kV, el Descargador de Sobretensiones de utiliza
para proteger los equipos de tal forma que se puedan escoger niveles de aislamiento más
bajos. Como ya se mencionó, los descargadores se seleccionan para proteger el
aislamiento no autorecuperable de los impulsos con frentes de onda lentos (maniobras) y
de los impulsos con frentes de onda rápidos (descargas atmosféricas). Los descargadores
también ofrecen protección al aislamiento autorecuperable, al punto que se tiene una
tendencia hoy en día de instalar Descargadores de Sobretensiones a lo largo de las líneas
de transmisión como elementos equipotencializadores que controlan las salidas de la
línea por flameos inversos.
Para los transformadores se tiene que colocar los descargadores muy cercanos a los bornes del
equipo, ya que se pueden presentar sobretensiones de magnitud considerable por la presencia
de lazos inductivos en el sistema.
13.5.3 ESPECIFICACIONES DE LOS DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES La guía de aplicación IEC 99-5 presenta las siguientes especificaciones para seleccionar un
Descargador de Sobretensiones de Oxido Metálico: I. COV, (Continuos Operating Voltage) es el valor máximo permitido de una tensión
senoidal a la frecuencia del sistema que se puede aplicar continuamente entre sus
terminales. II. Tensión Nominal, que se aplica entre los terminales del descargador y a la cual esta
diseñado para operar correctamente bajo condiciones de sobretensión; además es la
que se aplica como prueba de operación durante 10 s.
III. Corriente Nominal de Descarga, (Nominal Discharge Current NDC) sus valores
normalizados son 1.5 2.5 5 10 ó 20 kA.
♣ Según la referencia [ 4 ]
13-34
Para verificarla:
Donde:
BIL = Nivel básico de aislamiento para descargas atmosféricas (BSL para maniobra)
VRES = Tensión residual o nivel de protección del descargador para el valor máximo
de corriente sobre él.
Z. = Impedancia característica de la línea
IV. Clase de Descarga de Línea, (Line Discharge Class LDC), según norma se clasifica
en LDC 1, 2, 3, 4, 5 ó ninguna
V. Clase de Alivio de Presión, tiene que ver con la capacidad de soportar la presión que
se presenta en el Descargador de Sobretensiones, ante la máxima corriente de
cortocircuito. Se puede estimar según:
Vn 3MVAI cc
cc =
Donde: MVACC = Potencia aparente de la falla
Vn = Tensión nominal del sistema
Debido al poco tratamiento que se ha dado en la literatura del concepto Clase de Descarga de
Línea (LDC); se presentará una ampliación del mismo, ya que como se verá, está directamente
relacionado con la capacidad de absorción de la energía y es de vital importancia verificar que
el Descargador de Sobretensiones seleccionado esté en capacidad de absorber dicha energía.
13.5.3.1 CLASE DE DESCARGA DE LÍNEA (LDC)
Los Descargadores de Sobretensiones según la norma Europea IEC 99-4, están clasificados de
acuerdo a la capacidad de absorción de energía (kJ / kV) por clases desde la 1 hasta la 5
siendo la clase 1 la de menor capacidad de absorción de energía y la clase 5 la de mayor
capacidad.
][KAZ
nVBIL 2NDC RES−= (13.1)
(13.2)
13-35
Clase 1 corresponde a descargadores clase distribución con una capacidad de absorción de
energía de aproximadamente 1.1 kJ / kV .♣
Clase 2 corresponde a descargadores clase distribución con una capacidad de absorción de
energía de aproximadamente 2.2 kJ / kV para usar en zonas de alto nivel ceráunico y para
puntos de transición de línea aérea a subterránea. Estos descargadores son también usados
para protección de pequeñas subestaciones.
Clase 3 corresponde a descargadores clase estación con una capacidad de absorción de
energía de aproximadamente 3.8 kJ / kV.
Clase 4 corresponde a descargadores clase estación con una capacidad de absorción de
energía de aproximadamente 5.5 kJ / kV.
