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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
REQUISITOS MINIMOS PARA LOS
SISTEMAS DE PROTECCIÓN
DEL SEIN
Julio 2014
COES - 2014
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
COES – 2014
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Capítulo 3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS CENTRALES
DE GENERACION
Criterios Generales
Esquemas eléctricos centrales de generación
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
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
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
Falla de Interruptor
Definición de las Protecciones de las Centrales de Generación
Requisitos Mínimos de Protección de las Centrales de Generación
Capítulo 4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
4.8
4.9
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS
SUBESTACIONES
Objetivo de la Protección
Esquema General de las Subestaciones
Sistema de Barras
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
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
Requerimientos de protección por estado inapropiado de los equipos
Falla de Interruptor
Definición de las Protecciones de las Subestaciones
Requisitos Mínimos de Protección de las Subestaciones
Capítulo 5
5.1
5.2
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS LINEAS DE
TRANSMISION
Objetivo de la Protección
Configuraciones de las Líneas de Transmisión
5.2.1 Línea de dos Terminales
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
5.10
5.11
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
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
Longitud de la Línea
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
Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema
5.6.1 Cortocircuito externo a la Línea
5.6.2 Sobretensiones permanentes
Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de las Líneas
5.7.1 Rotura de un Conductor
Consideraciones para la Teleprotección
5.8.1 Sistemas de Telecomunicaciones
5.8.2 Sistemas de Teleprotección Analógica
5.8.3 Sistemas de Teleprotección Lógica
Falla de Interruptor
Definición de la Protección de las Líneas de Transmisión
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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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Capítulo 1
1.1
INTRODUCCION
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)
(2)
(3)
Ver la Ley de Concesiones Eléctricas, DL No. 25844, Art. 2do.
Ver el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, DS 009-03-EM, Art. 64.
Ver la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, DS No. 020-97-EM
COES – 2014
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
ESTADO
NORMAL
ESTADO DE
ALERTA
ESTADO DE
RESTABLECIMIENTO
ESTADO DE
EMERGENCIA
Figura 1.2 – Estados de
COLAPSO
COLAPSO
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.)
COES – 2014
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
INGENIERIA DE PROTECCION
Y
ANALISIS DE FALLAS
CENTRO DE
CONTROL
COMERCIALIZACION
DE ENERGIA
SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES
SUBESTACION A
SUBESTACION B
CONTROL DE
SUBESTACIÓN
CONTROL DE
SUBESTACIÓN
RELE DE
PROTECCION
RELE DE
PROTECCION
RELE DE
PROTECCION
RELE DE
PROTECCION
REGISTRO DE
OSCILOGRAFIA
REGISTRO DE
OSCILOGRAFIA
REGISTRO DE
OSCILOGRAFIA
REGISTRO DE
OSCILOGRAFIA
MEDIDOR DE
FACTURACION
MEDIDOR DE
FACTURACION
MEDIDOR DE
FACTURACION
MEDIDOR DE
FACTURACION
Figura 1.3 – Estructura de Operación del SEP
COES – 2014
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
COES – 2014
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Tabla 1.1 – Aplicación de Protecciones según el Valor Esperado de la Falla
PROBABILIDAD DE FALLA
COSTO DE LA
FALLA
ALTO
MEDIO
BAJO
BAJA
MEDIA
ALTA
Protecciones Rápidas
Protecciones de Respaldo
Protecciones Rápidas
Protecciones Redundantes
Protecciones de Respaldo
Protecciones Ultra rápidas
Protecciones Redundantes
Protecciones de Respaldo
Monitoreo del Equipo
Protecciones Normales
Protecciones de Respaldo
Protecciones Rápidas
Protecciones de Respaldo
Protecciones Rápidas
Protecciones Redundantes
Protecciones de Respaldo
Protecciones Normales
Respaldo del Sistema
Protecciones Normales
Protecciones de Respaldo
Protecciones Rápidas
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
Generadores de tamaño mediano, Transformadores de tamaño
mediano, Reactores, Barras de Subestaciones, Líneas de Transmisión
Líneas de Subtransmisión, Capacitores, Equipos de Alta Tensión
(interruptores, transformadores de medida, etc.)
