(Requisitos Minimos para Sistemas de Protección del … 4.3 Sistema de Barras 4.4 Requerimientos de protección contra fallas internas en la instalación 4.4.1 Fallas por cortocircuito

Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN

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REQUISITOS MINIMOS PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN

DEL SEIN

Julio 2014


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REQUISITOS MINIMOS PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN DEL SEIN

Capítulo 1 INTRODUCCION 1.1 El Sistema Eléctrico de Potencia 1.2 Objetivo del Sistema de Protección 1.3 Definición de un Sistema de Protección 1.3.1 Zonas de Protección 1.3.2 Componentes de los Sistemas de Protección 1.3.3 Concepción Sistémica de la Protección 1.4 Operación de los Sistemas de Protección 1.4.1 Automatismos de regulación 1.4.2 Niveles de actuación 1.4.3 Recierre automático 1.4.4 Apertura y bloqueo 1.5 Comportamiento de los Sistemas de Protección 1.6 Desempeño de la Protección 1.6.1 Causas de las Fallas 1.6.2 Causas de Operaciones Incorrectas de la Protección 1.6.3 Índice de Confiabilidad del sistema de protección Capítulo 2 REQUERIMIENTOS GENERALES DE LAS PROTECCIONES 2.1 Relés de Protección 2.1.1 Características Funcionales 2.1.2 Características Requeridas por la Protección 2.1.3 Normas Aplicables 2.2 Interruptores 2.2.1 Características Funcionales 2.2.2 Características Requeridas por la Protección 2.2.3 Normas Aplicables 2.3 Transformadores de Tensión 2.3.1 Características Funcionales 2.3.2 Características Requeridas por la Protección 2.3.3 Normas Aplicables 2.4 Transformadores de Corriente 2.4.1 Características Funcionales 2.4.2 Características Requeridas por la Protección 2.4.3 Normas Aplicables 2.5 Enlaces de Comunicaciones 2.5.1 Características Funcionales 2.5.2 Características Requeridas por la Protección 2.5.3 Normas Aplicables 2.6 Fuentes de Alimentación Auxiliar 2.6.1 Características Funcionales 2.6.2 Características Requeridas por la Protección 2.6.3 Normas Aplicables 2.7 Cableado de Control 2.7.1 Características Funcionales 2.7.2 Características Requeridas por la Protección 2.7.3 Normas Aplicables


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Capítulo 3 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS CENTRALES DE GENERACION

3.1 Criterios Generales 3.2 Esquemas eléctricos centrales de generación 3.3 Requerimientos de protección contra fallas internas en la instalación

3.3.1 Fallas por cortocircuito en un generador 3.3.2 Fallas a tierra en las instalaciones a la tensión de generación 3.3.3 Fallas por cortocircuito en un transformador de potencia 3.3.4 Fallas por cortocircuito en los servicios auxiliares 3.3.5 Fallas por cortocircuito en barras

3.4 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema 3.4.1 Cortocircuito externo a la Central 3.4.2 Sobrecarga 3.4.3 Carga no balanceada 3.4.4 Pérdida de Sincronismo del Generador

3.5 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de los Equipos 3.5.1 Sobretensiones del generador 3.5.2 Sobreexcitación del generador y/o transformador 3.5.3 Motorización del generador 3.5.4 Pérdida de excitación del generador 3.5.5 Frecuencias anormales en el generador

3.6 Falla de Interruptor 3.7 Definición de las Protecciones de las Centrales de Generación 3.8 Requisitos Mínimos de Protección de las Centrales de Generación Capítulo 4 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS

SUBESTACIONES 4.1 Objetivo de la Protección 4.2 Esquema General de las Subestaciones 4.3 Sistema de Barras 4.4 Requerimientos de protección contra fallas internas en la instalación

4.4.1 Fallas por cortocircuito en el sistema de barras 4.4.2 Fallas por cortocircuito en un transformador 4.4.3 Fallas por cortocircuito en un autotransformador 4.4.4 Fallas por cortocircuito en un reactor en derivación 4.4.5 Fallas por cortocircuito en un banco de capacitores 4.4.6 Fallas por cortocircuito en el transformador de servicios auxiliares

4.5 Requerimientos de Protección por funcionamiento anormal del sistema 4.5.1 Cortocircuitos y fallas a tierra externos a los transformadores 4.5.2 Sobrecarga en transformadores (o autotransformadores) 4.5.3 Armónicos en capacitores 4.5.4 Niveles de tensión máximos y mínimos en equipos de compensación

4.6 Requerimientos de protección por estado inapropiado de los equipos 4.7 Falla de Interruptor 4.8 Definición de las Protecciones de las Subestaciones 4.9 Requisitos Mínimos de Protección de las Subestaciones Capítulo 5 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS LINEAS DE

TRANSMISION 5.1 Objetivo de la Protección 5.2 Configuraciones de las Líneas de Transmisión

5.2.1 Línea de dos Terminales


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5.2.2 Líneas en anillo 5.2.3 Líneas paralelas de dos ó más circuitos 5.2.4 Línea con transformadores en derivación 5.2.5 Líneas con compensación en derivación 5.2.6 Líneas con compensación serie

5.3 Conexión al Sistema de Potencia 5.3.1 Sistema de puesta a tierra 5.3.2 Flujo de potencia 5.3.3 Alimentación débil (Weak infeed) 5.3.4 Resistencia de arco y resistencia de falla

5.4 Longitud de la Línea 5.5 Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación

5.5.1 Fallas por cortocircuito entre fases 5.5.2 Fallas por cortocircuitos de una fase y tierra con alta impedancia

5.6 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema 5.6.1 Cortocircuito externo a la Línea 5.6.2 Sobretensiones permanentes

5.7 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de las Líneas 5.7.1 Rotura de un Conductor

5.8 Consideraciones para la Teleprotección 5.8.1 Sistemas de Telecomunicaciones 5.8.2 Sistemas de Teleprotección Analógica 5.8.3 Sistemas de Teleprotección Lógica

5.9 Falla de Interruptor 5.10 Definición de la Protección de las Líneas de Transmisión 5.11 Requisitos Mínimos de Protección de las Líneas de Transmisión Capítulo 6 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS PARA LAS PROTECCIONES SISTEMICAS 6.1 Objetivo de la Protección Sistémica 6.2 Requerimientos de Protección contra Fallas del Sistema

6.2.1 Pérdida de Sincronismo en las Máquinas 6.2.2 Colapso de tensión

6.3 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema 6.3.1 Bajas frecuencias por déficit de potencia activa 6.3.2 Sobretensiones y sobrefrecuencias por rechazo de carga 6.3.3 Otras sobretensiones temporarias

6.4 Requerimientos de protección por estado inapropiado del sistema 6.4.1 Sobretensiones por exceso de potencia reactiva 6.4.2 Subtensiones por déficit de potencia reactiva

6.5 Requisitos mínimos de protecciones sistémicas


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Capítulo 1 INTRODUCCION

1.1 El Sistema Eléctrico de Potencia

Un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) tiene por finalidad garantizar el suministro regular de energía eléctrica dentro de su área de aplicación, para lo cual debe operar garantizando el abastecimiento (1) al mínimo costo y con el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos; pero, al mismo tiempo, debe cumplir con los niveles de calidad (2) establecidos en la norma técnica (3) correspondiente. El SEP está constituido por diversas instalaciones que deben ser interconectadas, ya que los centros de generación se encuentran en distintos lugares de los centros de demanda de energía eléctrica. Por tal motivo se distingue los siguientes componentes: Generación que son las Centrales Eléctricas incluyendo las instalaciones de conexión al Sistema de Transmisión; Transmisión que son las Líneas de Transmisión y las Subestaciones (incluyendo los equipos de compensación reactiva) que interconectan las instalaciones de generación con las de distribución; y Distribución que son las Líneas y Subestaciones de subtransmisión, así como las Redes de Distribución El SEP debe atender la demanda de potencia eléctrica, la cual debe ser permanentemente equilibrada por la generación (oferta). Esta situación de equilibrio corresponde a la operación de régimen permanente; sin embargo, se pueden producir perturbaciones cuando se altera el equilibrio de potencia activa o de potencia reactiva en el sistema, lo cual determinará cambios que lo llevan a una nueva situación de régimen permanente. Durante este proceso que se repite constantemente se producen oscilaciones de las máquinas que son parte de su operación normal en estado estacionario. El SEP puede también ser sometido a solicitaciones que no corresponden a la atención de la demanda, las cuales se presentan como eventos transitorios que ocasionan perturbaciones importantes ya sea sobretensiones y/o sobrecorrientes que pueden producir oscilaciones de las máquinas, las cuales deben amortiguarse; caso contrario, serán peligrosas para su funcionamiento, afectando su estabilidad y provocando la desconexión de las mismas con lo cual se deja de atender la demanda. Los eventos antes mencionados han sido clasificados en tres tipos, según la rapidez de los mismos y son los siguientes:

Clase A: Transitorios ultrarrápidos Clase B: Transitorios rápidos o dinámicos Clase C: Transitorios moderados o de estado cuasi estacionario Clase D: Transitorios lentos o de estado estacionario

En la figura 1.1 se muestra gráficamente la duración en el tiempo de los transitorios que se presentan en los sistemas de potencia.

(1) Ver la Ley de Concesiones Eléctricas, DL No. 25844, Art. 2do. (2) Ver el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, DS 009-03-EM, Art. 64. (3) Ver la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, DS No. 020-97-EM


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ESTADONORMAL

ESTADO DE ESTADO DEALERTA RESTABLECIMIENTO

ESTADO DEEMERGENCIA COLAPSOCOLAPSO

Figura 1.1 – Transitorios en los sistemas de potencia

Esta dinámica operativa determina que se tenga distintos estados de operación (4) del SEP que son los siguientes: Estado Normal, de Alerta, de Emergencia y de Restablecimiento. La operación del SEP resulta ser un ciclo de estados como el que se muestra en la figura 1.2; y para manejarlo, se requiere de una acción de control coordinada y permanente. En la NTCOTR se detalla los distintos aspectos que se debe considerar con la finalidad de asegurar su adecuada operación, con los mejores criterios de seguridad, calidad y economía.

Figura 1.2 – Estados de Operación del SEP

En la operación del SEP se debe considerar que algunos fenómenos transitorios de Clase A pueden ocasionar fenómenos de la Clase C. En consecuencia, el SEP debe estar diseñado para atender la demanda de potencia; pero, también debe estar dotado de los recursos necesarios para prevenir la aparición de estos fenómenos; y si ocurren, para controlarlos de manera de

(4) Ver la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTR.)


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SUBESTACION A SUBESTACION B

INGENIERIA DE PROTECCIONY

ANALISIS DE FALLAS

MEDIDOR DE FACTURACION


COMERCIALIZACION DE ENERGIA

CONTROL DE SUBESTACIÓN

RELE DE PROTECCION

RELE DE PROTECCION

REGISTRO DE OSCILOGRAFIA


RELE DE PROTECCION



CENTRO DE CONTROL

CONTROL DE SUBESTACIÓN

RELE DE PROTECCION



SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES

que el sistema pueda restablecerse prontamente y no colapse, para que siga en Estado Normal atendiendo la demanda. Los recursos que requiere el Sistema de Potencia para operar con seguridad, calidad y economía son: Sistema de Supervisión y Control (SCADA)

Es el sistema de adquisición de datos y de supervisión de las magnitudes eléctricas del sistema y de los estados de los equipos, con la finalidad de tomar acciones preventivas. Asimismo, el sistema se complementa con el sistema de control (manual o automático) necesario para conducir la operación del SEP

Sistema de Protección

Es el sistema de supervisión de las magnitudes eléctricas que permite detectar las fallas en los equipos y/o instalaciones del sistema, las condiciones anormales de operación del sistema y el estado inapropiado de los equipos con la finalidad de tomar las acciones correctivas de manera inmediata.

Sistemas de Registro de Perturbaciones

Es el sistema que permite hacer acopio de información de las magnitudes eléctricas del sistema, de manera de analizar dichas perturbaciones con la finalidad de tomar las acciones correctivas que permitan evitar se repitan en el futuro.

Sistema de Medición de Energía Es el sistema que permite hacer acopio de información de las magnitudes eléctricas del sistema relativas a las potencias y energías entregadas en determinados puntos del sistema eléctrico con fines comerciales y/o estadísticos.

Sistema de Telecomunicaciones

Es el sistema que sirve de infraestructura para la mejor operación de los sistemas antes mencionados; y además, sirve como medio de comunicación de voz para las actividades de operación del SEP.

Figura 1.3 – Estructura de Operación del SEP


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1.2 Objetivo del Sistema de Protección Tal como ha sido definido, el Sistema de Protección de los equipos y/o instalaciones del sistema tiene los siguientes objetivos:

1. Aislar las fallas tan pronto como sea posible con la finalidad de minimizar las pérdidas económicas que se pudiesen producir como consecuencia de las fallas.

2. Alertar sobre las condiciones anormales de operación del sistema con la finalidad de

tomar las acciones preventivas que permitan evitar pérdidas económicas por posibles desconexiones. De acuerdo a la gravedad de la situación efectuar operaciones automáticas de conexiones y/o desconexiones pertinentes.

3. Alertar sobre el estado inapropiado de los equipos con la finalidad de tomar las

acciones preventivas que permitan evitar pérdidas económicas por posibles fallas en dichos equipos. De acuerdo a la gravedad de la situación aislar al equipo del sistema.

En consecuencia, el Sistema de Protección tiene un beneficio económico que compensa su costo, lo cual puede ser evaluado con la finalidad de justificar su inversión. Los costos corresponden a los equipos necesarios para su implementación y los beneficios son aquellos que permiten minimizar las pérdidas económicas derivadas de las posibles fallas en el SEP. Bajo este enfoque, para definir un Sistema de Protección se debe hacer una estimación o calificación del riesgo, haciendo un análisis del costo o impacto de una falla y su probabilidad de ocurrencia. De esta manera, se puede tener el valor esperado que será: Costo Esperado de la Falla = (Costo Total de la Falla) x (Probabilidad de ocurrencia)

El costo o impacto de la falla depende del tipo de falla:

• Para una sobretensión será función de la sobretensión y de la duración de la misma, lo que se traduce en una degradación del aislamiento que disminuye la vida útil del equipo.

• Para una sobrecorriente será función del costo del equipo y de la energía disipada en

los equipos que depende del cuadrado de la corriente de cortocircuito y del tiempo de duración de la falla.

En ambos casos se tiene que el costo de la falla depende de la duración total de la misma, la cual a su vez depende de la actuación de la protección; en consecuencia, se tiene una relación del costo de la falla con la protección que se utiliza, por lo que se debe decidir sobre la base de la experiencia y la buena práctica. A partir de los conceptos expuestos, se puede categorizar las distintas protecciones según el Costo Total de la Falla y su Probabilidad de ocurrencia. A título orientativo, en la tabla 1.1 se presenta una matriz de esta categorización.


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Tabla 1.1 – Aplicación de Protecciones según el Valor Esperado de la Falla

COSTO DE LA FALLA

PROBABILIDAD DE FALLA

BAJA MEDIA ALTA

ALTO

Protecciones Rápidas Protecciones de Respaldo

Protecciones Rápidas Protecciones Redundantes Protecciones de Respaldo

Protecciones Ultra rápidas Protecciones Redundantes Protecciones de Respaldo Monitoreo del Equipo

MEDIO Protecciones Normales Protecciones de Respaldo


Protecciones Rápidas Protecciones Redundantes Protecciones de Respaldo

BAJO Protecciones Normales Respaldo del Sistema

Protecciones Normales Protecciones de Respaldo


Los costos de la falla corresponden a cada caso específico; pero, de manera referencial se puede mencionar lo siguiente: Costos altos: Generadores de gran tamaño, Transformadores de gran tamaño,

Equipos Compensadores Estáticos SVC Costos medios: Generadores de tamaño mediano, Transformadores de tamaño

mediano, Reactores, Barras de Subestaciones, Líneas de Transmisión Costos bajos: Líneas de Subtransmisión, Capacitores, Equipos de Alta Tensión

(interruptores, transformadores de medida, etc.) La probabilidad de ocurrencia se puede estimar de las estadísticas de fallas. En general, las fallas más frecuentes ocurren en las líneas de transmisión. Una estadística de fallas del SEIN muestra que la mayor cantidad de fallas se presenta en el sistema de transmisión y distribución. Ver tabla 1.2. Adicionalmente, se debe mencionar que las fallas más frecuentes son los cortocircuitos monofásicos a tierra. Ver tabla 1.3.

Tabla 1.2 – Estadística de Fallas en el SEIN (2001-2005)

Área Eléctrica Generación Transmisión Total

Número de Fallas 299 318 617

Porcentaje 48.46% 51.54% 100.00%

Tabla 1.3 – Estadística de Tipos de Fallas en el SEIN 2006

Monofásicas Bifásicas Trifásicas Total

146 35 12 193

75.7 % 18.1% 6.2% 100.00%


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AL RELE ZONA 2

TRANSF DECORRIENTE

TRANSF DE INTERRUPTORCORRIENTE

AL RELE ZONA 1

1.3 Definición de un Sistema de Protección

1.3.1 Zonas de Protección

Para definir la protección del SEP se le divide en zonas, constituyéndose así un Sistema de Protección. En los límites de estas zonas de protección se instalan interruptores para aislar las fallas y transformadores de tensión y corriente para detectar las respectivas tensiones y corrientes en dichos límites, cuyas señales sirven para alimentar a los correspondientes relés de protección. De esta manera, al producirse una falla, los relés darán la orden de apertura de los correspondientes Interruptores aislando la zona fallada. Ver un caso sencillo en la figura 1.4 La delimitación de las zonas es determinada por la ubicación de los transformadores de corriente que son los elementos sensores de las corrientes que entran o salen a la zona de protección. Esta delimitación requiere de un traslape de las mismas con la finalidad de no dejar ninguna parte del sistema eléctrico sin protección. La aplicación típica viene dada según el esquema mostrado en la figura 1.5

Figura 1.4 – Zonas de Protección

Figura 1.5 – Traslape de las Zonas de Protección

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1.3.2 Componentes de los Sistemas de Protección El Sistema de Protección queda constituido por el conjunto de las protecciones de las distintas zonas de protección como las que se han definido en la figura 1.4, en las cuales se puede distinguir los siguientes componentes:

1) Relés de Protección 2) Interruptores de Potencia 3) Transformadores de Tensión 4) Transformadores de Corriente 5) Enlaces de Comunicación entre los Relés de distintas estaciones 6) Fuentes de Alimentación de los circuitos de protección 7) Cableado de Control

Al diseñar un Sistema de Protección se debe especificar todos estos componentes, de manera de obtener la mejor operación posible del Sistema de Protección. Estos trabajan como un conjunto, en el cual una deficiente operación de uno de ellos traerá como consecuencia una mala operación de todo el Sistema de Protección. 1.3.3 Concepción Sistémica de la Protección El Sistema de Protección debe ser concebido para atender la posibilidad de una contingencia doble; es decir, se debe considerar que es posible que se produzca un evento de falla en el SEP, al cual es posible le siga una falla del Sistema de Protección. Por tal motivo, se establece las siguientes instancias:

1. Protecciones Preventivas 2. Protecciones Incorporadas en los Equipos 3. Protecciones Principales 4. Protecciones de Respaldo

Protecciones Preventivas

Una Protección Preventiva consiste en la utilización de dispositivos que son capaces de dar señales de alarma antes de que suceda una falla; es decir, no esperan que ésta se produzca sino que actúan con cierta anticipación a la falla. Modernamente, con la técnica digital, se utiliza equipos con capacidad de efectuar un monitoreo de los parámetros de las máquinas con la finalidad de dar las alarmas correspondientes; y más aún, de efectuar una supervisión de los parámetros, evaluando su variación (derivada con respecto del tiempo) y el cambio de su variación (segunda derivada con respecto del tiempo). Estos dispositivos suelen aplicarse en forma individual o como parte de un Sistema de Control (SCADA) de las instalaciones.

Protecciones Incorporadas en los Equipos

Las Protecciones Propias son dispositivos incorporados en los mismos equipos, según sus propios diseños de fabricación, de manera que se pueda supervisar sus condiciones de operación como son: temperaturas, presiones, niveles, etc. Estas protecciones suelen ser definidas por los fabricantes de los equipos, según su diseño y experiencia, con la finalidad de dar las garantías por los suministros. La utilización de esta protección es esencial al Sistema de Protección.


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Protecciones Principales Las Protecciones Principales constituyen la primera línea de defensa del Sistema de Protección y deben tener una actuación lo más rápida posible (instantánea). En algunas ocasiones, el sistema de protección tiene dos protecciones redundantes que se denominan Protección Principal y Secundaria. La actuación de ambas (Principal y Secundaria) es simultánea y no es necesaria ninguna coordinación, ya que la actuación de la protección puede ser efectuada de manera indistinta por cualquiera de ellas, la que actúe primero. La redundancia de una protección puede ser total o parcial. En el primer caso se requiere que se tenga una duplicación de todos los componentes como se muestra en la Figura 1.6 y se tendrá:

• Dos relés de protección • Dos bobinas de mando de los interruptores • Dos juegos de transformadores de tensión • Dos juegos de transformadores de corriente • Dos enlaces de comunicación entre los relés de distintas estaciones • Dos fuentes de alimentación de los circuitos de protección • Dos juegos de cables de control

Figura 1.6 – Protecciones Redundantes

Sin embargo, a veces no es muy práctico duplicar todos los componentes y la duplicación es sólo parcial, por lo que debe ser efectuada en los elementos esenciales. Por ejemplo: se puede tener un solo juego de transformadores de corriente, pero se emplea dos secundarios diferentes; y si sólo se emplea un secundario de los transformadores de tensión, en este caso se puede hacer una duplicación parcial segregando los circuitos en la salida de los transformadores de tensión.

Protecciones de Respaldo Las Protecciones de Respaldo constituyen la segunda instancia de actuación de la protección y deberán tener un retraso en el tiempo, de manera de permitir la actuación de la protección principal y/o secundaria en primera instancia. Este comportamiento implica efectuar una Coordinación de las Protecciones a fin de obtener un mejor desempeño del Sistema de Protección. No se debe confundir a la Protección Secundaria con la Protección de Respaldo. La Protección Secundaria debe diseñarse para actuar en primera instancia y no necesita esperar a la Protección Principal. La Protección Secundaria no reemplaza a la


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Protección de Respaldo; sin embargo, en el caso de las centrales eléctricas hace el papel de respaldo por el hecho de ser otro dispositivo independiente.

Tal como han sido definidas, la Protección Principal, la Secundaria y la de Respaldo deben ser tres dispositivos distintos, de manera que la ausencia de un dispositivo puede ser causa de pérdida de la protección correspondiente; pero, nunca deberá causar la pérdida de las otras dos protecciones. Para la definición de la Protección Principal, Secundaria y de Respaldo, la buena práctica recomienda emplear equipos de modelos diferentes, de manera de asegurar la mejor operación de la protección mediante el empleo simultáneo de distintas metodologías de trabajo. Por otro lado, una buena práctica de protección exige el uso de dispositivos de probada confiabilidad; por tal motivo, salvo casos especiales, no es recomendable el uso de dispositivos de última tecnología o de modelos de equipos que aún no tienen experiencia en la industria eléctrica.

1.4 Operación de los Sistemas de Protección

Tal como ha sido mencionado, la actuación de la protección consiste en efectuar la apertura de los interruptores para aislar la zona donde se ha producido la falla; sin embargo, para cumplir con su cometido, los Sistemas de Protección operan, a veces, de otra manera, la cual puede tener distintas instancias o procedimientos, lo que debe ser aplicado de acuerdo a la buena práctica de ingeniería. 1.4.1 Relés de Protección como parte de automatismos de regulación

Una práctica utilizada en el diseño de los Sistemas de Protección consiste en utilizar los relés como parte de automatismos de regulación. Por ejemplo, para arrancar los ventiladores de un transformador de potencia al detectar elevación de temperatura en la máquina. Otro caso es cuando se utiliza al relé para controlar la tensión; por ejemplo, para accionar el conmutador bajo carga de un transformador de potencia.

1.4.2 Niveles de actuación de los Relés de Protección En el diseño de los Sistemas de Protección se puede aplicar niveles de actuación de los relés de protección. De esta manera se puede establecer por lo menos dos niveles básicos que son: 1) Alarma que corresponde a la actuación de los relés en forma preventiva antes de que se

llegue a tener una situación inaceptable para la operación de un equipo y/o instalación. Esta alarma permite continuar con la operación sin restringir la disponibilidad de los mismos.

2) Disparo que corresponde a un segundo nivel de actuación y se ejecuta cuando se ha

llegado a una situación de:

• Falla de los equipos y/o instalaciones. Ejemplo: Avería en los equipos por cortocircuito.

• Condición indeseable de los equipos y/o instalaciones. Ejemplo: Alta temperatura de una máquina.

• Condición anormal de operación que es inaceptable. Ejemplo: Mínima tensión.


