Diseño para la Ampliación del Sistema de Control y...

Máster Sistemas de Energía Eléctrica Ángel Pérez Monge Escuela Superior de Ingeniería Diciembre 2013

Diseño para la Ampliación del Sistema de Control y Protección para la Subestación

Lessos de 220/132/11 kV en Kenia

Sistemas de Control y Protección en

Subestaciones EléctricasÁngel Pérez Monge

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ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................................................iv

ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................................. ix

I. RESUMEN ......................................................................................................................... x

1. Introducción a los Sistemas de Control y Protección. .......................................................... 1

1.1. Definición del Sistema de Control y Protección ............................................................... 2

2. Esquemas de Subestaciones Eléctricas ............................................................................... 8

2.1. Simple Barra .............................................................................................................. 9

2.2. Simple Barra Partida ................................................................................................. 10

2.3. Doble Barra ............................................................................................................. 10

2.4. Interruptor y Medio .................................................................................................. 12

2.5. Doble Interruptor ..................................................................................................... 13

2.6. Anillo ...................................................................................................................... 14

3. Tecnología de los Relés de Protección...............................................................................15

3.1. Sistemas de Protección Directos ................................................................................. 15

3.2. Sistemas de Protección Indirectos ............................................................................... 15

4. Tecnología de los Sistemas de Control de Subestación ......................................................19

4.1. Estructura de los Sistemas de Control Convencional ..................................................... 19

4.2. Estructura de los Sistemas de Control Numéricos ......................................................... 20

5. Transformadores de Intensidad y de Tensión ................................................................... 26

5.1. Transformadores de Intensidad (TI) ............................................................................ 26

5.2. Transductores de Intensidad de Baja Potencia (LPCT) .................................................... 31

5.3. Sensores de Intensidad Residual ................................................................................. 32

5.4. Transformadores de Tensión (TT) ............................................................................... 35

6. Regímenes de Neutro ..................................................................................................... 39

6.1. Neutro Aislado ......................................................................................................... 40

6.2. Puesta a Tierra por Resistencia ................................................................................... 43

6.3. Puesta a Tierra por Baja Reactancia ............................................................................. 46



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6.4. Puesta a Tierra por Reactancia de Compensación ......................................................... 47

6.5. Neutro Conectado a Tierra Permanentemente .............................................................. 49

7. Selectividad .................................................................................................................... 52

7.1. Selectividad Cronométrica ......................................................................................... 52

7.2. Selectividad Amperimétrica ....................................................................................... 55

7.3. Selectividad Lógica ................................................................................................... 57

7.4. Selectividad Direccional ............................................................................................ 59

7.5. Selectividad Diferencial ............................................................................................. 61

7.6. Selectividad Combinada ............................................................................................ 63

8. Esquemas de Protección ................................................................................................. 68

8.1. Protección de Barras ................................................................................................. 68

8.2. Protección de Líneas Aéreas....................................................................................... 72

8.3. Protección de Cables de Potencia ............................................................................... 86

8.4. Protección de Transformadores .................................................................................. 87

8.5. Protección de Motores .............................................................................................. 93

8.6. Protección de Generadores ...................................................................................... 101

8.7. Protección de Condensadores .................................................................................. 112

9. Tecnología para la Localización de Faltas ........................................................................ 118

9.1. Localización de Faltas de Extremos Simple y Extremo Doble (“Fault Location Single and Double – Ended”) .............................................................................................................. 119

9.2. Técnica Basada en la Onda Viajera y en la Medida de Altas Frecuencias (“Travelling Wave Fault Locator”) .................................................................................................................. 125

10. Protocolo de Comunicación IEC-61850 ............................................................................ 134

10.1. Introducción .......................................................................................................... 134

10.2. Conceptos Básicos .................................................................................................. 135

10.3. Definición de Mensajes GOOSE ................................................................................ 138

10.4. Normas que Componen la IEC-61850 ........................................................................ 139

10.5. Ventajas del Estándar IEC-61850 .............................................................................. 140



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10.6. Seguridad en la Red ................................................................................................ 141

11. Proyecto de Ampliación del Sistema de Control y Protección para la Subestación 220/132/11 kV existente en Kenia con Configuración Interruptor 1/3. ...................................................... 142

11.1. Introducción .......................................................................................................... 142

11.2. Documentación de Partida ....................................................................................... 142

11.3. Esquema Requerido ................................................................................................ 146

11.4. Solución Implementada ........................................................................................... 149

11.5. Cronograma........................................................................................................... 190

12. Bibliografía y Referencias ............................................................................................... 194



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ÍNDICE DE FIGURAS

1. Introducción a los Sistemas de Control y Protección Figura 1.1 - Esquema de Obediencia.………………………………………………………………… 5 Figura 1.2 - Esquema de Seguro………………………………………………………………………. 5 Figura 1.3 - Curva Tiempo Inverso..…………………………….……………………………………. 6 Figura 1.4 - Curva de Protección del Suministro Eléctrico..…………………………………….. 7

2. Esquemas de Subestaciones Eléctricas Figura 2.1 - Esquema Unifilar Subestación Simple Barra………………………………………... 9 Figura 2.2 - Esquema Unifilar Subestación Simple Barra Partida……..……………………….. 10 Figura 2.3 - Esquema Unifilar Subestación Doble Barra…..……………………………………… 11 Figura 2.4 - Modelos de Operación en Configuración Doble Barra……………………………. 11 Figura 2.5 - Esquema Unifilar Subestación Interruptor y Medio……………………………….. 12 Figura 2.6 - Esquema Unifilar Subestación Doble Interruptor…….…..……………………….. 13 Figura 2.7 - Esquema Unifilar Subestación en Anillo…..…………………………………………. 14

3. Tecnología de los Relés de Protección Figura 3.1 - Relé Electromecánico de Armadura o Hierro Móvil……………………………….. 16 Figura 3.2 - Relé Electromecánico de Inducción…..…………………………………………….…. 16 Figura 3.3 - Relé Estático…..…………………………………………………………………………….. 17 Figura 3.4 - Filosofía del Relé Numérico…………………………………………………………..…. 18

4. Tecnología de los Sistemas de Control de Subestación Figura 4.1 - Arquitectura de un Sistema de Control Numérico…………………………………. 20 Figura 4.2 - Despliegue Gráfico de la Subestación Mostrado por el SCADA Local.………… 23

5. Transformadores de Intensidad y Tensión Figura 5.1 - Esquema de un Transformador de Intensidad….………………………………….. 27 Figura 5.2 - Transformador de Intensidad de Alta Tensión.…..………………………………... 27 Figura 5.3 - Conexión de un Transformador de Intensidad a un IED..………………………… 28 Figura 5.4 - Esquema Trifilar de un Transformador de Intensidad con Tres Secundarios.. 29 Figura 5.5 - Esquema Equivalente de una Corriente Secundaria…..………………………….. 29 Figura 5.6 - Curva de Magnetización de TI.….…..…………………………………………………. 30 Figura 5.7 - Máxima Intensidad de Tiempo Independiente.…………………………………….. 30 Figura 5.8 - Máxima Intensidad de Tiempo Dependiente….……………………………………. 30 Figura 5.9 - Sensor de Intensidad Tipo LPCT….…………………………………………………….. 31 Figura 5.10 - Características de Precisión de LPCT..……………………………………………….. 32 Figura 5.11 - Definición de Corriente Residual..……………………………………………………. 32 Figura 5.12 - Detección Corriente Defecto en Conductores con Toroidal Especial.………. 33 Figura 5.13 - Detección Corriente Defecto en Neutro Accesible con Toroidal Especial.…. 33 Figura 5.14 - Detección Corriente Defecto en Conductores con TI Toroidal + TI Anular Interpuesto…………………………………………………………………………………………………… 33 Figura 5.15 - Detección Corriente Defecto en Neutro Accesible con TI Toroidal + TI Anular Interpuesto……………………………………………………………….………………………………….. 34 Figura 5.16 - Detección Corriente Defecto en Conductores con TI Trifásico + TI Anular Interpuesto…………………………………………………………….…………………………………….. 34



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Figura 5.17 - Cálculo Corriente Defecto en Conductores a través del Relé usando TI Trifásico………………………………………………....………………………………………………..…. 35 Figura 5.18 - Representación Esquemática Trifilar de un Transformador de Tensión Trifásico……………………………………………………………………………………………………….. 36 Figura 5.19 - Transformador de Tensión Inductivo……………………………………………..…. 36 Figura 5.20 - Transformador de Tensión Capacitivo………………………………………………. 37 Figura 5.21 - Definición de Tensión Residual…………………….…………………………………. 37 Figura 5.22 - Medida Directa de la Tensión Residual……………………………………………… 38 Figura 5.23 - Cálculo de la Tensión Residual………………….…………………………………….. 38

6. Regímenes de Neutro Figura 6.1 - Esquema Equivalente de un Sistema Eléctrico con un Defecto a Tierra………. 40 Figura 6.2 - Corriente de Defecto Capacitiva en un Sistema de Neutro Aislado…………… 41 Figura 6.3 - Dispositivo de Supervisión de Aislamiento (IMD)..………………………………… 42 Figura 6.4 - Detección para Protección de Fallo a Tierra Direccional ………………………… 43 Figura 6.5 - Puesta a Tierra con Neutro Accesible: Resistencia entre Neutro y Tierra.……. 43 Figura 6.6 - Puesta a Tierra con Neutro Accesible: Resistencia en Circuito Secundario de Transformador Monofásico………………………………………………………………………………. 45 Figura 6.7 - Puesta a Tierra con Neutro Inaccesible: Resistencia Limitadora en Circuito Secundario.…………………………………………………………………………………………………… 45 Figura 6.8 - Puesta a Tierra con Neutro Inaccesible: Resistencia Limitadora en Circuito Primario……………………………………………………………..….………………………………….... 45 Figura 6.9 - Puesta a Tierra con Neutro Accesible: Reactancia entre Neutro y Tierra…….. 46 Figura 6.10 - Puesta a Tierra con Neutro Inaccesible..……………………….…………………… 47 Figura 6.11 - Fallo a Tierra en un Sistema Eléctrico con una Puesta a Tierra por Reactancia de Compensación..…………………………………………………………………………………………….. 48 Figura 6.12 - Esquema Vectorial de Corrientes durante un Fallo a Tierra…...…………….… 48 Figura 6.13 - Fallo a Tierra en un Sistema Eléctrico de Neutro Conectado a Tierra Permanentemente.………………………………………………………………………………………… 50

7. Selectividad Figura 7.1 - Principio de Selectividad Cronométrica……….….………………………………….. 52 Figura 7.2 - Ruptura de un Intervalo de Seguridad.…..…………………………………………… 53 Figura 7.3 - Sistema de Potencia Radial con Selectividad Cronométrica..…………………… 54 Figura 7.4 - Selectividad Cronométrica con Relés de Tiempo Independiente………………. 54 Figura 7.5 - Selectividad Cronométrica con Relés de Tiempo Dependiente……….….…….. 55 Figura 7.6 - Funcionamiento de Selectividad Amperimétrica.….…..………………………….. 55 Figura 7.7 - Curvas de Discriminación.…………………………………………………………..…… 56 Figura 7.8 - Principio de Selectividad Lógica.….……………………………………………………. 57 Figura 7.9 - Principio de Funcionamiento de Selectividad Lógica.….…………………………. 58 Figura 7.10 - Principio de Protección Diferencial Unidad de Protección Activa..………….. 59 Figura 7.11 - Principio de Protección Diferencial Unidad de Protección No Activa..……... 59 Figura 7.12 - Detección de Dirección de la Corriente…………………………………….……….. 60 Figura 7.13 - Ejemplo de dos Elementos de Entrada en Paralelo………………………………. 60 Figura 7.14 - Principio de Protección Diferencial ………………………………………………….. 61 Figura 7.15 - Esquema de Protección Diferencial de Alta Impedancia……………………….. 62 Figura 7.16 - Estabilidad por Resistencia……………………….……………………………….….. 62 Figura 7.17 - Esquema de Protección Diferencial basada en Porcentaje…….………………. 62 Figura 7.18 – Estabilidad por Retención……………………………………….…….………………. 62 Figura 7.19 - Selectividad Amperimétrica + Cronométrica.…………………………………..…. 64 Figura 7.20 - Selectividad Lógica + Cronométrica de Reserva …………………………………. 64



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Figura 7.21 - Comparación de Tiempos de Disparo de Selectividad Combinada (Lógica + Cronométrica) y de Selectividad Cronométrica…………………………………………………….. 65 Figura 7.22 - Selectividad Cronométrica + Direccional……….…………………………..……… 66 Figura 7.23 - Selectividad Lógica + Direccional…………………………….………………………. 66 Figura 7.24 - Selectividad Diferencial + Cronométrica…………………………………..……….. 67