Costos medios:
Costos bajos:
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
COES – 2014
Monofásicas
Bifásicas
Trifásicas
Total
146
35
12
193
75.7 %
18.1%
6.2%
100.00%
9
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
Protección
de Equipos
Alta Tensión
Protección
Línea de
Transmisión
Protección
de Equipos
Alta Tensión
Protección
de Transformador
de Potencia
Protección
de Equipos
Baja Tensión
Interruptor
de Potencia
Protección
Generador
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
AL RELE ZONA 2
TRANSF DE
CORRIENTE
TRANSF DE
CORRIENTE
INTERRUPTOR
AL RELE ZONA 1
Figura 1.5 – Traslape de las Zonas de Protección
COES – 2014
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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)
2)
3)
4)
5)
6)
7)
Relés de Protección
Interruptores de Potencia
Transformadores de Tensión
Transformadores de Corriente
Enlaces de Comunicación entre los Relés de distintas estaciones
Fuentes de Alimentación de los circuitos de protección
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.
2.
3.
4.
Protecciones Preventivas
Protecciones Incorporadas en los Equipos
Protecciones Principales
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.
COES – 2014
11
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
COES – 2014
12
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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:
•
•
•
COES – 2014
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.
13
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
COES – 2014
14
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
•
•
•
COES – 2014
Falla del Equipo de Protección (FEP)
Fallas Humanas (FHU)
Fallas por acción de terceros (EXT)
15
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
•
1.6.2
Fallas No identificadas (FNI)
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:
FEP = FEP.D + FEP.E + FEP.I + FEP. A
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:
Pc =
Nc
Nc + Ni
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
COES – 2014
16
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Capítulo 2
REQUERIMIENTOS GENERALES DE LAS PROTECCIONES
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.
COES – 2014
17
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
•
•
•
•
2.1.2
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.
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.
COES – 2014
18
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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:
•
•
•
•
•
•
•
2.2.2
COES – 2014
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.
Características requeridas para los Sistemas de Protección
19
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
Línea de
Transmisión
Transformadores
Reactores
Capacitores
72.5 kV
145 kV
245 kV
Muy alta tensión
Tripolar
Uni/tripolar
Uni/tripolar
Uni/tripolar
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
Muy Alta Tensión
Tensiones
550 kV – 362 kV
Tiempos de Interrupción
2 ciclos = 33 ms
Alta Tensión
245 kV - 145 kV
3 ciclos = 50 ms
72.5 kV – 52 kV - 36 kV
4 ciclos = 67 ms
Media y Alta Tensión
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
COES – 2014
20
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
2.3.1
Características Funcionales
Para cumplir con su propósito, los transformadores de tensión deben cumplir con los
siguientes requisitos funcionales:
•
•
•
•
2.3.2
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.
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:
•
•
•
•
2.3.3
Para 550 kV
Para 245 kV
Para 145 kV
Para 72.5 kV
:
:
:
:
≥ 5,000 pF
≥ 10,000 pF
≥ 17,000 pF
≥ 20,000 pF
Normas aplicables
Los Transformadores de Corriente deben atender los requerimientos de las siguientes normas:
COES – 2014
21
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
2.4.1
Características Funcionales
Para cumplir con su propósito, los transformadores de corriente deben cumplir con los
siguientes requisitos funcionales:
•
•
•
•
•
2.4.2
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.
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
COES – 2014
Corriente de Cortocircuito
del Sistema de Potencia [kA]
40
Corriente Nominal mínima del
Transformador de Corriente [A]
1600 – 2000
31.5
1250 - 1600
25
1000 - 1250
16
600 - 800
22
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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:
•
•
•
2.5.2
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.
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.
COES – 2014
23
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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:
•
•
2.6.2
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.
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
COES – 2014
24
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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:
•
•
2.7.2
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.
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:
•
•
•
•
2.7.3
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.
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
COES – 2014
25
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Capítulo 3
3.1
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA
LAS CENTRALES ELECTRICAS.
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.
COES – 2014
26
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
COES – 2014
27
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
COES – 2014
28
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
87U
87G-87GN
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:
COES – 2014
29
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
•
•
•
•
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.
COES – 2014
30
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
50N
51N
59N
51N
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:
•
COES – 2014
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.
31
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
•
•
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.
COES – 2014
32
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
87T
S.A
87T
CONEXION
ALTERNATIVA
CT’S AUX
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
COES – 2014
33
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
21
51V
51
51
TN
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.