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1.4.3 Recierre Automático La apertura de los interruptores tiene por objetivo eliminar la falla; pero, como lo más frecuente en el SEP son las fallas en las líneas de transmisión, que suelen ser de naturaleza temporal, una vez que se ha recuperado el aislamiento de la zona fallada, y transcurrido un lapso prudencial, es posible volver a energizar la instalación porque la falla ha desaparecido. Por tal motivo, es práctica frecuente, en la protección de las líneas de transmisión, efectuar un recierre automático. Estos recierres pueden ser unipolares y/o tripolares. Para el recierre se suele considerar un tiempo de espera que debe ser suficiente para permitir la extinción del arco en el lugar de la falla. La razón de hacer un recierre es que se considera que la falla se ha producido en el aire donde el aislamiento es regenerativo; y en consecuencia, una vez eliminada la alimentación a la falla se recupera las propiedades aislantes y es posible proceder a la energización. En todos los casos, el tiempo del recierre debe ser menor que el tiempo crítico estimado para asegurar la estabilidad del sistema de potencia. El procedimiento de recierre recomendado es el de seleccionar a un extremo para ser el primero en efectuar el recierre, al cual se le denomina “maestro” y hacer que el otro extremo haga el recierre en segunda instancia, por lo que se le denomina “seguidor”. Se selecciona como “maestro” al extremo más cercano a una central de generación; y en otros casos el extremo con mayor nivel de cortocircuito. Para los recierres tripolares, el extremo “maestro” cierra en condición de línea muerta; es decir, sin tensión en la línea; en cambio, el extremo “seguidor” debe cerrar con línea energizada, para lo cual debe efectuar una supervisión de tensión trifásica para asegurar en lo posible el éxito del recierre. Para los recierres unipolares, que es la práctica mas frecuente en líneas de transmisión, los interruptores se pueden recerrar siguiendo la secuencia anterior o pueden recerrar al mismo tiempo.

1.4.4 Apertura y Bloqueo Cuando la falla se produce en una parte de la instalación donde se tiene aislamiento no regenerativo entonces se efectúa la apertura de los interruptores para aislar la zona protegida; pero, además, se hace un bloqueo del cierre para permitir la revisión del estado del equipo y la verificación de que el aislamiento está en condiciones de ser nuevamente energizado. El procedimiento de disparo y bloqueo se utiliza solo en los casos de transformadores, reactores, capacitores, barras e interruptores.

1.5 Comportamiento de los Sistemas de Protección

Un Sistema de Protección debe tener varias características de comportamiento para que pueda asegurar el cabal cumplimiento de sus funciones. Las principales son:

A) Sensibilidad Es la capacidad de detectar una falla por muy pequeña o incipiente que sea. La mayor sensibilidad viene a ser la capacidad para diferenciar una situación de falla con una situación de no existencia de falla.


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B) Selectividad Es la capacidad de detectar una falla dentro de la zona de protección. La mayor selectividad viene a ser la capacidad de descartar una falla cercana a la zona de protección.

C) Velocidad Es la capacidad de respuesta con el mínimo tiempo. La necesidad de tener una rápida respuesta está relacionada con la minimización de los daños por causa de la falla.

D) Fiabilidad (“ dependability”) Es la capacidad de actuar correctamente cuando sea necesario, aún cuando en condiciones de falla se produzcan tensiones y corrientes transitorias que puedan perjudicar la capacidad de detección de la falla.

E) Seguridad Es la capacidad de no actuar cuando no es necesario, aún cuando en condiciones de falla se produzcan tensiones y corrientes transitorias, las cuales puedan ocasionar errores en la discriminación de la falla dentro de la zona de protección.

F) Capacidad de Registro Es la capacidad de almacenar información relativa a la falla con la finalidad de proporcionar datos de las fallas.

1.6 Desempeño de la Protección

La confiabilidad de un elemento se define como la probabilidad de cumplir, dentro de un periodo, con sus funciones especificadas bajo ciertas condiciones operativas, las cuales han sido fijadas de antemano. En el caso de la protección debe considerarse que es un sistema que no está en permanente operación, sino que permanece a la espera de un evento para funcionar (“centinela silencioso”); en consecuencia, la confiabilidad se estima como la probabilidad de los eventos exitosos. Por esta razón la confiabilidad de la protección integra las características de fiabilidad (de funcionar cuando le corresponde) y seguridad (de no funcionar cuando no le corresponde). 1.6.1 Causas de las Fallas Las Fallas en el SEP determinan la apertura de los interruptores correspondientes a la zona donde se ha producido la falla. Estas son las fallas operacionales; pero, como se ha mencionado, el sistema de protección también puede producir la apertura indeseada de los interruptores sin que se haya producido una falla real en el sistema eléctrico. De manera similar, existen causas accidentales que determinan aperturas indeseadas, por lo que se puede establecer la siguiente categorización de las fallas por su origen: A. Fallas No Controlables

• Fallas de Equipos Principales (FEC) • Fallas por Fenómenos Naturales (FNA)

B. Fallas Controlables • Falla del Equipo de Protección (FEP) • Fallas Humanas (FHU) • Fallas por acción de terceros (EXT)


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NiNc

NcPc

+=

AFEPIFEPEFEPDFEPFEP .... +++=

• Fallas No identificadas (FNI) 1.6.2 Causas de Falla del Equipo de Protección La operación incorrecta de la protección se debe a diversas causas que se deben investigar con la finalidad de mejorar su comportamiento. Las causas pueden ser clasificadas para identificar en lo posible a aquellas que son inherentes a los mismos equipos. Por tal motivo, se debe diferenciar lo siguiente: 1) Falla de Diseño (FEP.D)

Es una aplicación inapropiada de la protección: Por ejemplo, usar un relé que no es direccional en una red que opera en anillo.

2) Falla en el Equipo (FEP.E)

Es una falla debida al equipo propiamente dicho. Se produce porque el diseño o el funcionamiento del relé determina la operación incorrecta.

3) Falla durante la Instalación o el Mantenimiento (FEP.I)

Se refiere a conexiones erradas en la instalación. También cuando el relé no fue calibrado con los ajustes establecidos en los cálculos previos.

4) Falla en el Cálculo de Ajuste (FEP.A)

Corresponde a un ajuste proveniente de un cálculo errado. De acuerdo a lo definido, se puede establecer lo siguiente: 1.6.3 Índice de Confiabilidad del Sistema de Protección Para evaluar la confiabilidad de una protección se puede usar la probabilidad de una operación correcta que será:

Donde:

Pc = Índice de desempeño de la protección Nc = Número de eventos con operación correcta de la protección Ni = Número de eventos con operación incorrecta de la protección


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Capítulo 2 REQUERIMIENTOS GENERALES DE LAS PROTECCI ONES

Los requerimientos de protección que se presentan en el presente documento son aplicables a las nuevas instalaciones del SEIN; Pero, también son aplicables a las futuras reposiciones o renovación de las protecciones existentes, Asimismo, las discrepancias entre los requerimientos establecidos y las características de las protecciones existentes deben ser evaluadas caso por caso en función a las estadísticas de fallas, a fin de determinar la necesidad de una reposición.

2.1 Relés de Protección

Los relés de protección tienen por finalidad medir una señal o más señales de entrada de tensión y/o de corriente, provenientes del SEP, con la finalidad de determinar si existe una condición de falla en el sistema, de manera de activar una o más señales de salida. Para cumplir con su finalidad, los relés de protección efectúan un procesamiento analógico/digital de las señales de entrada y un cálculo numérico (5) de las mismas. El relé así definido es un elemento basado en un microprocesador, cuyo diseño debe poseer una arquitectura abierta y utilizar protocolos de comunicación de acuerdo a las normas internacionales, de manera de evitar restricciones a su integración con otros relés o sistemas de otros fabricantes. Los relés de protección deben ser dispositivos de probada confiabilidad en el uso de protección de sistemas eléctricos; por tal motivo, salvo casos especiales, no es aceptable el uso de dispositivos de última tecnología o de modelos de equipos que aún no tienen experiencia en la industria eléctrica.

2.1.1 Características Funcionales Para cumplir con su propósito, en función de la aplicación específica en el SEP, los relés de protección deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales:

• Efectuar un permanente autodiagnóstico de su estado con bloqueo automático de su actuación en caso de defecto y señalización local y remota de la falla.

• Disponer de redundancias en su diseño de manera que la falla de un elemento o la pérdida de un componente no ocasione una degradación en su desempeño final.

• Tener la capacidad de admitir dos juegos de ajuste como mínimo, de manera de poder efectuar una protección con capacidad de adaptación a más de una condición de operación del sistema eléctrico.

• Almacenar información de las señales de entrada para las condiciones de pre-falla, falla y post-falla, así como de las señales de salida.

• Tener capacidad de aislamiento apropiada a su utilización en subestaciones de alta y muy alta tensión (6).

• Atender los requisitos de compatibilidad electromagnética con el grado de severidad adecuado a su instalación en subestaciones de alta y muy alta tensión.

(5) Se asume que los relés serán de tecnología digital numérica. No se considera aceptable la utilización de relés

de tecnologías pasadas como los relés Electromecánicos o Estáticos.

(6) Los relés deben ser apropiados para instalaciones de los SEP y no son aceptables relés de aplicaciones industriales que no sean aptos para instalaciones de extra alta tensión.


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• Poseer facilidades de comunicación local y remota con capacidad de acceso a todos sus datos, magnitudes de entrada, ajustes, registros de eventos y cualquier otra información disponible en el relé.

• Poseer facilidades de comunicación dedicadas para un Sistema de Supervisión y Control (SCADA).

• Poseer una interfase de comunicación local compuesta por una pantalla de visualización de las magnitudes medidas, calculadas y/o ajustadas, así como un teclado para su manejo.

• Poseer dispositivos que le permitan una intervención de mantenimiento sin que sea necesaria su desconexión de la instalación.

2.1.2 Características requeridas por la Protección Cada relé de protección será un dispositivo discreto multifunción. Un dispositivo solamente podrá ser aplicado, como Protección Principal (primaria o secundaria), a una zona de protección. La Protección de Respaldo de una zona será un dispositivo separado de la protección principal. Las funciones de protección incorporadas a cada relé de protección serán las apropiadas a cada zona a ser protegida, según la buena práctica establecida. Su definición será efectuada para cada caso en particular. Los relés de protección que estén expuestos a una pérdida accidental de las señales de tensión, deben poseer una supervisión de estas señales para su bloqueo de operación y alarma. Los relés de protección deben ser capaces de operar recibiendo y/o entregando señales digitales, haciendo una lógica de decisión con ellas, de manera de optimizar su funcionamiento. Los relés de protección tendrán un tiempo total de actuación menor de dos ciclos (33 ms) hasta el envío de las señales de disparo a los interruptores. Los relés de protección deben poseer contactos de salida con la suficiente capacidad para operar los circuitos de disparo de los interruptores asociados, de manera que no se requiera relés auxiliares que son causa de retardo de tiempo y una posibilidad de falla. Los relés de protección deben poseer suficiente cantidad de contactos de salida para operar las bobinas de apertura de los tres polos del interruptor, o los dos interruptores (7) si fuese el caso, de manera que no se requiera relés auxiliares que son causa de retardo de tiempo y una posibilidad de falla. Los relés de protección deben poseer facilidades de comunicación local y remota con capacidad de acceso a todos sus datos, magnitudes de entrada, ajustes y registros de eventos. Una salida RS232 en la parte frontal es necesaria para acceso o vía a una PC. Los relés deben poseer facilidades de comunicación dedicadas para un Sistema de Supervisión y Control (SCADA).

(7) Si el sistema de barras es Interruptor y Medio, una protección debe abrir dos interruptores. Lo mismo sucede en el caso del sistema de barras en Anillo.


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2.1.3 Normas aplicables Los Relés de Protección deben atender los requerimientos de las siguientes normas: IEC 60255-5 Electrical Relays Part5: Insulation coordination for measuring relays and protection equipment –

Requirements IEC 60255-11 Electrical Relays Part 11 Interruptions to and alternating component (ripple) in d.c. auxiliary energizing

quantity of measuring relays IEC 60255-22-1 Electrical Relays Part 22-1 Electrical disturbance test for measuring relays and protection equipment

1 MHz burst immunity test IEC 60255-22-2 Electrical Relays Part 22-2 Electrical disturbance test for measuring relays and protection equipment Section 2 – Electrostatic tests IEC 60255-22-3 Electrical Relays Part 22-3 Radiated electromagnetic field disturbance test

2.2 Interruptores

Los Interruptores tienen por finalidad cerrar los circuitos estableciendo la correspondiente corriente, conducir todas las posibles corrientes que puedan circular por dicho circuito (de carga o de falla) e interrumpir las mismas.

2.2.1 Características Funcionales

Para cumplir con su propósito, en función de la aplicación específica en el SEP, los interruptores deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales:

• Cerrar e interrumpir las corrientes de carga nominal del sistema a cualquier factor de potencia.

• Cerrar e interrumpir las corrientes de las líneas en vacío sin reencendido de arco. • Cerrar e interrumpir las corrientes de maniobra de los bancos de capacitores. • Cerrar e interrumpir pequeñas corrientes inductivas sin provocar sobretensiones

inadmisibles en el sistema eléctrico. • Cerrar e interrumpir las corrientes que se produzcan sobre una falla trifásica en sus

terminales. • Cerrar e interrumpir las corrientes de una falla kilométrica. • Cerrar e interrumpir las corrientes en oposición de fases.

2.2.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección


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En general, los interruptores que sean aplicados a las líneas de transmisión deberán permitir indistintamente la operación en modo unipolar o tripolar. Solo los interruptores que sean aplicados a los circuitos de transformadores, reactores y capacitores podrán ser de operación tripolar, conforme se aprecia en la siguiente tabla.

Tabla 2.1 – Tipos de interruptores según su aplicación

Aplicación 72.5 kV 145 kV 245 kV Muy alta tensión Línea de

Transmisión

Tripolar

Uni/tripolar

Uni/tripolar

Uni/tripolar Transformadores

Reactores Capacitores

Tripolar

Tripolar

Uni/tripolar (*)

Uni/tripolar (*)

(*) de acuerdo al requerimiento de mando sincronizado

Asimismo, los interruptores serán capaces de efectuar recierres rápidos unipolares o tripolares, según la siguiente secuencia: O - 0.3seg - CO – 3min - CO Por confiabilidad, todos los interruptores estarán dotados de dos bobinas de apertura en cada mecanismo de mando; en consecuencia, si el interruptor es de operación unipolar se tendrá dos boninas en cada polo, con circuitos de control independientes.

Para atender a los requerimientos del sistema, los tiempos mínimos de operación para la interrupción de las corrientes de cortocircuito será según se indica en la tabla 2.2.

Tabla 2.2 – Tiempos de interrupción de cortocircuitos

Nivel de Tensión Tensiones Tiempos de Interrupción Muy Alta Tensión 550 kV – 362 kV

2 ciclos = 33 ms

Alta Tensión 245 kV - 145 kV

3 ciclos = 50 ms

Media y Alta Tensión 72.5 kV – 52 kV - 36 kV

4 ciclos = 67 ms

2.2.3 Normas aplicables Los interruptores deben atender los requerimientos de las siguientes normas: IEC 62271-100 High-voltage switchgear and controlgear Part 100: High-voltage alternating-current circuit-breakers IEC/TR 62271-308 High-voltage switchgear and controlgear Part 308: Guide for asymmetrical short-circuit breaking test duty IEC/TR 62271-310 High-voltage switchgear and controlgear


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Part 310: Electrical endurance test for circuit-breakers of rated voltage 72.5 kV and above IEC/TS 62271-233 High-voltage alternating-current circuit-breakers Inductive load switching IEC/TS 62271-633 High-voltage alternating-current circuit-breakers Guide for short-circuit and switching test procedures for metal enclosed and dead tank

2.3 Transformadores de Tensión

Los Transformadores de Tensión tienen por finalidad proporcionar a los relés de protección una onda de tensión igual a la que está presente en el sistema de potencia, pero de un valor reducido en su magnitud con una proporción fijada de antemano. Para aplicación de media tensión se podrá usar transformadores de tensión del tipo inductivos; pero en alta y muy alta tensión se usarán transformadores de tensión capacitivos.


Para cumplir con su propósito, los transformadores de tensión deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales:

• Entregar la onda de tensión reducida con una precisión que no sea mayor del 3% en

toda circunstancia, aún cuando se tenga sobre tensiones. • Entregar una onda de tensión que no debe ser distorsionada por la componente de

corriente continua de la corriente de cortocircuito. • Deberán tener una adecuada respuesta frente a transitorios, de manera de no

distorsionar la onda de tensión que se entrega a los relés de protección. • No deberán ocasionar fenómenos de ferrorresonancia por oscilaciones de baja

frecuencia en el sistema.

2.3.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección Los Transformadores de Tensión tendrán dos secundarios para ser utilizados por los circuitos de protección: uno para la Protección Primaria y el otro para la Protección Secundaria. La clase de precisión mínima debe ser del 3% para 1.5 veces la tensión nominal Para asegurar un buen comportamiento en transitorios, los Transformadores de Tensión Capacitivos deberán tener Extra Alta Capacitancia según se indica:

• Para 550 kV : ≥ 5,000 pF • Para 245 kV : ≥ 10,000 pF • Para 145 kV : ≥ 17,000 pF • Para 72.5 kV : ≥ 20,000 pF

2.3.3 Normas aplicables Los Transformadores de Corriente deben atender los requerimientos de las siguientes normas:


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ANSI/IEEE C57.13 Standard Requirements for Instrument Transformers ANSI C93.3.1 Requirements for Power-Line Carrier Coupling Capacitors and Coupling Capacitor Voltage Transformers (CCVT)

2.4 Transformadores de Corriente

Los Transformadores de Corriente tienen por finalidad proporcionar a los Relés de Protección una onda de corriente igual a la que está fluyendo por el sistema de potencia, pero de un valor reducido en su magnitud con una proporción fijada de antemano.


Para cumplir con su propósito, los transformadores de corriente deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales:

• Entregar la onda de corriente reducida con una precisión que no será menor del 5% en

ninguna circunstancia, aún cuando se tenga elevadas corrientes como las que fluyen durante un cortocircuito.

• Entregar una onda de corriente que no debe ser distorsionada por la componente de corriente continua de la corriente de cortocircuito.

• Soportar térmica y dinámicamente las altas corrientes de cortocircuito, sin recalentamientos ni daños mecánicos que lo perjudiquen.

• No deben saturarse por causa de las elevadas corrientes del cortocircuito. • No deben ser afectados en su precisión por causa de cualquier flujo magnético

remanente que pudiere presentarse en su operación. 2.4.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección

Los Transformadores de Corriente tendrán dos secundarios para ser utilizados por los circuitos de protección: uno para la Protección Primaria y el otro para la Protección Secundaria. La clase de precisión mínima debe ser del 5% para 20 veces la corriente nominal Los Transformadores de Corriente serán dimensionados según los niveles de cortocircuito definidos para el sistema de acuerdo a lo que se indica en la siguiente tabla:

Tabla 2.3 - Corriente Nominal de los Transformadores de Corriente

Corriente de Cortocircuito del Sistema de Potencia [kA]

Corriente Nominal mínima del Transformador de Corriente [A]

40

1600 – 2000

31.5

1250 - 1600

25

1000 - 1250

16

600 - 800


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El objetivo del requerimiento de la Tabla 2.3, es que los transformadores de corriente sean aptos para la corriente de cortocircuito de diseño. Esto significa que una corriente de falla del orden de la corriente de diseño no debe saturar al transformador. Por ejemplo, una clase 5P20 solo garantiza la operación sin saturación (5% de error) hasta 20 veces la corriente nominal. Por tanto, si se tiene una corriente nominal de 500 A, no habrá saturación hasta 10 kA; luego, si se tiene una falla de 15 kA es probable que el transformador no opere correctamente. 2.4.3 Normas aplicables Los Transformadores de Corriente deben atender los requerimientos de las siguientes normas: IEC 60044-1 Instrument transformers Part 1: Current transformers. IEC 60044-6 Instrument transformers Part 6: Requirements for protective current transformers for transient performance.

2.5 Enlaces de Comunicaciones

Los Enlaces de Comunicación de Teleprotección tienen por finalidad comunicar a los relés de dos subestaciones que se encuentran en los extremos de una línea de transmisión. Estos enlaces sirven para establecer una lógica en la operación de los relés sobre la base de la información recibida del extremo remoto. 2.5.1 Características Funcionales Para cumplir con su propósito, los Enlaces de Comunicaciones deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales:

• Transmitir las señales en condiciones adversas de señal/ruido debido a la presencia de las líneas de alta tensión energizadas a 60 Hz, las cuales están además expuestas a cortocircuitos a tierra, así como a descargas atmosféricas.

• Transmitir las señales en condiciones adversas incluyendo la posibilidad de ruptura de uno de los conductores de la línea de alta tensión.

• Transmitir las señales de teleprotección en canales de transmisión de datos y de voz, priorizando las funciones de protección en condiciones de falla.

2.5.2 Características requeridas por los Sistemas de Protección

Los Enlaces de Comunicaciones serán de los siguientes tipos: Onda Portadora, Fibra Óptica, Microondas y Radio Digital. Se requiere por lo menos dos canales de teleprotección con frecuencias de operación diferentes: uno para la Protección Primaria y otro para la Protección Secundaria. En total se tendrá un mínimo de cuatro señales de teleprotección. La utilización de sistemas de transferencia de disparo directo será efectuando la utilización de dos señales en paralelo, una en cada uno de los dos canales de frecuencia diferentes.


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Los términos más utilizados en teleprotección son: Enlace: Es el medio de transmisión de alta frecuencia. En el caso de la onda portadora será

la misma línea de transmisión de potencia en alta tensión, pero que solamente utiliza una o dos fases. En el caso de la fibra óptica será la fibra utilizada.

Canal: Es una transmisión de señales en alta frecuencia de un ancho de banda especificado. En un mismo enlace puede haber varios canales. En el caso de la onda portadora (rango 40 khz – 400 khz), se envía una señal limitada, ejemplo: 120 khz – 128 khz.

Señales: Son las comunicaciones entre los reles, las cuales se envían por medio de los canales.

2.5.3 Normas aplicables IEC 60834-1 Teleprotection equipment of power systems – Peformance testing Part 1 Command systems IEC 60834-1 Peformance and testing of teleprotection equipment of power systems Part 2 Analogue comparison systems

2.6 Fuentes de Alimentación Auxiliar

Las fuentes de alimentación auxiliar sirven para proporcionar la energía a los circuitos de protección.

2.6.1 Características Funcionales Para cumplir con su propósito, las Fuentes de Alimentación auxiliar deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales:

• Proporcionar energía en forma ininterrumpida y durante periodos que comprenden la ausencia de energía del SEP.

• Ser insensible a los transitorios que se pueden presentar en el SEP. 2.6.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección Las fuentes de alimentación de los Sistemas de Protección serán del tipo: Batería – Rectificador en carga flotante. El sistema será de polos aislados de tierra. Se debe considerar dos Sistemas de Corriente Continua: uno para la Protección Primaria y otro para la Protección Secundaria. Se debe disponer de una supervisión permanente de los circuitos de protección, incluyendo los relés, apertura y cierre de interruptores, equipos de teleprotección, de manera de señalizar y dar alarma ante una falta de suministro.

2.6.3 Normas aplicables IEEE Std 450 Maintenance, Testing and Replacement of Large Stationary Type Power Plant and Substation Lead Storage Batteries


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IEEE Std 484 Large Lead Storage Batteries for Generating Stations and Substations ANSI C34.2 Semiconductor Power Rectifiers

2.7 Cableado de Control

El Cableado de Control tiene por finalidad interconectar los Transformadores de Tensión y Corriente con los Relés de Protección, así como los Relés de Protección con los Interruptores. 2.7.1 Características Funcionales Para cumplir con su propósito, el Cableado de Control debe cumplir con los siguientes requisitos funcionales:

• Efectuar por separado las conexiones de los Sistemas de Protección Principal y Secundaria, con cables diferentes para cada caso.

• Eliminar toda posibilidad de señales espurias llevando todas las señales por un mismo cable, de manera que la suma de las corrientes en un cable sea siempre cero.

2.7.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección Se debe considerar el cableado independiente de Protección Primaria y otro para la Protección Secundaria. Es decir, se debe utilizar dos cables independientes del tipo apantallado, por lo menos para las siguientes conexiones:

• Desde las Fuentes de Alimentación a los Tableros de Control. • Desde los Transformadores de Medida a los Tableros de Control. • Desde de los Tableros de Telecomunicaciones a los Tableros de Control.. • Desde de los Tableros de Control al Interruptor de Potencia.

2.7.3 Normas aplicables IEC 60227-7 Test for electric cables under fire conditions – Circuit integrity Part 7 Flexible cables screened and unscreened with two or more conductors IEC 60331-31 Test for electric cables under fire conditions – Circuit integrity Part 31 Procedures and requirements for fire with shock – Cables of rated voltage up

to and including 0.6/1 kV IEEE Std 383-1974 Standard for Type Test of Class 1E Electrical Cables, Field Splices and Connections for Nuclear Power Generating Stations


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Capítulo 3 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS CENTRALES ELECTRICAS.

3.1 Criterios Generales

Tal como ha sido definido, el SEP tiene por finalidad garantizar el suministro regular de energía eléctrica cumpliendo con los niveles de calidad establecidos en la norma técnica correspondiente. Esto representa un reto ya que se debe mantener la continuidad del servicio, pero respetando las tolerancias en los niveles de tensión, frecuencia, contenido de armónicos y/o flicker que se produzcan. Como se ha explicado, el SEP puede ser sometido a solicitaciones de sobretensiones y/o sobrecorrientes que pueden producir oscilaciones de las máquinas, las cuales deben amortiguarse; para no afectar su estabilidad y evitar la desconexión de las mismas, con lo cual se deja de atender la demanda. Por tanto, en las centrales eléctricas se requiere contar con un sistema de protección que permita:

1. Aislar las Fallas en las instalaciones tan pronto como sea posible. 2. Detectar las condiciones anormales de operación del sistema y tomar las acciones

preventivas que permitan minimizar su impacto en los equipos de la central.

3. Detectar el estado inapropiado de los equipos de la central con la finalidad de tomar las acciones conducentes a evitar perturbaciones en el sistema.