8. Esquemas de Protección Figura 8.1 - Protección de Barras mediante Relés de Sobrecorriente con Enclavamientos Reversos………………………………………………………………………………….…………………… 69 Figura 8.2 - Conexión a) TIs a Solape; b) Zonas de Barras de la PDB.…..……………..…….. 70 Figura 8.3 - Conexión PDB Concentrada para Doble Barra con Acople..……………….…… 71 Figura 8.4 - Fallo de Interruptor………………………………………………………………………… 72 Figura 8.5 - Sistema de Protección de una Línea de MAT.……….….………………………….. 73 Figura 8.6 - Funcionamiento Diferencial.….…..………………………………………………..….. 74 Figura 8.7 - Enlace de Comunicaciones entre Relés Diferenciales…………………………….. 75 Figura 8.8 - Esquema General de una Instalación con Protección de Distancia.….……….. 75 Figura 8.9 - Circuito de Estudio….……………………………………………………………………… 76 Figura 8.10 - Característica de Mínima Impedancia Direccional..………….………………….. 77 Figura 8.11 - Característica MHO..…………………………………………………………………….. 77 Figura 8.12 - Característica MHO de las Zonas de un Relé de Distancia.…………………….. 78 Figura 8.13 - Característica MHO Totalmente Polarizada sin Offset………………………….. 79 Figura 8.14 - Característica MHO Lenticular con Offset……………….…………………………. 80 Figura 8.15 - Característica de Mínima Reactancia………………………………………………… 80 Figura 8.16 - Característica Poligonal.……………………….……………………………………….. 81 Figura 8.17 - Coordinación de Zonas de Relés 21…….……………………………………………. 81 Figura 8.18 - Bandas de Oscilación de Potencia …………….…………………………………….. 83 Figura 8.19 - Ciclo de Reenganche.……………………………………..…………………………….. 84 Figura 8.20 - Diagrama Vectorial de la Unidad Direccional de Neutro con Polarización…. 85 Figura 8.21 - Curva del Relé de Sobrecarga Térmica………………………………………………. 87 Figura 8.22 - Distribución de Faltas Internas al Transformador según su Ubicación.…….. 88 Figura 8.23 - Relé Buchholz…………………………….……………………………………………….. 89 Figura 8.24 - Protección Diferencial de Transformador………….…………………………….... 89 Figura 8.25 - Característica Relé Diferencial……….….…………………………………………….. 91 Figura 8.26 - Protección de Cuba.…..…………………………………………………………………. 91 Figura 8.27 - Protección de Tierra Restringida..………………………………………………….... 92 Figura 8.28 - Cortocircuito entre Fases……………………………………………..………………… 96 Figura 8.29 - Cortocircuito entre Fases…………………………………………..……….….………. 97 Figura 8.30 - Motor Asíncrono Controlado por Fusible y Contactor.….…..…………………. 100 Figura 8.31 - Motor Asíncrono Controlado por Disyuntor………………………………….……. 100 Figura 8.32 - Unidad de Transformador - Motor: Motor Asíncrono / Transformador…….. 101 Figura 8.33 - Motor Síncrono Prioritario……………………………..………………………………. 101 Figura 8.34 - Corrientes de Cortocircuito en Terminales de Generadores..………….……… 102 Figura 8.35 - Umbral de Protección de Máxima Intensidad por Retención de Tensión….. 104 Figura 8.36 - Generador de CA Acoplado a otras Fuentes….…………………………….……… 105 Figura 8.37 - Flujos de Potencia Activa en un Generador tras un Cortocircuito………...…. 106 Figura 8.38 - Funcionamiento Independiente de una Instalación con su propia Unidad Electrógena………..……………………………………………………………………………………..…. 107 Figura 8.39 - Generador de Baja Potencia……………………………………………………………. 110 Figura 8.40 - Generador de Media Potencia……………………….………………………………… 111 Figura 8.41 - Generador – Transformador de Baja Potencia…….………………………………. 111 Figura 8.42 - Generador – Transformador de Media Potencia…………….…….……………… 112 Figura 8.43 - Batería de Condensadores………………………….………………………………….. 112



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Figura 8.44 - Batería de Condensadores sin Fusibles Internos………………………….……… 114 Figura 8.45 - Batería de Condensadores con Fusibles Internos.….…….……………………… 114 Figura 8.46 - Compensación en Triángulo.………………………………………………………….. 116 Figura 8.47 - Compensación en Estrella Doble…………………..……………………….………… 117

9. Tecnología para la Localización de Faltas Figura 9.1 - Esquema Unifiliar..…………………………………………………….……………..…… 121 Figura 9.2 - Ángulo del Flujo de Carga……………………………………..…..………………..….. 121 Figura 9.3 - Efecto de la Resistencia de Falta para a) Sistemas Alimentados por Dos Terminales y b) Sistemas Alimentados por Un Solo Terminal, Sin Carga………………..…… 121 Figura 9.4 - Curvas de Tensión Lineales (simplificadas)..………………………………………… 123 Figura 9.5 - Localización de la Falta en la Intersección de la Curva de Tensiones desde Ambos Extremos de Línea.…………………………………………………………………………………………. 124 Figura 9.6 - Esquema Básico del Localizador.….…..…………………………………………..….. 126 Figura 9.7 - Técnica de Localización Mediante el Diagrama de Lattice...………..………….. 127 Figura 9.8 - Forma de Onda en Corriente para la Fase en Falta en una Falta Cercana.…. 128 Figura 9.9 - Disposición de la Instrumentación para el Registro de Faltas…………………… 128 Figura 9.10 - Resultado del análisis CWT sobre el Transitorio de Tensión de una Falta… 129 Figura 9.11 - Comparación entre Resultados del Análisis CWT con los dos Wavelet Madre…………………………………………………………………………………………………………. 129 Figura 9.12 - Modelo del Tipo D.………………………………………………………………………. 130 Figura 9.13 - Configuración ante una Falta según Modelo del Tipo D……………………….. 131 Figura 9.14 - Solución con Equipos Qualitrol para el Modelo Tipo...…………………………. 131 Figura 9.15 - Modelo del Tipo A………………………………………………………………………… 132 Figura 9.16 - Modelo del Tipo E………………………………………………………………………… 132

10. Protocolo de Comunicación IEC-61850 Figura 10.1 - Ejemplo de División de una Subestación en Bloques Eléctricos.……………… 136 Figura 10.2 - Ejemplo de Topología de la Automatización de un Sistema de Control de Subestación……………………………………………..………………………..…..…………………….. 137 Figura 10.3 - Estructura del Protocolo IEC-61850………………..…………………..……………. 140

11. Proyecto de Ampliación del Sistema de Control y Protección para la Subestación 220/132/11 kV existente en Kenia con Configuración Interruptor 1/3 Figura 11.1 - Parque 220 kV Existente en Subestación Lessos.………………………………… 141 Figura 11.2 - Parques 220 y 132 kV Existentes en Subestación Lessos..…………………….. 142 Figura 11.3 - RTU 560 Existente en la Subestación Lessos………………..…………………..… 143 Figura 11.4 - Esquema Unifilar Requerido en Subestación Lessos..…………………………… 145 Figura 11.5 - Sistema de Control de Subestación………….……….….………………………….. 147 Figura 11.6 - Visión de Conjunto de la Subestación (HMI)…..………………………………….. 148 Figura 11.7 - Configuración de Unidades de Control de Bahía en Diámetro Tipo…………. 150 Figura 11.8 - Diagrama de Control Diámetro 1 en 220 kV…………………………..….………. 151 Figura 11.9 - Diagrama de Control Diámetro 2 en 220 kV….…………………………………… 155 Figura 11.10 - Diagrama de Control Diámetro 3 en 220 kV….……………………………….… 159 Figura 11.11 - Diagrama de Control Diámetro 4 en 220 kV….……………………………….… 163 Figura 11.12 - Diagrama de Control Diámetro 5 en 220 kV….……………………………….… 167 Figura 11.13 - Diagrama de Control Diámetro 1 en 132 kV….……………………………….… 170 Figura 11.14 - Diagrama de Control Diámetro 2 en 132 kV….……………………………….… 174 Figura 11.15 - Diagrama de Control Servicios Comunes…………………………………………. 178



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Figura 11.16 - Diagrama de Protección Posición de Línea………………………………………. 180 Figura 11.17 - Diagrama de Protección Posición de Reactancia de Línea….……..…………. 181 Figura 11.18 - Diagrama de Protección Posición de Banco de Condensadores…………….. 182 Figura 11.19 - Diagrama de Protección Posición de Barra en Diámetro 3…………………… 183 Figura 11.20 - Diagrama de Protección Posición de Barras en 220 kV………………….……. 184 Figura 11.21 - Diagrama de Protección Posición de Autotransformador y Reactancia de Transformador………………………………………………………………………………………..…….. 185 Figura 11.22 - Arquitectura General del Sistema de Control y Protección – I/III…….…….. 186 Figura 11.23 - Arquitectura General del Sistema de Control y Protección – II/III….……….. 187 Figura 11.24 - Arquitectura General del Sistema de Control y Protección – III/III………….. 188 Figura 11.25 - Cronograma de Ejecución para la Ampliación de la Subestación Lessos…. 191



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ÍNDICE DE TABLAS

8. Esquemas de Protección Tabla 8.1 - Ajustes Recomendados para Relé de Protección de Motor.………………………. 99 Tabla 8.2 - Ajustes Recomendados para Relé de Protección de Generador…………………. 110 Tabla 8.3 - Ajustes Recomendados de Relé de Protección de Batería de Condensador….. 116

9. Tecnología para la Localización de Faltas Tabla 9.1 - Promedio de Error en la Localización de Faltas según Métodos de Onda Viajera y de Impedancia.…………………………………………………………………………………………….. 133 Tabla 9.2 - Resultados Obtenidos por Eskom en la Localización de Faltas según Métodos de Onda Viajera y de Impedancia………………………………………………………..………………. 133

11. Proyecto de Ampliación del Sistema de Control y Protección para la Subestación 220/132/11 kV existente en Kenia con Configuración Interruptor 1/3 Tabla 11.1 - Lista de BIs del CB-18 y CB-20………………………………………………………… 153 Tabla 11.2 - Lista de BIs del CB-19…………………………………………………..…….…………. 153 Tabla 11.3 - Lista de BIs del CB-21……………………………………………………….…………… 154 Tabla 11.4 - Lista de BIs del CB-12 y CB-15……………………………………………….………… 157 Tabla 11.5 - Lista de BIs del CB-14……………………………………………………………………… 157 Tabla 11.6 - Lista de BIs del CB-16……………………………………………………………………… 158 Tabla 11.7 - Lista de BIs del CB-17……………………………………………………………………… 158 Tabla 11.8 - Lista de BIs del CB-7 y CB-10….………………………………………………………… 161 Tabla 11.9 - Lista de BIs del CB-8 y CB-11.…………………………………………………………… 161 Tabla 11.10 - Lista de BIs del CB-9 y CB-12………………………………………………..………… 162 Tabla 11.11 - Lista de BIs del CB-2 y CB-4…………………………………………………..……….. 165 Tabla 11.12 - Lista de BIs del CB-3……….……………………………………………………..…….. 165 Tabla 11.13- Lista de BIs del CB-5……….………………………………………………………..…… 166 Tabla 11.14- Lista de BIs del CB-6……….…………………………………………………………..… 166 Tabla 11.15- Lista de BIs del CB-1……….…………………………………………………………..… 169 Tabla 11.16- Lista de BIs del CB-1……….…………………………………………………………….. 172 Tabla 11.17- Lista de BIs del CB-3……….…………………………………………………………….. 172 Tabla 11.18- Lista de BIs del CB-2……….……………………………………………………..……… 173 Tabla 11.19- Lista de BIs del CB-4……….………………………………………………………..…… 173 Tabla 11.20- Lista de BIs del CB-7……….…………………………………………………………..… 176 Tabla 11.21- Lista de BIs del CB-5……….…………………………………………………………….. 176 Tabla 11.22- Lista de BIs del CB-6 y CB-8…………………………………………………………….. 177



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I. RESUMEN El presente proyecto tiene como objetivo el llevar a cabo una descripción amplia y detallada sobre los sistemas de control y protección en subestaciones eléctricas. El documento está dividido en dos partes. La primera de ellas tiene un carácter general, con la intención de conocer las diferentes protecciones existentes y tener una recomendación de los tipos de protección a utilizar y cómo coordinarlas según la subestación en la que se vaya a incorporar el sistema de protección y el tipo de posición a proteger: línea, transformador, batería de condensadores, barras, etc. La segunda parte, consiste en la aplicación práctica del estudio anteriormente realizado en un caso real. Se ha diseñado y ajustado el sistema de protecciones en una subestación concreta a partir de las especificaciones del cliente. Las protecciones eléctricas constituyen un sistema indispensable para todo tipo de instalación eléctrica, en el caso que nos ocupa de un sistema de protecciones para una subestación, tenemos que entender ésta como parte integrante del sistema de transporte y distribución, que funciona como punto de conexión o desconexión de las líneas de transporte, de las líneas de distribución, de las centrales de generación y de los transformadores elevadores y reductores. Los objetivos de las subestaciones son conseguir la máxima seguridad, flexibilidad y continuidad de servicio con los mínimos costes de inversión y operación que satisfagan los requisitos del Sistema Eléctrico y para ello, las subestaciones deben poseer unos sistemas de protección que les ayuden a realizar su cometido. Con la primera parte, el proyecto pretende ser una herramienta de ayuda a la hora de diseñar el sistema de protecciones de una subestación. Para ello se ha realizado un análisis sobre los puntos fundamentales a tener en cuenta para llevar a cabo el diseño de un sistema de control y protección como son la configuración de la propia subestación, las características de los transformadores de intensidad y tensión así como los regímenes de neutro. Puntos muy importantes a tener en cuenta a la hora de afrontar un proyecto de control y protección ya que definirá la base de cómo proceder. Teniendo en cuenta las premisas enumeradas anteriormente y atendiendo a cada una de las posibles posiciones que componen una subestación, se presentan los esquemas de protección de cada una de las bahías posición (barras, línea, transformador, banco condensadores…) donde se ha hecho un exhaustivo análisis acerca de las funciones de protección requeridas para llevar a cabo el más efectivo sistema de protección. Una vez diseñado el sistema de protecciones, su funcionamiento debe estar correctamente coordinado, por lo que se ha incluido un punto donde se desarrollan los criterios a considerar para realizar el estudio de coordinación y selectividad del sistema de protección. El ajuste y la coordinación de las protecciones, tienen por objetivo asegurar que se cuenta con un sistema de protección principal y de respaldo de tal manera que la protección principal debe proteger totalmente el sistema eléctrico y eliminar cualquier falta en el menor tiempo posible. Las protecciones de respaldo que 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 en primera instancia. Adicionalmente al sistema de protección se ha desarrollado un capítulo para atender a los requisitos y criterios del sistema de control donde se describen los distintos niveles de operación existentes junto con sus características, cableado, montaje así como la puesta en servicio. Referente a los protocolos de comunicaciones, se ha considerado un protocolo estándar de comunicación entre equipos (IEC 61850), el cual permite una de las características que las compañías eléctricas llevan tantos años reclamando: Interoperabilidad entre equipos de distintos fabricantes.



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Atendiendo a que una de las grandes áreas de investigación que en los últimos tiempos está teniendo un gran auge en cuanto a desarrollo de métodos novedosos y a cantidad de publicaciones en revistas técnicas de impacto internacional, es la relacionada con la localización de las faltas tanto en sistemas de transporte en alta tensión como en sistemas de sub-transmisión y distribución se ha llevado a cabo el análisis de funcionamiento de dos sistemas para la localización de faltas. El primero de ellos basado en la impendancia de la línea según toma de medidas a través de un extremo o desde ambos extremos y el segundo de ellos y mucho más eficiente basado en la el método de onda viajera (Travelling Wave Fault Locator) La segunda parte del proyecto consiste en el diseño del sistema de control y protección en un proyecto real, en nuestro caso, la ampliación de la subestación Lessos 220/132/11 kV ubicada en Kenia cuyas características principales son:

Configuración interruptor y un tercio. Ampliación de la doble barra en 220 kV Añadir seis nuevas líneas en 220 kV y adecuar la línea existente Turkwell Instalar dos nuevos transformadores de potencia 220/132/11 kV con reactancias en el

terciario Instalar dos reactancias en líneas de 220 kV Instalar dos bancos de condensadores en 220 kV Añadir dos nuevas líneas en 132 kV

Para realizar el diseño se tuvo en cuenta las especificaciones del cliente (KETRACO) diseñadas por el consultor del proyecto (AECOM).