Clase 5 corresponde a descargadores clase estación con una capacidad de absorción de
energía de aproximadamente 6.8 kJ / kV.
Las clases 4 y 5 se usan para líneas de extra alta tensión ( ≥ 500 kV) y de gran longitud.
En los EEUU los descargadores se clasifican como clase Distribución (5 kA,10 kA), Intermedia
y Estación (Subestación)¿
La Corriente Nominal de Descarga y la Clase de Descarga de Línea no pueden ser
independientes la una de la otra, para una corriente nominal de 10 kA; las Clases de Descarga
de Línea 1, 2 ó 3 pueden ser seleccionadas; y para una Corriente Nominal de Descarga de
20 kA una LDC 4 ó 5 están disponibles. Para descargadores de 1,5, 2.5 ó 5 kA no se da LDC.
La NDC es seleccionada de acuerdo a la corriente de descarga tipo rayo que circula a través
del descargador con el cual se va a proteger el equipo.
♣ Estos valores de energía fueron suministrados por JOSLYN mfg. Como se verá más adelante los valores de energía para LDC varían con los fabricantes. ¿
Clasificación según norma IEEE.
13-36
Los siguientes valores son apropiados dependiendo de la descarga de corriente esperada:
Rango I (Por encima de 1 kV hasta 245 kV) 5 kA ó 10 kA
En sistemas dentro del rango I según la IEC 71-1 donde las distancias entre descargadores son
pequeñas (menores de 5 Km.), descargadores en transformadores de distribución con una NDC
de 5 kA han sido probados con suficiente fiabilidad♠, aun en transformadores que están
conectados a líneas hechas en postes de madera
En sistemas con tensiones de 72.5 kV y menores, un descargador con una NDC de 5 kA puede
ser suficiente para áreas con baja densidad de rayos y apantallamiento efectivo de líneas
aéreas con impedancias de puesta a tierra bajas. Descargadores con una NDC de 10 kA
pueden ser preferibles para instalaciones importantes (necesidad de mejor protección)
particularmente en áreas con alta densidad de rayos ó altas resistencias de puesta a tierra.
En sistemas de tensiones por encima de 72.5 kV; se recomiendan descargadores con una NDC
de 10 kA.
Rango II (Por encima de 245 kV) 10 kA ó 20 kA
Hasta 420 kV es suficiente 10 kA
Por encima de 420 kV, 20 kA son requeridos.
13.5.3.2 CAPACIDAD DE ABSORCIÓN DE ENERGÍA
Los Descargadores de Oxido Metálico deben ser capaces de absorber la energía debida a los
transientes del sistema, la energía esperada♠ puede ser:
Para cierre y recierre de líneas:
ZWT
)PSVe(VPSV 2W −=
♠ Según palabras de la norma IEC 99-5 ♠ Según la referencia [ 1 ]
(13.3 )
13-37
Donde:
W = Energía absorbida
VPS = Nivel de protección al impulso maniobra del descargador
Ve = Amplitud de la sobretensión estimada según la IEC 60071-2
Z = Es la impedancia característica de la línea CL
Tw = Es el tiempo de viaje a lo largo de la línea igual a la longitud dividida por la velocidad de
onda de la línea
Para desconexión condensadores ó cables:
( ) ( )
−= 2
rV2203VC
21W
Donde: C = Es la capacitancia del banco ó del cable.
V0 = Es la tensión pico de operación Fase – Tierra.
Vr = Es la tensión nominal del descargador en valor r.m.s.
Rayos
ZITPIV
PIVf2V
Ln1PINVfVW
+−=
Donde:
VPI = Nivel de protección del descargador al impulso atmosférico.
Vf = Tensión de flameo negativo del aislamiento.
Z = Es la impedancia transitoria o característica de la línea.
N = Numero de líneas conectadas al descargador.
T = Duración equivalente de la corriente de un rayo incluyendo el primero.