A continuación se presentan los Requisitos Mínimos de Protección de los Generadores, de manera de atender los requerimientos de la operación del SEP. Se debe aclarar que no se incluye todas las necesidades de protección de los equipos e instalaciones, las cuales deben ser definidas según los criterios de diseño de cada proyecto y siguiendo las recomendaciones de los fabricantes de los equipos, las cuales usualmente están vinculadas a las garantías que otorgan los suministradores. Sin perjuicio de lo antes dicho, los requerimientos de protección expuestos serán una guía o referencia para la definición de las protecciones.

3.2 Esquemas Eléctricos de las Centrales de Generación

La selección de la protección de una central está determinada por su esquema eléctrico general, el cual establece no solamente su conexión a los motores primos (sean máquinas hidráulicas o térmicas) y sus auxiliares, sino fundamentalmente su conexión al SEP. Adicionalmente, se debe considerar que la operación de las centrales tiene un procedimiento de arranque y parada, los cuales no son simples conexiones o desconexiones del SEP. Por tanto, la selección de uno de estos esquemas depende de los criterios de diseño del proyecto y de la operación prevista para la central, incluyendo la posibilidad de arrancar sin necesidad del sistema (blackstart). En lo que respecta al sistema de protección de un generador, se debe considerar que su actuación ocasionará una parada de emergencia del mismo, lo cual incluye la apertura inmediata de su conexión al SEP y la parada del respectivo motor primo. En función de lo expuesto, con la finalidad de establecer un marco de referencia al sistema de protección, se presenta los esquemas unifilares o configuraciones de las unidades de generación que son los más usados.


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A) Unidad Generador – Transformador de Potencia Se tiene un generador con sus auxiliares el cual se conecta a un transformador elevador, cuyo lado de alta tensión se conecta al SEP. En este caso, se puede tener o no interruptor de grupo entre el generador y el transformador de potencia.

BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA ELECTRICO

Figura 3.1 – Esquema Unifilar de Unidad Generador – Transformador

B) Conexión de dos Generadores con un Transformador de Potencia Se tiene dos generadores, cada uno con sus auxiliares, los cuales se conectan a un transformador elevador que tiene tres devanados: dos de baja tensión para los generadores y un tercero de alta tensión, el cual se conecta al SEP. En este caso, se puede tener o no Interruptores de Grupo entre los generadores y el transformador de potencia.

BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE POTENCIA

Figura 3.2 – Esquema Unifilar de dos Generadores con un Transformador


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C) Conexión de dos o más Generadores en paralelo y un Transformador de Potencia Se tiene dos (o más) generadores, cada uno con sus auxiliares, los cuales se conectan a una barra de generación, la cual también puede ser de distribución. La conexión al SEP se efectúa con uno (o más) transformadores elevadores.

BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE POTENCIA

Figura 3.3 – Esquema Unifilar de Generadores y un Transformador

3.3 Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación

3.3.1 Fallas por Cortocircuito en un Generador Los Cortocircuitos en un Generador pueden ser entre fases, entre espiras o de un contacto a tierra. a) Cortocircuito entre fases y contacto a tierra DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Esta falla se produce por contacto entre los bobinados cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico del mismo. Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en la máquina. PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección de la falla se utiliza el principio diferencial que permite determinar la diferencia en las corrientes de entrada y salida del elemento protegido. Para ello se debe medir la corriente de cada fase a la entrada y la salida del generador constituyendo una protección diferencial (87). Asimismo, la diferencia de la corriente residual con la corriente en el neutro puesto a tierra del generador permite una protección diferencial restringida a tierra (87GN). Ver la figura 3.4. El Relé de Protección Diferencial calculará la diferencia de las corrientes en cada fase, lo que permitirá determinar que existe una falla entre fases. De la misma manera, la evaluación de la diferencia entre la suma de las corrientes de fase a la salida del generador y la corriente en el neutro permitirá determinar que hay una falla a tierra.


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Figura 3.4 – Esquema de la Protección Diferencial

Se requiere además que una falla externa no provoque una diferencia en el cálculo que ocasione un disparo indeseado. Para ello, se usa como referencia la suma de las corrientes que se le denomina la corriente de estabilización y la característica de operación del Relé será un porcentaje de esta corriente de estabilización como se muestra en la figura 3.6.

Figura 3.5 –Operación de la Protección Diferencial

Para una correcta aplicación, se define una característica con tres zonas de operación para tener en cuenta lo siguiente:

87G-87GN

87U


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• Es necesario tener una zona insensible para tomar en cuenta que existe una diferencia

en las corrientes de fase como consecuencia de las corrientes de magnetización. Esto determina una zona de pendiente cero.

• Se debe tener en cuenta cualquier posible error por las diferentes relaciones de transformación de los transformadores de corriente. Esto determina una zona, hasta aproximadamente la corriente nominal del generador, con una pendiente para tomar en cuenta estos errores. Valores entre 10% - 20% son usuales.

• Se debe considerar cualquier error debido a la operación de los transformadores de corriente en su zona de saturación. Para ello se debe considerar una falla externa cercana al generador. Esto determina una tercera zona con una pendiente que impida cualquier falsa operación por esta causa.

• Una cuarta zona se puede considerar para corrientes diferenciales elevadas que corresponden a fallas en bornes del generador. Este criterio se aplica para corrientes diferenciales entre el 300% - 700% de la corriente nominal.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse una falla se debe dar la apertura del interruptor del grupo y se debe hacer una parada de emergencia del motor primo. Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada si fuese el caso. b) Cortocircuito entre espiras DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Esta falla se produce cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico del mismo y ocasiona un cortocircuito entre espiras. Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar un incendio en la máquina. PRINCIPIO DE DETECCION (87GTT) La mayoría de los Generadores tiene un bobinado en cada fase y no será posible tener una protección dedicada a esta falla, la cual requiere, para su detección, que el generador tenga por lo menos dos bobinados en cada fase. Un bobinado dividido en dos partes iguales significa que se tiene corrientes iguales en cada rama en paralelo; luego, una diferencia en estas corrientes indica que hay una falla entre espiras. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse una falla se debe dar la apertura del interruptor del generador y se debe hacer una parada de emergencia del motor primo. Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada. 3.3.2 Falla a Tierra en las instalaciones a la tensión de generación DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Esta falla se produce por contacto a tierra sea en el propio generador o cualquier punto externo en el sistema conectado a la tensión del generador como son los bobinados de media tensión del Transformador de Potencia y del Transformador de Servicios Auxiliares, así como todas las conexiones en media tensión existentes en la Central. Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en las instalaciones.


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PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección de esta falla se debe medir la corriente que fluye por el neutro del generador, la cual se usa directamente como indicador de falla; o alternativamente, se mide la tensión que esta corriente determina en el neutro del generador, de acuerdo a la configuración que se haya definido para la puesta a tierra del neutro del generador. Si se tiene Puesta a Tierra de Baja Impedancia con una Resistencia se puede medir la Corriente Homopolar; pero, si se tiene una Puesta a Tierra de Alta Impedancia con un Transformador se puede medir la tensión que se genera en una Resistencia de Carga conectada en su secundario; e incluso, se puede medir la corriente en este circuito secundario. Ver la figura 3.6.

Figura 3.6 – Protección de Falla a Tierra según conexión del Neutro

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse una falla se debe dar la apertura del interruptor del grupo y se debe hacer una parada de emergencia del motor primo. Es necesario contar con la indicación del tipo de falla. 3.3.3 Fallas por Cortocircuito en un Transformador de Potencia DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Esta falla se produce por contacto entre los bobinados cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico del mismo. Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en la máquina. PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección de la falla se utiliza el principio diferencial que permite determinar la diferencia en las corrientes de entrada y salida del elemento protegido. Para ello se debe medir la corriente de cada fase a la entrada y la salida del Transformador, así como la corriente residual en el neutro del lado de alta tensión. Ver la figura 3.4. El principio es el mismo que el descrito para el Generador; pero, se debe considerar que existen varios aspectos adicionales que son:

• Existen diferentes relaciones de transformación en el lado de alta y baja tensión que hay que homogeneizar; pero, sobre todo, la relación no es siempre la misma si se tienen diferentes tomas o gradines (taps) en el lado de alta tensión.

50N51N 59N

51N

50N51N 59N

51N


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• Al momento de su energización el transformador tiene una alta corriente de inserción, la cual sirve para magnetizarlo y provoca una fuerte diferencia de corrientes entre ambos extremos de la zona protegida. También existe una pequeña corriente de magnetización permanente que implica una pequeña diferencia, la cual es también constante, pero no es por causa de una falla.

• Debido a las distintas conexiones trifásicas en el lado de alta tensión, se tiene un desfasaje de las corrientes en ambos extremos de la zona protegida que es causa de una diferencia en los valores instantáneos de las corrientes.

Figura 3.7

Protección Diferencial del Transformador de

Potencia

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse una falla se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo (o de los motores primos) que sean impedidos de seguir entregando energía al sistema como consecuencia de la desconexión del sistema. Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada si fuese el caso. 3.3.4 Fallas por Cortocircuito en los Servicios Auxiliares DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Una falla en el Transformador de Servicios Auxiliares afectará directamente al Generador por estar conectado directamente al mismo ocasionando una alta corriente de falla. En cambio, una falla en los circuitos de los auxiliares será de un valor reducido por la impedancia del Transformador de Servicios Auxiliares. Por tal motivo, por su relevancia, lo importante es proteger a este Transformador. PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección de fallas en el Transformador de Servicios Auxiliares se puede utilizar el mismo principio diferencial; o alternativamente se puede considerar una Protección Diferencial de Unidad que incluya al Generador, el Transformador de Potencia y al Transformador de Servicios Auxiliares. Ver la figura 3.8. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse una falla en el Transformador de Servicios Auxiliares se debe dar la apertura del lado de alta tensión del grupo; y al mismo tiempo, se debe proceder con una parada de emergencia del correspondiente motor primo.


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87TS.A

87T

CONEXIONALTERNATIVA

CT’S AUX

87TS.A

87T

CONEXIONALTERNATIVA

CT’S AUX

Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada si fuese el caso.

Figura 3.8 Protección del Transformador de Servicios

Auxiliares

3.3.5 Fallas por Cortocircuito en Barras DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Los cortocircuitos en las Barras de Alta Tensión afectarán directamente todos los Generadores conectados a dicha barra, ocasionando una alta corriente de falla. Como la falla se produce en un aislamiento en aire no se produce mayores daños en la instalación; pero, las altas corrientes de cortocircuito ocasionan exigencias térmicas y mecánicas en los generadores. PRINCIPIO DE DETECCION La detección de la falla se efectúa mediante el principio diferencial. Si se tiene doble barra, se debe poder identificar la barra fallada para proceder a aislar sólo la barra fallada. En el capítulo de Protección de las Subestaciones se explica con mayor detalle la Protección Diferencial de Barras.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse una falla se debe desconectar todos los grupos conectados a la barra fallada. Por tal motivo, si la Central tiene doble barra debe despachar la energía en dos bloques a fin de evitar una salida de servicio de toda la central. Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada si fuese el caso.

3.4 Requerimientos de Protección por Condiciones Anormales del Sistema 3.4.1 Cortocircuito externo a la Central DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Los cortocircuitos externos afectan a los Generadores en la medida que no sean despejados en un tiempo corto. Estas fallas serán más perjudiciales a las máquinas, a medida que se encuentren más cerca de la Central; y en este caso, provocarán un perfil de tensiones hasta


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cero en el punto de falla. Esto significa que en los bornes mismos del Generador se tendrá una tensión reducida por la caída de tensión en la impedancia propia de la máquina. PRINCIPIO DE DETECCION Las Barras a las cuales se conecta la Central cuentan con una protección especial; de la misma manera, todas las Líneas de Transmisión a la salida de la Central cuentan con sus respectivas protecciones con suficiente redundancia y respaldo, por lo que no es necesaria ninguna protección dedicada adicional. Sin embargo, como complemento, se considera lo siguiente:

• Un Relé de Mínima Impedancia (21) que permita eliminar el aporte de cada máquina a la falla cuando no haya sido despejada por las protecciones de las Barras. También se emplea, como alternativa, un Relé de Sobrecorriente con aceleración por reducción de la tensión (Overcurrent with Voltage Restraint). En la figura 3.9 se muestra las conexiones de estos relés.

Figura 3.9 – Protecciones contra Cortocircuitos

• Un Relé de Sobrecorriente (51) en el punto conexión al sistema de potencia; es decir,

en el lado de alta tensión del Transformador de Potencia con la finalidad de eliminar el aporte de cada máquina a la falla cuando no haya sido despejada por las protecciones de las Barras o de las Líneas, según sea el caso. Este Relé se puede complementar con un Relé de Sobrecorriente a Tierra (51N) en el neutro del Transformador de Potencia. Ver Figura 3.9. Las corrientes que miden estos relés son el aporte del grupo generador a las corrientes de falla, ya que la corriente de falla total tiene el aporte de las varias contribuciones del sistema como se puede ver en la figura 3.10.

Figura 3.10 – Protecciones contra Cortocircuitos

2151V 51

TN

512151V 51

TN

51

IF5

IF5

IF5 IF2

IF1

IFtotIF5IF5

IF5IF5

IF5 IF2

IF1

IFtot


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DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo. Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseados que hayan sido alcanzados. 3.4.2 Sobrecarga DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA La sobrecarga de un Generador se produce como parte de su normal operación y tiene como limitación su propia capacidad. En la sobrecarga se debe considerar la potencia aparente que esta vinculada a la potencia total, activa y reactiva. Para ello, se definen dos niveles:

• El funcionamiento a régimen nominal que incluye la posibilidad de una sobrecarga permanente. Bajo esta condición el grupo puede admitir una sobrecarga, pero que no suele usarse porque corresponde a una exigencia que acorta la vida útil de la máquina.

• La Sobrecarga transitoria que admite la máquina durante un corto periodo. La norma ANSI C50.13 establece los porcentajes de sobrecarga que deben admitir los Generadores. Ver Tabla 3.1.

Tabla 3.1 – Capacidad de Sobrecarga de Generadores

Corriente (% de In)

226 154 130 116

Tiempo (segundos)

10 30 60 120

PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección de una sobrecarga se establece una característica de corriente – tiempo debajo de la establecida por la norma y se verifica que no se exceda este límite. Se debe considerar que en una operación de la máquina existe una carga variable por lo que el estado de la máquina no será el mismo al tomar una sobrecarga habiendo estado a media carga nominal que después de estar operando a plena carga. Por tal motivo, modernamente se emplea un Relé que hace el seguimiento de la curva de carga del fabricante de la máquina, de manera que cuando la medida de la intensidad supera la máxima permanente se inicia un conteo proporcional a la constante de calentamiento y con un totalizador proporcional al punto de la curva que se haya alcanzado. Si desaparece la sobrecarga, se inicia un conteo hacia atrás. Este Relé permite obtener características de disparo por altas temperaturas en el estator y el rotor, mediante la simulación de la evolución térmica de la máquina. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo. Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseados que hayan sido alcanzados. 3.4.3 Carga No Balanceada DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA


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Hay una serie de condiciones que pueden ocasionar corrientes desiguales en las tres fases de un Generador. La causa más común son las asimetrías como son las cargas no balanceadas, las líneas no transpuestas o circuitos abiertos en una fase. En todos los casos se producen corrientes de secuencia negativa que provocan corrientes en la máquina del doble de la frecuencia nominal. Estas corrientes por su alta frecuencia pueden ocasionar altas y peligrosas temperaturas en corto tiempo. PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección de esta condición anormal del sistema se mide la corriente de secuencia negativa con la finalidad de determinar si supera los límites definidos en la norma ANSI C50.13 que están indicados en la tabla 3.2. Estos límites son válidos siempre que la corriente máxima del Generador no supere el 105% de su valor nominal; y además, no se sobrepase la potencia nominal.

Tabla 3.2 – Corriente de Secuencia Negativa Admisible

Tipo de Generador Corriente de Secuencia Negativa (% de In)

Rotor Cilíndrico

Refrigeración indirecta 10 Refrigeración directa

0 – 960 MVA 8 960 – 1200 MVA 6

1201 – 1500 MVA 5 Polos Salientes Con arrollamiento amortiguador 10

Sin arrollamiento amortiguador 5 Para la verificación de estos límites se utiliza un Relé de Secuencia Negativa con umbrales de tiempo; o alternativamente, se utiliza una característica de tiempo inverso. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo. Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseados que hayan sido alcanzados. 3.4.4 Pérdida de Sincronismo del Generador DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA La inestabilidad del Generador puede ser causada por tiempos prolongados de despeje de fallas, baja tensión del sistema, baja excitación de la máquina, alta impedancia entre el generador y el sistema, así como por maniobras de desconexión de líneas. Cuando un Generador pierde sincronismo resultan altos picos de corriente o una operación de desplazamiento de la frecuencia que causa solicitaciones a los arrollamientos, torques pulsantes en la máquina y hasta puede producirse una resonancia que es potencialmente peligrosa para el Generador. Para minimizar la posibilidad de daño por esta causa, el Generador debería ser desconectado sin demora, preferentemente durante el primer ciclo del deslizamiento o la condición de Pérdida de Sincronismo. El Relé de Pérdida de Excitación, por su característica de Impedancia, puede proveer algún grado de protección para esta condición indeseada; pero, no puede detectar la Pérdida de Sincronismo bajo todas las condiciones de operación del sistema. En consecuencia, si durante una Pérdida de Sincronismo el centro eléctrico está ubicado en la región que comprende la


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impedancia del Transformador de Potencia y el Generador, se requiere una protección dedicada a la Pérdida de Sincronismo de la máquina. PRINCIPIO DE DETECCION Para detectar la Pérdida de Sincronismo se debe analizar la variación de la impedancia aparente como es vista en los terminales de los elementos del sistema. Durante una Pérdida de Sincronismo entre dos áreas o entre un Generador y un Sistema, la impedancia aparente (como es vista en una línea o en los terminales del generador) variará como una función de la impedancia del generador y del sistema, y la separación angular entre los sistemas. En la figura 3.11 se muestra, para una pérdida de sincronismo del generador, la variación de la impedancia como es vista desde los terminales de la máquina para tres diferentes impedancias del sistema. El punto P es la impedancia de carga inicial, el punto S es la impedancia al momento del cortocircuito y el punto R es la impedancia al instante de despejar la falla. En todos los casos, la inestabilidad fue causada por el prologado despeje de una falla trifásica cercana a los bornes del lado de alta tensión del transformador elevador. Los lugares geométricos de la variación de la impedancia son aproximadamente circulares que se mueven en el sentido contrario a las manecillas del reloj.

Figura 3.11 – Variación de la Impedancia en una Pérdida de Sincronismo

El esquema básico para la detección de la pérdida de sincronismo de un generador es uno denominado de simple anteojera (single blinder scheme) y está constituido por un Relé con característica Mho que se utiliza con dos recortes laterales (blinders) a manera de visera. De esta manera, cuando se detecta que el lugar geométrico de la impedancia aparente atraviesa esta zona es porque se produce la pérdida de sincronismo, conforme se puede apreciar en la figura 3.12. Si se produce una entrada parcial; es decir, que no atraviesa esta zona, es porque se trata de una oscilación de potencia que no implica pérdida de sincronismo.

ZsysXt = Transformer ReactanceX’d = Gen. Transient Reactance

Xt P

X’d

Zsys = .4

Zsys = .2

Zsys = .06

0.8 0.4 -X 0.4 0.8

-R R

X

2.4

2.0

1.6

1.2

0.8

0.4

0.4

ZsysXt = Transformer ReactanceX’d = Gen. Transient Reactance

Xt P

X’d

Zsys = .4

Zsys = .2

Zsys = .06

0.8 0.4 -X 0.4 0.8

-R R

X

2.4

2.0

1.6

1.2

0.8

0.4

0.4


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DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo. Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores que hayan sido alcanzados.

Figura 3.12 Esquema de Protección de Pérdida de Sincronismo Single Blinder Scheme

3.5 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de los Equipos

3.5.1 Sobretensiones del Generador DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Un rechazo de carga puede embalar a la máquina hasta el 200% de su velocidad nominal; y bajo esta condición, la relación Tensión/Frecuencia (V/Hz) puede no ser excesiva, pero la tensión generada en forma sostenida puede superar los límites permisibles por la máquina. En general, este no es un problema de las máquinas térmicas porque sus sistemas de control de velocidad y de tensión tienen una rápida respuesta; pero, suele presentarse en los hidrogeneradores en los cuales puede ocurrir una Sobretensión sin necesidad de exceder los límites de la relación Tensión/Frecuencia de la máquina. También puede presentarse una Sobretensión si hubiese un funcionamiento anormal o una falla del Regulador de Tensión. PRINCIPIO DE DETECCION Para detectar la condición indeseada se utiliza un Relé de Tensión ajustado a los límites permisibles. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo (o de los motores primos) que sean impedidos de seguir entregando energía al sistema como consecuencia de la desconexión del sistema. Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores de tensión alcanzados.

SYSTEM

TRANS

MHOELEMENT

BLINDERELEMENTS

GENX’d

ELEMENT

PICKUPELEMENT

PICKUP

A B

C

A B

MHF

R

D

X

NP

O

G

SYSTEM

TRANS

MHOELEMENT

BLINDERELEMENTS

GENX’d

ELEMENT

PICKUPELEMENT

PICKUP

A B

C

A B

MHF

R

D

X

NP

O

G


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3.5.2 Sobreexcitación del Generador y/o Transformador DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Las normas ANSI para Generadores y Transformadores establecen que deben operar satisfactoriamente a su potencia nominal, frecuencia y factor de potencia, considerando las siguientes condiciones simultáneas:

• Con la relación Voltios/Hertz no mayor de 1.05 • Con un Factor de Potencia mayor del 80% • Con la Frecuencia de al menos el 95% de la nominal

Cuando la relación Voltios/Hertz supera el valor de 1.05 se produce un incremento del Flujo Magnético de diseño de la máquina; y si es mayor, se puede producir la saturación del núcleo magnético. Como consecuencia de ello, se producen calentamientos excesivos en el Generador y/o Transformador, lo que puede causar una falla del aislamiento. Una causa de la excesiva relación Voltios/Hertz es la operación del Generador durante el Arranque y la Parada donde se tiene frecuencias reducidas. También se puede producir una Sobreexcitación cuando se produce un rechazo de carga, el cual deja conectadas a la Central a las Líneas de Transmisión en vacío. PRINCIPIO DE DETECCION Para detectar esta condición indeseada se mide la relación Voltios/Hertz. Se puede establecer umbrales de actuación o adoptar una característica de tiempo inverso. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo. Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseados que hayan sido alcanzados. 3.5.3 Motorización del Generador DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA La motorización del generador ocurre cuando la máquina recibe energía activa del sistema y se comporta como un motor síncrono que mueve al motor primo. Esta circunstancia se puede producir como consecuencia de la pérdida de energía en el motor primo. Esta condición indeseada de funcionamiento de la máquina afecta de manera diferente a los distintos motores primos, según su naturaleza, como se indica:

• Entre las máquinas térmicas, en las turbinas de vapor y de gas los efectos de la motorización provocan mayores perjuicios. En los motores diesel existe el peligro de explosión.

• Entre las turbinas hidráulicas, las Kaplan son las más afectadas, las Francis son menos sensibles y las Pelton casi no son afectadas por este fenómeno.

Se debe considerar que el Generador puede recibir energía del sistema cuando se produce la sincronización de la máquina con el sistema; es decir, se puede llegar a una motorización durante esta maniobra. Sin embargo, esta es una situación transitoria y no es una condición indeseada de la máquina. PRINCIPIO DE DETECCION Para detectar la motorización se utiliza un Relé Direccional de Potencia, el cual debe discriminar la condición indeseada de aquella que es momentánea debido a posibles oscilaciones de potencia como ocurre durante la sincronización de la máquina.


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DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo. Es necesario contar con la indicación del tipo de evento y de los valores indeseados que hayan sido alcanzados. 3.5.4 Pérdida de Excitación del Generador DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA La pérdida de excitación de un Generador puede ser causada por diversas circunstancias como son: falla del sistema de excitación, pérdida de suministro al circuito de excitación, apertura accidental del interruptor de campo, o cuando se abre el circuito de excitación. Cualquiera que sea la causa, una pérdida de excitación constituye una condición indeseada que puede afectar al sistema y a la misma máquina, ya que el Generador empieza a tomar potencia reactiva del sistema y tiende a embalarse. Esta situación será más crítica cuanto mayor haya sido la potencia que estuvo generando; y en el caso de haber estado operando a plena carga, las corrientes en el estator y el campo pueden llegar a ser el doble de los valores nominales, con los consiguientes mayores esfuerzos térmicos y mecánicos. Además de ello, al embalarse el Generador es probable que se pierda el sincronismo, afectando al sistema. PRINCIPIO DE DETECCION Para detectar esta condición indeseada lo más usual es medir la Impedancia del sistema en los bornes del Generador con la finalidad de determinar si la máquina se comporta como una Reactancia Capacitiva. En la figura 3.13 se muestra la variación de la Impedancia vista en los bornes del Generador. El punto C representa la operación a plana carga y al perderse la excitación la Impedancia se mueve al punto D; en cambio, el punto E representa la operación al 30% de la carga y al perderse la excitación la Impedancia se mueve al punto G.

Figura 3.13 Comportamien

to de la Impedancia

con la Pérdida de Excitación

En función de lo expuesto, la protección se realiza con un Relé tipo Mho, desplazado del origen un valor igual a la mitad de la Reactancia Transitoria del Generador, con dos zonas de operación. Para mayor detalle, ver la figura 3.14. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo. Es necesario contar con la indicación del tipo de falla.