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1. Introducción a los Sistemas de Control y Protección.

Las subestaciones de transformación son un elemento muy importante de los sistemas eléctricos de potencia, debido a que son el nexo existente entre la transmisión de energía eléctrica y la entrega a los usuarios finales. En la actualidad, podemos encontrar diferentes tipos de subestaciones eléctricas, las mismas que se han tecnificado en el transcurso de los años debido al desarrollo mundial, todo esto como resultado de abastecer el incremento de la demanda eléctrica de los consumidores bajo condiciones de calidad. Considerando estos antecedentes, las empresas generadoras y distribuidoras de energía eléctrica, han implementado de forma paulatina avances tecnológicos en sus instalaciones de potencia, los cuales están principalmente enfocados a los campos de las protecciones eléctricas, el control remoto y local de la operación y el monitoreo de las magnitudes relacionadas con los sistemas eléctricos de potencia. En este contexto, los sistemas eléctricos de potencia están tendiendo a automatizarse con el fin de implementar esquemas que sean capaces de realizar por si mismos los procesos básicos y afrontar imprevistos que se presentan en el proceso de distribución de la energía eléctrica, para ello es necesario utilizar elementos con la visión de integrar diversas funciones e interactuar con sistemas informáticos, con el fin que permitan la coordinación de un registro de su operación para que el despachador pueda realizar la evaluación del funcionamiento del sistema. La implementación de nuevos equipos, requiere de un exhaustivo estudio de las variaciones y relevancias que se generarán las distintas variables que contiene el sistema eléctrico a ser automatizado. Los estudios referidos deben tener como objetivo primordial identificar las condiciones técnicas óptimas, para la instalación de los nuevos componentes que pasarán a realizar las tareas ya existentes, simultáneamente con las nuevas tareas que permitan tener un control y supervisión en tiempo real de las situaciones en los procesos energéticos. En los sistemas convencionales de protección, medición, control y supervisión para subestaciones de transformación, el desempeño de las diversas funciones ha sido tradicionalmente realizado por equipos y componentes discretos. La interconexión entre dichos equipos y los sistemas primarios de alta tensión, para su correcto funcionamiento, siempre han implicado un gran trabajo de ingeniería, cableado, montaje y puesta en servicio. Actualmente, la tecnología de control numérico ha reducido notablemente el número de componentes distintos o equipos, lo cual ha aumentado la disponibilidad del sistema y ha reducido los costos asociados al mismo. Adicionalmente, el uso de redes LAN (“Local Area Network”) de alta velocidad para la transmisión de datos ahorra de manera considerable el volumen de cableado, y permite, gracias a su inmunidad a las interferencias electromagnéticas (en el caso de la fibra óptica) su utilización lo más cerca posible del proceso primario. Por otra parte el uso de IEDs (“Intelligent Electronic Device”) basados en microprocesadores ofrece nuevas posibilidades tales como autosupervisión, análisis de señales, facilidades computacionales para los algoritmos de protección, y control, almacenamiento de datos, manejo de eventos y análisis de faltas. Los desarrollos en esta área, aprovechando las nuevas tendencias tecnológicas han logrado una reducción significativa de espacio físico requerido para la instalación de los sistemas de protección,



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medición, control y supervisión. Así como una significativa reducción en la cantidad de cable utilizado. Lo cual influye directamente en una reducción en los costos del proyecto, mejoras en la operación, reducción y planificación del mantenimiento, y brindan una serie de beneficios que representan ventajas importantes a la hora de compararlos con los sistemas convencionales.

1.1. Definición del Sistema de Control y Protección El sistema de protección y control tiene su unidad central en la sala de control de la subestación eléctrica, desde la que se examinan el conjunto de equipos de tecnología digital y numérica de los que se compone, estos equipos deben estar debidamente montados y cableados en armarios. Este sistema incluye desde los relés de señalización dispuestos en los propios aparatos eléctricos, hasta los complejos sistemas para la gestión de redes de orden superior. Para el control y protección de los sistemas eléctricos es necesario disponer de información de su estado, es decir, conocer el valor de la tensión y la intensidad para lo que utilizamos los transformadores de tensión (TT, Transformadores de Tensión) y los transformadores de corriente (TI, Transformadores de Intensidad) respectivamente. Esta información se lleva y utiliza en relés de protección, aparatos de medida, contadores, etcétera. Si el sistema de protección y control está correctamente diseñado, con márgenes de seguridad económicamente razonables y una estudiada selección de equipos, las incidencias pueden reducirse, aunque siempre existirá la posibilidad de que se produzca una falta en alguna parte de la instalación, lo que se garantizará es que será despejada en el menor tiempo posible. Dentro de una instalación eléctrica se pueden producir diversos tipos de faltas, que si persisten, pueden ocasionar daños en los equipos eléctricos y electrónicos, inestabilidad en el sistema o daños al personal encargado de la explotación de la instalación. La zona donde se produce la falta debe ser aislada lo más pronto posible con el fin de que no se vean afectadas las demás partes de la instalación. A continuación se definirán y describirán los diferentes tipos de perturbaciones que se pueden presentar en una instalación eléctrica.

1.1.1. Perturbaciones Las perturbaciones se definen como todo cambio no deseado de las condiciones normales de funcionamiento del sistema eléctrico y pueden ser originadas tanto por faltas que se pueden originar en la red (como un cortocircuito) o como por algún parámetro que la define (como un cambio del nivel de tensión). A continuación se describen los diferentes tipos de perturbaciones que aparecen en la red.

1.1.1.1. Sobrecargas Las sobrecargas aparecen cuando se sobrepasa la intensidad nominal, cada línea o aparato se diseña con este valor máximo de carga o intensidad para que su funcionamiento sea correcto. Los circuitos eléctricos se plantean con un determinado margen de seguridad, es decir que son capaces de soportar ciertas sobrecargas sin producirse daños importantes. Esto depende de dos factores, uno es el valor en amperios de la sobrecarga y el otro, el tiempo que dura la sobrecarga. Los efectos de esta perturbación son calentamientos anormales de los conductores, en los que la cantidad de calor generado es proporcional al cuadrado de la corriente. Una sobrecarga prolongada



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causa la destrucción de las instalaciones involucradas y si son sucesivas, pueden dar lugar a un envejecimiento prematuro de la instalación.

1.1.1.2. Cortocircuitos Consideramos cortocircuito todo contacto accidental entre dos o más conductores y/o tierra. La conexión puede ser directa aunque normalmente se produce a través de un arco eléctrico. Este tipo de perturbación puede ocasionar grandes averías en la instalación por la dificultad que supone el corte de un arco eléctrico. Las consecuencias de los cortocircuitos son muy graves debido al rápido y elevado aumento de la corriente eléctrica. El calentamiento excesivo puede provocar destrucción del material, otros de los efectos son la caída de tensión que perturba el sistema eléctrico y esfuerzos electromecánicos elevados que pueden dar lugar a deformaciones por tensiones mecánicas. Existen cuatro tipos de cortocircuitos según las partes de la instalación que se pongan en contacto:

- Monofásico a tierra: un conductor que entra en contacto con tierra. Es el más frecuente.

- Bifásico: dos fases entran en contacto. Cuando se produce junto al generador es el que

provoca mayores corrientes.

- Bifásico a tierra: dos fases entran en contacto con tierra.

- Trifásico: las tres fases entran en contacto. Es el que provoca las corrientes más altas. Aunque los cortocircuitos tienen cada vez menos posibilidades de producirse en instalaciones modernas bien diseñadas, las serias consecuencias que pueden tener son un estímulo para instalar todos los medios posibles a fin de detectarlos y eliminarlos rápidamente. Se debe calcular la corriente de cortocircuito en distintos puntos del sistema eléctrico para diseñar los cables, las barras, y todos los dispositivos de conmutación y protección, así como para determinar su configuración.

1.1.1.3. Sobretensiones Se producen cuando hay un aumento de la tensión por encima del nivel que se considera el normal. Se puede generar tanto por los equipos que forman las instalaciones como por causas de naturaleza externa (descargas eléctricas). Las consecuencias más importantes de las sobretensiones son deterioro del aislamiento cuando se supera su tensión dieléctrica, arcos eléctricos que pueden provocar averías más graves y un gran aumento del riesgo para las personas. Las tensiones a las que están sometidos los aislamientos de los equipos pueden clasificarse en 4 grandes grupos:

- Tensión de servicio: la tensión de servicio eléctrico sufre variaciones frecuentes alrededor de ciertos valores, sin embargo en lo que se refiere al cálculo de los aislamientos se consideran constantes e iguales a la máxima tensión de servicio.

- Sobretensiones internas temporales: no suelen superar 1,5 veces la tensión de servicio. Su importancia radica en que en función de ellas se definen las características de los pararrayos.



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- Sobretensiones internas de maniobra: son de breve duración y fuertemente amortiguadas.

Son debidas fundamentalmente a la maniobra de interruptores. Casos típicos de donde se pueden producir sobretensiones de maniobra son maniobras de conexión, desconexión y reenganche de líneas en vacío, corte de pequeñas corrientes inductivas o de magnetización de transformadores y corte de corrientes capacitivas de baterías de condensadores.

- Sobretensiones externas o atmosféricas: son de duración aún más corta que las de maniobra. Están debidas a la caída de un rayo sobre las líneas o en sus proximidades.

Entre otros equipos y medios para la protección contra las sobretensiones se emplean los llamados “descargadores” (un ejemplo serían los pararrayos), cuya misión es precisamente descargar a tierra dichas sobretensiones, evitando que lo hagan a través de los aisladores o perforando el aislamiento, con lo que se pueden producir graves daños a los equipos.

1.1.1.4. Subtensiones Una subtensión es todo descenso de la tensión por debajo de su valor nominal. El problema que origina este tipo de perturbación es que al no variar la carga conectada se compensa con un aumento de corriente que puede llegar a provocar una sobreintensidad.

1.1.1.5. Desequilibrio Un sistema se considera desequilibrado cuando las corrientes de cada fase tienen diferente magnitud y/o ángulo. Las causas de estas asimetrías son por un reparto desigual de las cargas o por averías o incidencias de la propia red de AT.

1.1.1.6. Retornos de energía Se considera cuando la energía tiene sentido contrario al establecido, el sentido de la energía se determina de acuerdo a unos criterios generales que son los siguientes:

- Los generadores deben aportar energía a las barras. - Las líneas de AT deben transportar hacia las distintas subestaciones. - Las subestaciones deben alimentar la red de distribución.

Las causas por las que esta perturbación puede tener lugar son muy diversas, desde factores atmosféricos y climáticos, hasta envejecimiento del aislamiento, influencia de animales y vegetales, fallos electromecánicos o factores humanos.

1.1.2. Características de las Protecciones Selectividad: Indica la capacidad de una protección o sistema de protección para discriminar entre condiciones ante las que debe o no actuar, de forma que el número de elementos aislados del resto del sistema sea mínimo. Capacidad para delimitar las zonas de protección. Rapidez: Se mide por el tiempo transcurrido entre la aparición de una perturbación y la actuación de la protección o del sistema de protección, excluida las temporizaciones voluntarias. Sensibilidad: Mide la capacidad de detección de una protección de perturbaciones que provoquen variaciones pequeñas en los parámetros de la red.



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Discriminación de la fase: Indica la capacidad de la protección de seleccionar correctamente qué fase o fases están implicadas en una perturbación. Facilidad de mantenimiento: En este concepto debe considerarse tanto el tiempo de interrupción y los medios necesarios para realizar el mantenimiento preventivo y correctivo como la periodicidad requerida en el preventivo. Robustez: capacidad de la protección de soportar las condiciones de trabajo y medioambientales. Autonomía: el fallo de cualquier elemento ajeno al sistema de protección, no debe afectar al funcionamiento de este. Fiabilidad: Indica la capacidad de comportamiento correcto de una protección o sistema de protección; es función de su probabilidad de no actuación cuando no debe hacerlo (seguridad) mostrado en la Figura 1.2 y de su probabilidad de actuación cuando sí debe hacerlo (obediencia) representado en la Figura 1.1.

Figura 1.1 - Esquema de Obediencia (Adaptada de [16])

Figura 1.2 - Esquema de Seguro (Adaptada de [16])



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El objetivo de las protecciones se traduce en unos criterios o funciones representados por unas leyes físicas (relés electromagnéticos, electrostáticos, etc.), algoritmos, ecuaciones o lógicas matemáticas (relés digitales) en los que intervienen los parámetros eléctricos del elemento a proteger. En muchas ocasiones estos criterios vienen dados por diagramas gráficos que permiten evaluar y prever la actuación del equipo. Estos diagramas se denominan características teóricas de actuación de la función de protección y vienen definidas por una serie de parámetros llamados “ajustes”. En este sentido se suele emplear gráficos bidimensionales que determinan zonas delimitadas en las que la protección actúa. En la Figura 1.3 se muestra la curva de disparo de tiempo inverso de un relé.