( 13.4 )
( 13.5 )
13-38
13.5.3.3 CAPACIDAD DE ABSORCIÓN DE ENERGÍA SEGÚN NORMAS IEEE
Las correspondientes normas son: IEEE C62.11-1999; Descargadores de Oxido Metálico para
Circuitos de Potencia ( > 1kV) y la IEEE Std C62.22-1997; Guía para la Aplicación de
Descargadores de Oxido Metálico para Sistemas de Corriente Alterna. Aquí el concepto de
Clase de Descarga de Línea no existe. Sencillamente el fabricante le hace las pruebas a sus
descargadores y da un valor numérico en kJ / kV de energía que es capaz de absorber el
descargador ante los impulsos de corriente que él especifique.
13.5.3.4 COMPARACIÓN DEL MANEJO DE LA CAPACIDAD DE ABSORCIÓN DE
ENERGÍA SEGÚN LAS NORMAS IEC E IEEE
La Clase de Descarga de Línea es calculada por cada fabricante, dicha metodología de cálculo
según las especificación IEC puede ser consultada en la referencia [2] y según la IEEE en la
referencia [3] ó ambas metodologías y una comparación entre ellas en la referencia [6].
Usualmente los fabricantes cumplen con las normas ANSI / IEEE C62.11 e IEC 99-4. Algunos
de ellos presentan el catálogo inspirado en la IEC; mostrando varias tablas, una para cada tipo
de LDC con todas las posibles tensiones nominales Vr. Otros (inspirados en la ANSI/IEEE)
presentan una sola tabla donde se encuentran todas las posibles Vr y en alguna parte del
catalogo especifican para dicha línea de descargadores, qué capacidad de absorción de
energía tienen ante los impulsos de corriente especificados.
En cuanto a la capacidad de absorción de energía, el diseñador de la protección, debe seguir
un método de selección del descargador (más adelante se presenta un ejemplo), y luego con
los datos del VPS (Nivel de protección al impulso maniobra del descargador), VPI (Nivel de
protección del descargador al impulso atmosférico), Vr (Tensión nominal del descargador en
valor r.m.s) y los parámetros del sistema a proteger según sea el caso, tiene que calcular con
las Ecuaciones 13.3, 13.4 y 13.5 la energía esperada y determinar para ese Vr, sí la clase de
descarga de línea supuesta le conviene (según especificaciones IEC) ó el valor en kJ / kV de
energía dado según especificaciones IEEE.
13-39
EJEMPLO 13.1:
Para la parte del sistema mostrado en la Figura 13.19, seleccionar los Descargadores de
Sobretensiones para la salida de la línea y el transformador de potencia. Realizar la
coordinación de aislamiento. Considerar el sistema con aterrizaje sólido a tierra y una altura
sobre el nivel del mar de 1800 m.
DATOS DEL SISTEMA:
DESCRIPCIÓN Tensión nominal del sistema L- L ( kFrecuencia ( Hz ) Tensión nominal pico L- L (kV ) Tensión nominal L- T ( kV ) Tensión nominal pico L- T ( kV ) Tensión máxima nominal L- L ( kV ) Tensión máxima nominal pico L- L ( kTensión máxima nominal L- T ( kV ) Tensión máxima nominal pico L- T ( k
SOLUCIÓN: Primero se deben seleccionar los De
convencional. 1 SELECCIÓN DE LOS DESCA
9
Figura 13.1LÍNEA TRANSF. TRANSF. V ) [Vn] 230 230 13.8
60 60 60 [Vn√2] 325.6 325.6 19.51 [Vn/√3] 132.8 132.8 7.96
[Vn√2/√3] 187.8 187.8 11.26 [Vm ⇒ IEC 71] 245 245 15
V ) [Vm√2] 346.8 346.8 21.21 [Vm/√3] 141.45 141.45 8.06
V ) [Vm√2/√3] 200.4 200.4 12.24
scargador de Sobretensiones, se seguirá el método
RGADORES DE SOBRETENSIONES
13-40
1.1 DESCARGADOR DE SOBRETENSIONES (PARA LA SALIDA DE LÍNEA Y EL TRANSFORMADOR LADO 230 kV)
Para la selección de la tensión nominal del descargador se deben tener en cuenta los siguientes
factores:
• Tensión continua de operación, COV
COV = Vm / √3 Vm = Tensión máxima nominal fase - fase
COV = 245 kV / √3 = 141.45 kV
• Sobretensión temporal. TOV
TOV = Ke * COV Ke ⇒ factor de tierra
Ke = 1.4 para sistemas sólidamente puestos a tierra.