R

-R

X

-x

0.5

1.0

2.0

1.0 2.0 3.0

C

E

D

G

LXd

F (b)

(a)

R

-R

X

-x

0.5

1.0

2.0

1.0 2.0 3.0

C

E

D

G

LXd

F (b)

(a)


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Figura 3.14

Protección de Pérdida de Excitación del

Generador

3.5.5 Frecuencias anormales en el Generador DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA La operación de los Generadores a frecuencias anormales resulta generalmente de rechazos de carga total o parcial, lo cual produce sobrefrecuencia; o de sobrecarga, lo que produce baja de frecuencia. La situación más crítica corresponde a la sobrecarga que reduce la frecuencia, lo que ocasiona una reducción de la capacidad de suministro del grupo generador. Esta reducción es en cierta medida, proporcional a la reducción de la frecuencia y ocurre precisamente cuando el grupo esta siendo sobrecargado. PRINCIPIO DE DETECCION Para detectar esta condición indeseada se mide la frecuencia de operación con la finalidad de determinar la capacidad admisible de la máquina. En la figura 3.15 se muestra una curva típica de la capacidad de generación a frecuencia reducida

MFR2 y MFR1 son curvas para generadores de dos polos y cuatro polos

Figura 3.15 – Capacidad del Generador en función de su Frecuencia Nominal

+X

-X

+R-R

OFFSET = X’d/2

DIAMETER = 1.0 P.U.

DIAMETER = Xd

+X

-X

+R-R

OFFSET = X’d/2

DIAMETER = 1.0 P.U.

DIAMETER = Xd

92 93 94 95 96 97 98 99 100

88

90

92

94

96

98

100

FREQUENCY IN PERCENT

MA

XIM

UM

KV

A I

N P

ER

CE

NT

MRF 1

MRF 2

92 93 94 95 96 97 98 99 100

88

90

92

94

96

98

100


MA

XIM

UM

KV

A I

N P

ER

CE

NT

MRF 1

MRF 2


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DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo. Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseados que hayan sido alcanzados.

3.6 Falla de Interruptor

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Cuando un Relé de Protección ha dado la orden de apertura de un Interruptor existe el peligro de que no se produzca la apertura del circuito por falla del Interruptor en efectuar dicha maniobra. En esta situación, dada la condición de falla, no se debe demorar la apertura del circuito, por lo que es necesario un esquema de protección para prevenir la Falla del Interruptor. Esta falla se puede producir por diversas razones como son:

• Falla del cableado de control • Falla de las Bobinas de Apertura • Falla del mecanismo propio del interruptor • Falla del Interruptor al extinguir el arco dentro del equipo

PRINCIPIO DE DETECCION El principio de detección se basa en la medición de la corriente que circula por el interruptor, la cual debe ser cero al haberse efectuado la apertura exitosa del circuito, después de un mando de apertura por protecciones. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse una Falla de Interruptor se debe proceder de la siguiente manera:

• En primera instancia se debe efectuar una orden de apertura a ambas Bobinas de Apertura del Interruptor.

• En segunda instancia se debe proceder con la apertura de los Interruptores vecinos de manera que se pueda obtener la apertura del circuito deseado, al mismo tiempo que se consigue aislar al Interruptor fallado.

La Falla de Interruptor debe concluir en una Apertura y Bloqueo de Cierre del Interruptor fallado hasta detectar la causa de la falla.

3.7 Definición de las Protecciones en las Centrales Eléctricas

Las Protecciones de las Centrales deben ser efectuadas con Relés Multifunción, los cuales deben ser aplicados en bloques diferenciando lo siguiente:

• Protecciones del Generador • Protecciones de los Transformadores • Protecciones de los Equipos de Alta Tensión (Sistema de Barras).

Asimismo, las protecciones serán segregadas para distinguir lo siguiente:

• Protecciones Principales, las cuales deben ser conectadas a un juego de Transformadores de Corriente y Tensión.

• Protecciones Redundantes y de Respaldo, las cuales deben ser conectadas a un juego diferente de Transformadores de Corriente y Tensión de los utilizados por las Protecciones Principales.


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Las Protecciones de Falla de Interruptor se aplicarán junto con la Protección de Barras. Si no hubiese esta protección, por la naturaleza del sistema de barras, su aplicación será parte de la Protección de Respaldo de cada equipo. Por otra parte, sobre la base de esta segregación se procederá a definir las tensiones de alimentación a las protecciones en corriente continua de la siguiente manera: Sistema 1 de Corriente Continua Rectificador-Batería

• Protecciones Propias de los Equipos • Protecciones Principales • Falla interruptor

Sistema 2 de Corriente Continua Rectificador-Batería

• Protecciones Redundantes • Protecciones de Respaldo • Falla interruptor

Adicionalmente a las Protecciones mencionadas, se debe considerar la utilización de dispositivos de protección preventiva para el Generador y el Transformador de Potencia. En particular, se considera que se debe supervisar, por lo menos, las temperaturas y las corrientes del Generador y el Transformador de Potencia.

3.8 Requisitos Mínimos de Protección de las Centrales Eléctricas

Los Requisitos Mínimos de Protección para las Centrales Eléctricas se establecen según las potencias de los grupos. En tal sentido se define los siguientes rangos para las unidades de generación:

Mini Centrales Grupos con Potencia menor que 1 MVA Grupos Pequeños Potencia mayor o igual a 1 MVA y menor que 5 MVA Grupos Medianos Potencia mayor o igual a 5 MVA y menor que 50 MVA Grupos Grandes Potencia mayor o igual a 50 MVA En el Plano RP-CE-01 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas para los grupos pequeños. Se ha considerado como esquema general de la central la de varias unidades en paralelo con solo un transformador, que es el esquema más usual para estos grupos. En el Plano RP-CE-02 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas para los grupos medianos. Se ha considerado como esquema general de la central dos grupos conectados a un único transformador elevador, que es el esquema más usual para estos grupos. En el Plano RP-CE-03 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas para los grupos grandes. Se ha considerado como esquema general de la central la conexión generador–transformador, ya que es el esquema más usual para estos casos que es el esquema más usual para estos grupos.


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Capítulo 4 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS SUBESTACIONES

4.1 Objetivo de la Protección

Tal como ha sido definido, el SEP tiene por finalidad garantizar el suministro regular de energía eléctrica cumpliendo con los niveles de calidad establecidos en la norma técnica correspondiente. Esto representa un reto ya que se debe mantener la continuidad del servicio, a pesar solicitaciones de Sobretensiones y/o Sobrecorrientes que se presentan en la operación del sistema de potencia, las cuales pueden ser peligrosas para su funcionamiento, afectando sus instalaciones y provocando la desconexión de todo o una parte de las mismas, con lo cual se deja de atender la demanda. Por tal motivo, en las Subestaciones de Alta Tensión se requiere contar con un Sistema de Protección que permita:

1. Aislar las Fallas en las instalaciones tan pronto como sea posible. 2. Detectar las condiciones anormales de operación del sistema y tomar las acciones

preventivas que permitan minimizar su impacto en los equipos de la subestación.

3. Detectar el estado inapropiado de los equipos de la subestación con la finalidad de tomar las acciones conducentes a evitar perturbaciones en el sistema.

A continuación se presentan los Requisitos Mínimos de Protección que deben ser aplicados en las Subestaciones de Alta Tensión, de manera de atender los requerimientos de la operación del SEP. Se debe aclarar que no se incluye todas las necesidades de protección de los equipos e instalaciones que incorpora el fabricante, las cuales deben ser definidas según los criterios de diseño de cada proyecto y siguiendo sus recomendaciones, las cuales usualmente están vinculadas a las garantías que ellos otorgan. Sin perjuicio de lo antes dicho, los requerimientos de protección expuestos serán los requisitos mínimos para las protecciones.

4.2 Esquema General de las Subestaciones La selección de la protección de una subestación está determinada por su esquema eléctrico general, el cual establece su conexión al SEP, así como la provisión de sus servicios auxiliares. La selección de este esquema depende de los criterios de diseño del proyecto y de la operación prevista para la subestación. Una Subestación de Alta Tensión comprende una o más barras del sistema de potencia donde se conectan los demás componentes de la red que son las unidades de generación, las cargas y las líneas de transmisión. También se conectan a las barras de las subestaciones equipos de compensación reactiva como son los reactores, los capacitores y los equipos de compensación estática (SVC). Cuando se tiene más de una barra, cada una corresponde a un nivel de tensión diferente y se encuentran interconectadas por uno más transformadores o autotranformadores en paralelo. Un aspecto que es fundamental para definir el tipo de subestación es el sentido del flujo de potencia activa a través de los transformadores. En función de ello se define:


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• Subestaciones de Interconexión cuando el sentido del flujo de potencia activa puede ser bidireccional en los transformadores. En este caso, existe generación en ambos extremos de los equipos, los cuales pueden alimentar una falla en la subestación.

• Subestaciones de alimentación radial cuando el flujo de potencia activa sólo tiene una

dirección, debido a que sólo se tiene generación en un lado de la subestación. Generalmente es en el sentido de la mayor a la menor tensión porque se reduce la tensión para la subtransmisión o distribución. En este caso, para una falla en la subestación sólo se tiene una alimentación radial a la misma.

En forma general se puede considerar que una subestación está compuesta por una barra de un nivel de tensión del sistema de potencia, en la cual se efectúa la maniobra de los circuitos que se conectan a la misma. También se puede tener barras de otros niveles de tensión interconectados por uno más transformadores o autotranformadores en paralelo, constituyéndose así una subestación más compleja. En la figura 4.1 se muestra un típico Esquema General de esta clase de Subestaciones.

.

Figura 4.1 – Esquema General de una Subestación de Interconexión

Las conexiones trifásicas de los transformadores se seleccionan según el criterio de proyecto y dependen del tipo de Subestación. En general, se puede considerar lo siguiente:

Lineas de Transmisión

Transformadores oAutotransformadoresEn Paralelo


BARRA DE TENSION AT2

CompensacionEn Serie

CompensaciónEn derivación


Servicios AuxiliaresBanco de Capacitores

Reactores de CompensaciónEquipos SVCDistribución

BARRA DE TENSION MT


Transformadores oAutotransformadoresEn Paralelo



CompensacionEn Serie

CompensaciónEn derivación


Servicios AuxiliaresBanco de Capacitores

Reactores de CompensaciónEquipos SVCDistribución

BARRA DE TENSION MT


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• En Subestaciones de Interconexión se tiene Autotransformadores o Transformadores con conexión en Estrella – Estrella – Delta (en el terciario), estando ambas estrellas con su neutro puesto a tierra.

• En Subestaciones de alimentación radial se puede tener solamente dos barras y en este

caso las conexiones preferidas son Delta – Estrella con el neutro puesto a tierra, De esta manera, el lado de la fuente del sistema queda con conexión en delta mientras que el lado de la carga queda con alimentación con el neutro a tierra. Si se tiene tres barras, se utiliza el mismo criterio; es decir, el lado de la fuente en delta y los demás en Estrella con el neutro puesto a tierra.

4.3 Sistema de Barras

El Sistema de Barras es el esquema de maniobra que se utiliza para la conexión de los circuitos de los componentes del sistema de potencia (generaciones, cargas y líneas de transmisión) a la barra de la subestación. Existen varios esquemas y se pueden aplicar diversas variantes según el criterio de diseño de la subestación; pero, los esquemas básicos que son los más utilizados son los siguientes:

A. Barra Simple B. Barra Simple con Barra de Transferencia C. Barra Seccionada D. Barra Doble E. Barra Doble con Doble Interruptor F. Barra Doble con Interruptor y Medio G. Barra en Anillo

En las figuras 4.2, 4.3, 4.4, 4.5, 4.6, 4.7 y 4.8 están mostradas cada una de estas configuraciones, mostrando la Protección de Barras delimitada por la posición de los respectivos Transformadores de Corriente.

Figura 4.2 – Barra Simple y su Protección de Barras

87B87B


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Figura 4.3 – Barra Simple con Barra de Transferencia y su Protección de Barras

Figura 4.4 – Barra Simple Seccionada con Interruptor Acoplador con sus dos Protecciones de Barras

En la figura 4.5, se muestra la protección diferencial de barras para una configuración de doble barras, en esta configuración es necesario la señal de posición de los seccionadores.

NO

NC

NO

NC

NO

NC

NO

NC NC

87B

BARRA DE TRANSFERENCIA

BARRA

PRINCIPAL

INTERRUPTOR DE

TRANSFERENCIA

NO

NC

NO

NC

NO

NC

NO

NC

NO

NC

NO

NC

NO

NC

NO

NC NC

87B87B

BARRA DE TRANSFERENCIA

BARRA

PRINCIPAL

INTERRUPTOR DE

TRANSFERENCIA

87B

BARRA1 BARRA2

BARRA2

87B

BARRA1

87B

BARRA1 BARRA2

BARRA2

87B

BARRA1


COES – 2014 51

Figura 4.5 – Barra Doble con sus dos Protecciones de Barras

Figura 4.6 – Barra Doble con sus dos Protecciones de Barras

87B

B

A

BARRA B

87BBARRA A

87B87B

B

A

BARRA B

87B87BBARRA A

BARRA A

BARRA B

87B BARRA A

87B BARRA B

BARRA A

BARRA B

87B BARRA A87B BARRA A87B87B BARRA A

87B BARRA B87B BARRA B87B87B BARRA B


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Figura 4.7 – Barra Doble con Interruptor y Medio con sus dos Protecciones de Barras

Figura 4.8 – Barra en Anillo mostrando que las Protecciones de Barras están incluidas en las Protecciones de los circuitos

BARRA A

BARRA B

87B BARRA A

87B BARRA B

BARRA A

BARRA B

87B BARRA A87B BARRA A87B87B BARRA A

87B BARRA B87B BARRA B87B87B BARRA B

L1

L1 L2

L2L1L1

L1 L2

L2L2


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4.4 Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación 4.4.1 Fallas por Cortocircuito en el Sistema de Barras DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Esta falla se produce por contacto entre las fases o contacto a tierra por objetos extraños que ocasionan la falla. Como la falla se produce normalmente en el aire y no en el aislamiento de un equipo, no hay un daño físico; pero, como consecuencia de las altas corrientes de cortocircuito, se producen esfuerzos térmicos y mecánicos importantes en todos los equipos de la barra por esta causa. Si bien los equipos están diseñados para las magnitudes de las corrientes que se producen, estas fallas resultan en una merma de la vida útil de los equipos. Por esta razón, es deseable tener un sistema de protección con una alta velocidad de operación, a fin de reducir el tiempo de duración de los cortocircuitos. PRINCIPIO DE DETECCION (87B) La detección se basa en el principio de la corriente diferencial, ya que la sumatoria de todas las corrientes que se conectan a la barra debe ser cero. Existen dos metodologías que son: Corriente Diferencial con Alta Impedancia Se evalúa la tensión sobre una Alta Impedancia a la cual se conectan todos los circuitos de la Barra. Si la suma de las corrientes es cero no hay tensión en esta impedancia; luego, al producirse una falla interna aparece una corriente diferencial que produce la tensión de operación del Relé. Ver la figura 4.9. Este sistema es preferido por su seguridad frente a fallas externas ya que se calcula para impedir una falsa actuación en este caso. Diferencial Porcentual Se determina la corriente diferencial como un porcentaje de la suma de las corrientes, de manera de obtener la máxima sensibilidad. En la figura 4.10 se muestra la característica de operación. A este sistema también se le denomina de Baja Impedancia en oposición al anterior, ya que no se emplea ninguna Impedancia.

Figura 4.9 – Protección Diferencial de Alta Impedancia (Z)

52-452-352-252-1

HI-

Z

HI-

Z

HI-

Z86-1 86-2 86-3

A B C A B C A B C A B C

A

B

C

52-452-352-352-252-252-152-1

HI-

Z

HI-

Z

HI-

Z86-1 86-2 86-3

A B C A B C A B C A B C

A

B

C


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Figura 4.10 – Característica de la Protección Diferencial Porcentual DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al producirse una falla en barras, se debe efectuar el disparo a todos los interruptores de la barra fallada en forma instantánea; al mismo tiempo, se debe efectuar un bloqueo de cierre de estos interruptores. En el caso de la Doble Barra, se usa doble Relé, uno para cada barra, por lo que se debe efectuar la apertura de los circuitos conectados a la barra fallada. La selección del circuito se hace según la posición de los seccionadores de barra.

4.4.2 Fallas por Cortocircuito en un Transformador DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Esta falla se produce por contacto entre los bobinados cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico del mismo. La falla puede ser en los bobinados, en el cambiador de tomas o gradines (taps), en los aisladores pasatapas (bushings), o en el núcleo. También se producen fallas en la caja de los terminales de las conexiones del cableado de control. Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en el transformador. PRINCIPIO DE DETECCION Protección Diferencial Para la detección de la falla se utiliza el principio diferencial que permite determinar la diferencia en las corrientes de entrada y salida del elemento protegido. Para ello se debe medir la corriente de cada fase a la entrada y la salida del Transformador. Para la aplicación de esta protección existen varios aspectos que deben ser evaluados:

• Se tiene diferentes relaciones de transformación en el lado de alta y baja tensión que hay que homogeneizar; pero, sobre todo, la relación no es siempre la misma si en el lado de alta tensión se tienen diferentes tomas o gradines (taps).


COES – 2014 55

• Al momento de su energización el transformador tiene una alta corriente de inserción, la cual sirve para magnetizarlo y provoca una fuerte diferencia de corrientes entre ambos extremos de la zona protegida. También existe una pequeña corriente de magnetización permanente que implica una pequeña diferencia, la cual es también constante, pero no es causa de una falla.

• Debido a las distintas conexiones trifásicas en el lado de alta tensión, se tiene un desfasaje de las corrientes en ambos extremos de la zona protegida que es causa de una diferencia en los valores instantáneos de las corrientes.

• Un Transformador de Puesta a Tierra dentro de la protección diferencial constituye una fuente de corrientes homopolares; y por tanto, será causa de una corriente diferencial, a menos que se incluya algún filtro especial para estas corrientes.

Protección Diferencial Restringida a Tierra Para la protección de los bobinados conectados en estrella se puede considerar la protección diferencial restringida a tierra con la finalidad de tener una detección más sensible de estas fallas. Ver la figura 4.11.

Figura 4.11 Protección Restringida a Tierra

Protección de Sobrecorriente La Protección de Sobrecorriente se puede aplicar para detectar las fallas en el transformador. Por ser una protección que no es totalmente selectiva, cubre fallas externas al transformador y en ambas direcciones, por lo que resulta una protección complementaria a las protecciones totalmente selectivas como la protección diferencial. Protección de Distancia La Protección de Distancia también puede aplicarse para detectar las fallas dentro del transformador. Es una protección que no es totalmente selectiva ya que cubre fallas externas al transformador, por lo que resulta una protección complementaria. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al producirse una falla se debe dar la apertura de los dos o tres interruptores que conectan el transformador al sistema de potencia; al mismo tiempo, se debe bloquear su cierre mediante

L1

L2

L3

L1

L2

L3

IL1

IL2

IL3

Isp 3Io’=Isp

3Io = IL1 + IL2 + IL3

L1

L2

L3

L1

L2

L3

IL1IL1

IL2IL2

IL3IL3

IspIsp 3Io’=Isp

3Io = IL1 + IL2 + IL3


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un relé auxiliar para impedir la reconexión hasta que se verifique la causa de la falla y que el equipo esté en condiciones de ser nuevamente energizado. Se debe identificar la falla y registrar la información de la misma. 4.4.3 Fallas por Cortocircuito en un Autotransformador DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Las fallas que se presentan en estos equipos son las mismas que las que han sido mencionadas para los Transformadores. PRINCIPIO DE DETECCION Protección Diferencial Para la detección de las fallas se utiliza la misma protección diferencial en los dos o tres terminales del equipo, de manera que su aplicación es similar a la indicada para el Transformador. Protección Diferencial Restringida a Tierra Debido a que se tiene los lados de alta y baja tensión con un neutro único, la protección diferencial restringida a tierra debe ser aplicada en un solo bloque a todo el conjunto. De esta manera se logra una protección más completa del equipo que la del caso de los transformadores donde está limitada solamente al bobinado en estrella. Protección de Sobrecorriente La Protección de Sobrecorriente se aplica de manera similar a los Transformadores Protección de Distancia La Protección de Distancia también se aplica de manera similar a los Transformadores DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al igual que en el caso del Transformador, al producirse una falla se debe dar la apertura de los dos o tres Interruptores que conectan el Autotransformador al sistema de potencia; al mismo tiempo, se debe bloquear su cierre mediante un relé auxiliar para impedir la reconexión hasta que se verifique la causa de la falla y que el equipo está en condiciones de ser nuevamente energizado. Se debe identificar la falla y registrar los valores de la misma.


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Figura 4.12 – Protección de Autotransformadores

4.4.4 Fallas por Cortocircuito en un Reactor en Derivación a) Cortocircuito entre fases y contacto a tierra DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Esta falla se produce por contacto entre los bobinados cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico del mismo. La falla puede ser en los bobinados, en los aisladores pasatapas (bushings), o en el núcleo. También se producen fallas en la caja de los terminales de las conexiones del cableado de control. Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en el reactor. PRINCIPIO DE DETECCION Protección Diferencial El Relé de Protección Diferencial calculará la diferencia de las corrientes en cada fase, lo que permitirá determinar que existe una falla entre fases. De la misma manera, la evaluación de la diferencia entre la suma de las corrientes de fase entrando al Reactor y la corriente en el neutro permitirá determinar que hay una falla a tierra. Se requiere además que una falla externa no provoque una diferencia en el cálculo que ocasione un disparo indeseado. Para ello, se usa como referencia la suma de las corrientes que se le denomina la corriente de estabilización y la característica de operación del Relé será un porcentaje de esta corriente de estabilización. Protección de Sobrecorriente de Respaldo Es conveniente utilizar la Protección de Sobrecorriente como un respaldo a la Protección Diferencial; sin embargo, para su correcta aplicación se debe tener en cuenta lo siguiente:

• Para una falla monofásica externa, cercana al Reactor, se produce una disminución de la tensión que ocasiona un desbalance de las corrientes de fase.

• Para una falla monofásica interna cerca de los terminales de alta tensión las corrientes en el neutro son muy pequeñas y no son detectadas por el Relé de sobrecorriente del Neutro.

51N5051

87TN

87T

51N

5051

5051

AT1

AT2

MT

51N5051

87TN

87T

51N51N

50515051

50515051

AT1

AT2

MT


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• Para una falla monofásica interna cerca del neutro las corrientes en la entrada al Reactor son similares a la corriente nominal y no pueden ser detectadas por los Relés de Corriente Residual en el lado de alta tensión.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al igual que en el caso del Transformador, al producirse una falla se debe dar la apertura del Interruptor que conecta el Reactor al sistema de potencia; al mismo tiempo, se debe bloquear su cierre mediante un relé auxiliar para impedir la reconexión hasta que se verifique la causa de la falla y que el equipo esté en condiciones de ser nuevamente energizado. Se debe identificar la falla y registrar su informacion. b) Cortocircuito entre espiras DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Esta falla se produce cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico del mismo y ocasiona un cortocircuito entre espiras. Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en el reactor. PRINCIPIO DE DETECCION Protección Diferencial de Bobinados Divididos En este método de detección de la falla se requiere que el Reactor tenga por lo menos dos bobinados en cada fase. Con un bobinado dividido en dos partes iguales se tiene corrientes iguales en cada rama en paralelo; luego, una diferencia en estas corrientes indica que hay una falla entre espiras. Este esquema requiere de Transformadores de Corriente dedicados a este fin y usualmente están incorporados en el equipo. Protección por Desbalance de Tensión Al producirse un cortocircuito entre espiras se tendrá un desbalance de impedancias que provocará un desbalance de tensiones y corrientes de fase en el Reactor; en consecuencia, mediante un Relé Direccional de Corriente Homopolar mirando hacia el Reactor se puede detectar esta falla. Ver la figura 4.13.

Figura 4.13 – Protección de Reactor en Derivación


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DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al producirse una falla se debe dar la apertura del Interruptor que conecta el Reactor al sistema de potencia; al mismo tiempo, se debe bloquear su cierre mediante un relé auxiliar para impedir la reconexión hasta que se verifique la causa de la falla y que el equipo este en condiciones de ser nuevamente energizado. Se debe identificar la falla y registrar su información. 4.4.5 Fallas por Cortocircuito en un Banco de Capacitores a) Cortocircuito en las Unidades DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Cada Banco de capacitores está formado por un conjunto de unidades en paralelo, las cuales a su vez se conectan en serie. Cada unidad viene en un tanque y suele ser a su vez un conjunto de capacitores internos. Cuando el dieléctrico de los capacitores pierde sus propiedades se empieza a producir un calentamiento que termina en una falla del correspondiente elemento y para su protección se utiliza fusibles. Esta protección viene a ser una protección propia del equipo, ya que es proporcionada por el fabricante. Al respecto se debe aclarar que existen las tecnologías siguientes:

• Fusibles Externos, donde cada unidad tiene su fusible instalado encima de la misma unidad en forma expuesta. Cuando se produce una falla se pierde solo una unidad, pero el resto del banco sigue funcionando.

• Fusibles Internos, donde cada elemento interno cuenta con su propio fusible y la falla de uno de estos componentes determina la actuación de su correspondiente fusible, lo que implica que la unidad pierde su capacidad en forma gradual. En este caso se pierde elementos, pero el resto del banco sigue funcionando. Ver la figura 4.14.

(1) Resistencia de Descarga interna (2) Fusible interno (3) Elemento de Capacitor dentro de la Unidad

Figura 4.14 – Capacitor con Fusibles internos

Cuando se produce un cortocircuito interno, los fusibles de protección actúan desconectando al correspondiente elemento fallado. La corriente de falla proviene no solamente del sistema sino también de las demás unidades que están en paralelo y que descargan sobre el elemento fallado. Después de producirse la falla de un elemento, se produce un desbalance de tensiones, lo que genera una sobretensión en las unidades que permanecen en servicio: De esta manera, después de la desconexión de varios elementos se puede llegar a tener sobretensiones lo suficientemente peligrosas para originar sobrecorrientes que pueden provocar más fallas en otros elementos.