Figura 1.3 - Curva Tiempo Inverso (Adaptada de [16])

Es impensable un sistema de potencia sin equipos de protección. No es éste un requisito del sistema, sino resultado de evaluar la contribución de las protecciones a conseguir una calidad de servicio económicamente óptima. La inversión a realizar en equipos de protección en una subestación representa entre el 20 y el 25 % (en el 1993, ahora aprox. 15%) de la total de cada posición [3]. Los beneficios derivados de proteger el sistema son: seguridad de la red; estabilidad; disminución en el coste y en el tiempo de reparación de los equipos, al ser menores los daños; disminución en la necesidad de inversión en equipos de reserva al ser más corto el tiempo de reposición de los equipos de los equipos dañados; mayor disponibilidad de los elementos del sistema de potencia, ya que las protecciones desconectarán, selectivamente, sólo los imprescindibles para aislar la falta; los localizadores de defectos reducen los costes totales de localización (búsqueda de avería + tiempo de línea fuera de servicio). Otro factor con implicaciones económicas a considerar es el del mantenimiento de los equipos de protección. El mantenimiento es, en este caso especialmente importante, ya que se trata de equipos en reposo durante largos períodos de tiempo pero cuya actuación esporádica debe ser garantizada. Los registros oscilográficos pueden permitir un espaciamiento en las labores de mantenimiento ya que cada actuación de una protección es una prueba parcial de la misma. Por otra parte, estos registros son una herramienta indispensable para detectar posibles anomalías de comportamiento de alguna protección o interruptor o transformador de intensidad o tensión, en su conjunto o en una de sus partes, facilitando así las tareas de mantenimiento correctivo. Los conceptos básicos de protección son independientes del nivel de tensión de que se trate, de ahí que su aplicación sea indistinta. Son las limitaciones económicas las que, en última instancia, aconsejarán el número de equipos que deban instalarse, puesto que, salvo en casos singulares, no tendría justificación proteger con un mayor coste que el que pueda corresponder a lo que se protege.



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Ver la Figura 1.4 donde se representa la zona de equilibrio entre los costes de inversión de equipos de protección y el coste de las pérdidas.

Figura 1.4 - Curva de Protección del Suministro Eléctrico (Adaptada de [16]) Desde el punto de vista pragmático (ingenieril) hay que buscar el mínimo coste. En este caso, en la curva de protección del sistema eléctrico llega un momento en el que para aumentar la calidad se requiere mucha inversión, y además, el gasto en sobreproteger es superior al motivado por la pérdida de suministro. Lo óptimo es la zona de equilibrio, en la que el coste común es mínimo.



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2. Esquemas de Subestaciones Eléctricas

La protección de un sistema eléctrico depende de la arquitectura y el modo de funcionamiento. Los distintos componentes de un sistema eléctrico se pueden organizar de diversas maneras. La complejidad de la arquitectura resultante determina la disponibilidad de la energía eléctrica y el coste de la inversión. En la configuración de subestaciones hay dos tendencias:

Tendencia Europea

Conexión con Barras, todos los circuitos se conectan a barras:

- Barra sencilla - Barra principal y de transferencia - Doble barra

Tendencia Americana

Los circuitos se conectan a las barras o entre ellas, por medio de interruptores:

- Anillo - Interruptor y medio - Doble interruptor

Dependiendo de la criticidad de la subestación se evalúan los criterios de Confiabilidad, Flexibilidad y Seguridad que proporciona cada configuración. Confiabilidad Es la probabilidad de que una subestación pueda suministrar energía durante un período de tiempo dado, bajo la condición de que al menos un componente de la subestación no pueda recuperarse durante la operación. Flexibilidad Es la propiedad de la instalación para acomodarse a las diferentes condiciones que se puedan presentar por cambios operativos en el sistema, y además por contingencias y/o mantenimiento del mismo. Seguridad Es la propiedad de una instalación para dar continuidad de servicio sin interrupción alguna durante faltas en los equipos de potencia, especialmente interruptores y barra. La selección de una arquitectura para una aplicación dada se basa, por lo tanto, en un compromiso entre las necesidades técnicas y el coste. Hay multitud de configuraciones de subestaciones eléctricas, aquí se explican las que más se utilizan en la actualidad.



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2.1. Simple Barra Subestación compuesta por un único juego de barras, si se produce falta en barras se pierde la totalidad de la instalación. Ver Figura 2.1 donde se representa la configuración de Simple Barra. Características: poco mantenimiento de la aparamenta, se suelen emplear si se tiene una red mallada y se quiere partir una línea con entrada y salida de la subestación y que está generalmente a uno o dos transformadores AT/AT ó AT/MT. Es la solución más económica. No es confiable en barras ni en interruptores No es flexible No es segura Condiciones normales de operación: todas las líneas están conectadas

- 1 interruptor por circuito - 2 seccionadores por circuito - Fallo en barra: se pierden todos los circuitos al despejar los interruptores la falta - Fallo en interruptor al abrir: se pierden todos los circuitos al abrir el resto de interruptores - Mantenimiento de interruptor: el circuito afectado queda indisponible - Operación con un nudo eléctrico únicamente.

Figura 2.1 - Esquema Unifilar Subestación Simple Barra



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2.2. Simple Barra Partida Es una SB en la que la barra esta partida mediante un interruptor. En el caso de falta en barras el interruptor aísla automáticamente la semibarra deteriorada. Ver Figura 2.2 donde se representa la configuración de Simple Barra Partida. Características:

- 1 Interruptor por circuito - 2 Seccionadores por circuito + 1 Seccionador de barra - Fallo en barra: tras una interrupción, sólo se pierde media barra - Fallo de interruptor: tras una interrupción, sólo se pierde media barra - Mantenimiento interruptor: el circuito afectado queda indisponible - Posible operación con 2 nudos eléctricos

Figura 2.2 - Esquema Unifilar Subestación Simple Barra Partida

2.3. Doble Barra Es una de las configuraciones más empleadas donde queremos garantizar la seguridad y continuidad del servicio. Todas las posiciones (líneas y transformadores) se pueden pasar de una barra a la otra. En caso de avería en una barra podemos trabajar con la otra barra garantizando el servicio. Ver Figura 2.3 donde se representa la configuración de Doble Barra así como en la Figura 2.4 diversos tipos de operación posibles. Características: No es confiable en Interruptores, es confiable en barras No es flexible en interruptores



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No es segura Condiciones normales de operación: Campo de acople cerrado y los campos conectados a Barra 1 o Barra 2 o repartidos entre ellas.

- 1 Interruptor por circuito + 1 de transferencia - 3 Seccionadores por circuito + 2 de transferencia - Fallo en barra: Tras un corte, continuidad de servicio. Todos los circuitos quedan

protegidos por interruptor de transferencia - Fallo Interruptor: Tras un corte, continuidad de servicio - Mantenimiento interruptor: Continuidad de servicio - Operación con un nudo eléctrico

Figura 2.3 - Esquema Unifilar Subestación Doble Barra (Extraída de [3])

Figura 2.4 Modelos de Operación en Configuración Doble Barra Se pueden tener dos barras independientes, cerrando campo de acople mientras se pasa de una barra a la otra sin suspender el servicio, luego se abre nuevamente (flexibilidad). Cuando se opera bajo



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estas condiciones se pierde la confiabilidad en barras. El interruptor del acople es comandado por un solo relé de sobrecorriente.

2.4. Interruptor y Medio Es una configuración que dispone de dos barras y tres interruptores por cada calle. Todas las posiciones que entran o salen de la subestación se pueden acometer a ambas barras. En caso de una falta en una barra o incluso en las dos, la continuidad del servicio está garantizada. Esta configuración se emplea normalmente en la red de transporte a MAT ya que ofrece mayores garantías de continuidad del suministro y flexibilidad que la de doble barra así como es más cara que la de doble barra. En esta configuración se introduce el concepto de diámetro, en el cual se tiene un arreglo de varios interruptores y cada línea. Se tienen dos líneas por casa Barra, un interruptor por cada línea y un interruptor adicional que es compartido por las dos líneas (1 y ½ interruptor por cada circuito). Ver Figura 2.5 donde se representa la configuración de Interruptor y Medio. Características: Condiciones normales de operación: Todos los interruptores cerrados Es confiable y segura en interruptores y en barras Es flexible

- 1+ ½ Interruptores por circuito - 3 Seccionadores por circuito - Fallo en barra: Continuidad de servicio - Fallo de interruptor en barra: Continuidad de servicio - Fallo de interruptor central: Se pierde un circuito - Mantenimiento de interruptor: Continuidad de servicio - Posible operación con 2 nudos eléctricos

Figura 2.5 - Esquema Unifilar Subestación Interruptor y Medio



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2.5. Doble Interruptor Cada línea está conectada a las dos barras y dispone de dos interruptores. Ver Figura 2.6 donde se representa la configuración de Doble Interruptor. Características: Condiciones normales de operación: Todos los interruptores cerrados Tiene confiabilidad y seguridad en interruptores y en barras Es flexible El sistema de control y protección (recierre, disparos) es complicado Es la configuración que más interruptores requiere

- 2 Interruptores por circuito - 4 Seccionadores por circuito - Fallo en barra: continuidad de servicio - Fallo de interruptor: continuidad de servicio - Mantenimiento de interruptor: continuidad de servicio - Flexibilidad interconexiones

Figura 2.6 - Esquema Unifilar Subestación Doble Interruptor (Extraída de [23])



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2.6. Anillo En el esquema de barra en anillo, el número de interruptores es igual al número de líneas que terminan en la subestación. Ver Figura 2.7 donde se representa la configuración de Anillo. Características: Condiciones normales de operación: Todos los interruptores cerrados Es confiable y segura en interruptores No es flexible Ante la ocurrencia de una falta, se abren los dos interruptores de la línea aislando la falta. Se puede realizar mantenimiento a cualquier interruptor sin hacer muchas maniobras, simplemente se aísla abriendo sus seccionadores. Para cada relé de bahía se define un interruptor maestro y un seguidor.

Figura 2.7 - Esquema Unifilar Subestación en Anillo



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3. Tecnología de los Relés de Protección

Los sistemas de protección aparecieron casi al mismo tiempo que se empezaron a desarrollar redes de potencia, hace unos cien años. Sin embargo, a pesar de llevar utilizándose un siglo, los principios en los que se basan las protecciones siguen siendo los mismo (siguen necesitando tomar medidas de tensión y/o de intensidad del sistema de potencia y actuar si fuera necesario, mandando disparo a los interruptores de su zona. Lo que sí ha cambiado, como no podía ser de otra forma debido al desarrollo tecnológico, es la forma en la que se utiliza la información obtenida y se evalúa si debe operar o no. A continuación se resumen los tipos de relés clasificados según la tecnología empleada, comenzando con los más antiguos (algunos hoy día todavía en servicio) y terminando con los más modernos equipos.

3.1. Sistemas de Protección Directos Son todos aquellos sistemas en los cuales el elemento de medida es, generalmente el mismo que el de corte (o está incorporado en él) y la magnitud que hay que controlar, normalmente la intensidad, se aplica a la protección sin ningún tipo de transformación:

3.1.1. Fusibles

Es el método de protección más antiguo. Se basa en el aumento de la temperatura que sufre un conductor al ser atravesado por una intensidad. Se calibran de forma que el conductor se funde cuando es atravesado por una intensidad prefijada, interrumpiendo el circuito. Los fusibles están compuestos por un hilo conductor de bajo punto de fusión, el que se sustenta entre dos cuerpos conductores, en el interior de un envase cerámico o de vidrio, que le da su forma característica al fusible. Este hilo conductor permite el paso de corriente por el circuito mientras los valores de ésta se mantengan entre los límites aceptables. Si estos límites son excedidos, el hilo se funde, despejando la falta y protegiendo así la instalación. Los fusibles constituyen un método de protección simple y relativamente económico que además tiene como principal ventaja el hecho de eliminar elevadas corrientes de cortocircuito en tiempos inferiores a 5 ms. Presenta una serie de desventajas, como su poca precisión, bajo poder de corte, envejecimiento, etc., que hacen que en la actualidad su uso quede restringido a los circuitos de baja tensión y a derivaciones de líneas y equipos de pequeña potencia.

3.1.2. Relés Directos Consisten en una bobina en serie con la entrada del interruptor automático, y que por tanto, está recorrida por la intensidad controlada. En el momento en que, por incremento de la intensidad, aumenta la fuerza del campo electromagnético generado en la bobina y supera la de un muelle antagonista que tiene el aparato, se produce la desconexión (disparo) del interruptor automático.

3.2. Sistemas de Protección Indirectos Son aquellos en los que las magnitudes que hay que controlar (tensión, intensidad, temperatura, etc.) se transforman en valores normalizados antes de inyectarse al relé de protección.

3.2.1. Electromagnéticos



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Fueron los primeros en ser desarrollados hace un siglo. Su nombre viene de los principios físicos que gobiernan su funcionamiento: la corriente medida circula por un núcleo magnético que genera una fuerza mecánica que es capaz de cerrar un contacto. Al utilizar un núcleo magnético, proporcionan aislamiento galvánico entre las entradas y las salidas. Hay muchos tipos de relés electromecánicos, y entre los más conocidos están:

Relés de tipo armadura: Un electroimán hace bascular una armadura cuando es excitado, cerrando o abriendo contactos. Al des-energizarse el núcleo, un muelle o resorte hace volver la armadura a su posición original. Este tipo de relé se sigue utilizando aún. Se representa en la Figura 3.1 dicho relé tipo armadura.

Figura 3.1 - Relé Electromecánico de Armadura o Hierro Móvil

Relés de inducción: Consisten en un disco móvil de giro con un eje, colocado parcialmente en el entrehierro de dos núcleos magnéticos que lo hacen girar cuando se induce un campo electromagnético y éste es suficiente para vencer la resistencia de un muelle. El disco lleva solidario una parte del contacto, y si gira lo suficiente, hará contacto con el otro polo del contacto, cerrándolo. Se representa en la Figura 3.2 dicho relé tipo inducción.

Figura 3.2 - Relé Electromecánico de Inducción



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Otros tipos: como relés térmicos, mecánicos, etc.

3.2.2. Relés Estáticos

Surgen en la década de los 60 y están basados en electrónica analógica. Se llaman así por no tener partes móviles (al menos la parte encargada de seguir la característica del relé, aunque sí tienen los contactos de salida), como ocurría en los relés electromecánicos. La mayoría siguen admitiendo únicamente una función de protección, tal y como ocurría en los relés electromecánicos, pero empezaban a permitir mayor variedad en los ajustes. Se representa en la Figura 3.3 la placa de circuito de un relé estático.

Figura 3.3 - Relé Estático (Extraída de [10]) Con esta nueva generación de relés, aparecían nuevos inconvenientes como la necesidad de equipos especializados en la subestación para poder calibrarlos y repararlos, son equipos sensibles a cargas estáticas, etc.