IF5
IFtot
IF5
IF1
IF5
IF2
Figura 3.10 – Protecciones contra Cortocircuitos
COES – 2014
34
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
COES – 2014
35
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
Rotor
Cilíndrico
Polos Salientes
Refrigeración indirecta
Refrigeración
0 – 960 MVA
directa
960 – 1200 MVA
1201 – 1500 MVA
Con arrollamiento amortiguador
Sin arrollamiento amortiguador
Corriente de Secuencia
Negativa (% de In)
10
8
6
5
10
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
COES – 2014
36
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
Zsys
Xt = Transformer Reactance
X’d = Gen. Transient Reactance
X
0.4
Xt
P
-R
R
X’d
0.4
Zsys = .06
0.8
1.2
Zsys = .2
1.6
2.0
Zsys = .4
2.4
0.8
0.4
-X
0.4
0.8
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.
COES – 2014
37
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
X
D
SYSTEM
B
A
Figura 3.12
Esquema de Protección de
Pérdida de Sincronismo
Single Blinder Scheme
O
R
TRANS
P
G
N
F
H
M
MHO
ELEMENT
GEN
X’d
A
B
ELEMENT
PICKUP
ELEMENT
PICKUP
C
BLINDER
ELEMENTS
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.
COES – 2014
38
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
COES – 2014
39
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
X
0.5
Figura 3.13
-R
Comportamien
to de la
1.0
Impedancia
con la Pérdida
de Excitación
2.0
C
(a)
D
G
Xd
-x
R
F
(b)
E
L
1.0
2.0
3.0
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.
COES – 2014
40
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
+X
-R
+R
OFFSET = X’d/2
Figura 3.14
Protección de Pérdida
de Excitación del
Generador
DIAMETER = 1.0 P.U.
DIAMETER = Xd
-X
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
MAXIMUM KVA IN PERCENT
100
MRF 2
98
96
94
92
MFR2 y MFR1 son curvas para
generadores de dos polos y
cuatro polos
MRF 1
90
88
92
93
94
95
96
97
98
99
100
FREQUENCY IN PERCENT
Figura 3.15 – Capacidad del Generador en función de su Frecuencia Nominal
COES – 2014
41
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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:
•
•
COES – 2014
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.
42
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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 Pequeños
Grupos Medianos
Grupos Grandes
Grupos con Potencia menor que 1 MVA
Potencia mayor o igual a 1 MVA y menor que 5 MVA
Potencia mayor o igual a 5 MVA y menor que 50 MVA
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.
COES – 2014
43
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
COES – 2014
44
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
COES – 2014
45
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
COES – 2014
46
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Capítulo 4
4.1
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION
PARA LAS SUBESTACIONES
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:
COES - 2014
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
•
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.
Lineas de Transmisión
Compensación
En derivación
Compensacion
En Serie
BARRA DE TENSION AT1
Transformadores o
Autotransformadores
En Paralelo
BARRA DE TENSION MT
Servicios Auxiliares
Banco de Capacitores
Reactores de Compensación
Equipos SVC
Distribución
BARRA DE TENSION AT2
.
Lineas de Transmisión
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:
COES – 2014
48
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
4.3
•
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.
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.
B.
C.
D.
E.
F.
G.
Barra Simple
Barra Simple con Barra de Transferencia
Barra Seccionada
Barra Doble
Barra Doble con Doble Interruptor
Barra Doble con Interruptor y Medio
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.
87B
Figura 4.2 – Barra Simple y su Protección de Barras
COES – 2014
49
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
BARRA DE TRANSFERENCIA
BARRA
PRINCIPAL
INTERRUPTOR DE
TRANSFERENCIA
NO
NO
NC
NO
NC
87B
NO
NC
NC
NC
Figura 4.3 – Barra Simple con Barra de Transferencia y su Protección de Barras
BARRA1
BARRA2
87B
87B
BARRA1
BARRA2
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.