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PRINCIPIO DE DETECCION La detección de las fallas de los elementos de un Banco de Capacitores depende de sus conexiones trifásicas, las cuales se muestran en la figura 4.15. Las conexiones aceptadas son las de Simple Estrella (c) y la Doble Estrella (d), ambas aisladas de tierra, para evitar corrientes homopolares y/o armónicas a través del banco que son perjudiciales al equipo y al sistema.

Figura 4.15 – Conexiones trifásicas de Bancos de Capacitores

Banco conectado en Estrella Aislada Para la detección de una Sobretensión en las Unidades se mide la Tensión del corrimiento del neutro por lo que se requiere un Relé de Sobretensión (59N) conectado a un transformador de tensión en el neutro del banco conectado a tierra. Ver figura 4.16(b). También se puede usar el esquema mostrado en la Figura 4.16(c). No son aceptables los esquemas mostrados en las figuras 4.16(a) ni en 4.16(d) para evitar las puestas a tierra con baja impedancia. Banco conectado en Doble Estrella Aislada Para la detección de una Sobretensión en las Unidades se mide la Corriente entre los neutros de ambas estrellas por lo que se requiere un Relé de Sobrecorriente (51N) conectado a un transformador de corriente conectado entre los neutros de ambos bancos. Ver figura 4.17(a). También se puede aceptar el esquema mostrado en la figura 4.17(b). Los esquemas mostrados en las figuras 4.17(c) y en 4.17(d) no son aceptables. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al detectarse sobretensiones peligrosas para los elementos del banco, como consecuencia de la salida de varias unidades, se debe proceder con la apertura y el bloqueo de cierre del Interruptor del Banco de Capacitores, con la finalidad de proceder a una inspección, y sobre todo, con la reposición de los elementos fallados. Después de la inspección se procederá a energizarlo, asegurando que no habrá sobretensiones en las unidades.

(a) (b) (c)

(d) (e)

(a) (b) (c)(a)(a) (b)(b) (c)(c)

(d)(d) (e)(e)


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Figura 4.16 – Protección de Banco de Capacitores en Estrella

Figura 4.17 – Protección de Banco de Capacitores de Doble Estrella

(a)

595959

59 N 86

VT

86

59 NSurgeArrester

(b)

8659 NGap orSurgeArrester

(c)

(d)

8659N

(a)

595959

59 N 86

VT

595959

59 N 86

VT

86

59 NSurgeArrester

86

59 NSurgeArrester

(b)



(c)

(d)

8659N

8659N

(b)

(c) (d)

(a)

CT

51N

VT

59N

87

VT59 N

(b)

(c) (d)

(a)

CT

51N

CT

51N

CT

51N

VT

59N

VT

59N

8787

VT59 N

VT59 N

VT59 N


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b) Cortocircuito entre fases DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Aunque no es frecuente, suelen presentarse fallas entre fases las cuales pueden afectar a las conexiones del banco de capacitores. PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección de las sobrecorrientes se utiliza Relés de Sobrecorriente de Fase. Estos relés de sobrecorriente deben ser sensibles a las armónicas. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al detectarse una sobrecorriente en el banco se debe proceder con la apertura y el bloqueo de cierre del Interruptor del Banco de Capacitores, con la finalidad de proceder a una inspección que permita determinar el origen de la falla. Posteriormente se podrá proceder a energizarlo, asegurando que no habrá sobretensiones en las unidades. 4.4.6 Fallas por Cortocircuito en el Transformador de Servicios Auxiliares

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Una falla en el Transformador de Servicios Auxiliares afectará a la instalación a la cual se conecta. En tal sentido, como se suele conectar al terciario (o a veces al secundario) de los transformadores principales, se debe considerar una zona de protección independiente de la que corresponde a estos equipos, con la finalidad de no interferir con la correcta operación del equipamiento principal. PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección de estas fallas se utiliza Relé de Sobrecorriente o Fusibles Rápidos que aíslan al equipo fallado. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Se debe identificar la falla y dar señales de alarma. La falta de servicios en corriente alterna no debe afectar el cabal funcionamiento de los servicios de corriente continua.

4.4.7 Puesta a tierra en el sistema de corriente continua

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA El sistema de corriente continua utilizado en las subestaciones es de polos aislados con el punto medio puesto a tierra; por tal motivo, las fallas más frecuentes son la puesta a tierra de uno de los polos. Una falla en el sistema de corriente continua afecta el suministro de energía auxiliar a las protecciones, el sistema de control y/o las alarmas. La falla no constituye un daño físico grave, pero representa un gran riesgo para la buena operación del SEP. PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección de los cortocircuitos entre polos se utiliza interruptores termomagnéticos. Para la puesta a tierra de los polos se utiliza un Relé de Puesta a Tierra que detecta el desbalance de las tensiones a tierra. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Se debe identificar la falla y dar señales de alarma.


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4.5 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema 4.5.1 Cortocircuitos y fallas a tierra externos a los Transformadores

(o Autotransformadores)

DESCRIPCION Y RIESGOS Los cortocircuitos externos a la subestación afectan a los equipos, principalmente a los transformadores de potencia (o autotranformadores) los cuales requieren asegurar que no habrá demasiado retardo en la eliminación de las fallas en las zonas vecinas a la del transformador (o autotransformador), ya que un cortocircuito externo constituye una solicitación térmica y mecánica a la máquina que reduce su vida útil. PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección se emplea Relés de Sobrecorriente en el secundario del Transformador (o Autotransformador). Esta protección constituye una protección de respaldo, por lo que debe ser temporizada lo necesario para permitir la actuación de las respectivas protecciones principales. El criterio general es supervisar la eliminación de las fallas en las zonas de protección que son vecinas a la del equipo a proteger; luego, se debe proteger lo siguiente:

a) Falla en Barras del lado secundario o del terciario (Ver figura 4.18, falla F2). b) Falla en el comienzo de las Líneas conectadas a las barras del lado secundario, así

como del terciario (Ver figura 4.18, falla F2). c) Falla en el Transformador en paralelo, sea en el secundario o el terciario (Ver

figura 4.18, falla F1). Se debe considerar que en los casos a) y b) el Relé de Sobrecorriente operará con la corriente que fluye por el Transformador a la falla; en cambio, en el caso c) operará con el aporte del sistema a la falla en el Transformador que se protege. Por tanto, cuando se tiene transformadores en paralelo es necesario considerar la utilización de Relés de Sobrecorriente Direccional para distinguir apropiadamente las fallas. Ver la figura 4.18.

Figura 4.18 Protección de Fallas Externas

Falla F1

51 51

Corriente paraFalla F1

51Corriente paraFalla F2 67

Falla F2

Falla F1

51 51

Corriente paraFalla F1

51Corriente paraFalla F2 67

Falla F2


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DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al detectarse un cortocircuito externo al Transformador se debe proceder con la apertura del Interruptor correspondiente. Siendo una falla externa, el equipo se encuentra en condiciones de ser nuevamente energizado; pero, se debe asegurar que no será conectado sobre la falla. 4.5.2 Sobrecarga en Transformadores (o Autotransformadores) DESCRIPCION Y RIESGOS La Sobrecarga que se produce en los Transformadores (o Autotransformadores) de Potencia puede ocasionar un aumento de temperatura mayor que el de su diseño por causa de las mayores corrientes. PRINCIPIO DE DETECCION La detección de la sobrecarga se efectúa mediante relés de imagen térmica de comportamiento similar a la operación del equipo. Estos relés deben medir las corrientes en el primario, secundario y el terciario del transformador. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al detectarse una sobrecarga en los Transformadores se debe proceder con la apertura del Interruptor correspondiente. Una vez desconectado el equipo se debe esperar un tiempo antes de volver a energizarlo, de manera de permitir su enfriamiento. 4.5.3 Armónicos en Capacitores DESCRIPCION Y RIESGOS La presencia de armónicos en el sistema, aún con contenidos bajos, puede ocasionar corrientes de sobrecarga en los Capacitores, ya que son sensibles a las altas frecuencias. PRINCIPIO DE DETECCION La detección se efectúa por un relé de sobrecorriente que debe ser sensible a estas armónicas a fin de poder complementar apropiadamente a la función de sobrecorriente con la sobrecarga por armónicas. La sobrecorriente medida debe ser la sumatoria de la onda fundamental con las armonicas. Este relé debe tener dos niveles de actuación, de alarma y disparo. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Tal como se ha descrito anteriormente, al detectarse una sobrecarga en el banco se debe proceder con la apertura y el bloqueo de cierre del Interruptor del Banco de Capacitores, con la finalidad de proceder a una inspección que permita determinar el origen de la falla. Posteriormente se podrá proceder a energizar al banco. 4.5.4 Niveles de Tensión Máximos y Mínimos en Equipos de Compensación DESCRIPCION Y RIESGOS Cuando se tiene niveles de tensión elevados en el sistema se puede afectar a los equipos por superar la tensión máxima de servicio para la cual están diseñados. Las sobretensiones permanentes que se aplican a los equipos son causa de una disminución de su vida útil, de manera que es necesario limitar el tiempo de duración de las sobretensiones, considerando que cuanto mayor sea la sobretensión, su duración permisible es menor. Por otro lado, se debe considerar que las sobretensiones son consecuencia de un exceso de potencia reactiva en la red; por tanto, se debe tener cuidado de no tomar acciones conducentes a agravar la situación: por ejemplo, después de la desconexión de un reactor se provoca sobretensiones mayores que las que se tenía antes de su desconexión.


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PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección de las sobretensiones se emplean relés de sobretensiones (59) y de Mínima Tensión (27), los cuales deben tener por lo menos dos o tres niveles de actuación. Estos relés deben estar conectados a las Barras. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al producirse una sobretensión se requiere efectuar las siguientes acciones:

• Nivel Máximo que corresponde a la situación más crítica para la cual se debe efectuar la desconexión de los equipos.

• Nivel Mayor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la desconexión de los Capacitores que se puedan tener en la Subestación.

• Nivel Muy Alto para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la conexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación.

• Nivel Alto para el cual sólo se debe dar alarma y no disparo, de manera que el responsable de la operación tome las acciones pertinentes.

Al producirse una disminución de la tensión se requiere efectuar las siguientes acciones: • Nivel Menor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la

conexión de los Capacitores que se pueda tener en la Subestación. • Nivel Bajo para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la

desconexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación. • Nivel Mínimo para el cual sólo se debe dar alarma y no disparo, de manera que el

responsable de la operación tome las acciones pertinentes.

4.6 Requerimientos de Protección por estados inapropiados de los Equipos

El estado inapropiado de los equipos de las subestaciones puede impactar en el sistema debido a su desconexión como consecuencia de llegar a una condición crítica (altas temperaturas, alta presión de los gases, bajos niveles de los líquidos, etc). Las protecciones propias de los equipos supervisan esta situación ya que este estado inapropiado es originado en los equipos y no en el sistema. Los equipos pasivos de las subestaciones, no afectan la tensión ni la frecuencia del sistema. Sin embargo, las maniobras de conexión o desconexión, particularmente aquellas que son fortuitas causan transitorios que perturban el comportamiento de la red. En consecuencia no se establecen requisitos de proteccion para los estados inapropiados de los equipos los cuales seran definidos por sus propietarios.





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• En segunda instancia se debe proceder con la apertura de los Interruptores vecinos de manera que se pueda obtener la apertura del circuito deseado, al mismo tiempo que se consigue aislar al Interruptor fallado.

La Falla de Interruptor debe concluir en una Apertura y Bloqueo de Cierre del Interruptor hasta detectar la causa de la falla.

4.8 Definición de las Protecciones de las Subestaciones

Las Protecciones de las Subestaciones deben ser efectuadas con Relés Multifunción, los cuales deben ser aplicados diferenciando los equipos según se indica:

• Protecciones de Barras • Protecciones de los Transformadores (o Autotransformadores) • Protecciones de Reactores • Protecciones de Banco de Capacitores • Protecciones de Compensadores estáticos de potencia reactiva (SVC)

Así mismo, las protecciones serán segregadas de la siguiente manera:

• Protecciones Principales, las cuales deben ser conectadas a un juego de Transformadores de Corriente y Tensión.

• Protecciones Redundantes y de Respaldo, las cuales deben ser conectadas a un juego diferente de Transformadores de Corriente y Tensión de los utilizados por las Protecciones Principales.

Las Protecciones de Falla de Interruptor se aplicarán junto con la Protección de Barras. Si no hubiese esta protección, por la naturaleza del sistema de barras, su aplicación será parte de la Protección de Respaldo de cada equipo. Por otra parte, sobre la base de esta segregación se procederá a definir las alimentaciones en corriente continua a las protecciones, de la siguiente manera: Sistema 1 de Corriente Continua Rectificador-Batería



• Protecciones Redundantes • Protecciones de Respaldo • Falla interruptor


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Adicionalmente a las Protecciones mencionadas, se debe considerar la utilización de dispositivos de protección preventiva para los Transformadores de Potencia. En particular, se considera que se debe supervisar, por lo menos, las temperaturas y las corrientes.

4.9 Requisitos Mínimos de Equipamiento de Protección en Subestaciones

Los Requisitos Mínimos de Protección para las Subestaciones de Transmisión se establecen por equipos que son:

• Transformadores o Autotransformadores • Sistemas de Barras • Reactores en Derivación • Banco de Condensadores

4.9.1 Requisitos Mínimos de Equipamiento de Protección de Transformadores y Autotransformadores Transformadores o Autotransformadores, cuyas protecciones son definidas según la potencia de estos equipos, de acuerdo a lo siguiente:

• Pequeños Potencia mayor o igual a 1 MVA y menor que 5 MVA • Medianos Potencia mayor o igual a 5 MVA y menor que 50 MVA • Grandes Potencia mayor o igual a 50 MVA

En el plano RP-SE-01 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas para los transformadores pequeños. Se ha considerado como esquema general una subestación radial con un único transformador de dos devanados, así como la utilización de dos unidades en paralelo. En el plano RP-SE-02 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas para los transformadores medianos. Se ha considerado como esquema general una subestación radial con un único transformador de tres devanados. Asimismo, se ha considerado el caso de dos unidades en paralelo. En el plano RP-SE-03 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas para los transformadores grandes. Se ha considerado como esquema general una subestación de interconexión con un autotransformador, el cual tiene un terciario conectado en delta. Asimismo, se ha considerado el caso de dos unidades en paralelo. 1) Requerimientos Generales de las Protecciones de Transformadores y

Autotransformadores Los Transformadores y Autotransformadores de Potencia, deben contar con protecciones propias y protecciones eléctricas.

• Protecciones Intrínsecas o Propias Las protecciones propias son aquellas con las cuales los transformadores y autotransformadores vienen equipados. El disparo de estas protecciones deberá ejercerse sobre los interruptores del transformador, en todos sus niveles de tensión.


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a) Protección Buchholz

Deberá poseer un nivel de alarma por acumulación de gases para fallas incipientes, de disparo por flujo violento de gases para fallas de desarrollo violento dentro de la cuba.

b) Protección de Sobrepresión (válvula de alivio de presión). Se la utiliza para detectar fallas internas de desarrollo violento.

c) Imagen Térmica. Deberá poseer un primer nivel de alarma y un segundo nivel de disparo. Podrán incorporarse a la misma otras funciones, tales como el comando de ventiladores y de bombas de circulación forzada de fluido refrigerante.

d) Termómetro. Deberá proveer dos señales: indicación de la temperatura y contactos de salida con nivel de operación predeterminado. Se tendrá como criterio su utilización a los efectos de alarma y/o comando del sistema de refrigeración, evitando habilitar la función de disparo sobre los interruptores, para evitar la sobreprotección.

e) Nivel de Fluido Refrigerante La detección de un nivel deficiente tendrá acciones de alarma y disparo sobre los interruptores de todos los niveles de tensión.

• Protecciones Electricas Las Protecciones Eléctricas son aquellas que son externas al transformador o autotransformador, y generalmente son instaladas por el propietario y no por el fabricante del equipo. a) Protección Diferencial Total

Esta protección se aplica a un transformador para detectar cortocircuito entre fases o fase a tierra dentro del mismo en tiempo instantáneo. Esta protección deberá ser del tipo numérica, y la compensación de módulo y fase de las corrientes entrantes deberán hacerlas internamente. Deberá contar con bloqueo o restricción de segundo y quinto armónico, para evitar las desconexiones ante transitorios de energización y sobreexcitación respectivamente. Deberá contar con la eliminación de la corriente de secuencia cero de sus cálculos de corriente diferencial. Deberá contar con un umbral alto de corriente diferencial con disparo directo y sin bloqueo de segundo y quinto armónico.

b) Protección de Sobrecorriente La protección de sobrecorriente es la protección principal ante fallas pasantes en el transformador y es la protección de respaldo de la protección diferencial del transformador. Por esta razón deberá implementarse de forma externa a la protección diferencial del transformador para cada devanado. Esta protección deberá ser del tipo numérica, y deberá tener funciones tanto de sobrecorriente de fases y tierra. Deberá contar con bloqueo o restricción de segundo armónico, para evitar las desconexiones ante transitorios de energización del transformador.


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4.9.2 Requisitos Mínimos de Equipamiento de Protección de Barras Los Requisitos Mínimos de Equipamiento de Protección de Barras, se clasifican de acuerdo al tipo de Configuración de Barras a proteger

• Simple barra • Doble barra con interruptor de acoplamiento • Doble barra con interruptor y medio • Anillo

En el plano RP-BA-01 se muestra las protecciones mínimas de barra que deberán ser consideradas en las subestaciones de barra simple. En el plano RP-BA-01 y RP-BA-02 se muestra las protecciones mínimas para configuraciones de doble barra con acoplamiento, y doble barra con acoplamiento y seccionador de transferencia respectivamente. Para estos tipos de configuraciones se debe implementar un rele de sobrecorriente en el acoplamiento. En el plano RP-BA-03 se muestra las protecciones mínimas para una configuración de doble barra con interruptor y medio en donde es necesario contar con dos reles diferenciales de barra. En el plano RP-BA-04 se muestra el modo de protección de una configuración de barra en anillo, en la cual están incluidas las protecciones de las líneas. 1) Requerimientos Generales de las Protecciones de Barras La protección diferencial de barras deberá tener las siguientes características:

• La protección diferencial de barras de las subestaciones de 60 kV, 138 kV, 220 kV y 500 kV deberá ser del tipo mínima impedancia.

• La protección diferencial de barras de las subestaciones de 220 kV y 500 kV deberán ser del tipo no centralizado, mientras que para los niveles de 60 kV y 138 kV la protección diferencial puede ser del tipo centralizado.

• El sistema de protección diferencial de barras, en todos los casos deberá estar constituido por relés trifásicos.

• Los relés diferenciales deberán recibir las señales de posición de todos los seccionadores de barra mediante los contactos normalmente abierto (NO) y normalmente cerrado (NC).

• La función Falla Interruptor (50BF) deberá incluirse dentro de la protección diferencial de barra. Esta función deberá contar con dos etapas, una etapa de re-disparo al propio interruptor y una etapa de disparo a los interruptores adyacentes.

• Para el caso de doble barra con acoplamiento, se deberá considerar la inclusion de un relé de sobrecorriente en el acoplamiento.

En el plano RP-SE-01 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas para los transformadores pequeños. Se ha considerado como esquema general una subestación radial con un único transformador de dos devanados, así como la utilización de dos unidades en paralelo.


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4.9.3 Requisitos Mínimos de Equipamiento de Protección de Reactores y Bancos de Condensadores En el plano RP-SE-04 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas para los reactores de alta tensión. En todos los casos se trata de reactores en derivación con sus devanados conectados en estrella con el neutro puesto a tierra sólidamente o través de una impedancia. En el plano RP-SE-05 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas para los bancos de condensadores. Estas protecciones serán definidas según el tipo de conexión del Banco, ya sea simple o doble estrella.


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Capítulo 5 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION

PARA LAS LINEAS DE TRANSMISION 5.1 Objetivo de la Protección

Como se ha explicado, el SEP puede ser sometido a solicitaciones de Sobretensiones y/o Sobrecorrientes que pueden producir Oscilaciones de las Máquinas, las cuales deben amortiguarse; caso contrario, serán peligrosas para su funcionamiento, afectando su estabilidad y provocando la desconexión de las mismas, con lo cual se deja de atender la demanda. Por tanto, en las Líneas de Transmisión se requiere contar con un Sistema de Protección que permita:

1. Aislar las Fallas en las instalaciones y restablecer el servicio tan pronto como sea posible

en los siguientes casos: • Sobrecorrientes por cortocircuito sólido entres las tres fases • Sobrecorrientes por cortocircuitos de dos fases, permaneciendo la tercera sana. En

este caso puede haber o no contacto a tierra de las fases falladas • Sobrecorrientes por cortocircuitos de una fase y tierra, permaneciendo sanas las

otras dos fases

2. Detectar el estado inapropiado en las líneas con la finalidad de tomar las acciones conducentes a evitar perturbaciones en el sistema como son:

• Apertura de Conductores sin contacto a tierra

3. Detectar las condiciones anormales de operación del sistema y tomar las acciones preventivas que permitan minimizar su impacto, como son:

• Cortocircuitos externos a las líneas • Sobretensiones permanentes

En el presente capítulo se presentan los Requisitos Mínimos de Protección que deben ser empleados en las Líneas de Alta Tensión, de manera de atender los requerimientos de la operación del SEP. Para la Protección de las Líneas se puede aplicar una protección totalmente selectiva o unitaria, como lo es una protección diferencial longitudinal; o también, una protección relativamente selectiva o graduada, como una protección de distancia. Es obvio que en el primer caso se requiere de un sistema de telecomunicaciones que permita obtener las señales del extremo remoto, las cuales corresponden al sistema de protección a ser empleado. En consecuencia, la definición completa del sistema de protección de la línea incluirá la teleprotección a ser empleada. Se debe aclarar, sin embargo, que en un proyecto de telecomunicaciones debe atenderse no sólo los requerimientos de la teleprotección, sino también los otros requerimientos como son: la telemedida, el telemando, la transmisión de datos y la comunicación de voz. Por razones operativas, la prioridad la tendrá la teleprotección, pero la decisión será en función de todas las necesidades en su conjunto. Más aún, por su propia naturaleza, los proyectos de telecomunicaciones son desarrollados considerando un sistema que comprende a las distintas subestaciones del sistema de potencia.


COES – 2014 81

Sin perjuicio de lo antes dicho, los requerimientos de protección que sean expuestos serán los requisitos minimos para la definición de las protecciones y teleprotecciones por parte de los propietarios de las instalaciones.

5.2 Configuraciones de las Líneas de Transmisión

La selección de la protección de una línea de transmisión está determinada por su configuración y su conexión al SEP. Estos aspectos se definen con los criterios de diseño del proyecto y de la operación prevista para la línea. Las configuraciones utilizadas en el SEIN son las siguientes:

A. Líneas de dos terminales B. Líneas en anillo C. Líneas paralelas en dos o más circuitos D. Líneas con transformadores en derivación E. Líneas con compensación en derivación F. Líneas con compensación serie

5.2.1 Líneas de dos terminales La configuración básica de una línea es con dos terminales, ya sea una interconexión o una alimentación radial, según se tenga un flujo bidireccional o unidireccional respectivamente. No es recomendable la configuración con más de dos terminales porque los sistemas de protección son muy sofisticados. Una línea debe ser considerada como un circuito que tiene solamente dos extremos en dos subestaciones bien definidas donde se cuenta con los Interruptores para la maniobra y protección del correspondiente circuito. Se puede considerar las siguientes variantes:

a) Un circuito de línea aérea con cable La combinación de una Línea Aérea con un Cable Subterráneo o con un Ducto de Conductores en SF6, en una conexión en serie. Es decir, que existe un tramo aéreo y otro subterráneo. Esta es una configuración válida y no tiene mayores complicaciones para el diseño de su protección.

b) Un circuito de línea con transformador

La combinación de una Línea con un Transformador (o Autotransformador) en un extremo debe ser considerada como dos circuitos en serie. Es decir, se debe tener por lo menos un Interruptor entre la Línea y el Transformador para maniobra y protección. No es aceptable la configuración de un solo circuito (línea-transformador) por las dificultades de protección que se pueden presentar. Algunas veces se considera, en la combinación de línea con transformador, la instalación de un Seccionador de Puesta a Tierra para provocar una falla franca que permita detectar fallas incipientes. Tampoco es aceptable esta configuración porque representa una exigencia al sistema que se debe evitar.