TOV = 1.4 * 141.45 kV = 198.03 kV
• El valor de la tensión nominal del descargador Vr será el mayor valor entre Ro y Re
Siendo Ro = COV / Ko Ko ⇒ factor de diseño del descargador
Ko = 0.8
Ro = 141.45 kV / 0.8 = 176.81 kV
Re = TOV / Kt Kt ⇒ capacidad del descargador (depende del tiempo de
duración de la sobretensión temporal)
Kt = 1.15 para 1 segundo
Re = 198.03 kV / 1.15 = 172.17 kV Luego Vr = 176.81 kV
Kd = 1.05 margen de diseño para sistemas con Tensiones > 100 kV
Vr = 176.81 kV * 1.05 = 185.65 kV Tensión nominal del descargador
Valor normalizado Vr = 192 kV
13-41
1.2 SELECCIÓN DE LOS DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES (PARA EL TRANSFORMADOR LADO 13.8 kV)
Según la metodología convencional planteada:
• Tensión continua de operación, COV
COV = Vm / √3 Vm = Tensión máxima nominal fase - fase
COV = 15 kV / √3 = 8.06 kV
• Sobretensión temporal. TOV
TOV = Ke * COV Ke ⇒ factor de tierra
Ke = 1.4 para sistemas sólidamente puestos a tierra.
TOV = 1.4 * 8.06 kV = 11.28 kV
• El valor de la tensión nominal del descargador Vr será el mayor valor entre Ro y Re
Siendo Ro = COV / Ko Ko ⇒ factor de diseño del descargador
Ko = 0.8
Ro = 8.06 kV / 0.8 = 10.07 kV
Re = TOV / Kt Kt ⇒ capacidad del descargador (depende del tiempo de
duración de la sobretensión temporal)
Kt = 1.15 para 1 segundo
Re = 11.28 kV / 1.15 = 9.8 kV luego Vr = 10.07 kV
Valor normalizado Vr = 12 kV
2 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 2.1 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO (230 kV)
13-42
2.1.1 LÍNEA DE 230 kV
Se busca el VPI y VPS del descargador seleccionado, usando la Tabla 13.2 suministrada por
un fabricante para su línea TRANQUELL® SURGE ARRESTERS
TRANQUELL Station Arrester Characteristics
Arrester Rating
(MCOV) Maximum
Continuous Operating Voltage
Capability
(TOV) One Second
Temporary Over
voltage Capability
(FOW) Front-of
Wave Protective
Level
Maximum Discharge Voltage (kV Crest at Indicated Impulse
Current for an 8/20 µµµµ s Current Wave (kV Crest)
Maximum Switching
Surge Protective Level kV Crest at
Indicated Current
kV
(r.m.s)
kV
(r.m.s)
kV
(r.m.s) KV
(Crest)
1.5
kA
3
kA
5
kA
10
kA
15
kA
20
kA
40
kA kV kA
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
12 10.2 14.8 37.5 27.4 28.8 30.1 32.5 34.3 35.9 41.2 25.2 0.5
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
96 78 113 260 198 206 214 227 237 244 269 183 0.5
108 87 126 290 220 230 239 253 264 273 300 205 0.5
120 98 142 327 248 259 269 285 297 307 337 238 1
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
192 156 226 520 395 413 428 454 473 489 538 379 1
El nivel de protección para el impulso tip
efectos de coordinación de aislamiento
atmosférico a la corriente nominal de desc
Por otra parte, el nivel de protección par
tensión máxima de 145 kV, es igual a la m
maniobra de 0.5 kA; para sistemas con te
maniobra debe ser de 1 kA y para tension
• Nivel de protección para impulso tipo a
VPI = 454 kV
2
Tabla 13.o atmosférico (VPI) de un descargador de ZnO, para
, es la tensión máxima residual para un impulso
argas (10 ó 20 kA).
a el impulso tipo maniobra (VPS), para sistemas con
áxima tensión residual para impulsos de corrientes de
nsiones entre 145 y 362 kV el impulso de corriente de
es mayores debe ser 2 kA.
tmosférico VPI.