3.2.3. Relés Digitales Surgen en la década de los 80 y muchos de ellos siguen hoy día en servicio. La evolución con respecto a los relés estáticos consiste en que se introduce una etapa conversora analógica / digital de las medidas analógicas, de forma que el tratamiento de dichas medidas dentro del relé es digital. Se añade también un microprocesador que contiene el algoritmo de protección. Estos relés permiten más de una función y mayor precisión y rango de ajustes, pero la capacidad procesadora y tamaño de memoria son limitadas, por lo que tampoco se puede hablar aún de relés multifunción completos como existen hoy día. Otras ventajas con respecto a sus predecesores es el menor consumo necesario para su funcionamiento y que empiezan a llevar módulos de comunicación hacia el sistema de control. Por el contrario, las limitaciones en los procesadores hacen disminuir el número de muestras de la forma de onda que pueden medirse por ciclo.

3.2.4. Relé Numérico Son los relés actuales, y se pueden entender como la evolución de los relés digitales como consecuencia de los avances tecnológicos: microprocesadores de gran potencia, procesadores digitales de señal en tiempo real, uso de varios microprocesadores en el mismo relé, interfaces hombre – máquina, etc. En la Figura 3.4 se muestra la lógica de un relé numérico. Todos estos avances permiten configurar diferentes funciones de protección en un mismo relé, que junto con el hecho de que los microprocesadores cada vez son menos costosos, hacen posible tener



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un relé multifunción numérico por un coste económico asequible. Al comentar la posibilidad de relés multifunción, no solo se limita a funciones de protección, sino que pueden agrupar funciones de control, protección y medida, como es usual encontrar en niveles de media tensión. Sin embargo, no hay que olvidar que un relé multifunción afecta a la fiabilidad del sistema.

Figura 3.4 - Filosofía del Relé Numérico (Extraído de [10])

Otra mejora sustancial con respecto a sus predecesores es el desarrollo de las capacidades de comunicación, eliminando parte de la gran cantidad de cableado que existe en una subestación. En este sentido, y encaminado a disminuir el cableado entre equipos en una subestación y a permitir la interoperabilidad de equipos de protección, control y medida de diferentes fabricantes, así como tener un estándar común para desarrollar sistemas de protección en subestaciones, se puede decir que la tendencia futura son los sistemas de protección desarrollados según la norma IEC 61850. Quizá no sea correcto referirse a esta evolución de los sistemas de protección como una nueva tecnología, ya que los relés a utilizar siguen siendo relés numéricos, pero sí que supone un importante cambio conceptual a la hora de abordar un sistema de protección: las funciones de protección pierden su necesidad de vinculación a un equipo hardware y cobran gran protagonismo las comunicaciones entre equipos, que se realizan a través de buses de comunicación.



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4. Tecnología de los Sistemas de Control de Subestación

4.1. Estructura de los Sistemas de Control Convencional

Los sistemas de control convencional se encuentran conformados por equipos y componentes integrados como se ha realizado en la forma tradicional. Esto es, utilizando cables multiconductores, relés auxiliares, relés repetidores, relés de disparo y bloqueo, etc. Existen los equipos primarios del patio (nivel de campo), el cableado de interconexión y los equipos de procesamiento de información, en este caso el cuarto de relés y/o el de control. Con respecto a la ingeniería en este tipo de sistemas de control, corresponde a la selección y la elaboración de los planos para que la bahía funcione como un todo, esto en lo correspondiente a protección, medición, control y supervisión. Al realizar la ingeniería se debe tomar en cuenta la gran cantidad de planos de cableados y funcionales de las bahías y celdas correspondientes al esquema de la subestación a ser trabajada. Estos planos, que son generados en esta fase, corresponden a los de los equipos exteriores, tableros de agrupamiento de señales y los tableros que se encuentren dispuestos en la caseta de relés o caseta de mando tales como: Control, Protecciones, Mando y Señalización. Con respecto al montaje se debe tomar en cuenta que este tópico contempla a los equipos primarios, los armarios de agrupamiento de señales y los tableros a ser instalados en la caseta de relés o caseta de mando, sea el caso que aplicase. La cantidad de equipos, armarios y tableros va a estar definido por el esquema de la subestación a ser implementada, los mismos se unirán a través de cables multiconductores, en canales de cables, con el fin de realizar el tendido de toda la información concerniente en lo que respecta a las diferentes funciones tales como: Protecciones, Control, Señalización y Alarmas. Referente al cableado, en una subestación construida con tecnología de control convencional se deben instalar entre 200 y 500 señales por bahías. En una instalación típica de 400kV con dos bahías de transformadores y cuatro bahías de línea, puede haber hasta 3000 conexiones entre los gabinetes de patio, y la sala de control y protecciones. Dichos enlaces sufren de los factores ambientales, y en el caso de instalaciones a la intemperie están expuestas a riesgos de deterioro serios durante el ciclo de vida de los equipos primarios. En estos casos, las faltas en los cables implican en la mayoría de los casos el reemplazo completo del cableado. La transmisión de datos analógicos en distancias mayores a 50 m usando conductores de cobre traen como consecuencia pérdida de señales, ruido y reducción en la precisión del procesamiento de señales. Todos estos factores imponen limitaciones en el sistema. La puesta en servicio de subestaciones de alta tensión con sistemas de control convencionales se realiza, por una parte, en los equipos de alta tensión, tableros en las casetas de relés o caseta de mando y por la otra parte todo lo que está relacionado con el denominado “Hard-Wire” que engloba todo lo correspondiente a la parte funcional de la subestación.



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Esta parte funcional implica realizar el chequeo de toda esa información de control, mando, señalización, alarmas que van a través de toda esa cantidad de cableado tendido en todo el patio hacia los diferentes equipos y tableros, esta actividad puede generar una gran cantidad de tiempo que puede ser del orden de días dependiendo el esquema de la subestación, cantidad de bahías, cantidad de celdas, etc.

4.2. Estructura de los Sistemas de Control Numéricos Los sistemas de control numérico han sido concebidos y diseñados para realizar el control, la supervisión y la protección de una subestación y de sus líneas de entrada y salidas. Un sistema de control automatizado para subestaciones eléctricas consiste en un nivel de campo, un nivel de control de bahía, un nivel de control de subestación y un medio de comunicación entre ellos. En la siguiente figura se puede observar la arquitectura para un sistema de control numérico con los tres (3) niveles o jerarquías mencionados.

Figura 4.1 - Arquitectura de un Sistema de Control Numérico

4.2.1. Nivel de Campo: En el nivel de campo se encuentran, al igual que en los sistemas de control convencionales, las unidades de adquisición de datos que proveen la data necesaria para el control eficiente de la subestación. A través de estas unidades el sistema de control numérico realizará:

- La adquisición de datos analógicos:



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a. Corrientes y tensiones, tomados desde los transformadores de corriente y tensión respectivamente.

b. Temperatura de equipos, tomados desde, por ejemplo, RTDs (“Resistance temperature device”) en los transformadores.

c. Niveles de aceite en los transformadores. d. Presión de gas en los interruptores.

- La adquisición de datos digitales (“Status”). Incluyendo indicación del estado del equipo,

operación local, remota, mantenimiento.

Se encuentran, además, los equipos de alta tensión que llevarán a cabo las ordenes generadas a los niveles de control superiores. A través de estos equipos el sistema de control numérico realizará:

- Mando de los equipos de interrupción por operación de las protecciones de las subestación:

a. Apertura automática de interruptores ante condiciones de falta. b. Apertura automática de interruptores por disparos transferidos desde otras

subestaciones. c. Recierre automático de los interruptores, en aquellos esquemas de protección

donde aplique.

- Mando de los equipos de seccionamiento o los equipos de interrupción por operación.

a. Apertura y cierre de seccionadores de línea y seccionadores de puesta a tierra por maniobras en la subestación.

b. Apertura y cierre de interruptores por maniobras en la subestación. A este nivel de control, en estos equipos de alta tensión se puede realizar:

- Apertura manual de interruptores y seccionadores. - Control manual de cambiadores de tomas. - Control manual de banco de capacitores y/o reactancias.

Finalmente, en este nivel también se encuentran, los canales de comunicación encargados de establecer el intercambio de datos y órdenes entre el control numérico y los equipos de alta tensión. Estos canales deben estar diseñados de manera de proveer una barrera contra las interferencias electromagnéticas con el aislamiento galvánico y el blindaje.

4.2.2. Nivel de Bahía El segundo nivel, nivel de control de bahía, está conformado por todos aquellos elementos encargados de las funciones automáticas de protección supervisión y control asociadas a las bahías, tales como:

- Protección de líneas y transformadores. - Protección de barras. - Protección contra faltas en los interruptores. - Medición. - Registro de eventos. - Enclavamientos. - Regulación de voltaje.

Funciones estas llevadas a cabo por relés de protección, relés de medición, controladores de bahía y en general IEDs de nuevas generaciones.



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Este nivel es el encargado de interactuar directamente con el nivel de campo, obteniendo la data con entradas y salidas analógicas y discretas. Así mismo, este nivel puede realizar las funciones de monitoreo y operación de la bahía asociada, ante la ausencia del nivel superior, a través de interfaces hombre-máquina, HMI (“Human Machine Interface”), de bajo nivel en la unidad controladora de bahía. A nivel de los equipos de protección, medición y registro e IEDs en general, con la aparición de nuevas tecnologías los esquemas de protección y control, propios de cada subestación, se han desarrollado basándose en el uso de relés universales UR (“Universal Relays”). El relé universal es una nueva generación de relés modulares construidos en una plataforma común. El objetivo fundamental de esta generación de relés es suministrar una herramienta común para la medición, protección, monitoreo y control del sistema de potencia, de manera que sirvan como motor de la automatización de la subestación. La información de entradas y salidas digitales y analógicas de estos equipos se encuentra disponible para ser tomada por la unidad controladora de bahía a través de los puertos de comunicación de los relés. De esta manera, la unidad controladora de bahía se encargará de:

- La interfaz con los relés de protección y otros IEDs de la bahía controlada con comunicación

maestro-esclavo, a través de enlaces seriales o redes de campo. La comunicación entre los dispositivos de control de bahía y los relés de protección e IEDs de la bahía debe permitir el uso, con el fin de facilitar expansiones futuras y cambios en el sistema, de protocolos no propietarios tales como el DNP 3.0, IEC 870-5-101 o el IEC-61850.

- La interfaz con el nivel de control de la subestación, actuando como concentrador de comunicaciones entre los equipos de protección y otros IEDs y la red LAN de la subestación a través de una conexión directa de alta velocidad. El controlador envía al SCADA local las señales de medición, los status y los controles para todos los interruptores y seccionadores de la bahía controlada. El envío de los status y cambios de estado en general se hace con formato SOE (“Secuence of Events”) de manera que el SCADA local reciba los status con un estampado de tiempo asociado.

- Realizar la automatización de los enclavamientos por medio de lógica programada.

- Suministrar una interfaz mímica local para el manejo de la bahía, a través de despliegues gráficos configurables, como respaldo al sistema de control de la subestación.

En general, un dispositivo único no debe controlar más de una bahía en una subestación, de forma tal que la falta de dicho dispositivo tenga consecuencias limitadas en el control de la subestación.

4.2.3. Nivel de Control de la Subestación El tercer nivel, nivel de control de la subestación, se encuentra relacionado con las tareas de operación y monitoreo de la subestación. La arquitectura está integrada básicamente por las estaciones de operación, gateways, hubs/switches de fibra óptica y receptor de sistema de posicionamiento global (GPS).



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A este nivel los operadores de las subestaciones ordenan las maniobras de apertura y cierre de interruptores y/o seccionadores, se monitorea el estado de los parámetros propios del sistema, tales como:

- Tensiones de barra. - Corriente en las salidas. - Potencias entregas y recibidas.

Todo esto a través de interfaces hombre-máquina de alto nivel, Figura 4.2, utilizando un software SCADA local para la subestación, normalmente instalado sobre estaciones de operación configuradas en arreglo Hot-StandBy. SCADA proviene de las siglas - Supervisory Control And Data Acquisition – es decir el sistema de adquisición de datos y control supervisor, se trata de un sistema que permite controlar y/o supervisar una planta o proceso por medio de una estación central o maestra, y una o varias unidades remotas RTU’s por medio de las cuales se realiza el control y adquisición de datos hacia/o desde el campo. A través de estas estaciones de operación, los operadores pueden con facilidad:

- Ordenar la operación de interruptores, cambiadores de toma, seccionadores motorizados de la subestación.

- Supervisar las alarmas y eventos importantes de toda la subestación. A través de los SOE obtenidos de las unidades controladoras de bahía.

- Examinar la subestación en su conjunto o cualquier parte de la misma a través de los despliegues gráficos configurables, actualizados en tiempo real y con indicaciones de estado y valores medidos.

- Generar informes sobre aspectos fundamentales del funcionamiento como, por ejemplo, oscilogramas de perturbaciones, información sobre localización de averías y estadísticas sobre perturbaciones.

- Mantenimiento de la base de datos en el ámbito de la subestación. - Supervisión y cambio de los parámetros de ajuste de las protecciones. - Supervisión de las funciones de autodiagnóstico y secuenciación de eventos de todos los IEDs

de la subestación.

Figura 4.2 – Despliegue Gráfico de la Subestación Mostrado por el SCADA Local (Fuente: SIEMENS)



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Además de esto, en el ámbito de control de la subestación, el SCADA local del sistema de control numérico puede realizar funciones automáticas de control y supervisión tales como:

- Funciones de automatización que impliquen más de una bahía, como por ejemplo: o Transferencia de barras o Programa de maniobras de transformadores, maniobras de líneas.

- Sincronización de tiempo con las unidades controladoras de bahía. - Supervisión del programa de mantenimiento de equipos. - Restauración automática del sistema de control numérico por pérdida de alimentación. - Bote de carga cuando las condiciones establecidas se cumplan.

El gateway de comunicaciones es utilizado para la comunicación con el centro, o los centros, de control remoto (tales como los centros de despacho de carga regionales o nacionales). De esta manera se puede realizar el control remoto de la subestación. Esto se logra a través de la transferencia de status, control, mediciones, contadores y archivos entre el SCADA local de la subestación y el centro de control remoto. Dichas transferencias se hacen con protocolos de comunicación preferiblemente no propietarios, tales como el DNP 3.0, el IEC 870-5-101 o el IEC 870-5-204 que permitan fácil adaptación a futuras expansiones. A través de los hubs/switch de fibra óptica se realiza, físicamente, la red de datos local de la subestación (LAN). Estas redes son por lo general del tipo estrella redundante, aunque también es aceptado el esquema de anillo redundante entre los controladores de bahía y los equipos en el nivel de control de subestación. El equipo receptor GPS proporciona una referencia de tiempo precisa, necesaria para ser utilizada por las estaciones de operación, el gateway, y por los IEDs de protección y control para el estampado de tiempo en las secuencias de eventos (SOE).