COES – 2014 82

c) Un circuito de líneas en paralelo La combinación de dos líneas en paralelo como un circuito único solamente es aceptable cuando se trata de una alimentación radial en distribución. No es aceptable esta configuración para una interconexión por las dificultades que se tiene con la detección de las fallas, ya que se puede tener una línea con falla en paralelo con una línea sin falla. 5.2.2 Líneas en anillo La configuración básica de una línea es con dos terminales que puede ser alimentada desde ambos extremos, como una interconexión donde se tiene un flujo bidireccional. En consecuencia, una línea que forma parte de un anillo corresponde a la configuración general ya que tiene alimentación por ambos extremos. 5.2.3 Líneas paralelas de dos o más circuitos En los sistemas eléctricos se suele utilizar líneas paralelas que están instaladas en una misma franja de servidumbre e incluso utilizan las mismas estructuras soporte. La protección de estas líneas es afectada por el acoplamiento mutuo entre ambos circuitos. Este acoplamiento no es significativo para las corrientes de secuencia positiva y negativa, sobre todo si las líneas cuentan con transposiciones, lo que significa que están adecuadamente compensadas. Sin embargo, las corrientes homopolares son corrientes iguales en las tres fases y sus efectos de acoplamiento electromagnético se suman en la línea paralela; por tanto, se tendrá un significativo acoplamiento mutuo para las fallas a tierra. 5.2.4 Líneas con transformadores en derivación La instalación de Transformadores en Derivación solo es aceptable en niveles menores a 220 kV, siempre que sean de bajo valor de potencia, de manera que la impedancia de los transformadores sea mucho mayor que la impedancia de la línea. El criterio general es que la primera zona de la protección de distancia de la línea no alcance más del 20% de la impedancia del transformador. Se recomienda el grupo de conexión en delta en el lado primario conectado a la línea (8) ya que cuando se tiene la conexión estrella con el neutro a tierra, el transformador constituye una fuente de corriente homopolar para las fallas en la línea. 5.2.5 Líneas con compensación en derivación Es frecuente hacer una compensación de las líneas de transmisión, de manera de mejorar su desempeño tanto durante las maniobras de energización como en la operación en estado permanente. Lo más usual suele ser utilizar Reactores en Derivación. Estos equipos son parte de la Subestación donde están instalados y deben contar con una protección dedicada para los mismos. Un Reactor en derivación debe tener una protección unitaria y rápida, independientemente que esté conectado a la línea o a la barra. Si el Reactor está conectado dentro de la línea; es decir, la derivación al Reactor está antes de la llegada de la línea, de manera que el Relé de la Línea mide la corriente incluyendo la

(8) También puede ser estrella con el neutro aislado


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compensación, entonces la protección de la línea debe considerar que existe esta posibilidad operativa. En este caso, una falla dentro del Reactor será también vista por la Protección de la Línea. Por otro lado se requiere que la protección del Reactor sea bastante rápida. Además, se debe tener en cuenta que puede haber corrientes oscilantes entre la Línea y el Reactor que no deben afectar el desempeño de la protección de la línea. Por otro lado, cuando se efectúa un recierre en líneas largas, es posible que después de la apertura de la fase fallada no se extinga el arco porque se sigue teniendo energía a través de las fases sanas. En este caso, se puede usar un Reactor adicional conectado en el Neutro del Reactor en Derivación. Este Reactor del Neutro se dimensiona para provocar que la corriente del arco secundario sea lo suficientemente baja para permitir su extinción (9). 5.2.6 Líneas con Compensación Serie Los Capacitores Serie suelen estar diseñados para compensar del 25% al 75% de la Impedancia Serie de la Línea y deben estar convenientemente conectados a la Línea con la finalidad de no afectar el desempeño del sistema de protección.

Figura 5.1 – Perfil de Tensiones en Línea con Capacitores Serie

Conforme se aprecia en la figura 5.1 los perfiles de tensiones son fuertemente afectados por los capacitores serie. Por tal motivo lo usual es instalar la compensación en serie en la mitad de la línea.

5.3 Conexión al Sistema de Potencia 5.3.1 Sistema de puesta a tierra Las Líneas de Transmisión deben ser alimentadas por un sistema efectivamente puesto a tierra. El término “efectivamente puesto a tierra” es una definición establecida por las normas

(9) Ver ANSI/IEEE C37.13 ítem 4.8

A B

B

B

A

A

Va Vb

VbVa

VA VB

XA XBXL

1

2

XC

RelayVr1

RelayVr2

A B

B

B

A

A

Va Vb

VbVa

VA VB

XA XBXL

1

2

XC

RelayVr1

RelayVr2


COES – 2014 84

31

0 ≤X

X

11

0 ≤R

R

para indicar que en todos los puntos de la línea la relación de reactancia de secuencia cero a la de secuencia positiva no es mayor que tres y que la relación de la resistencia de secuencia cero a la de secuencia positiva no es mayor que uno, bajo ninguna condición operativa. Es decir, en ambos extremos de la línea y en cualquier punto intermedio, se debe cumplir lo siguiente: Este el criterio para establecer las condiciones del sistema que permiten detectar corrientes de falla a tierra; por tanto, resulta obligatorio al diseño del sistema eléctrico y deben ser verificadas en el diseño de la protección. Si estas condiciones no se cumplen, se trata de un sistema que no esta puesto efectivamente a tierra y requiere sistemas especiales de protección para la detección de las fallas a tierra, los cuales serán tratados como casos especiales.

Figura 5.2 – Corrientes de Falla a Tierra en función de las Reactancias del Sistema

En la figura 5.2 (extraída del T&D de Westinghouse) se muestra los valores de las corrientes de falla con respecto a la corriente de falla trifásica en función de la relación de las Reactancias(X0/X1). En esta evaluación se ha considerado que todas las Resistencias son iguales a cero. Cuando la relación (X0/X1) aumenta a mas de 3, la corriente de falla disminuye al 60% de la corriente de falla trifásica.

2L-G Short-Circuit X2/X1 = 0.5



L-G Short-Circuit X2/X1 = 0.5 1.0 1.5

2.0

1.8

1.6

1.4

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

00 1 2 3 4 5 6 ∞∞∞∞

Ratio X0/X1

Cu

rre

nt




L-G Short-Circuit X2/X1 = 0.5 1.0 1.5

2.0

1.8

1.6

1.4

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

00 1 2 3 4 5 6 ∞∞∞∞

Ratio X0/X1

Cu

rre

nt


COES – 2014 85

max

min)( 2

P

VZc =

5.3.2 Flujo de Potencia Las variaciones del sentido de flujo de potencia en la línea determinará si se tiene una Interconexión o una Alimentación Radial, según se tenga un flujo bidireccional o unidireccional respectivamente. Este aspecto es importante porque en el primer caso se tiene una alimentación a la falla desde ambos extremos de la línea, lo que obliga, en caso de una falla en la línea, a la apertura de los Interruptores de ambos extremos de la línea. En cambio, en el segundo caso, será suficiente la apertura del Interruptor que está del lado de la fuente de alimentación. La Potencia de Transmisión representa la carga que tiene conectada la Línea. Este es un valor con el cual se ha diseñado la línea considerando los siguientes aspectos:

• La máxima potencia de transmisión en potencia dada por los límites térmico y mecánico de su diseño.

• La máxima potencia de transmisión de acuerdo a los límites de regulación de tensión establecidos en el sistema.

• Los límites de la potencia de transmisión impuestos por la estabilidad del sistema. El valor de la Impedancia de Carga conectada a la línea se puede modelar con la tensión de operación y la potencia de transmisión. Para la protección de la línea es importante el valor mínimo de esta impedancia que será: Donde

Zc = Mínima Impedancia de Carga Vmin = Mínima Tensión de Operación de la Línea Pmax = Máxima Potencia de Transmisión de la Línea

5.3.3 Alimentación Débil (Weak Infeed) Un sistema eléctrico puede tener en un lado de la línea una alimentación débil cuando la potencia de generación es baja; y por consiguiente, su impedancia de fuente es alta., lo que proporciona bajos valores de corrientes de cortocircuito. Esto se agrava cuando a veces, las fuentes del lado débil no están conectadas permanentemente. Con alimentación débil a la falla se debe tener en cuenta las siguientes consideraciones:

• La detección de la falla puede obligar a usar una lógica especial en un sistema de teleprotección. Se le conoce como lógica eco.

• Se debe considerar las distintas configuraciones de operación del sistema con fuentes en ambos extremos de la línea y en ausencia de una de las fuentes, si fuese el caso.

• En ciertas configuraciones, como líneas en paralelo, se puede producir un disparo secuencial debido a los cambios en las magnitudes de las corrientes. En este caso, se debe evitar perder la selectividad de la protección.


COES – 2014 86

farcofalla RR 2=

PATfarcofalla RRR += 1

4.1

)3(8750

I

tvSRarco

⋅⋅+⋅=

4.1

)046.2(28707

I

tvSRarco

⋅⋅+⋅=

5.3.4 Resistencia de Arco y de Falla Al producirse una falla en una línea, la Impedancia vista por los Relés corresponde al tramo de la línea donde se produce la falla más una impedancia que incluye lo siguiente:

• La Resistencia del Arco que se produce por la falla, el cual se forma en el aire y tiene una longitud según la distancia del aislamiento correspondiente.

• La Resistencia de Puesta a Tierra del punto donde se produce la falla, la cual corresponde al camino de retorno por tierra hasta la fuente.

Si la falla corresponde a un cortocircuito entres dos fases, la Resistencia de Falla será: Si la falla corresponde a un cortocircuito entres una fase y tierra Donde

Rfalla = Resistencia de Falla Rarco1f = Resistencia del arco de fase-tierra Rarco2f = Resistencia del arco de fase-fase RPAT = Resistencia de Puesta a Tierra en el punto de falla

El valor de la Resistencia del Arco ha sido modelado de diversas maneras y no hay un consenso sobre su estimación. La fórmula de mayor aceptación es la de Warrington que es la siguiente: Donde

S = distancia de aislamiento fase-fase o fase-tierra, según sea el caso [pies] I = Corriente de cortocircuito [Amperios] v = Velocidad del viento [millas/hora] t = Tiempo de duración del cortocircuito [segundos]

En unidades métricas se tiene: Donde

S = distancia de aislamiento fase-fase o fase-tierra, según sea el caso [metros] I = Corriente de cortocircuito [Amperios] v = Velocidad del viento [metros/segundo] t = Tiempo de duración del cortocircuito [segundos]


COES – 2014 87

1+=

+⋅

=

L

SLs

LR

Z

ZV

ZZ

VZV

Z S Z L

Z S I R Z L

V V R

5.4 Longitud de la Línea Cuando la línea es corta, la Resistencia de Falla resulta comparable con la Impedancia de la Línea por lo que la medición de su impedancia se ve afectada por dicha resistencia. Una manera de ponderar la Impedancia de la Línea es compararla con respecto a la Impedancia de la Fuente, ya que cuanto menor es la Impedancia de la Línea menor es la tensión que se obtiene al medir su impedancia, dificultándose su evaluación. Para analizar este aspecto se puede considerar el circuito de un sistema al cual se conecta una simple línea con un Relé que mide la Tensión y la Corriente en la línea. Figura 5.3 Tensión en el Relé de Distancia para una Falla en la Línea

Si se tiene un cortocircuito al final de la línea, sin considerar la Resistencia de falla, la tensión que mide el Relé será: Donde

V = Tensión de la Fuente VR = Tensión en el Relé ZS = Impedancia de la Fuente ZL = Impedancia de la Línea

Esta expresión indica que la tensión en el Relé depende de la relación entre las Impedancias de la Fuente y la Línea que se suele expresar como SIR (Source Impedance Ratio). Con un SIR de 0.5 la tensión será del 67% del sistema; en cambio, si se tiene un SIR de 4 entonces la tensión que mide el Relé se reduce al 20% de la tensión del sistema. La norma ANSI/IEEE C37.113 toma precisamente estos valores para clasificar las líneas. Ver la tabla 5.1.

Tabla 5.1 – Clasificación de las Líneas de Transmisión

CORTAS MEDIANAS LARGAS

SIR Mayor que 4 Entre 0.5 y 4 Menor que 0.5


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LxP

V

Z

ZSIR

LccL

S

⋅⋅==

2

Si se considera que la Impedancia de la Fuente depende de la Potencia de Cortocircuito en el punto en que se conecta la línea al sistema, entonces se puede definir Donde

V =Tensión del sistema Pcc =Potencia de cortocircuito xL = Reactancia unitaria de la Línea L = Longitud de la Línea

Las figuras 5.4, 5.5, 5.6 y 5.7 han sido construidas de acuerdo a esta relación, usando valores de típicos de las Reactancias de las Líneas, con la finalidad de determinar si una línea es corta, mediana o larga.

Figura 5.4 – Líneas Cortas y Largas de 66 kV

10

100

1,000

10,000

0 20 40 60

Longitud de la Linea [km]

Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4

LineasLargas

LineasCortas

10

100

1,000

10,000

0 20 40 60


Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4

SIR = 0.5

SIR = 4

LineasLargas

LineasCortas


COES – 2014 89




Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4

10

100

1,000

10,000

0 50 100 150

LineasLargas

LineasCortas


Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4

SIR = 0.5

SIR = 4

10

100

1,000

10,000

0 50 100 150

LineasLargas

LineasCortas

Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4

10

100

1,000

10,000

100,000

0 50 100 150 200 250 300

LineasLargas

LineasCortas


Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4

SIR = 0.5

SIR = 4

10

100

1,000

10,000

100,000

0 50 100 150 200 250 300

LineasLargas

LineasCortas



COES – 2014 90

+

−

⋅= c

I

I

kTMSt

S

1α


5.4 Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación 5.4.1 Fallas por cortocircuito entres fases (dos o tres fases) DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Las fallas trifásicas en las líneas de transmisión son producidas por diversas causas; pero, las más frecuentes son accidentales, sea por acción de terceros o por falla humana del personal propio. También ocurren fallas por fenómenos naturales como son las descargas atmosféricas, las cuales afectan a una o dos fases, pero a veces evolucionan a fallas trifásicas. PRINCIPIO DE DETECCION Protección de Sobrecorriente La Protección de Sobrecorriente es el tipo de protección más sencillo, el cual mide permanentemente la corriente de cada fase con la finalidad de detectar las sobrecorrientes que se presentan si se tiene un cortocircuito. El tiempo de actuación de esta protección es una función del valor de la corriente y puede ser:

• Tiempo Definido cuando se supera un umbral previamente calibrado. En este caso su operación puede ser instantánea (función 50) o temporizada (función 51).

• Tiempo Inverso (función 51) según una función exponencial establecida por las normas, de acuerdo a la siguiente expresión:

Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4


10

100

1,000

10,000

100,000

0 100 200 300 400 500 600

LineasLargas

LineasCortas

Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4

SIR = 0.5

SIR = 4


10

100

1,000

10,000

100,000

0 100 200 300 400 500 600

LineasLargas

LineasCortas


COES – 2014 91

Donde

t= Tiempo de actuación del relé (variable dependiente) I= Corriente que mide el relé (variable independiente) α= Constante de la curva característica de operación del relé Is= Corriente de arranque del relé TMS= Constante de ajuste del relé k= Constante propia de la característica del relé c= Constante propia de la característica del relé

La Protección de Sobrecorriente puede ser usada para medir no solamente el valor de la corriente sino también su sentido; es decir, el sentido del flujo de la potencia entregada, para lo cual se toma como referencia la tensión del sistema, conformando una Protección de Sobrecorriente Direccional (función 67). La Protección de Sobrecorriente se aplica cuando se tiene líneas radiales donde el sentido de la corriente es siempre el mismo y es irrelevante su dirección. En cambio, cuando se tiene líneas de interconexión los valores de las corrientes no son los mismos en ambos sentidos; por tanto, es necesario tener una Protección de Sobrecorriente Direccional. Las normas establecen las curvas características de operación del Relé según el exponente α, al cual están asociados los demás parámetros del Relé, conforme se indica en la tabla 5.2.

Tabla 5.2 – Relés de Sobrecorriente

IEC/BS

t =0.14

( I / I P )0.02 - 1. TP

t =13.5

( I / I P ) - 1. TP

t =80

( I / I P )2 - 1. TP

t =120

( I / I P ) - 1. TP

t =8.9341

( I / I P )2.0938- 1+ 0.17966. D

t =3.922

( I / I P )2 - 1+ 0.0982 . D

t =5.64

( I / I P )2 - 1+ 0.02434. D

t =5.6143

( I / I P ) - 1+ 2.18592 . D

ANSI

NI

VI

EI

LI

t = Tripping TimeTp (D) = Setting value of the time multiplierI = Fault CurrentIp = Setting value of the current

IEC/BS

t =0.14

( I / I P )0.02 - 1. TPt =

0.14( I / I P )0.02 - 1

. TP

t =13.5

( I / I P ) - 1. TPt =

13.5( I / I P ) - 1

. TP

t =80

( I / I P )2 - 1. TPt =

80( I / I P )2 - 1

. TP

t =120

( I / I P ) - 1. TPt =

120( I / I P ) - 1

. TP

t =8.9341

( I / I P )2.0938- 1+ 0.17966. D

t =3.922

( I / I P )2 - 1+ 0.0982 . D

t =5.64

( I / I P )2 - 1+ 0.02434. D

t =5.6143

( I / I P ) - 1+ 2.18592 . D

ANSI

NI

VI

EI

LI

t = Tripping TimeTp (D) = Setting value of the time multiplierI = Fault CurrentIp = Setting value of the current


COES – 2014 92

Protección de Distancia La Protección de Distancia utiliza las corrientes y tensiones para calcular permanentemente las impedancias vistas en el extremo de la línea: De esta manera, al producirse una falla dentro de la línea se puede determinar si la impedancia medida por el rele está dentro de la zona protegida por el Relé (que es la Impedancia total o parcial de la Línea). En la operación normal se tiene la línea con su carga conectada al final de la misma; luego, si se produce una falla dentro de la línea, la impedancia vista por el Relé será una fracción de la Impedancia de la Línea. El Relé tiene la capacidad de ver fallas más allá de la línea protegida; pero, su actuación dependerá de su ajuste. La Protección de Distancia se prefiere a la Protección de Sobrecorriente porque la utilización de esta última depende fundamentalmente de las corrientes de cortocircuito, por lo cual resulta a veces muy difícil de aplicar. Hay varios tipos de Protección de Distancia, los principales son los siguientes: A) Característica de mínima Impedancia Mide la relación entre la Tensión y la Corriente sin considerar ningún ángulo de fase. Su característica es un círculo en el plano R-X y opera cuando las impedancias medidas están dentro de este círculo. Si se desea obtener direccionalidad se necesita una característica complementaria adicional. Ver figura 5.8. B) Característica Mho Su característica es un círculo que pasa por el origen en el plano R-X y su diámetro tiene un ángulo especificado similar al de las líneas de transmisión. Es direccional por naturaleza y opera cuando las impedancias medidas están dentro de este círculo. Ver figura 5.8. A veces se modifica la característica para desplazar ligeramente el círculo, de manera que no pase por el origen. A esta característica modificada se le denomina Mho desplazado (offset). C) Característica Lenticular Su característica es una superposición de dos características circulares para constituir una forma de lente. Es direccional por naturaleza y opera cuando las impedancias medidas están dentro de la zona formada por la lente. Ver figura 5.8.

Figura 5.8 -– Relés con característica Impedancia, Mho y Lenticular

D) Característica Cuadrilateral Esta característica se consigue con una combinación de características de Reactancia Direccionales con controles de los alcances Resistivos. Es direccional por naturaleza y opera cuando las impedancias medidas están dentro del cuadrilátero. Ver figura 5.9.

TRIP ZONE

NON-TRIP ZONE

R

jXjX

R

jX

R

a)Caracteristica tipo impedancia b)Caracteristica tipo mho c)Caracteristica tipo lenticular

TRIP ZONE

NON-TRIP ZONE

R

jXjX

R

jX

R

a)Caracteristica tipo impedancia b)Caracteristica tipo mho c)Caracteristica tipo lenticular


COES – 2014 93

ba

baba II

VVZ

−−

=−

Figura 5.9 Relés de Distancia con característica de Reactancia

E) Característica Reactancia con Mho Esta característica se consigue con una combinación de características de Reactancia Direccionales con un control de característica Mho. Es direccional por naturaleza y opera cuando las impedancias medidas están dentro de este círculo. Ver figura 5.9. Los Relés de Distancia operan normalmente siguiendo una secuencia de arranque, medición y selección de fase. Para ello, normalmente cuentan con tres unidades de medida fase-fase independientes en cada zona. Las Impedancias entre fases pueden ser calculadas según el circuito mostrado en la Figura 21 donde se tiene: Donde Va, Vb = Tensiones de fase Ia, Ib = Corrientes de fase

Figura 5.10 – Circuito para el cálculo de la Impedancia Fase-Fase

La Protección de Distancia depende no solamente de las corrientes sino también de las tensiones en la línea; por tanto, están expuestas a falsas operaciones por las oscilaciones de potencia que se pueden presentar en el sistema, ya que durante estas perturbaciones es posible

jX

R

d)Caracteristica cuadrilateral

ZONE 1

ZONE 2

ZONE 3 ZONE 3

ZONE 2

ZONE 1

e)Caracteristica tipo mho con

Polarización propia

jX

R

jX

R

d)Caracteristica cuadrilateral

ZONE 1

ZONE 2

ZONE 3 ZONE 3

ZONE 2

ZONE 1

e)Caracteristica tipo mho con

Polarización propia

jX

R

IL1

I L2

ZL

ZL

L1

L2

L3

E

UL1-E

UL2-E

IL1

I L2

ZL

ZL

L1

L2

L3

E

UL1-E

UL2-E


COES – 2014 94

que las impedancias vistas por el Relé de Distancia sean variables, y en algún momento de la oscilación, la impedancia medida puede caer dentro de la zona de operación del Relé. Por tal motivo, se requiere un Bloqueo por Oscilación de Potencia (función 68) para impedir esta operación indeseada. Como la Protección de Distancia depende de las tensiones en la línea tiene problemas de operación en ausencia de esta tensión, como en los siguientes casos:

• Energización de la línea con falla (Switch on to Fault) El Relé de Distancia debe contar con una función adicional que le permita detectar una falla al momento de energizar la línea, ya que siempre existe la posibilidad de energizar sobre una falla. • Pérdida de la Tensión de Medida (Loss of Voltage) El Relé de Distancia debe contar con un bloqueo de su operación cuando se pierde la medida de la tensión de la línea. Es evidente que es también necesaria una alarma.

La Protección de Distancia no puede ser ajustada para cubrir el total de la línea porque no se puede obtener un ajuste que garantice una completa selectividad. Por tal motivo se ajusta una primera zona para cubrir aproximadamente el 85% de la línea y una segunda zona para cubrir el 120% de la línea, garantizando con ello la cobertura total. Para garantizar la selectividad de la protección, la segunda zona requiere de un esquema de teleprotección, el cual permite la transmisión de información lógica para el correcto funcionamiento de la protección, tal como ha sido antes descrito. Protección Diferencial La protección diferencial de la línea opera bajo el principio de comparar las corrientes de ambos extremos mediante un enlace de comunicaciones, el cual suele ser de fibra óptica por su gran eficiencia, tal como se muestra en la figura 5.11. Esta protección tiene la ventaja de ser rápida, selectiva y segura cuando utiliza fibra óptica instalada en el cable de guarda (OPGW) y es inmune a las oscilaciones de potencia. La característica de operación de esta protección se representa en el plano alfa (α), el cual es un plano complejo donde sé grafica los componentes de la relación de las corrientes remota y local.

bjaI

I

L

R ⋅+== α

Figura 5.11 – Protección Diferencial de Línea

Si se considera que la operación del relé diferencial sigue la relación

Fibra Optica

87L 87LFibra Optica

87L 87L


COES – 2014 95

nrestricciooperacion IkI ⋅=

RLRL IIkII −⋅=+

L

R

L

R

I

Ik

I

I−⋅=+ 11

[ ]22222 )1()1( bakba +−⋅=++ Esto significa que en el plano alfa de las variables a y b se obtiene una característica circular como la mostrada en la figura 5.12.

Figura 5.12 – Característica de la protección diferencial en el plano

alfa

Se requiere considerar en la característica de operación una adecuada compensación de la corriente de carga de la línea, la cual es un valor constante y representa una diferencia de corrientes que no representa una falla. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA La Protección de las fallas entre fases de la línea efectúa disparos de apertura trifásica con recierre o apertura trifásica definitiva en caso que sólo se utilice el esquema de recierre monofásico en la línea de transmisión. 5.4.2 Fallas por cortocircuitos de una fase y tierra con alta impedancia DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Las fallas monofásicas en las líneas de transmisión son producidas por diversas causas, como son el contacto de un árbol o una descarga atmosférica en un conductor de una fase de la línea de transmisión. Al producirse la pérdida del aislamiento fase- tierra como consecuencia de la falla, se establece una corriente de falla que circula por tierra hasta retornar al(os) neutro(s) de la(s) fuente(s) donde el sistema está puesto a tierra. La circulación de la corriente de falla se ve afectada por la Resistencia de Puesta a Tierra en el punto de falla, la cual teóricamente debe ser baja, menor de 25 Ohmios (10); pero, por causa de la naturaleza del terreno (roca o desierto) suele ser del orden de 250 Ohmios. En las líneas donde se tiene cable de guarda la situación puede ser mejor porque este cable constituye un camino paralelo de baja resistencia para el retorno de la corriente del punto de falla al(os) neutro(s) de la(s) fuente(s). La protección para los cortocircuitos fase-tierra debe ser la apropiada considerando las peores condiciones de la resistencia de puesta a tierra de la linea.