13-43
• Nivel de protección para el impulso tipo maniobra VPS.
VPS = 379 kV
Se tienen los siguientes factores:
El factor de seguridad que relaciona el BIL y el VPI según la experiencia es KI = 1.25.
El factor de seguridad que relaciona BSL y VPS es KM = 1.15.
K, El factor que relaciona el BSL y el BIL se obtiene de la Figura 13.20 (según
experimentación del Comité WT-28 de la IEC). Usado sólo cuando se protege equipo
aislado en aire.
Factor de corrección por altura K
1.21Ka
+=
Donde: H ⇒ Altura sobre el ni
0
Figura 13.2a.
0.90911000)(H10 4 5
1 =−−
vel del mar = 1800 m.s.n.m.
13-44
El procedimiento a seguir es el siguiente:
• Obtener el VPS y el VPI y aplicarles la corrección por altura.
VPS / Ka VPI / Ka
379 kV / 0.9091= 417 kV 454 kV / 0.9091= 499.40 kV
• (VPI * KI): nivel mínimo de aislamiento al impulso tipo atmosférico.
(499.40 kV * 1.25) = 624.25 kV
(499.41
• Igualar el valor obtenido en el paso anterior al valor normalizado por encima, obteniéndose
así el BIL normalizado.
BIL (normalizado) = 750 kV
• Determinar BSL:
BSL = K * BIL
La obtención de K = 0.7 se observa en la Figura 13.21.
BSL = 0.7 * 750 kV = 525 kV
• Obtener la relación entre BSL y el VPS la cual debe ser mayor ó igual a KM.
BSL / VPS ≥ KM
525 kV / 417 kV = 1.25 > 1.15
Valor normalizado: BIL = 750 kV
13-45
2.1.2 TRANSFORMADOR LADO 23
Se busca el VPI y VPS del descargador
un fabricante para su línea TRANQUELL
• Nivel de protección para impulso tipo
• Nivel de protección para el impulso t
Se tienen los siguientes factores:
El factor de seguridad que relacion
El factor de seguridad que relacion
El factor que relaciona el BSL y e
en aceite.
El procedimiento a seguir es el siguie
• Obtener el VPI y el VPS
VPI = 454 kV VPS = 379 kV
(Para la protección de equipos sume
aislamiento)
Figura 13.210 kV
seleccionado, usando la Tabla 13.2 suministrada por ® SURGE ARRESTERS
atmosférico VPI = 454 kV.
ipo maniobra VPS = 379 kV.
a el BIL y el VPI según la experiencia es KI = 1.25.
a BSL y VPS es KM = 1.15.
l BIL es K = 0.83 cuando se protege equipo aislado
nte:
rgidos en aceite no se corrige por altura el nivel de
13-46
( VPI * KI): nivel mínimo de aislamiento al impulso tipo atmosférico.
(454 kV * 1.25) = 567.50 kV
• Igualar el valor obtenido en el paso anterior al valor normalizado por encima, obteniéndose
así el BIL normalizado.
BIL (normalizado) = 650 kV
• Determinar BSL:
BSL = K * BIL
K = 0.83
BSL = 0.83 * 650 kV = 539.5 kV
• Obtener la relación entre BSL y el VPS la cual debe ser mayor ó igual a KM.