4.2.4. Características de los Sistemas de Control Numéricos

4.2.4.1. Ingeniería En este tipo de sistemas de control, la ingeniería corresponde, en primer lugar, a la selección del esquema de control numérico aplicable a la subestación, esto sobre la base de las normas y estándares aplicable y las especificaciones técnicas particulares de la subestación. En segundo lugar se deben seleccionar los equipos de protección, comunicación, automatización y control que integrarán el sistema. Se ha de tener especial cuidado en seleccionar equipos que permitan:

- Capacidad de comunicación de datos de alta velocidad IED-IED. - Capacidad I/O expandible. - Múltiples entradas CT’s y VT’s con posibilidad de calcular parámetros eléctricos (entradas

virtuales).

Comparativamente con los sistemas de control convencionales, la elaboración de los planos para el sistema es significativamente menor. Ya que los planos de clabeado se limitarán, en la mayor parte del sistema, a mostrar las conexiones seriales o en red entre los equipos. Siendo similares sólo en el cableado entre el nivel de control de bahía y campo. Otro paso importante en la realización de la ingeniería para un proyecto de control numérico consiste en la programación del control, como tal, a los diferentes niveles. A nivel de bahía se debe programar la configuración para los controladores de bahía (lógica programada), enclavamientos, permisivos,



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alarmas y señalizaciones (SOE) a ser reportadas al SCADA local. A nivel de subestación se debe programar el control de todas las bahías y el reporte a su vez a los centros de control remotos (centros de despacho de carga).

4.2.4.2. Montaje En términos de montaje dentro de una subestación, para un sistema de control numérico, por cada bahía el número de gabinetes necesarios por celda se ve disminuido significativamente, ya que a lo sumo cada bahía va a necesitar un gabinete por posición y un gabinete para la unidad controladora de bahía. Eliminándose aquellos gabinetes repletos de componentes electromecánicos o estáticos convencionales.

4.2.4.3. Cableado Esta integración reduce la cantidad de cableado de señales y otros equipos requeridos por la subestación, ahorrando así costos tanto de cableado como de espacio en la subestación. Está actualmente establecido que uno de los principales objetivos para instalar un sistema de control numérico es la reducción de costos de cableado entre los diferentes equipos de patio y el nivel de estación.

4.2.4.4. Operación y Mantenimiento La labor de operación cuando se implementa un sistema de control numérico posee la diferencia con respecto al convencional, en que los equipos y tableros poseen relés con tecnología IEDs basada en microprocesadores que le brindan “inteligencia” y mayor seguridad al momento de realizar las maniobras.

4.2.4.5. Puesta en servicio La puesta en servicio de subestaciones de alta tensión con sistemas de control numérico se realiza por una parte, en los equipos de alta tensión, tableros en caseta de relés, o caseta de mando, de igual manera que en las subestaciones con esquemas de control convencionales. Sin embargo, la verificación del “Hard-Wire” está limitada únicamente a la interconexión física entre el nivel de control de campo y el nivel de control de bahía. Por otra parte, se pone en servicio todo lo relacionado con la red de control de los niveles jerárquicos superiores (control de bahía y control de subestación), que fue definida específicamente para el esquema de control a ser implementado. Esto implica pruebas de comunicación, pruebas de operación de equipos, entre otras. Al realizar la parte funcional, esta se puede llevar a cabo de una manera mucho más rápida que los esquemas convencionales, ya que en esta etapa el realizar pruebas sobre todos los elementos inteligentes ubicados en los niveles de control superiores, no implica la revisión del “Hard-Wire” hasta los equipos de patio.



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5. Transformadores de Intensidad y de Tensión

En los sistemas de potencia de transporte y distribución, donde las tensiones son del orden de decenas y centenas de kilovoltios, y las corrientes nominales de cientos de amperios (y las de cortocircuito del orden de decenas de kiloamperios), no es factible la conexión directa de los equipos de protección para tomar medidas de tensión e intensidad y evaluar las condiciones de funcionamiento. Por ello, se utilizan transformadores de tensión y de intensidad, que conectados en la red de potencia (obviamente, los transformadores de intensidad (TIs) en serie y los transformadores de tensión (TTs) en paralelo), dan como salida una tensión y una intensidad equivalentes a las que están sometidos, pero de un valor muy inferior (normalmente, 110 Voltios nominales en secundario y 1/5 Amperios nominales secundarios), de forma que esa salida ya sí pueda conectarse a los relés de protección. A estos transformadores se les llama también transformadores de medida, para distinguirlos de los transformadores de potencia. La función por tanto de TTs y TIs es reducir las tensiones y corrientes de un sistema eléctrico de potencia a valores normalizados y menos peligrosos, evitando así la conexión directa de los equipos secundarios con los de alta tensión, lo que supondría un riesgo para los operarios y mayor coste de equipos de protección y medida capaces de medir grandes corrientes y disponer de aislamiento suficiente. Es importante el comportamiento de los TTs y TIs durante y después de una falta, ya que para el sistema de protección es crítico recibir las medidas correctas para poder operar en consecuencia. Factores como el periodo transitorio y la saturación deben ser tenidos en cuenta a la hora de seleccionar los transformadores apropiados. Existe una gran variedad de TTs y de TIs según sus características: según su relación de transformación (y si tienen diferentes tomas), según el número de y tipos de devanados secundarios que presenta, según la clase de precisión de sus devanados, según la carga nominal de cada devanado, etc. Una característica a tener en cuenta en los TTs y TIs es la Carga (Burden, en inglés). Se define como la impedancia en ohmios del circuito alimentado por el arrollamiento secundario con indicación de su factor de potencia. También se puede indicar por su factor de potencia y la potencia aparente en voltio – amperios que absorbe para la intensidad secundaria nominal (por ejemplo, 20 VA). Suele calcularse como la suma de la carga de los equipos conectados y de los cables de conexión. Otra característica es la Clase de Precisión, y como su nombre indica, es una forma de expresar la precisión de la magnitud medida en el secundario con respecto a la que circula por el primario que puede dar el transformador en unas condiciones de funcionamiento definidas.

5.1. Transformadores de Intensidad (TI) Los transformadores de intensidad (TIs) constan de un devanado primario conectado en serie con el circuito de potencia y enrollado a un núcleo por donde circulará un flujo magnético como consecuencia de la circulación de corriente primaria,. Mediante otro arrollamiento de un conductor en el núcleo, se obtiene una corriente secundaria inducida aproximadamente proporcional a la primaria. En las Figuras 5.1 y 5.2 se muestran los arrollamientos y circuitos primarios y secundarios de un TI así como su disposición real.



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Figura 5.1 – Esquema de un Transformador de Intensidad (Extraída de [23])

Figura 5.2 – Transformador de Intensidad de Alta Tensión (Extraída de [10])

Los errores en un TI son debidos a la energía necesaria para crear el flujo magnético en el núcleo, que a su vez induce la tensión en el devanado secundario que suministra la corriente en el circuito secundario. Si la impedancia o carga (burden) en el circuito secundario permanece fija, la inducción es proporcional a la corriente secundaria, y si la corriente secundaria permanece fija, la inducción es proporcional a la carga en el circuito secundario. Debido a que el error de los TIs se debe fundamentalmente a la corriente de excitación, para saber si un TI está funcionando correctamente hay que conocer su curva de excitación. La corriente de magnetización depende de la sección y longitud del circuito magnético, las características magnéticas de dicho circuito magnético y del número de vueltas del arrollamiento en los devanados. La caída de tensión en la impedancia de magnetización es directamente proporcional a la corriente en el



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secundario. Por lo tanto, se puede deducir que al aumentar la corriente primaria y por tanto también la secundaria, ambas corrientes alcanzan un valor en el que el núcleo comienza a saturarse y la corriente de magnetización alcanza un valor suficientemente elevado como para introducir un error excesivo. Se represente en la siguiente Figura 5.3 el conexionado entre un TI y equipo IED (Intelligent Electronic Device) pudiendo tratarse de un equipo de control, protección y/o medición.

Ip: Corriente Primaria Is: Corriente Secundaria (proporcional a Ip en fase)

Figura 5.3 – Conexión de un Transformador de Intensidad a un IED (Extraída de [3])

Los TIs pueden ser clasificados, atendiendo al fin de sus devanados secundarios, según:

- TIs de medida: Para alimentar equipos de medida, ya sean locales o de facturación. Para proteger a dichos equipos, se tiene en cuenta a la hora de elegir el TI el llamado “factor nominal de seguridad”, y limita la corriente secundaria que debe presentar un TI tras un cortocircuito en el primario y posterior saturación del núcleo magnético del TI. La clase de precisión viene dada por un número (índice de clase) que es, el límite del error de relación, expresado en porcentaje para la corriente nominal primaria estando el transformador alimentado a la carga de precisión. Las clases de precisión son: 0,1; 0,2; 0,5; 1 y 3. Para medida de facturación, es común exigir TIs de gama extendida, y que utilizan las mismas clases de precisión comentadas, pero extendidas a un rango mayor de la corriente nominal primaria (superior al 120%, pudiendo ser del 150 – 200%). Se indica con una S tras el índice de precisión (ejemplo: 0,2S; 0,5S).

- TIs de protección: Alimentan relés de protección, por lo que prima la continuidad de la medida y retraso de la saturación del TI frente a una muy precisa medida. Por lo tanto, deben garantizar una precisión suficiente para corrientes primarias de varias veces la corriente nominal. La clase de precisión viene dada por un número (índice de clase) y la letra P, de protección. Las clases más comunes son 5P y 10P. Si definimos la intensidad limite de precisión nominal como el valor de la intensidad nominal primaria más elevado para el cual el TI sigue manteniendo el error dentro del margen máximo especificado, es muy común encontrar a continuación de la P un numero conocido como factor límite de precisión, y que es la relación entre la intensidad límite de precisión nominal y la intensidad primaria nominal. Así, un TI de clase 5P20 indica que el error en la medida de la intensidad será inferior al 5% siempre que la intensidad primaria sea inferior a 20 veces la intensidad nominal.

Cuando es necesario que el TI proporcione una correcta medida instantes después de un cortocircuito, es necesario sobredimensionar el núcleo para que no se sature con la componente aperiódica. Cuando un TI llega a su punto de saturación, no es capaz de seguir manteniendo la relación de transformación: el núcleo se satura y a partir de ese punto, cualquier aumento de la intensidad primaria no supone un aumento de intensidad secundaria, ya que no aumenta el flujo magnético.



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Para una mayor comprensión con respecto al conexionado de un TI, se representa en la Figura 5.4 el esquema trifilar de un TI con tres secundarios con salida en 5A.

Figura 5.4 - Esquema Trifilar de un Transformador de Intensidad con Tres Secundarios (Adaptada de [10])

5.1.1. Características y Funcionalidades de los TIs

5.1.1.1. Respuesta de TI en Estado Saturado

Cuando está sometido a una corriente primaria muy alta, el TI se satura tal y como se ha indicado anteriormente. La corriente secundaria ya no es proporcional a la corriente primaria. En la Figura 5.5 se representa el esquema equivalente de la corriente secundaria IS de un TI.

Figura 5.5 - Esquema Equivalente de una Corriente Secundaria (Extraída de [3])

- Tensión de Codo Es el punto en la curva de magnetización del transformador de intensidad en la que un aumento del 10% en la tensión E requiere un aumento del 50% en la corriente de magnetización Im. Ver Figura 5.6 donde se representa la curva de magnetización y la tensión de codo de un TI.



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Figura 5.6 - Curva de Magnetización de TI (Extraída de [3]) El secundario del TI cumple la ecuación:

cteIsnFLPRRRTI cableac 2_)( arg

Donde: Isn = corriente secundaria nominal. FLP = factor de límite de precisión.

snsat IFLPI

5.1.1.2. TI para Proteción de Máxima Intensidad de Fase

Para la protección de máxima intensidad de tiempo independiente, si no se alcanza la saturación a 1,5 veces el ajuste de corriente, el funcionamiento está asegurado independientemente de lo elevada que sea la corriente de defecto. Se representa en la Figura 5.7 la curva de máxima intensidad de tiempo independiente.

Figura 5.7 – Máxima Intensidad de Tiempo Independiente (Extraída de [3]) Para la protección de máxima intensidad de tiempo dependiente, no se debe alcanzar la saturación a 1,5 veces el valor de corriente correspondiente al máximo en la parte útil de la curva de funcionamiento. En la Figura 5.8 se representa la m

Figura 5.8 – Máxima Intensidad de Tiempo Dependiente (Extraída de [3])



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5.2. Transductores de Intensidad de Baja Potencia (LPCT)

Son sensores de salida de tensión especiales de tipo transductor de intensidad de baja potencia (LPCT) que cumplen con la norma IEC 60044-8 [24]. Los TIBP se utilizan para funciones de medida y protección. En la Figura 5.9 se muestra el conexionado de un LPCT a un IED.

Figura 5.9 – Sensor de Intensidad Tipo LPCT (Extraída de [3]) Están de nidos por:

- La corriente primaria nominal. - La corriente primaria ampliada nominal. - La corriente primaria de límite de precisión nominal.

Tienen una salida lineal por encima de un rango de corrientes amplio y comienzan a saturarse en niveles superiores a las corrientes que se deben interrumpir. Ejemplo de características de medida según IEC 60044-8:

- Corriente primaria nominal Ipn = 100 A. - Corriente primaria ampliada nominal Ipe = 1.250 A. - Tensión secundaria Vsn = 22,5 mV. - Clase 0,5: - Precisión del 0,5% de 100 A a 1.250 A. - Precisión del 0,75% a 20 A. - Precisión del 1,5% a 5 A.

Ejemplo de características de protección según IEC 60044-8:

- Corriente primaria Ipn = 100 A. - Tensión secundaria Vsn = 22,5 mV. - Clase 5P de 1,25 kA a 40 kA

En la siguiente Figura 5.10 se representan las curvas de precisión de los transductores de intensidad de baja potencia.



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Figura 5.10 - Características de Precisión de LPCT (Extraída de [3])

5.3. Sensores de Intensidad Residual Corriente homopolar - corriente residual La corriente residual que caracteriza la corriente de defecto a tierra es igual a la suma vectorial de las corrientes trifásicas. En la Figura 5.11 se muestran los fasores que determinan la corriente residual.