COES – 2014
50
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
A
B
BARRA A
87B
BARRA B
87B
Figura 4.5 – Barra Doble con sus dos Protecciones de Barras
BARRA A
87B BARRA A
87B BARRA B
BARRA B
Figura 4.6 – Barra Doble con sus dos Protecciones de Barras
COES – 2014
51
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
BARRA A
87B
BARRA A
87B
BARRA B
BARRA B
Figura 4.7 – Barra Doble con Interruptor y Medio con sus dos
Protecciones de Barras
L1
L2
L1
L2
Figura 4.8 – Barra en Anillo mostrando que las Protecciones de Barras
están incluidas en las Protecciones de los circuitos
COES – 2014
52
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
A
B
C
52-1
86-1
A
86-2
86-3
B
A
C
B
52-4
C
A
B
C
HI-Z
C
HI-Z
B
HI-Z
A
52-3
52-2
Figura 4.9 – Protección Diferencial de Alta Impedancia (Z)
COES – 2014
53
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
54
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
•
•
•
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.
IL1
L1
L1
IL2
L2
L2
IL3
L3
L3
3Io = IL1 + IL2 + IL3
Isp
3Io’=Isp
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
COES – 2014
55
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
COES – 2014
56
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
AT1
51N
50
51
87
T
MT
50
51
87
TN
AT2
50
51
51N
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.
COES – 2014
57
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
•
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
COES – 2014
58
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
COES – 2014
59
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
(a)
(b)
(d)
(c)
(e)
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.
COES – 2014
60
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
VT
59
59
59 N
59
86
86
59 N
Surge
Arrester
(a)
(b)
59 N
Gap or
Surge
Arrester
86
86
(c)
59N
(d)
Figura 4.16 – Protección de Banco de Capacitores en Estrella
CT
VT
(a)
51N
59N
(b)
87
VT
(c)
59 N
(d)
Figura 4.17 – Protección de Banco de Capacitores de Doble Estrella
COES – 2014
61
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
COES – 2014
62
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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)
b)
c)
Falla en Barras del lado secundario o del terciario (Ver figura 4.18, falla F2).
Falla en el comienzo de las Líneas conectadas a las barras del lado secundario, así
como del terciario (Ver figura 4.18, falla F2).
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.
51
51
Falla F1
51
Corriente para
Falla F2
67
Corriente para
Falla F1
Falla F2
Figura 4.18 Protección de Fallas Externas
COES – 2014
63
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
COES – 2014
64
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
4.7
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
COES – 2014
65
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
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 Propias de los Equipos
• Protecciones Principales
• Falla interruptor
Sistema 2 de Corriente Continua Rectificador-Batería
• Protecciones Redundantes
• Protecciones de Respaldo
• Falla interruptor
COES – 2014
66
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
Medianos
Grandes
Potencia mayor o igual a 1 MVA y menor que 5 MVA
Potencia mayor o igual a 5 MVA y menor que 50 MVA
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.
COES – 2014
67
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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 redisparo 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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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Capítulo 5
5.1
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION
PARA LAS LINEAS DE TRANSMISION
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
80
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
B.
C.
D.
E.
F.
5.2.1
Líneas de dos terminales
Líneas en anillo
Líneas paralelas en dos o más circuitos
Líneas con transformadores en derivación
Líneas con compensación en derivación
Líneas con compensación serie
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
81
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
COES – 2014
82
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
A
1
B
XA
2
XL
XB
XC
VA
VB
Relay
Vr1
Relay
Vr2
Va
Vb
B
A
Va
A
Vb
B
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
COES – 2014
83
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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:
R0
≤1
R1
X0
≤3
X1
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.
2.0
1.8
1.6
1.4
2L-G Short-Circuit X2/X1 = 0.5
Current
1.2
1.0
2L-G Short-Circuit X2/X1 = 1.0
0.8
2L-G Short-Circuit X2/X1 = 1.5
0.6
0.4
L-G Short-Circuit X2/X1 = 0.5 1.0 1.5
0.2
0
0
1
2
3
Ratio X0/X1
4
5
6
∞
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.
COES – 2014
84
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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:
Zc =
(V min) 2
P max
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:
•
•
•
COES – 2014
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.