(10) Ver Código Nacional de Suministro


COES – 2014 96

EEaaa ZIZIV ⋅−⋅=

Ea

Ea

aa

IZ

ZI

VZ

⋅

+

=

Este tipo de fallas es el más frecuente en las líneas de transmisión por lo que es muy importante contar con una protección muy sensible a estas fallas, sobre todo que tome en cuenta lo que se ha mencionado con respecto a la corriente de falla. PRINCIPIO DE DETECCION Protección de Sobrecorriente Homopolar La detección de las corrientes de falla a tierra puede ser efectuada mediante la medición de la corriente homopolar la cual teóricamente no debería existir; sin embargo como consecuencia de alguna carga no balanceada puede tener un valor mínimo. Si se tiene una línea radial, se requiere coordinar los ajustes de los reles según el flujo de corriente homopolar hacia la fuente con la finalidad de obtener selectividad en la protección, conforme se ha mencionado para las corrientes de falla entre fases. Sin embargo, en líneas de interconexión el sentido del flujo de la corriente de falla será siempre entrando a la línea, ya que se tiene alimentación a la falla desde ambos extremos. Por tanto, se requiere detectar el sentido del flujo de la corriente homopolar para lo cual se debe tomar una referencia o polarización que puede ser:

o Polarización con Tensión Homopolar o Polarización con Corriente Homopolar o Polarización de Corriente de Secuencia Negativa o Polarización Dual (tensión y corriente)

La polarización con tensión es la más usual porque es muy fácil de aplicar, ya que la polarización de corriente requiere de las corrientes en los neutros de los transformadores que se conectan a la línea. Solamente cuando la polarización con tensión homopolar no resulta apropiada para la protección, se debe considerar la aplicación de una polarización diferente. Protección de Distancia La Protección de Distancia utiliza las corrientes y tensiones para calcular permanentemente las impedancias vistas en el extremo de la línea, de manera que al producirse una falla dentro de la línea se puede determinar si la impedancia medida por el rele está dentro de la zona de protección. Los Relés de Distancia operan normalmente siguiendo una secuencia de arranque, medición y selección de fase. Para ello, normalmente cuentan con tres unidades de medida fase-tierra independientes en cada zona. Las Impedancias fase-tierra pueden ser calculadas según el circuito mostrado en la figura 5.13 donde se tiene: Donde

Va = Tensión de fase a Ia = Corriente de fase a Za = Impedancia de fase a IE = Corriente de retorno por tierra ZE = Impedancia del retorno por tierra

Luego, la Impedancia vista por el Relé será:


COES – 2014 97

mcmbaa ZIZIZIV ⋅+⋅+⋅=

)( 1001 ZZIZIV aa −⋅+⋅=

)3(3 0

1

10

1

IZ

ZZI

VZ

a

a

⋅⋅

⋅−

+=

Se debe notar que el valor de la Impedancia Za que se mide en el momento de una falla depende de la longitud de la línea hasta el punto de falla, mientras que la relación de (ZE/Za) no depende de la longitud de la línea sino solo de los parámetros de la línea.

Figura 5.13 – Circuito para el cálculo de la Impedancia Fase - Tierra

Para evaluar relación (ZE/Za) se debe considerar que la tensión en la fase (a) es función de la corriente por dicha fase más el acoplamiento mutuo de las otras dos fases; luego: Donde

Va = Tensión en la fase a Ia,b,c = Corrientes en las fases b y c Z = Impedancia propia de la línea Zm = Impedancia mutua entre las fases

Pero las Impedancias de secuencia positiva (Z1) y de secuencia cero (Zo) son:

Z1 = Z - Zm Z0 = Z + 2·Zm

Luego, se puede deducir que De donde se obtiene que

La expresión entre paréntesis viene a ser la relación (ZE/Za) que no depende de la longitud de la línea y permite calcular la impedancia de la línea fallada. Luego,

I L3

IE ZE

ZL

L 1

L 2

L 3

E

UL3-E

I L3

IE ZE

ZL

L 1

L 2

L 3

E

UL3-E


COES – 2014 98

⋅+⋅=

⋅+⋅⋅==

A

ffL

A

ffAL

A

AA I

IRZm

I

IRIZm

I

VZ

1

100 3 Z

ZZ

Z

Zk

L

E

⋅−

==

001 3 IkI

VZ

a

a

⋅⋅+=

Y la Impedancia que se mide cuando hay una falla fase-tierra es Se debe tomar en cuenta también que el Flujo de Potencia por la línea, en condiciones de pre-falla, tiene una influencia en la medida de la Impedancia vista por el Relé cuando se tiene una falla con alto valor de la Resistencia de Puesta a Tierra. Para ello, se puede considerar el circuito de la figura 5.14 donde la Impedancia vista en el Relé como el cociente entre la tensión y la corriente es igual a:

Figura 5.14 – Falla con Resistencia de Puesta a Tierra

Durante el cortocircuito se tiene la superposición de la corriente del flujo de potencia pre- falla con la corriente de falla que fluye por la Resistencia de Falla y la Impedancia vista por el Relé que tiene dos componentes:

• La Impedancia correspondiente a la longitud de la línea hasta el punto de falla • La Resistencia de Falla afectada de un factor que es igual a la relación entre la

corriente de falla y la corriente del Relé (If/I A).

En consecuencia, este segundo componente será puramente resistivo solamente si las corrientes de falla y del Relé tienen el mismo ángulo de fase, lo que significa que se puede tener un sobrealcance o un subalcance en la medición total del Relé, tal como se muestra en la figura 5.15.

VS

ZS

ISf

VGf

G

mZL (1-m)ZL

H

VHf IRf

ZR

VR

RfIf

VS

ZS

ISf

VGf

G

mZL (1-m)ZL

H

VHf IRf

ZR

VR

RfIf


COES – 2014 99

MEEEaaa ZIZIZIV ⋅−⋅−⋅=

Ea

ME

a

Ea

aa

IZ

ZI

Z

ZI

VZ

⋅

+⋅

+

=

Figura 5.15 – Efecto del Flujo de Potencia en la medición de una Falla con Alta Resistencia

Si se tiene dos líneas paralelas, se tiene un acoplamiento mutuo de secuencia cero entre la línea fallada y la línea sana. En consecuencia, se puede calcular la Impedancia vista por el Relé a partir del circuito de la figura 5.16 y se tendrá:

Figura 5.16 – Circuito para calcular la Impedancia en líneas paralelas

Donde:

Va = Tensión de fase a Ia = Corriente de fase a Za = Impedancia de fase a IE = Corriente de retorno por tierra ZE = Impedancia del retorno por tierra ZM = Impedancia mutua de secuencia cero entre las líneas paralelas

Luego, la Impedancia vista por el Relé será:

ZA

mZ2

jX B

RA

Rf for arg (Ks)> 0

Rf for arg (Ks)= 0

Rf for arg (Ks)< 0

ZA

mZ2

jX B

RA

Rf for arg (Ks)> 0

Rf for arg (Ks)= 0

Rf for arg (Ks)< 0

ZL IL3

ZE IE

ZM IEP

UL3-E

e.g L3-E

ZL IL3

ZE IE

ZM IEP

UL3-E

e.g L3-E


COES – 2014 100

L

M

a

MM Z

Z

Z

Zk ==

000 33 IkIkI

VZ

Ma

aa ⋅⋅+⋅⋅+

=

También se define el factor de acoplamiento cero entre las líneas paralelas Luego la Impedancia medida por el Relé será: DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al producirse una falla fase-tierra el Relé detecta la falla y si ha efectuado la correcta selección de fase puede proceder con una apertura monopolar con la finalidad de proceder a un Recierre. También se puede efectuar un recierre Tripolar. En ambos casos se debe hacer una Verificación de Sincronismo o una Supervisión de Tensión, a fin de que no se produzca un segundo Recierre sobre falla.

5.6 Requerimientos de Protección por funcionamiento anormal del sistema 5.6.1 Cortocircuito externo a la Línea DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Al producirse un cortocircuito externo a la línea no se afecta a la línea protegida; más bien, la protección de la línea sirve de protección de respaldo para despejar estas fallas. Esto es posible solamente con las protecciones graduadas como son las protecciones de sobrecorriente y de distancia, pero no es posible con las protecciones unitarias por su propia naturaleza. PRINCIPIO DE DETECCION Protección de Sobrecorriente Las Protecciones de Sobrecorriente serán coordinadas para actuar con una temporización mayor que la protección de sobrecorriente de las líneas siguientes. Protección de Distancia - Efecto Infeed La Protección de Distancia cuenta con una segunda y una tercera zona que puede ver las fallas más allá de la línea protegida. En particular, es deseable que la tercera zona pueda cubrir la totalidad de las líneas siguientes a la línea protegida. Ver la figura 5.17 donde se muestra una aplicación típica.


COES – 2014 101

BBAAAA ZIIZIV ⋅++⋅= )(

BABA

BA

A

Ale ZKZZ

I

IZ

I

VZ ⋅++=⋅

++== )1(1Re

Figura 5.17 – Protección de Distancia para fallas externas a la línea protegida

Sin embargo, cuando se tiene un sistema complejo, en las barras donde convergen las líneas que conectan varias centrales al sistema, aparecen corrientes que se suman a las que alimentan una falla, las cuales no son vistas por los Relés de Distancia. Esto se denomina Efecto “Infeed”, el cual provoca un subalcance. En la figura 5.18 se muestra un sistema complejo y se puede calcular la impedancia vista por el Relé en la barra A donde se puede apreciar que la mayor corriente que circula por la línea siguiente ocasiona un efecto de subalcance porque las fallas se ″alejan” del relé.. Luego, la Impedancia vista por el Relé de Distancia en A será: Si no hubiese la corriente IB la impedancia medida sería la suma de las impedancias; pero, como consecuencia de esta corriente, la cual no es registrada por el Relé, existe un subalcance, ya que se mide una impedancia mayor que la real. En la figura 5.18 se puede apreciar como la falla en el punto F se aleja como consecuencia del infeed. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al detectarse una falla externa, la protección actúa con la temporización necesaria para permitir actuar a las correspondientes protecciones y así evitar disparos indeseados. Los disparos de las protecciones de segunda y tercera zona son tripolares y definitivos.

A B C

Z1

Z2

Z3t

L

A B C

Z1

Z2

Z3t

L


COES – 2014 102

Figura 5.18 – Efecto Infeed

5.6.2 Sobretensiones permanentes DESCRIPCION Y RIESGOS Las líneas de transmisión son instalaciones con aislamiento en el aire, el cual es auto-regenerativo, por lo que las sobretensiones permanentes de operación no afectan la vida útil de los aisladores. Más bien, las sobretensiones en el sistema son consecuencia de un exceso de potencia reactiva en la red, la cual es producida, en parte, por la capacitancia de las líneas. Por tal motivo, cuando se detectan sobretensiones es posible considerar la desconexion de las líneas de transmisión; pero, esta protección debe ser calibrada con un criterio de sistema. PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección de las Sobretensiones se emplea Relés de Sobretension (59), los cuales deben tener por lo menos dos o tres niveles de actuación. Estos relés deben estar conectados a las Barras. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al producirse una sobretensión se requiere efectuar las siguientes acciones:

• Nivel Máximo que corresponde a la situación más crítica para la cual se debe efectuar la desconexión de los equipos.

• Nivel Mayor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la desconexión de las Líneas de Transmisión.

• Nivel Alto para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la conexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación.

ZA

IA

IR

ZB

IA +IB

A B

F

ZL1

m=slope

Z=m.d

Z=m.d(1+K)

Ubicación real Posición vista

ZA

IA

IR

ZB

IA +IB

A B

F

ZL1

m=slope

Z=m.d

Z=m.d(1+K)

Ubicación real Posición vista


COES – 2014 103

5.7 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de las Líneas 5.7.1 Rotura de un Conductor DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA La rotura de un conductor de Fase es una falla frecuente en las líneas de transmisión y se manifiesta como una carga o interconexión asimétrica que ocasionarán corrientes de secuencia negativa en los generadores. A veces esta falla está acompañada de la caída al suelo del conductor roto lo que significa que se tiene una falla fase-tierra. PRINCIPIO DE DETECCION Se usa una lógica de corrientes que considera que cuando se produce la Rotura de un Conductor el Relé de Protección, el cual está alimentado por las tensiones de fase y las corrientes de línea, detectará que la corriente que fluye por la fase averiada está debajo del mínimo valor de la corriente definido para la línea mientras que las corrientes en las fases sanas están muy encima de este valor. Esta función es propia de la tecnología digital y no todas las protecciones de líneas lo disponen, de ahí, que su aplicación se recomienda en las líneas ligadas a los centros de generación. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al producirse esta falla se da una alarma para que se proceda con la supervisión de las magnitudes de la operación de la línea antes de que el operador desconecte la línea.

5.8 Consideraciones para la Teleprotección 5.8.1 Sistemas de Telecomunicaciones El propósito del empleo de las Telecomunicaciones para fines de teleprotección es conducir una o más señales del equipo de protección de una subestación a un equipo similar en la subestación del extremo remoto de la línea de transmisión. Esta transmisión de la señal es bidireccional, lo que significa que debe permitir la transmisión simultánea de las señales de una subestación a otra. En la figura 5.19 se muestra un Enlace de Comunicaciones conectado a una aplicación de Protección. Se debe aclarar que en un Enlace se puede tener otras aplicaciones, las cuales no han sido representadas.

Figura 5.19 – Sistema de Telecomunicaciones y Teleprotección

ENLACE

DE

TELECOMUNICACIONES

SISTEMA

DE

PROTECCIONRELE DE

PROTECCIONRELE DE

PROTECCION

MEDIO DE TRANSMISIONEQUIPO DE

TELECOMUNICACIONES

EQUIPO DE TELE

COMUNICACIONES

EQUIPO DE TELEPROTECCION

EQUIPO DE TELEPROTECCION


COES – 2014 104

Los Equipos de Teleprotección constituyen las interfases entre las Telecomunicaciones y los Relés de Protección. Según la información que debe ser transmitida de una subestación a otra se puede considerar lo siguiente:

• Sistemas de Teleprotección Analógicos cuando se transmite señales que son valores o funciones del tiempo

• Sistemas de Teleprotección Lógicos cuando se transmite señales del tipo digital. Un Sistema de Telecomunicaciones debe tener varias características para que pueda asegurar el cabal cumplimiento de sus funciones como son: Potencia

Es la capacidad de transmisión de la señal. Debe ser la adecuada para anular las inevitables atenuaciones y pérdidas que se pueden producir en el medio de transmisión y que pueden ser críticas en condiciones de falla de la línea.

Ancho de Banda Es la banda de frecuencia utilizada para la transmisión de las señales. La cantidad de información transmitida es directamente proporcional al ancho de banda utilizado; pero un mayor ancho de banda está más expuesto a los ruidos que atenúan la señal.

Velocidad Las señales de protección deben ser transmitidas tan rápido como sea posible con la finalidad de asegurar una protección rápida.

Fiabilidad (dependability) Es la capacidad de transmitir y recibir señales correctamente cuando sea necesario, aún cuando en condiciones de falla el medio de transmisión pueda perjudicar su desempeño.

Seguridad Es la capacidad de no aceptar señales espurias como correctas, aún cuando en operación normal de la línea se tenga ruidos como los causados por efecto corona.

Capacidad Es la cantidad de señales que puede ser transmitida dentro de una canal de comunicación.

Los Sistemas de Comunicaciones que se utilizan para la Teleprotección son básicamente los siguientes:

a) Hilo Piloto El sistema de Hilo Piloto consiste de un par de hilos instalados en una línea aérea o cable subterráneo para transmitir señales como las corrientes, tensiones y/o los valores de fase. Este sistema tiene el inconveniente de estar expuesto a la permanente interferencia de la línea de transmisión y es más crítico durante las fallas, en las cuales se puede presentar altas tensiones inducidas.


COES – 2014 105

Para evitar la interferencia con la línea de transmisión muchas veces se prefiere emplear una ruta diferente de la línea, lo que trae consigo otras complicaciones para su realización. La transmisión puede ser efectuada en corriente alterna a la frecuencia del sistema; pero, a veces se emplea señales moduladas en una frecuencia de audio (2 kHz) o en corriente continua. Por las dificultades operativas expuestas este sistema deberá evolucionar y será reemplazado por el sistema de fibra óptica descrito en el punto c).

b) Onda Portadora El sistema de Onda Portadora envía señales de alta frecuencia utilizando la misma línea de transmisión como medio para las telecomunicaciones. Para ello, los Equipos Transmisores/Receptores de Onda Portadora son acoplados a la Línea de Transmisión a través de un Capacitor (que usualmente es el mismo del Transformador de Tensión Capacitivo) y se filtra a la entrada de las señales a la Subestación mediante una Trampa de Onda. Se debe mencionar que las Cuchillas de Puesta a Tierra de la Línea están ubicadas fuera del Enlace de Telecomunicaciones por lo que la Puesta a Tierra de la Línea no le afecta a la transmisión de la alta frecuencia. Este sistema también tiene el inconveniente de estar expuesto a la interferencia de la línea de transmisión. En la operación permanente el ruido del efecto corona causa interferencia; pero, durante las fallas puede ser más crítica la transmisión, ya que la propia falla puede ser causa de una gran atenuación de la señal. Por esta razón no se utiliza acoplamientos sencillos (fase-tierra) sino que se prefiere acoplamientos redundantes (fase-fase o mejor terna-terna). En la figura 5.20 se muestra estos acoplamientos.

Figura 5.20 – Clases de Acoplamientos de la Onda Portadora

A los aparatosde alta

frecuencia


frecuencia

Acoplamiento monofásico Acoplamiento bifásico

Acoplamiento de dobles fases Acoplamiento entre sistemas

Sistema 1

Sistema 2

Condensador de acoplamiento Bloque de alta frecuencia

Transmisor entre líneas (aparato de acoplamiento)


frecuencia


frecuencia

Acoplamiento monofásico Acoplamiento bifásico

Acoplamiento de dobles fases Acoplamiento entre sistemas

Sistema 1

Sistema 2

Condensador de acoplamiento Bloque de alta frecuencia

Transmisor entre líneas (aparato de acoplamiento)


COES – 2014 106

En el acoplamiento monofásico la línea de retorno es aparentemente tierra, cuya resistencia para la alta frecuencia es relativamente grande; pero, las corrientes en realidad fluyen también a través de la capacidad con tierra de los conductores no acoplados y de la capacidad entre ellos mismos. La atenuación y las pérdidas de este proceso perjudican notablemente el desempeño de este acoplamiento. Es evidente que en el acoplamiento fase-fase se tiene una redundancia en relación al acoplamiento fase-tierra; pero, sigue siendo crítica la transmisión en el caso de una falla trifásica en la línea. En el acoplamiento terna-terna se obtiene un mejor desempeño porque la falla de una línea solo afecta a una parte del conjunto. La Onda Portadora transmite señales en el rango de 40 kHz – 400 kHz, siendo preferidas las frecuencias mas bajas sobre todo para las líneas largas. Cada enlace emplea un ancho de banda de 4 kHz ó 8 kHz en cada sentido. La transmisión puede hacerse con el envío (o no envío) de la señal; pero, también con el envío de una señal permanente (señal de guarda) en una determinada frecuencia, la cual se cambia por otra señal de una frecuencia algo diferente (señal de operación o disparo).

c) Fibra Óptica El sistema de Fibra Óptica utiliza una fina fibra de vidrio (óxido de silicio y germanio), la cual tiene una baja atenuación a las ondas de luz que pueden viajar en su interior, debido a su alto índice de refracción y está rodeado de un material similar con un índice de refracción menor. De esta manera el cable de fibra óptica actúa como una guía de onda de la luz introducida por un láser, o por un diodo emisor de luz (LED). El Cable de Fibra Óptica suele ser instalado dentro del Cable de Guarda de la línea de transmisión, ya que por tratarse de la transmisión de luz es totalmente inmune a las interferencias electromagnéticas de la línea. Además, los Relés normalmente están preparados para un acoplamiento directo a la Fibra Optica. Por estas razones, este medio resulta de muy fácil aplicación e integración a la protección de las líneas de transmisión. Existen enlaces de distinta capacidad y en una aplicación específica de protección, donde se utiliza señales analógicas y lógicas, es usual emplear enlaces de mediana capacidad con una velocidad de transmisión de 64 kbits/segundo. Sin embargo, existen enlaces de hasta 2 Mbits/segundo.

d) Radio UHF El sistema de Radio usado para las telecomunicaciones envía señales en una banda que requiere una línea de visión entre ambos puntos extremos. Por tanto, muchas veces es necesario utilizar Estaciones Repetidoras. Este sistema, por su naturaleza, es totalmente inmune a las interferencias electromagnéticas de la línea. El Radio transmite sus señales en el rango de 1350 MHz – 39500 MHz, aunque también se utiliza la banda de 380 MHz – 470 MHz. Cada enlace utiliza un ancho de banda que puede ser de 200 MHz hasta 2500 MHz, según la aplicación. 5.8.2 Sistemas de Teleprotección Analógica Se constituye un Sistema de Teleprotección Analógica cuando se aplican las siguientes protecciones:


COES – 2014 107

A) Protección Diferencial Longitudinal En esta protección se detecta las fallas cuando existe una diferencia entre las corrientes de entrada y salida de la línea. Evidentemente no se debe considerar como falla la diferencia de corrientes por causa de la corriente de carga de la línea. Para la Protección Diferencial Longitudinal se puede emplear Hilos Piloto o Fibra Optica.

Figura 5.21 – Protección Diferencial Longitudinal

B) Protección por Comparación de Fase

En esta protección se mide el ángulo de fase de la corriente de entrada a la línea en ambos extremos y se puede detectar la falla cuando existe un desfase de 180° que indica que la corriente no fluye por la línea sino que ambos extremos alimentan una falla. Para la Protección por Comparación de Fase se puede emplear Onda Portadora o Fibra Óptica.

Figura 5.22 – Protección de Comparación de Fase

Como se aprecia en la figura 5.22, el sistema es sumamente selectivo ya que cuando se produce una falla externa como las indicadas en F1 y F3 las corrientes en ambos extremos estarán prácticamente en fase; pero, si se produce una falla interna como la marcada en F2, ambos extremos alimentarán la falla y las corrientes tendrán un desfase de 180°.

X X

I1

I2

I1

I2

I1 I2

i1 i2

X X

I1

I2

I1

I2

I1 I2

i1 i2


COES – 2014 108

Hay dos sistemas de Comparación de Fase que son:

• Sistema con Segregación de Fases en el cual la comparación de fase es efectuada en cada fase por separado. Prácticamente se trata de una protección por cada fase.

• Sistema de Fases No Segregadas en el cual las corrientes de las tres fases son sumadas geométricamente en una proporción preestablecida, de manera de obtener una cantidad susceptible de identificar una falla.

En este sistema solamente se necesita entrada de corrientes y no se considera la magnitud sino el ángulo de fase; por tanto, no es afectado por las oscilaciones de potencia ni tampoco por las corrientes de secuencia cero inducidas en las líneas paralelas. 5.8.3 Sistemas de Teleprotección Lógica Se dice que se tiene un Sistema de Teleprotección Lógica cuando se envía señales tipo digital de una subestación a otra para establecer una lógica que permita decidir si existe una falla con la finalidad de efectuar el correspondiente disparo de los interruptores. Estos sistemas se pueden clasificar en los siguientes tipos:

• Sistemas de Comparación Direccional que transmiten señales permisivas o de bloqueo según la dirección de la corriente (entrando o saliendo de la línea). Existen básicamente los siguientes tipos:

• Sistemas para Transferencia de Disparo que transmiten señales directas o permisivas

del disparo cuando se detecta una falla dentro del alcance calibrado en el Relé. Existen básicamente los siguientes tipos:

Debido a que en estos sistemas solamente se requiere enviar señales tipo digital se puede emplear cualquiera de los Sistemas de Telecomunicaciones antes mencionados; es decir, Hilo Piloto, Onda Portadora, Radio o Fibra Óptica. A) Bloqueo por Comparación Direccional (DCB) En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales podrian estar ajustados de la siguiente manera:

• Zona 1 al 85% de la longitud de la línea • Zona 2 al 120% de la longitud de la línea • Zona R(Reversa) al 50% de la longitud de la línea mirando hacia atrás

En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas en el 85% de la longitud son despejadas por la Zona 1 y el 15% alejado será despejado por la Zona 2 en un tiempo mayor. La Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo tiempos más cortos. Para ello, la Zona 2 está habilitada para actuar sin ninguna temporización, siempre que no se reciba una señal de bloqueo del extremo remoto. Es importante que el alcance de la Zona R de Bloqueo sea mayor que la Zona 2. En este caso se indica un ajuste del 50% que es mayor que el exceso del 20% que tiene ajustada la Zona 2. Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea por lo menos del 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo, garantizando con ello un eliminación de la falla en tiempo cero en caso no esté disponible la teleprotección.


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Figura 5.23 – Teleprotección con Bloqueo por Comparación Direccional (DCB)

Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existe el peligro de que un ruido produzca un disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia de la falla. Tampoco existe el peligro de que la falla provoque una atenuación de la señal de bloqueo porque esta señal se envía usando la línea sana, ya que la falla es externa a la línea. En la figura 5.23 se muestra la lógica que se emplea. Se debe notar que es necesario un tiempo de coordinación para esperar que llegue la señal de bloqueo y no se produzca una falsa operación por esta causa. B) Desbloqueo por Comparación Direccional (DCU) En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales podrian estar ajustados de la siguiente manera:

• Zona1 al 85% de la longitud de la línea • Zona2 al 120% de la longitud de la línea • ZonaR (Reversa) al 50% de la longitud de la línea mirando hacia atrás

En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas en el 85% de la longitud son despejadas por la Zona 1 y el 15% alejado será despejado por la Zona 2 en un tiempo mayor. La Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo tiempos más cortos. En este sistema la Zona 2 es permanentemente deshabilitada por una señal de bloqueo, excepto durante las fallas internas en que se desbloquea para permitir su actuación sin retardo de tiempo. Es importante que el alcance de la Zona R de Bloqueo sea mayor que la Zona 2. En este caso se indica un ajuste del 50% que es mayor que el exceso del 20% que tiene ajustada la Zona 2.


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Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea por lo menos 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo, garantizando con ello una eliminación de la falla en tiempo cero en caso no esté disponible la teleprotección.