Figura 5.11 – Definición de Corriente Residual (Extraída [3]) La corriente residual es igual a tres veces la corriente homopolar I0.

Irsd = 3 · I0 = I1 + I2 + I3

Detección de la corriente de defecto La corriente de defecto a tierra se puede detectar de varias maneras.

a. Toroidal Especial

- Precisión: +++ - Umbral Recomendado Mínimo para Protección de Fallo a Tierra: Algunos Amperios - Montaje:



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Medida directa por toroidal especial conectado directamente al relé de protección. En la Figura 5.12 se representa el TI instalado alrededor de los conductores en tensión el cual lee directamente la corriente residual.

Figura 5.12 – Detección Corriente Defecto en Conductores con Toroidal Especial (Extraída de [3]) Se puede instalar igualmente en el neutro accesible al enlace de tierra según se muestra en la Figura 5.13. El resultado es una alta precisión de medida; se puede utilizar un umbral de detección muy bajo (algunos amperios).

Figura 5.13 – Detección Corriente Defecto en Neutro Accesible con Toroidal Especial (Extraída de [3])

b. TI Toroidal + TI Anular Interpuesto

- Precisión: ++ - Umbral Recomendado Mínimo para Protección de Fallo a Tierra:

o 10% de InTI (DT) o 5% de InTI (IDMT) o 1% de InTI en relés de detección sensible

- Montaje según representación en la Figura 5.14:

Figura 5.14 – Detección Corriente Defecto en Conductores con TI Toroidal + TI Anular Interpuesto (Extraída de [3])

Medida diferencial que utiliza un TI Toroidal clásico instalado alrededor de los conductores en tensión y que genera la corriente residual, además de un TI Anular interpuesto que se utiliza como adaptador para el relé de protección. El TI Toroidal se puede instalar igualmente en el neutro accesible al enlace de tierra con un TI Anular interpuesto tal y como se muestra en la Figura 5.15. Esta solución ofrece una buena precisión y flexibilidad en la selección del TI.



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Figura 5.15 – Detección Corriente Defecto en Neutro Accesible con TI Toroidal + TI Anular Interpuesto (Extraída de [3])

c. TI Trifásico + TI Anular Interpuesto

- Precisión: ++ - Umbral Recomendado Mínimo para Protección de Fallo a Tierra:

o 10% de InTI (T independiente) o 5% de InTI (T dependiente) o 1% de InTI en relés de detección sensible


Figura 5.16 – Detección Corriente Defecto en Conductores con TI Trifásico + TI Anular Interpuesto (Extraída de [3])

Medida de las corrientes de las tres fases con un TI por fase y medida de la corriente residual mediante un TI Anular interpuesto especial. En la práctica, el umbral de corriente residual debe ser [3]:

- Is0 10% de InTI (protección de T independiente) - Is0 5% de InTI (protección de T dependiente)

d. TI Trifásicos (Isrd calculado por relé)

- Precisión: + - Umbral Recomendado Mínimo para Protección de Fallo a Tierra:

o Sin retención de H2 30% de InTI (T independiente) 10% de InTI (T. dependiente)

o Con retención de H2 10% de InTI (T independiente) 5% de InTI (T. dependiente)




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Figura 5.17 – Cálculo Corriente Defecto en Conductores a través del Relé usando TI Trifásico (Extraída de [3])

Cálculo basado en la medida de las corrientes en las tres fases con un TI por fase:

- La corriente residual se calcula mediante el relé de protección. - La precisión de la medida no es alta (suma de los errores de TI y características de

saturación, corriente calculada) - La instalación es más fácil que en el caso anterior, pero la precisión de la medida es

inferior. En la práctica, la configuración del umbral de protección debe cumplir las reglas siguientes [3]:

- Is0 30% de InTI para protección de T independiente (el 10% de InTI para un relé de protección con retención de H2).

- Is0 10% de InTI para protección de T dependiente.

5.4. Transformadores de Tensión (TT) El transformador de tensión o transformador de potencial (TT) se asemeja bastante a un transformador de potencia, cuyo arrollamiento primario está conectado al circuito primario entre dos fases o, más comúnmente, entre fase y tierra, y cuya tensión secundaria es prácticamente proporcional a la tensión primaria y desfasada con respecto a ésta un ángulo próximo a cero, para un sentido apropiado de las conexiones. En circuitos trifásicos de potencia en niveles de tensión de transporte y distribución, lo normal es disponer de tres TTs monofásicos (uno por fase) conectados entre fase y tierra en barras de cada nivel de tensión, y uno o tres TTs monofásicos en las posiciones de salida de línea. Por motivos constructivos y de aislamiento, los TTs se suelen fabricar con núcleo rectangular y su o sus secundarios se bobinan sobre el mismo núcleo, de forma que no hay dependencia entre ellos y la carga de un secundario influye en la precisión del otro. Los TTs se pueden clasificar en:

TTs para medida: Destinados a alimentar equipos de medida como convertidores y contadores. Su clase de precisión se indica según el índice de clase, que es el límite del error en porcentaje de la relación de transformación, para la tensión nominal primaria, estando el transformador alimentado con la carga de precisión. Esta precisión ha de mantenerse para una tensión comprendida entre el 80 y el 120 % de la tensión nominal estando el TT cargado con una carga comprendida entre el 25 y el 100 % de la carga de precisión. Las clases de precisión para TTs de medida pueden ser: 0,1 – 0,2 – 0,5 – 1 y 3. Las más usadas son la 0,2 (para medidas Tipo 1) y 0,5 (para medidas locales o Tipo 2).

TTs para protección: Destinados a alimentar relés de protección. Cuando no se requiera separación galvánica, no es necesario en un TT tener dos arrollamientos separados para



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medida y protección, por lo que a los TTs para protección se les exige que cumplan también una clase de precisión de medida. Es muy común que uno de los arrollamientos se utilice en conexión de triángulo abierto junto con los arrollamientos correspondientes de los TTs monofásicos de las otras fases para suministrar tensión residual y poder detectar faltas a tierras. Los TTs de protección pueden ser de carga simultánea. A diferencia de los TTs de medida, la clase de precisión de los TTs de protección se indica por un número que muestra el error máximo en procentaje, al 5% de la tensión nominal, seguido de la letra P. Las clases más comunes son 3P y 6P.

Figura 5.18 - Representación Esquemática Trifilar de un Transformador de Tensión Trifásico (Adaptada de [10])

En la Figura 5.18, se muestra un TT trifásico, con tres secundarios por fase, el primero de medida, el segundo combinado de medida y protección, y el tercero de tensión residual para protección. Otra división que se puede hacer de los TTs es en Inductivos y Capacitivos. Los TTs Inductivos son TTs electromagnéticos explicados hasta ahora y similares a los transformadores de potencia: un devanado primario que se conecta en paralelo a la red, toma de ésta una pequeña corriente de excitación que produce un flujo magnético a través de un núcleo de hierro al cual se arrolla uno o varios secundarios. Se representa en la Figura 5.19 el esquema de conexión de un TT inductivo.

5.19 – Transformador de Tensión Inductivo (Extraída de [10])



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Por lo general, el tamaño de un TT inductivo es proporcional a su tensión nominal, por lo que el coste del mismo aumenta al aumentar el nivel de tensión para el que se va a utilizar. Por tanto, una solución económica para TTs en altas tensiones es el TT Capacitivo. Los TTs Capacitivos, menos usados, son TTs formados por un divisor capacitivo que consta de dos condensadores conectados en serie, de forma que dejan un punto de tensión intermedia y al que se conecta una inductancia y un TT de tensión intermedia de tipo inductivo. Estos TTs capacitivos resultan más económicos que los inductivos para tensiones a partir de 100 kV, son resistentes a las sobretensiones de choque y pueden construirse con clase de precisión hasta 0,2. El divisor capacitivo puede utilizarse también para transmisor de comunicaciones mediante corriente portadora de alta frecuencia en líneas eléctricas de alta tensión. Como desventaja, resaltar que la relación del divisor capacitivo no es constante, por lo que las medidas sólo son válidas hasta una cierta frecuencia. También, la variación de temperatura induce errores de medida debido al circuito resonante. Se representa en la Figura 5.20 el esquema de conexión de un TT capacitivo.

5.20 – Transformador de Tensión Capacitivo (Extraída de [10])

5.4.1. Medida de Tensión Residual La tensión residual que caracteriza la tensión del punto neutro con respecto a la tierra es igual a la suma vectorial de las tensiones trifásicas a tierra. La tensión residual es igual a tres veces la tensión nula V0. En la Figura 5.21 se muestran los fasores que determinan la tensión residual.

Vrsd = 3 * V0 = V1 + V2 + V3

Figura 5.21 – Definición de Tensión Residual (Extraída de [3])



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La ocurrencia de esta tensión indica la existencia de un fallo a tierra. Se puede medir o calcular:

Se representa en la Figura 5.22 la medida mediante tres transformadores de tensiones cuyos primarios están conectados en estrella y los secundarios, en una disposición en triángulo abierto, proporcionan la tensión residual.

Figura 5.22– Medida Directa de la Tensión Residual (Extraída de [3])

Se representa en la Figura 5.23 el cálculo por el relé mediante tres transformadores de tensión cuyos primarios y secundarios están conectados en estrella.

Figura 5.23 – Cálculo de la Tensión Residual (Extraída de [3])



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6. Regímenes de Neutro

La elección de la puesta a tierra del neutro para sistemas eléctricos de MT y AT es, desde hace tiempo, un tema muy controvertido debido a que es imposible encontrar un compromiso único para los distintos tipos de sistemas eléctricos. La experiencia adquirida permite ahora realizar una elección adecuada según las restricciones especí cas de cada sistema. En este punto se comparan los distintos tipos de puesta a tierra del neutro, que se diferencian por la conexión de punto neutro y la técnica de funcionamiento utilizada. En la Figura 6.1 se representa el esquema equivalente de una falta a tierra.

Impedancia de la Puesta a Tierra El potencial de neutro se puede conectar a tierra mediante cinco métodos distintos, según el tipo (capacitivo, resistivo, inductivo) y el valor (de cero a in nito) de la impedancia ZN de la conexión entre el neutro y la tierra:

o ZN = : neutro aislado. o ZN = R se re ere a una resistencia con un valor bastante alto. o ZN = Xb se re ere a una reactancia con un valor generalmente bajo. o ZN = Xc se re ere a una reactancia de compensación, diseñada para compensar la

capacidad del sistema. o ZN = 0: el neutro está permanentemente conectado a tierra.

Dificultades y Criterios de Selección

Los criterios de selección presentan muchos aspectos:

o Consideraciones técnicas (funcionamiento del sistema eléctrico, sobretensiones,

corrientes de defecto, etc.). o Consideraciones de funcionamiento (continuidad del servicio, mantenimiento). o Seguridad. o Coste (desembolso de capital y gastos de funcionamiento). o Prácticas locales y nacionales.

Reducción del nivel de las sobretensiones

Las sobretensiones excesivas provocan la ruptura dieléctrica de los materiales de aislamiento eléctrico, lo que genera cortocircuitos. Las sobretensiones pueden tener distintos orígenes:

o Máxima tensión debida a los rayos, al que están expuestos todos los sistemas aéreos, hasta el punto de alimentación del usuario.

o Máxima tensión en el sistema debido a conmutaciones y situaciones críticas como la resonancia.

o Máxima tensión resultante de un fallo a tierra y su eliminación.

Reducción de la corriente de defecto a tierra (Ik1) La corriente de defecto que sea demasiado elevada produce toda una serie de consecuencias relacionadas con lo siguiente:



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o Daños provocados por el arco en el punto de defecto; en particular, la fusión de los circuitos magnéticos en máquinas giratorias.

o La resistencia térmica para el blindaje del cable. o El tamaño y coste de la resistencia de puesta a tierra. o La inducción en circuitos de telecomunicación adyacentes. o El riesgo para la personas creado por el aumento en potencia de las piezas

conductoras expuestas.

Figura 6.1 – Esquema Equivalente de un Sistema Eléctrico con un Defecto a Tierra (Extraída de [3]) Lamentablemente, la optimización de uno de estos requisitos se hace automáticamente en perjuicio de los demás. Dos métodos típicos de puesta a tierra del neutro acentúan este contraste:

o Un neutro aislado, que elimina el ujo de la corriente de defecto a tierra a través del neutro pero crea mayores sobretensiones.

o Un neutro conectado a tierra permanentemente, que reduce la máxima tensión a un mínimo pero provoca una gran corriente de defecto.

En cuanto a las consideraciones de funcionamiento, según el método de puesta a tierra del neutro utilizado:

o El funcionamiento continuo puede ser posible o no tras un primer fallo persistente.

o Las tensiones de contacto son distintas. o La selectividad de protección puede ser fácil o difícil de implantar.

Por lo tanto, se suele elegir a menudo una solución intermedia, por ejemplo, puesta a tierra del neutro mediante una impedancia.

6.1. Neutro Aislado

6.1.1. Esquema de Bloque No hay una puesta a tierra intencional del punto neutro, excepto para dispositivos de medida o de protección. Tal y como se representa en la Figura 6.2, se puede observar la configuración de neutro aislado sufriendo una falta a tierra.



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Figura 6.2 – Corriente de Defecto Capacitiva en un Sistema de Neutro Aislado (Extraída de [3])

6.1.1. Técnica de Funcionamiento En este tipo de sistemas eléctricos, un fallo de fase a tierra sólo produce una corriente baja a través de las capacidades de fase a tierra de las fases libres de fallos. Se puede demostrar que VCI k 31 , donde:

V es la tensión de fase a neutro. C es la capacidad de fase tierra de una fase.

es la frecuencia angular del sistema eléctrico de nido como f2

La corriente de defecto Ik1 puede mantenerse durante largo tiempo, en principio, sin provocar ningún daño ya que no supera unos pocos amperios (aproximadamente 2 A por km para un cable unipolar de 6 kV con una sección de 150 mm 2, aislamiento de polietileno entrecruzado (XLPE) y una capacidad de 0,63 mF/km). No se requiere realizar ninguna acción para eliminar este primer defecto, lo que resalta las ventajas de esta solución en términos de mantenimiento de la continuidad del servicio. No obstante, esto implica las siguientes consecuencias:

Se debe supervisar de forma continua el aislamiento y un dispositivo de supervisión del aislamiento o una unidad de protección de desplazamiento de tensión de neutro (ANSI 59N) tal y como se muestra en la Figura 6.3 debe indicar los fallos no corregidos aún.