85
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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:
R falla = R arco 2 f
Si la falla corresponde a un cortocircuito entres una fase y tierra
R falla = R arco1 f + R PAT
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:
R arco =
8750 ⋅ ( S + 3 ⋅ v ⋅ t )
I 1.4
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:
Rarco =
28707 ⋅ ( S + 2.046 ⋅ v ⋅ t )
I 1.4
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
86
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
ZS
ZS
V
ZL
IR
ZL
VR
Si se tiene un cortocircuito al final de la línea, sin considerar la Resistencia de falla, la tensión
que mide el Relé será:
VR =
ZL ⋅V
V
=
Zs + ZL ZS
+1
ZL
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
SIR
COES – 2014
CORTAS
MEDIANAS
LARGAS
Mayor que 4
Entre 0.5 y 4
Menor que 0.5
87
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
SIR =
ZS
V2
=
Z L Pcc ⋅ x L ⋅ L
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.
Potencia de Cortocircuito [MVA]
10,000
Lineas
Largas
1,000
SIR = 0.5
SIR = 4
100
Lineas
Cortas
10
0
20
40
60
Longitud de la Linea [km]
Figura 5.4 – Líneas Cortas y Largas de 66 kV
COES – 2014
88
Potencia de Cortocircuito [MVA]
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
10,000
Lineas
Largas
1,000
SIR = 0.5
SIR = 4
100
Lineas
Cortas
10
0
50
100
150
Longitud de la Linea [km]
Potencia de Cortocircuito [MVA]
Figura 5.5 – Líneas Cortas y Largas de 132 kV
100,000
Lineas
Largas
10,000
SIR = 0.5
1,000
100
SIR = 4
Lineas
Cortas
10
0
50
100
150
200
250
300
Longitud de la Linea [km]
Figura 5.6 – Líneas Cortas y Largas de 220 kV
COES – 2014
89
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Potencia de Cortocircuito [MVA]
100,000
Lineas
Largas
10,000
SIR = 0.5
1,000
SIR = 4
Lineas
Cortas
100
10
0
100
200
300
400
500
600
Longitud de la Linea [km]
Figura 5.7 – Líneas Cortas y Largas de 500 kV
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:






k
t = TMS ⋅  
+
α
   I  − 1 

  I 

  S 
COES – 2014



c



90
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
NI
VI
EI
LI
ANSI
t=
0.14
. TP
( I / IP )0.02 - 1
t=
8.9341
+ 0.17966 . D
( I / IP )2.0938 - 1
t=
13.5
. TP
( I / IP ) - 1
t=
3.922
+ 0.0982 . D
( I / IP )2 - 1
t=
80
. TP
( I / IP )2 - 1
t=
5.64
+ 0.02434 . D
( I / IP )2 - 1
t=
120
5.6143
. TP
+ 2.18592 . D
t=
( I / IP ) - 1
( I / IP ) - 1
t = Tripping Time
Tp (D) = Setting value of the time multiplier
I = Fault Current
Ip = Setting value of the current
COES – 2014
91
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
jX
jX
jX
TRIP
NON
-TR
IP
ZON
E
R
ZON
E
R
R
a)Caracteristica tipo impedancia
b)Caracteristica tipo mho
c)Caracteristica tipo lenticular
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.
COES – 2014
92
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
jX
jX
ZONE 3
ZONE 3
ZONE 2
ZONE 2
ZONE 1
R
ZONE 1
d)Caracteristica cuadrilateral
R
e)Caracteristica tipo mho con
Polarización propia
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:
Z a −b =
V a − Vb
Ia − Ib
Donde
Va, Vb = Tensiones de fase
Ia, Ib = Corrientes de fase
IL1
ZL
IL2
ZL
L1
L2
UL1-E
UL2-E
L3
E
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
COES – 2014
93
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
IR
= α = a + j ⋅b
IL
Fibra Optica
87L
87L
Figura 5.11 – Protección Diferencial de Línea
Si se considera que la operación del relé diferencial sigue la relación
COES – 2014
94
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
I operacion = k ⋅ I restriccio n
IL + IR = k ⋅ IL − IR
1+
IR
I
= k ⋅ 1− R
IL
IL
[
(1 + a ) 2 + b 2 = k 2 ⋅ (1 − a ) 2 + b 2
]
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
95
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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 = I a ⋅ Z a − I E ⋅ Z E
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:
Za =
COES – 2014
Va
Z
I a +  E
 Za

 ⋅ I E

96
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
L1
L2
UL3-E
IL3
ZL
IE
ZE
L3
E
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:
Va = I a ⋅ Z + I b ⋅ Z m + I c ⋅ Z m
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
Va = I a ⋅ Z 1 + I 0 ⋅ (Z 0 − Z 1 )
De donde se obtiene que
Z1 =
Va
 Z − Z1 
 ⋅ (3 ⋅ I 0 )
I a +  0
 3 ⋅ Z1 
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,
COES – 2014
97
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
k0 =
Z E Z 0 − Z1
=
ZL
3 ⋅ Z1
Y la Impedancia que se mide cuando hay una falla fase-tierra es
Z1 =
Va
I a + 3 ⋅ k0 ⋅ I 0
Se debe tomar en cuenta también que el Flujo de Potencia por la línea, en condiciones de prefalla, 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:
ZA =
ISf
VA m ⋅ Z L ⋅ I A + R f ⋅ I f
=
= m ⋅ ZL + Rf
IA
IA
VGf
ZR
(1-m)ZL
H
G
VS




VHf I
Rf
mZL
ZS
If
⋅ 
 IA
Rf
VR
If
Figura 5.14 – Falla con Resistencia de Puesta a Tierra
Durante el cortocircuito se tiene la superposición de la corriente del flujo de potencia prefalla 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/IA).