Figura 5.24 – Desbloqueo por Comparación Direccional (DCU)

Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existe el peligro de que un ruido produzca un disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia de la falla. Usualmente el sistema de comunicaciones transmite una señal de guarda, de baja potencia y en una frecuencia que no es la de operación normal, lo que permite verificar que el sistema está en funcionamiento. Cuando se produce una falla, la señal de guarda cambia a la frecuencia normal y se emite con una mayor potencia, de manera de asegurar la correcta operación del sistema. Si se produjera una falla en la recepción de la señal de guarda y no hay recepción de la señal de operación, existe la posibilidad que se deba a una falla en la línea; por tanto, para este caso se incluye una “ventana de tiempo” para que la Zona 2 pueda actuar. C) Transferencia de Disparo Directo (DUTT) En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales podrian estar ajustados de la siguiente manera:

• Zona 1 al 85% de la longitud de la línea • Zona 2 al 120% de la longitud de la línea

En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas al 85% de la longitud son despejadas por la Zona1 y el 15% alejado será despejado por la Zona2 en un tiempo mayor. La Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo tiempos más cortos. Para ello, la Zona1 de la Subestación Remota envía una señal, la cual provoca una acción directa de disparo del Interruptor Local. La señal de disparo se aplica sin ninguna lógica en la Subestación Local. Por tal motivo también se le denomina Interdisparo por subalcance de distancia (Intertripping underreach distance protection). También se dice Interdisparo No permisivo por subalcance de distancia (Non-permissive underreach distance protection). Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea por lo menos 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo, garantizando con ello una eliminación de la falla en tiempo cero en caso no esté disponible la teleprotección.


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Figura 5.25 – Transferencia de Disparo Directo (DUTT)

Si solo se usa un canal de comunicaciones existe el peligro de que un ruido en la línea provoque una señal espuria y se produzca un disparo indeseado. Por esta razón, es necesario utilizar dos señales obtenidas de dos enlaces de distinta frecuencia para que el buen funcionamiento no sea afectado por un ruido. D) Aceleración de Zona (ZA) En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales podrian estar ajustados de la siguiente manera:

• Zona 1 al 85% de la longitud de la línea • Zona 2 al 120% de la longitud de la línea • Zona A (Aceleración) al 120% de la longitud de la línea

En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas al 85% de la longitud son despejadas por la Zona1 y el 15% alejado será despejado por la Zona2 en un tiempo mayor. La Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo tiempos más cortos. Para ello, la Zona1 de la Subestación Remota envía una señal, la cual hace intervenir a la ZonaA que tiene un mayor alcance que la Zona1. Usualmente se utiliza como ZonaA a la Zona2 y se dice que se acelera su operación porque actúa sin ninguna temporización. Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea por lo menos 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo, garantizando con ello una eliminación de la falla en tiempo cero en caso no esté disponible la teleprotección. Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existe el peligro de que un ruido produzca un disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia de la falla. Más bien, existe el peligro de que la falla en la línea provoque una atenuación de la señal de aceleración.


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Figura 5.26 – Teleprotección con Aceleración de Zona

E) Disparo con Subalcance Permisivo (PUTT) En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales podrían estar ajustados de la siguiente manera:


En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas al 85% de la longitud son despejadas por la Zona 1 y el 15% alejado será despejado por la Zona 2 en un tiempo mayor. La Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo tiempos más cortos. Para ello, la Zona 1 de la Subestación Remota envía una señal, la cual se convierte en disparo del Interruptor Local solamente si la falla ha sido vista por la Zona 2 de la Subestación Local. La señal de la Zona 1 (Subalcance) es sólo permisiva ya que se necesita confirmar la existencia de la falla por la Zona 2 para que se produzca el disparo. Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea por lo menos 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo, garantizando con ello una eliminación de la falla en tiempo cero en caso no esté disponible la teleprotección. Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existe el peligro de que un ruido produzca un disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia de la falla. Más bien, existe el peligro de que la falla en la línea provoque una atenuación de la señal permisiva.


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Figura 5.27 – Teleprotección con Disparo Permisivo por Subalcance (PUTT)

F) Disparo con Sobrealcance Permisivo (POTT) En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales podrían estar ajustados de la siguiente manera:


En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas al 85% de la longitud son despejadas por la Zona 1 y el 15% alejado será despejado por la Zona 2 en un tiempo mayor. La Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo tiempos más cortos. Para ello, la Zona 2 de la Subestación Remota envía una señal, la cual se convierte en disparo del Interruptor Local solamente si la falla ha sido vista por la Zona 2 de la Subestación Local. La señal de la Zona 2 (Sobrealcance) es sólo permisiva ya que se necesita confirmar la existencia de la falla por la Zona 2 para que se produzca el disparo. Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea por lo menos 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo, garantizando con ello una eliminación de la falla en tiempo cero en caso no esté disponible la teleprotección. Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existe el peligro de que un ruido produzca un disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia de la falla. Más bien, existe el peligro de que la falla en la línea provoque una atenuación de la señal permisiva.


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Figura 5.28 – Teleprotección con Disparo Permisivo por Sobrealcance (POTT)

En la tabla 5.3 se indica de manera resumida los Sistemas de Teleprotección de Líneas

Tabla 5.3 – Esquemas de Teleprotección Lógica

TR

AN

SF

ER

EN

CIA

D

E D

ISP

AR

O

CO

MP

AR

AC

ION

D

IRE

CC

ION

AL

10% ... 80% 90% 100% 110% 120% 130% 150%

Zona1 DETECTA LA FALLA Y OPERA EN t1 = 0 Seg.






DETECCION DE LA FALLA

ZonaR = 50%ZLinea

t1 = 0Zona1, ZonaA, Zona2 y Zona3

con alcances y tiempos similares a Subestacion Local

Zona2 = 120% ZLineat2 = 0.5 s

Zona3 > 150% ZLineat3 = 1 s

SUBESTACION REMOTA

NO HAY DisparoNO HAY Señal


Si se recibe Señal POTTZona2 dispara con t2=0

Zona1 = 85%ZLinea t1 = 0

ZonaA = 120% ZLineatA = 0





Zona 2 DETECTA LA FALLA

OPERA EN t1 = 1 Seg.

Si se recibe Señal POTTZonaA dispara con t2=0


FUNCIONAMIENTO SIN

TELEPROTECCION

Disparo por recepción de DUTT con t=0

Zona 1 DETECTA LA FALLA OPERA EN t1 = 0 Seg. Zona 2 DETECTA LA FALLA

OPERA EN t1 = 0.5 Seg.

DUTT

DCU

LINEAS DE TRANSMISIONLINEA PROTEGIDA LINEA SIGUIENTE

DCBSI ZonaR opuesta

NO envía Señal DCBZona2 dispara con t2=0

SUBESTACION LOCAL

NO HAY DisparoZonaR

envía Señal DCB

NO HAY DisparoZonaR

envía Señal DCB

SI ZonaR opuestaNO envía Señal DCB

Zona2 dispara con t2=0

NO HAY DisparoZonaR

envía Señal DCB

NO HAY DisparoZonaR

envía Señal DCB

AZ NO HAY DisparoNO HAY Señal

Si se recibe Señal PUTT Zona2 dispara con t2=0

PUTT

POTT

FU

NC

ION

AM

IEN

TO

C

ON

T

ELE

PR

OT

EC

CIO

N


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• En segunda instancia se debe proceder con la apertura de los Interruptores vecinos para abrir el circuito comprometido, al mismo tiempo que se consigue aislar al Interruptor fallado.

La Falla de Interruptor debe concluir en una Apertura y Bloqueo de Cierre del Interruptor hasta detectar la causa de la falla.

5.10 Definición de la Protección de las Líneas de Transmisión

Las Protecciones de las Líneas deben ser efectuadas con Relés Multifunción, los cuales deben ser aplicados en forma segregada para distinguir lo siguiente:

• Protecciones Principales, las cuales deben ser conectadas a un juego de devanados secundarios de los Transformadores de Corriente y Tensión.

• Protecciones Redundantes y de Respaldo, las cuales deben ser conectadas a devanados secundarios diferentes de Transformadores de Corriente y Tensión de los utilizados por las Protecciones Principales.

Por otra parte, sobre la base de esta segregación se procederá a definir las tensiones de alimentación a las protecciones en corriente continua de la siguiente manera:




• Protecciones Redundantes


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• Protecciones de Respaldo • Falla interruptor

5.11 Requisitos Mínimos de Protección de las Líneas de Transmisión

Los Requisitos Mínimos de Protección para las Líneas de Transmisión se establecen según los niveles de tensión que son los siguientes:

• Líneas de Transmisión con tensión nominal de 60 kV • Líneas de Transmisión con tensión nominal de 138 kV • Líneas de Transmisión con tensión nominal de 220 kV • Líneas de Transmisión con tensión nominal de 500 kV

A su vez, dentro de cada nivel de tensión se debe distinguir dos casos: Líneas Radiales e Interconexiones; y para estas últimas se define los siguientes rangos:

• Líneas Cortas • Líneas Medianas • Líneas Largas

En el plano RP-LT-01, RP-LT-02, RP-LT-03 y RP-LT-04 se muestra las protecciones mínimas para las líneas (con aporte a la falla por ambos extremos de la línea) de 60 kV, 132 kV, 220 kV y 500 kV, respectivamente. En cada línea se ha considerado tres casos que son: líneas cortas, líneas medianas y líneas largas. Los esquemas anteriores se deben tomar como una referencia general y esta orientado a las nuevas instalaciones. Siempre es importante analizar que esquema se adecua mejor a la línea, dependiendo de la importancia de la carga que alimenta, su ubicación dentro del Sistema Interconectado, puede hacer que si la falla tarda unos milisegundo mas, sea crítica para la operación, etc. Se dan casos por ejemplo, que una línea de interconexión de 138 kV es más importante que líneas de 220 kV con configuración radial. 5.11.1 Requerimientos Generales de las Protecciones de Línea

TIEMPO DE DESPEJE DE FALLA Para los niveles inferiores a 138 kV, el tiempo máximo de despeje de falla estará dado por los requerimientos de estabilidad del sistema ante los distintos tipos de falla. La falla que requiere menor tiempo de despeje es la falla trifásica. Para los niveles de 138 kV y superiores, el tiempo máximo de despeje de fallas nunca deberá exceder de 80 ms. DISPARO RÁPIDO ENTRE EL 0 Y EL 100% LONGITUD DE LÍNEA Para los niveles de 138 kV y superiores se deberá garantizar el disparo rápido en el 100 % de la longitud de la línea, para lo cual se deberá implementar protección diferencial de línea o protección de distancia con teleprotección. Para los niveles inferiores a 138 kV, el disparo rápido en el 100% de la línea dependerá del tiempo crítico de despeje de falla[1]. RESPALDO REMOTO El sistema de protección de la línea deberá garantizar el respaldo remoto para fallas ubicadas fuera de la línea protegida. Por ello se requiere siempre la función de Protección de Distancia


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y la función Protección de Sobrecorriente, independientemente de la utilización o no de la función de Protección Diferencial de Línea. CARACTERÍSTICA DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA La protección de distancia independientemente de su aplicación deberá contar con las siguientes características:

• Deberá tener característica cuadrilateral para fallas fase-tierra, y característica cuadrilateral o Mho para fallas fase-fase.

• El ajuste de los elementos fase-tierra deberá ser independiente del ajuste de los elementos fase-fase.

• Deberá contar con por lo menos 4 zonas de medición. • Dependiendo de la aplicación deberá contar con funciones especiales para aplicarlas

en líneas con compensación serie. • Deberá poder operar con recierre monofásico o trifásico. • Deberá contar con los esquemas de teleprotección con subalcance permisivo (PUTT)

y sobre alcance permisivo (POTT). • Deberá contar con la función de bloqueo y disparo por oscilación de potencia. • Deberá contar la Función de Cierre Sobre Falla (SOTF). • Deberá contar con funciones de sobretensión.

CARACTERÍSTICA DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE LÍNEA La protección diferencial de línea independientemente de la aplicación deberá contar con las siguientes características.

• Evaluación de la corriente diferencial en módulo y fase, para cada fase. • Función Recierre monofásico y trifásico. • Compensación de la corriente capacitiva en líneas largas. • Compensación del retardo del canal de comunicaciones. • Función de Cierre Sobre Falla (SOTF). • En el caso de fallas de alta impedancia, deberá cambiar su característica o contar con

una función diferencial de secuencia cero o secuencia negativa. UNIDAD DE MEDICIÓN FASORIAL (PMU) Los relés de protección de líneas de transmisión de los STTN y STTR, de 220 kV y 500 kV deberán contar con una unidad de medición fasorial (PMU) con el fin de que sea posible supervisar la diferencia angular entre dos puntos de interconexión al SEIN y prevenir problemas de inestabilidad por incremento de la diferencia angular. Los relés de protección que cuenten con unidades de medición fasorial, deberán ser sincronizados por GPS con protocolo IRIG B o superior.


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Capítulo 6 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS PARA LAS PROTECCIONES SISTEMICAS

6.1 Objetivo de la Protección Sistémica

Como se ha explicado, el SEP puede ser sometido a solicitaciones de Sobretensiones y/o Sobrecorrientes que pueden producir Oscilaciones de las Máquinas, las cuales deben amortiguarse; caso contrario, serán peligrosas para su funcionamiento, afectando su estabilidad y provocando la desconexión de las mismas, con lo cual se deja de atender la demanda. Sin embargo, se debe tener en cuenta que el objetivo final es el funcionamiento del sistema eléctrico en su conjunto; es decir, no se trata de que la protección tenga la máxima sensibilidad y la mayor velocidad para detectar y eliminar las condiciones que afectan a los equipos, ya que muchas veces esta actuación de la protección puede comprometer aún más la situación del sistema eléctrico para cumplir con su cometido. De esta manera, muchas veces la mejor solución para el sistema es mantener el equipo que retirarlo del servicio prontamente. Indudablemente, esto no significa que se deba atentar contra la integridad de los equipos en forma individual. Lo que se plantea es un compromiso entre la Velocidad y la Seguridad de la Protección, la cual a su vez está vinculada con la Calidad del Suministro, ya que si bien es deseable que una falla sea despejada rápidamente, un disparo indeseado o la salida anticipada de una parte del sistema termina afectando su capacidad para atender la demanda. Por tanto, se requiere de protecciones que no sean diseñadas en función de los equipos en forma individual, sino en función del sistema eléctrico en su conjunto. Se les denomina Protecciones Sistémicas y son adicionales a las de los propios equipos o instalaciones. En función de lo expuesto, en el Sistema Eléctrico se requiere contar con un Sistema de Protección que permita:

1. Detectar las fallas de operación del sistema y establecer la secuencia de operaciones necesaria para minimizar su impacto y permitir el restablecimiento del servicio tan pronto como sea posible, como son:

a. Pérdida de Sincronismo en las Máquinas b. Colapso de tensión

2. Detectar el funcionamiento anormal del sistema y tomar las acciones preventivas que permitan minimizar su impacto, como son:

a. Sobrefrecuencias por pérdida súbita o Rechazo de Carga b. Bajas frecuencias por desbalance con pérdida de Potencia Activa

3. Detectar el estado inapropiado en el sistema con la finalidad de tomar las acciones

conducentes a evitar perturbaciones en el sistema como son: a. Sobretensiones por desbalance con pérdida de Potencia Reactiva b. Subtensiones por desbalance con exceso de Potencia Reactiva

En el presente capítulo se presentan los Requisitos Mínimos de Protección que deben ser empleados en el Sistema, para atender los requerimientos de la operación del SEP. Se debe aclarar que estas protecciones suelen formar parte de las propias instalaciones y se aplican a


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los equipos en forma individual; pero, también requieren de una aplicación sistémica, la cual debe ser coordinada con la protección del propio equipo.

6.2 Requerimientos de Protección contra Fallas del Sistema

6.2.1 Pérdida de Sincronismo en las Máquinas DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Cuando se produce un desbalance de Potencia Activa en el sistema, aparece una oscilación de potencia en los generadores. Si esta oscilación se amortigua, se continúa con la operación normal. Pero, si no se amortigua, se puede llegar a una pérdida del sincronismo, que no le permite continuar al generador con la operación; y además, le ocasiona fuertes exigencias mecánicas a la máquina. Con el fenómeno descrito se produce una inestabilidad en el Sistema Eléctrico. PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección se emplea un Relé de Impedancia en el Generador (78), mirando hacia el sistema. Cuando se produce una Oscilación de Potencia que deviene en Pérdida de Sincronismo, la Impedancia vista como el cociente de la tensión y la corriente resulta en un gráfico como el mostrado en la Figura 6.1.

Figura 6.1 – Impedancia vista en el Generador con Pérdida de Sincronismo


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Como consecuencia de la oscilación de potencia, la cual provoca la pérdida de sincronismo, la impedancia registra un vaivén en forma de círculo alrededor del eje de las impedancias. Por esta razón la detección de la pérdida de sincronismo se fundamenta en el registro de la impedancia con el fin de determinar si se produce el vaivén antes mencionado. En la Figura 6.2 se muestra uno de los modelos empleados para la detección de este fenómeno.

Figura 6.2 – Esquema de Protección de Pérdida de Sincronismo

Se utiliza Relés de Pérdida de Sincronismo (78) como protecciones especiales en determinadas ubicaciones del sistema, de acuerdo a configuraciones especiales que se puedan dar. En principio debe preverse en las interconexiones entre Subsistemas; pero, también puede requerirse en otras ubicaciones que no se puede anticipar y será objeto de un análisis en particular. La Pérdida de Sincronismo (Out of Step) debe ser analizada con un Estudio de Estabilidad. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al producirse una Pérdida de Sincronismo la proteccion debe desconectar el generador del sistema e iniciar una parada del grupo generador. De manera similar, en las interconexiones debe desconectar la linea. En el caso de una protección ubicada en una línea de transmisión, se efectúa el disparo local donde está instalado el Relé y el disparo del extremo remoto se efectúa manualmente. 6.2.2 Colapso de Tensión DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Al producirse un cortocircuito cerca de un centro de carga importante se produce la disminución de la tensión consecuencia de la falla. Esta caída de la tensión desacelera sensiblemente a los motores cuyo par depende del cuadrado de la tensión. Al mismo tiempo, este fenómeno puede ser agravado por la disminución de la Potencia Reactiva de los Bancos de Capacitores, la cual depende igualmente del cuadrado de la tensión. Después de la falla, los motores tratan de tomar una sobrecorriente para acelerarse; pero, si los generadores no son


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capaces de responder a esta súbita exigencia de corriente, se puede producir una masiva pérdida de carga. Con el fenómeno descrito se produce una falla de Estabilidad de Tensión en el Sistema Eléctrico. PRINCIPIO DE DETECCION La detección de las tensiones criticas de colapso de tensión se efectúa con Relés de Mínima Tensión. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al producirse una caída de tensión debe efectuarse los disparos según una secuencia que ha sido previamente seleccionada de acuerdo a un estudio de estabilidad de tension. Se debe también indicar que este fenómeno es sumamente crítico dentro de las propias centrales de generación, donde, dependiendo de la magnitud y duración del colapso de tensión se pueden perder los motores de los servicios auxiliares. Por tanto, en estas fallas se debe iniciar la secuencia de disparos y se debe evitar el arranque simultáneo de los motores ante una pérdida de la tensión.

6.3 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema 6.3.1 Bajas frecuencias por déficit de Potencia Activa DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Cuando se produce un déficit de Potencia Activa entre la generación y la carga, se produce una disminución de la velocidad de las máquinas, lo que se traduce en una reducción de la frecuencia. Este fenómeno puede ser regresivo por dos razones:

• Al disminuir la velocidad también se disminuye la ventilación de la máquina y su potencia nominal disminuye. Ver la Figura 3.

• Si se produce la desconexión de un grupo el déficit de potencia reactiva aumenta y existe la posibilidad de que se produzca una salida sucesiva de los demás grupos del sistema.

Figura 6.3 Capacidad del Generador en función de la Frecuencia

92 93 94 95 96 97 98 99 100

88

90

92

94

96

98

100


MA

XIM

UM

KV

A I

N P

ER

CE

NT

MRF 1

MRF 2

92 93 94 95 96 97 98 99 100

88

90

92

94

96

98

100


MA

XIM

UM

KV

A I

N P

ER

CE

NT

MRF 1

MRF 2


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PRINCIPIO DE DETECCION La detección de esta condición se efectúa con Relés de Mínima Frecuencia (81-u) con la finalidad de establecer un Sistema de Rechazo de Carga que permita evitar la desconexión de todas las generaciones y las cargas al mismo tiempo. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA La Protección de Sobretensión debe estudiarse a nivel de subsistemas y debe analizarse los distintos escenarios de operación posible, de manera que se pueda establecer la secuencia de desconexión mas apropiada. Se emplea un escalonamiento de varios niveles. 6.3.2 Sobretensiones y sobrefrecuencias por Rechazo de Carga DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Cuando se produce una pérdida súbita de carga, los generadores tienden a aumentar su velocidad con el consiguiente aumento de la frecuencia, así como una Sobretensión permanente. En la Figura 4 se muestra el diagrama vectorial para visualizar el fenómeno.

Figura 6.4 – Sobretensión por Rechazo de Carga

PRINCIPIO DE DETECCION La Sobretensión se detecta con un Relé de Máxima Tensión (59) y la Sobrefrecuencia con Relés de Máxima Frecuencia (89-o)


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DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Al igual que lo antes mencionado, la Protección de Sobretensión debe estudiarse a nivel de subsistemas y debe analizarse los distintos escenarios de operación posible, de manera que se pueda establecer la secuencia de desconexión mas apropiada según los niveles establecidos. 6.3.3 Otras Sobretensiones Temporarias DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Las Sobretensiones Temporarias son fenómenos de poco amortiguamiento, más bien son sobretensiones sostenidas. El caso más crítico es el que se presenta luego del rechazo de carga; pero, existen otros como son: las Fallas a Tierra, la Resonancia, la Ferrorresonancia y el Efecto Ferranti. PRINCIPIO DE DETECCION Las Sobretensiones Temporarias son detectadas con Relés de Máxima Tensión (59). DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA Conforme a lo antes mencionado, la Protección de Sobretensión debe estudiarse a nivel subsistema para establecer la secuencia de disparo más apropiada.

6.4 Requerimientos de protección por estado inapropiado del sistema 6.4.1 Sobretensiones por exceso de potencia reactiva DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Durante la operación normal del sistema se puede producir en determinadas zonas del sistema un exceso de Potencia Reactiva por cualquiera de las siguientes causas:

• Pérdida de Compensadores de Potencia Reactiva como son los Reactores en Derivación.

• Efecto Ferranti por conexión en cascada de líneas de transmisión o líneas largas en vacío.

• Conexión de Bancos de Capacitores. PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección de las Sobretensiones se emplea Relés de Sobretension (59), los cuales deben tener por lo menos dos o tres niveles de actuación. Estos relés deben estar conectados a las Barras y a cada circuito conectado a la Subestación. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA La Protección de Sobretensión debe estudiarse a nivel de subsistemas y debe analizarse los distintos escenarios de operación posible, de manera que se pueda establecer la secuencia de desconexión mas apropiada. En principio, al producirse una sobretensión se requiere efectuar las siguientes acciones:

• Nivel Máximo que corresponde a la situación más crítica para la cual se debe efectuar la desconexión de toda la barra con la finalidad de proteger a los equipos.

• Nivel Mayor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen: o La desconexión de los Capacitores que se pueda tener en la Subestación. o La conexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación.

• Nivel Alto para el cual sólo se debe dar Alarma.


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6.4.2 Subtensiones por déficit de potencia reactiva DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA Durante la operación normal del sistema se puede producir en determinadas zonas del sistema un déficit de Potencia Reactiva por cualquiera de las siguientes causas:

• Pérdida de Compensadores de Potencia Reactiva como son los Bancos de Capacitores en Derivación.

• Conexión de Reactores . PRINCIPIO DE DETECCION Para la detección de las Subtensiones se emplea Relés de Mínima tensión (27), los cuales deben tener por lo menos dos o tres niveles de actuación. Estos relés deben estar conectados a las Barras y cada circuito conectado a la Subestación. DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA La Protección de Mínima Tensión debe estudiarse a nivel de subsistemas y debe analizarse los distintos escenarios de operación posible, de manera que se pueda establecer la secuencia de desconexión mas apropiada. No se debe disparar todos los circuitos simultáneamente. En principio, al producirse una disminución de la tensión se requiere efectuar las siguientes acciones:

• Nivel Menor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen: o La conexión de los Capacitores que se pueda tener en la Subestación. o La desconexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación.

• Nivel Mínimo para el cual sólo se debe dar Alarma.

6.5 Requisitos Mínimos de Protecciones Sistémicas Las protecciones sistémicas deben detectar las oscilaciones de potencia, así como las tensiones y frecuencias anormales en el sistema; por tanto, lo que se requiere son los siguientes relés

• Relé de Pérdida de Sincronismo (78) • Relé de mínima/máxima tensión (27 / 59) • Relé de mínima/máxima frecuencia (81-u / 81-o)

Estos dispositivos deben contar con varios umbrales de ajuste según la aplicación deseada. En la Tabla 6.1 se muestra los requisitos mínimos de protecciones sitémicas.


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Tabla 6.1 - REQUERIMIENTOS DE PROTECCIONES SISTEMICAS

REQUERMIENTO DE PROTECCION Generador Transformador Reactor Banco de

Capacitores Línea de

Transmisión

Por Fallas en el Sistema Eléctrico

Pérdida de Sincronismo en las Máquinas

78 - - - 78

Colapso de Tensión 27 27 - - 27

Por funcionamiento anormal del Sistema

Bajas frecuencias por déficit de Potencia Activa

81-u - - - -

Sobretensiones y sobrefrecuencias por Rechazo de Carga

59 81-o

59 59 59 59

Otras Sobretensiones Temporarias

59 59 59 59 59

Por estado inapropiado del sistema

Sobretensiones por exceso de Potencia Reactiva

59 - - 59 59

Subtensiones por déficit de Potencia Reactiva

- - 27 - -


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(Requisitos Minimos para Sistemas de Protección del … 4.3 Sistema de Barras 4.4 Requerimientos de protección contra fallas internas en la instalación 4.4.1 Fallas por cortocircuito