BSL / VPS ≥ KM
539.50 kV / 379 kV = 1.42 > 1.15
Valor normalizado transformador 230 kV: BIL = 650 kV
2.1.3 TRANSFORMADOR LADO 13.8 kV
Se busca el VPI y VPS del descargador seleccionado, usando la Tabla 13.2 suministrada por
un fabricante para su línea TRANQUELL® SURGE ARRESTERS
• Nivel de protección para impulso tipo atmosférico VPI = 32.5 kV
• Nivel de protección para el impulso tipo maniobra VPS = 25.2 kV
Se tienen los siguientes factores:
El factor de seguridad que relaciona el BIL y el VPI según la experiencia es KI = 1.25.
El factor de seguridad que relaciona BSL y VPS es KM = 1.15.
El factor que relaciona el BSL y el BIL es K = 0.83 cuando se protege equipo aislado
en aceite.
13-47
El procedimiento a seguir es el siguiente:
• Obtener el VPI y el VPS:
VPI = 32.5 kV VPS = 25.2 kV
(Para la protección de equipos sumergidos en aceite no se corrige por altura el nivel de
aislamiento).
(VPI * KI): nivel mínimo de aislamiento al impulso tipo atmosférico.
(32.5 kV * 1.25) = 40.62 kV
• Igualar el valor obtenido en el paso anterior al valor normalizado por encima, obteniéndose
así el BIL normalizado.
BIL (normalizado) = 95 kV
• Determinar BSL:
BSL = K * BIL
K = 0.83
BSL = 0.83 * 95 kV = 78.85 kV
• Obtener la relación entre BSL y el VPS la cual debe ser mayor ó igual a KM.
BSL / VPS ≥ KM
78.85 kV / 25.2 kV = 3.12 > 1.15
Valor normalizado transformador 13.8 kV: BIL = 95 kV
DESCRIPCIÓN LÍNEA TRANSF. TRANSF. Tensión nominal del sistema L – L ( KV ) [Vn] 230 230 13.8
BIL (KV) IEC 71 850 650 95
13-48
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] IEC 99-5 Surge Arresters. Selection and application recommendations.
[2] IEC 99-4 Metal Oxide Surge Arresters without gaps for AC Systems.
[3] IEEE C62.11-1999 (revision of IEEE C62.11-1993) IEEE Standard for Metal-Oxide
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[4] “Estrategias para la Protección de la Red”. Programa de Formación en Sistemas de
Energía Eléctrica”. Modulo III. Interconexión Eléctrica S.A., ISA. Facultad de Minas,
Departamento de Electricidad y Electrónica. Universidad Nacional de Colombia, sede
Medellín. Julio – Diciembre del año 2000.
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S.A., Medellín, Septiembre 1991. editorial Cadena S.A.
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[8] “Protección de Sistemas de Potencia con Descargadores de Sobretensiones” Articulo
preparado por Sandra Patricia Mendoza. Bogotá D.C. . Mayo – 2001.
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[10] Catálogos descargadores de sobretensiones de Oxido Metálico. Siemens, Joslyn mfg.
y General Electric.
[11] “Introducción a los Relés de Protección”. Carlos Felipe Ramírez G.,Mejía Villegas S.A.,
Universidad Pontificia Bolivariana, Medellín, 1987.
[12] “Applied Protective Relaying”. J. Lewis Blackburn, Westinghouse Electric Corporation,
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[13] “Protective Relays. Application Guide”. Gec Alsthom, Tercera Edición,1990
[14] “Guías para el Buen Ajuste y la Coordinación de Protecciones del STN”. Consultoría
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CND realizada por Ingeniería Especializada S.A. para Interconexión Eléctrica S.A.
Itagüi- Antioquia, Julio de 2000.
13-49
[15] Notas de clase de Protecciones y Estabilidad dictada por el Ing. Orlando Ortiz Navas en
la Universidad Industrial de Santander. Año 2000.
[16] “Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia”, Dr Héctor Jorge Altuve Ferrer,
Universidad Autónoma de Nuevo León. Facultad de Ingeniería Mecánica y Eléctrica.
Monterrey, N.L, México.