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.
COES – 2014
98
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
B
jX
Rf for arg (Ks)> 0
Rf for arg (Ks)= 0
Rf for arg (Ks)< 0
mZ2
ZA
R
A
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:
UL3-E
ZL
IL3
ZE
IE
ZM
IEP
e.g L3-E
Figura 5.16 – Circuito para calcular la Impedancia en líneas paralelas
Va = I a ⋅ Z a − I E ⋅ Z E − I E ⋅ Z M
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 =
COES – 2014
Va
Z
I a +  E
 Za

Z
 ⋅ I E +  M

 Za

 ⋅ I E

99
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
También se define el factor de acoplamiento cero entre las líneas paralelas
kM =
ZM ZM
=
Za
ZL
Luego la Impedancia medida por el Relé será:
Za =
Va
I a + 3 ⋅ k0 ⋅ I 0 + 3 ⋅ k M ⋅ I 0
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
100
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
t
Z3
Z2
Z1
L
A
B
C
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..
VA = I A ⋅ Z A + ( I A + I B ) ⋅ Z B
Luego, la Impedancia vista por el Relé de Distancia en A será:
Z Re le =
 I 
VA
= Z A + 1 + B  ⋅ Z B = Z A + (1 + K ) ⋅ Z B
IA
 IA 
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.
COES – 2014
101
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
A
B
ZA
IA
ZB
IA +IB
F
IR
ZL1
Z=m.d(1+K)
m=slope
Z=m.d
Ubicación real Posición vista
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 autoregenerativo, 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.
COES – 2014
102
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
EQUIPO DE
TELE
COMUNICACIONES
EQUIPO DE
TELEPROTECCION
MEDIO DE TRANSMISION
EQUIPO DE
TELE
COMUNICACIONES
EQUIPO DE
TELEPROTECCION
ENLACE
DE
TELECOMUNICACIONES
SISTEMA
DE
RELE DE
PROTECCION
RELE DE
PROTECCION
PROTECCION
Figura 5.19 – Sistema de Telecomunicaciones y Teleprotección
COES – 2014
103
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
104
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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 (fasetierra) sino que se prefiere acoplamientos redundantes (fase-fase o mejor terna-terna). En la
figura 5.20 se muestra estos acoplamientos.
A los aparatos
de alta
frecuencia
A los aparatos
de alta
frecuencia
Acoplamiento bifásico
Acoplamiento monofásico
Sistema 1
Sistema 2
Acoplamiento de dobles fases
Acoplamiento entre sistemas
Bloque de alta frecuencia
Condensador de acoplamiento
Transmisor entre líneas (aparato de acoplamiento)
Figura 5.20 – Clases de Acoplamientos de la Onda Portadora
COES – 2014
105
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
106
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
i2
i1
X
X
I2
I1
I1
I1
I2
I2
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°.
COES – 2014
107
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
COES – 2014
108
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
COES – 2014
109
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
COES – 2014
110
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
COES – 2014
111
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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:
•
•
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 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.
COES – 2014
112
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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:
•
•
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 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.
COES – 2014
113
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
LINEA PROTEGIDA
LINEA SIGUIENTE
LINEAS DE TRANSMISION
10%
...
80%
90%
Zona1 = 85%ZLinea
t1 = 0
100%
110%
120%
130%
150%
ZonaA = 120% ZLinea
tA = 0
SUBESTACION
LOCAL
DETECCION
DE LA FALLA
Zona2 = 120% ZLinea
t2 = 0.5 s
SUBESTACION
REMOTA
COES – 2014
TRANSFERENCIA
DE DISPARO
FUNCIONAMIENTO
CON
TELEPROTECCION
COMPARACION
DIRECCIONAL
FUNCIONAMIENTO
SIN
TELEPROTECCION
Zona3 > 150% ZLinea
t3 = 1 s
Zona1, ZonaA, Zona2 y Zona3
con alcances y tiempos similares a Subestacion Local
Zona 1 DETECTA LA FALLA
OPERA EN t1 = 0 Seg.
ZonaR = 50%ZLinea
t1 = 0
Zona 2 DETECTA LA FALLA
OPERA EN t1 = 0.5 Seg.
Zona 2 DETECTA LA
FALLA
OPERA EN t1 = 1 Seg.
DCB
Zona1 DETECTA LA FALLA Y
OPERA EN
t1 = 0 Seg.
SI ZonaR opuesta
NO envía Señal DCB
Zona2 dispara con t2=0
NO HAY Disparo
ZonaR
envía Señal DCB
NO HAY Disparo
ZonaR
envía Señal DCB
DCU
Zona1 DETECTA LA FALLA Y
OPERA EN
t1 = 0 Seg.
SI ZonaR opuesta
NO envía Señal DCB
Zona2 dispara con t2=0
NO HAY Disparo
ZonaR
envía Señal DCB
NO HAY Disparo
ZonaR
envía Señal DCB
DUTT
Zona1 DETECTA LA FALLA Y
OPERA EN
t1 = 0 Seg.
Disparo por recepción de
DUTT con t=0
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
PUTT
Zona1 DETECTA LA FALLA Y
OPERA EN
t1 = 0 Seg.
Si se recibe Señal PUTT
Zona2 dispara con t2=0
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
POTT
Zona1 DETECTA LA FALLA Y
OPERA EN
t1 = 0 Seg.
Si se recibe Señal POTT
Zona2 dispara con t2=0
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
AZ
Zona1 DETECTA LA FALLA Y
OPERA EN
t1 = 0 Seg.
Si se recibe Señal POTT
ZonaA dispara con t2=0
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
114
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
5.9
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
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:
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
COES – 2014
115
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
•
•
5.11
Protecciones de Respaldo
Falla interruptor
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
COES – 2014
116
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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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117
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
COES - 2014
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Capítulo 6
6.1
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS PARA LAS
PROTECCIONES SISTEMICAS
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
COES - 2014
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
COES – 2014
123
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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
COES – 2014
124
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
MAXIMUM KVA IN PERCENT
100
MRF 2
98
96
94
92
MRF 1
90
88
92
93
94
95
96
97
98
99
100
FREQUENCY IN PERCENT
Figura 6.3 Capacidad del Generador en función de la Frecuencia
COES – 2014
125
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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)
COES – 2014
126
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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.
COES – 2014
127
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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:
•
•
6.5
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.
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.
COES – 2014
128
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Tabla 6.1 - REQUERIMIENTOS DE PROTECCIONES SISTEMICAS
Generador
Transformador
Reactor
Banco de
Capacitores
Línea de
Transmisión
Pérdida de Sincronismo
en las Máquinas
78
-
-
-
78
Colapso de Tensión
27
27
-
-
27
Bajas frecuencias por
déficit de Potencia
Activa
81-u
-
-
-
-
Por
Sobretensiones y
funcionamiento
sobrefrecuencias por
anormal del
Rechazo de Carga
Sistema
59
81-o
59
59
59
59
Otras Sobretensiones
Temporarias
59
59
59
59
59
Sobretensiones por
exceso de Potencia
Reactiva
59
-
-
59
59
-
-
27
-
-
REQUERMIENTO DE PROTECCION
Por Fallas en el
Sistema Eléctrico
Por estado
inapropiado del
sistema
Subtensiones por déficit
de Potencia Reactiva
COES – 2014
129
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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