El posterior seguimiento de fallos requiere un equipo automático complejo para la rápida identi cación de la salida de alimentación defectuosa y también un personal de mantenimiento cuali cado que se ocupe del funcionamiento del equipo.

Si no se corrige el primer defecto, el segundo fallo que se produzca en otra fase provocará un auténtico cortocircuito bifásico a tierra que despejarán las unidades de protección de fase.



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Figura 6.3 – Dispositivo de Supervisión de Aislamiento (IMD) (Extraída de [3])

6.1.2. Ventajas La ventaja esencial es la continuidad del servicio ya que la corriente de defecto muy baja no provoca un disparo automático en el primer defecto; es el segundo fallo el que requiere un disparo.

6.1.3. Inconvenientes

El hecho de no eliminar las sobretensiones transitorias a través de la tierra puede constituir un gran inconveniente si la máxima tensión es alta.

Asimismo, cuando se conecta a tierra una fase, las demás alcanzan una tensión entre fases a una frecuencia industrial (U = 3 · V con respecto a la tierra y esto aumenta la probabilidad de un segundo fallo. Los costes de aislamiento son mayores debido a que la tensión entre fases puede mantenerse entre la fase y la tierra durante largo tiempo sin un disparo automático.

La supervisión del aislamiento es obligatoria, con indicación del primer fallo. Es necesario disponer de un departamento de mantenimiento con equipo para rastrear

rápidamente el primer defecto de aislamiento. Existen riesgos de sobretensiones provocadas por ferrorresonancia.

6.1.4. Función de protección

Es posible detectar la salida de alimentación defectuosa mediante una unidad de protección de fallo a tierra direccional (ANSI 67N) mostrada en la Figura 6.4. El esquema muestra que la selectividad se implanta mediante una comparación del ángulo de desplazamiento de la fase entre la tensión residual y las corrientes residuales, para la salida en defecto y para cada salida libre de fallos. La corriente se mide mediante un toroidal y se establece el umbral de disparo:

Para evitar disparos intempestivos. Inferior a la suma de las corrientes capacitivas de todas las demás salidas de alimentación.

Esto di culta la detección de fallos en los sistemas eléctricos que están limitados en tamaño y que sólo constan de algunos centenares de metros de cable.



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Figura 6.4 - Detección para Protección de Fallo a Tierra Direccional (Extraída de [3])

6.1.5. Aplicaciones Esta solución se utiliza a menudo para sistemas eléctricos industriales (y 15 kV) que requieren continuidad del servicio. Se utiliza igualmente en los sistemas de distribución públicos de España, Italia y Japón [3].

6.2. Puesta a Tierra por Resistencia

6.2.1. Esquema de Bloque Tal y como se representa en la Figura 6.5, en este tipo de configuración se conecta intencionadamente una resistencia entre el punto neutro y la tierra.

Figura 6.5 – Puesta a Tierra con Neutro Accesible: Resistencia entre Neutro y Tierra (Extraída de [3])



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6.2.2. Técnica de Funcionamiento En este tipo de sistemas eléctricos, la impedancia resistiva limita la corriente de defecto a tierra Ik1 pero permite aun así la evacuación satisfactoria de las sobretensiones. No obstante, se deben utilizar unidades de protección para corregir automáticamente el primer fallo. En los sistemas eléctricos que alimentan a las máquinas giratorias, la resistencia se calcula de tal manera que se obtenga una corriente de defecto Ik1 de 15 a 50 A. Esta corriente baja debe ser no obstante IRN 2 Ic (donde Ic es la corriente capacitiva total del sistema eléctrico) para reducir las sobretensiones de conmutación y permitir una detección sencilla. En los sistemas eléctricos de distribución, se utilizan valores más altos (de 100 a 500 A en líneas aéreas, y 1.000 A en subterráneas) ya que son más fáciles de detectar y permiten la evacuación de las sobretensiones debidas a rayos.

6.2.3. Ventajas

Este sistema constituye un buen compromiso entre una corriente de defecto baja y una

evacuación de máxima tensión satisfactoria. No requiere equipos con aislamiento de fase a tierra dimensionados para la tensión entre

fases. Las unidades de protección son sencillas y selectivas, y la corriente está limitada.


La continuidad del servicio de la unidad de alimentación defectuosa se degrada y los fallos a

tierra deben corregirse en cuanto se produzcan (disparo en el primer fallo). Cuanto mayores sean la tensión y la corriente limitadas, mayor será el coste de la resistencia

de la puesta a tierra.


Si el punto neutro es accesible (bobinados conectados en estrella con un neutro accesible), la resistencia de la puesta a tierra se puede conectar entre el neutro y la tierra tal y como se representa en la Figura 6.5 o a través de un transformador monofásico con una carga resistiva equivalente en el bobinado secundario representado en la Figura 6.6.

Cuando el neutro no es accesible (bobinado conectado en triángulo) o cuando el estudio del sistema de protección muestra que es adecuado, se crea un punto neutro arti cial mediante un generador homopolar conectado a las barras de bus; consta de un transformador especial con una reactancia nula muy baja.

Transformador en estrella-triángulo con un neutro primario conectado a tierra permanentemente y conexión en triángulo que incluye una resistencia limitadora (aislamiento de baja tensión, por lo tanto, la solución más económica). Configuración representada en la Figura 6.7.

Transformador en estrella-triángulo con una resistencia limitadora (aislamiento de alta tensión) entre el punto neutro primario y la tierra, y una conexión en triángulo cerrada (sin resistencia); esta solución se suele utilizar menos. Configuración representada en la Figura 6.8.



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Figura 6.6 - Puesta a Tierra con Neutro Accesible: Resistencia en Circuito Secundario de Transformador Monofásico. (Extraída de [3])

Figura 6.7 - Puesta a Tierra con Neutro Inaccesible: Resistencia Limitadora en Circuito Secundario (Extraída de [3])

Figura 6.8 - Puesta a Tierra con Neutro Inaccesible: Resistencia Limitadora en Circuito Primario (Extraída de [3])

6.2.6. Aplicaciones

Sistemas de distribución públicos e industriales de MT.



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6.3. Puesta a Tierra por Baja Reactancia

6.3.1. Esquema de Bloque Se conecta intencionadamente una reactancia entre el punto neutro y la tierra tal y como se representa en la Figura 6.9. Para las tensiones de sistemas eléctricos superiores a 40 kV, es preferible utilizar una reactancia que no sea una resistencia debido a las di cultades que surgen de la emisión de calor en caso de producirse un defecto.

Figura 6.9 – Puesta a Tierra con Neutro Accesible: Reactancia entre Neutro y Tierra (Extraída de [3])

6.3.2. Técnica de Funcionamiento En este tipo de sistemas eléctricos, una impedancia inductiva limita la corriente de defecto a tierra Ik1 pero permite aun así la evacuación satisfactoria de las sobretensiones. No obstante, se deben utilizar unidades de protección que corrijan automáticamente el primer defecto. Para reducir las sobretensiones de conmutación y permitir una detección sencilla, la corriente IL debe ser muy superior a la corriente capacitiva total de Ic del sistema eléctrico. En los sistemas de distribución, se utilizan valores más altos (de 300 a 1.000 A) ya que son más fáciles de detectar y permiten la evacuación de las sobretensiones debidas a rayos.

6.3.3. Ventajas

Este sistema limita la amplitud de las corrientes de defecto. La selectividad de la protección es fácil de instalar si la corriente limitadora es muy superior a

la corriente capacitiva en el sistema eléctrico. La bobina tiene una baja resistencia y no disipa una gran cantidad de energía térmica; se

puede reducir, por lo tanto, el tamaño de la bobina. En los sistemas de alta tensión, esta solución es más rentable que la puesta a tierra por

resistencia. 6.3.4. Inconvenientes

La continuidad del servicio de la unidad de alimentación defectuosa se degrada; los fallos a

tierra deben corregirse en cuanto se produzcan (disparo en el primer defecto). Una vez corregidos los fallos a tierra, se pueden producir sobretensiones altas debido a la

resonancia entre la capacidad del sistema eléctrico y la reactancia.



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6.3.5. Puesta a Tierra de Neutro

Si el punto neutro está accesible (bobinados conectados en estrella con un neutro accesible), se puede conectar la reactancia de la puesta a tierra entre el neutro y la tierra.

Cuando el neutro no está accesible (bobinados conectados en triángulo) o cuando el estudio del sistema eléctrico muestra que es adecuado, se crea un punto neutro arti cial mediante una bobina de punto neutro conectada a las barras. Tal y como se puede ver en la Figura 6.10 consiste en una bobina en zigzag con un neutro accesible.

Figura 6.10 – Puesta a Tierra con Neutro Inaccesible (Extraída de [3])

La impedancia entre las dos partes del bobinado, básicamente inductiva y baja, limita la corriente a los valores que siguen siendo superiores a 100 A. Se puede añadir una resistencia limitadora entre el punto neutro de la bobina y la tierra para reducir la amplitud de la corriente de defecto (aislamiento de AT).

6.3.6. Funciones de protección

El ajuste de protección está en el rango del 10 al 20% de la corriente de defecto máxima. La función de protección es menos restrictiva que en el caso de una puesta a tierra por

resistencia, especialmente si se considera el valor alto de ILN cuando Ic es menor que la corriente limitada.

6.3.7. Aplicaciones

Sistemas de distribución públicos e industriales de MT (corrientes de varios centenares de amperios).

6.4. Puesta a Tierra por Reactancia de Compensación

6.4.1. Esquema de Bloque Se introduce una reactancia ajustada a la capacidad total de fase a tierra del sistema eléctrico entre el punto neutro y la tierra para que la corriente de defecto sea cercana a cero en caso de que se produzca un fallo a tierra. La Figura 6.11 representa el esquema equivalente de una puesta a tierra por reactancia de compensación sufriendo un defecto a tierra.



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Figura 6.11 – Fallo a Tierra en un Sistema Eléctrico con una Puesta a Tierra por Reactancia de Compensación (Extraída de [3])

6.4.2. Técnica de Funcionamiento

Este sistema se utiliza para compensar una corriente capacitiva en el sistema eléctrico. La corriente de defecto es la suma de las corrientes que uyen a través de los circuitos siguientes:

Circuito de puesta a tierra por reactancia. Capacidades de fase libres de fallos con respecto a tierra.

Las corrientes se compensan entre sí debido a que:

Una es inductiva (en el circuito de puesta a tierra). La otra es capacitiva (en las capacidades de fase libres de fallos).

Se suman, por lo tanto, en fase opuesta. En la práctica, debido a la ligera resistencia de la bobina, hay una corriente resistiva de algunos amperios. Atendiendo a los diferentes tipos de corrientes enunciadas anteriormente, se representa en la Figura 6.12 la disposición fasorial de dichas corrientes así como la resultante corriente de defecto.

Figura 6.12 - Esquema Vectorial de Corrientes durante un Fallo a Tierra (Extraída de [3])

6.4.3. Ventajas

El sistema reduce la corriente de defecto, incluso si la capacidad de fase a tierra es alta: extinción espontánea de fallos a tierra no permanentes.

La tensión de contacto está limitada a la ubicación del fallo.



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La instalación sigue en servicio incluso en el caso de un fallo permanente. El primer defecto se indica mediante la detección de la corriente que uye a través de la

bobina. 6.4.4. Inconvenientes

El coste de la puesta a tierra por reactancia puede ser alto ya que se debe modi car la

reactancia para adaptar la compensación. Es necesario asegurarse de que la corriente residual en el sistema eléctrico durante el defecto

no presenta ningún peligro para las personas o los equipos. Existe un alto riesgo de sobretensiones transitorias en el sistema eléctrico. El personal debe estar presente para la supervisión de la instalación. Es difícil instalar una selectividad de protección para el primer defecto.


La detección del fallo se basa en el componente activo de la corriente residual. El fallo crea corrientes residuales a través del sistema eléctrico, pero el circuito defectuoso es el único a través del cual uye la corriente residual resistiva. Además, las unidades de protección deben tener en cuenta los fallos repetitivos autoextinguibles (fallos recurrentes). Cuando la reactancia de la puesta a tierra y la capacidad del sistema eléctrico se ajustan a:

13 2CLN

La corriente de defecto es mínima. Es una corriente resistiva. El fallo es autoextinguible.

La reactancia de compensación se denomina bobina de extinción o bobina Petersen.

6.4.6. Aplicaciones Sistemas de distribución públicos e industriales de MT con alta corriente capacitiva.

6.5. Neutro Conectado a Tierra Permanentemente

6.5.1. Esquema de Bloque Se con gura intencionadamente una conexión eléctrica con impedancia nula entre el punto neutro y la tierra. En la Figura 6.13 se representa el esquema de conexión junto con el flujo de corrientes de defecto producidas por una falta a tierra.



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Figura 6.13 – Fallo a Tierra en un Sistema Eléctrico de Neutro Conectado a Tierra Permanentemente (Extraída de [3])

6.5.2. Técnica de Funcionamiento

Como el neutro está conectado a tierra sin impedancia limitadora, la corriente de defecto de fase a tierra Ik1 es prácticamente un cortocircuito de fase a neutro, y es, por lo tanto, alta. El disparo se produce en cuanto ocurre el primer defecto de aislamiento.

6.5.3. Ventajas

Este sistema es perfecto para evacuar sobretensiones. Se pueden utilizar equipos con un aislamiento dimensionado para la tensión de fase a neutro. No se requieren unidades de protección especí cas: se pueden utilizar unidades de

protección de máxima intensidad de fase normales para corregir los fallos a tierra permanentes. 6.5.4. Inconvenientes

Este sistema presenta todos los inconvenientes y riesgos de la corriente de defecto a tierra

alta: máximo nivel de daños y perturbaciones. No hay continuidad del servicio en la unidad de alimentación defectuosa. El peligro para el personal es elevado durante los fallos porque las tensiones de contacto

creadas son altas.

6.5.5. Función de protección Los fallos de impedancia se detectan mediante una unidad de protección de fallo a tierra temporizado (ANSI 51N), con gurada en el rango de la corriente nominal.

6.5.6. Aplicaciones

Este tipo de sistemas no se utiliza en los sistemas eléctricos aéreos o subterráneos europeos de MT, pero es predominante en los sistemas de distribución norteamericanos. En los sistemas eléctricos norteamericanos (sistemas aéreos), entran en juego otras características para justi car la elección:

o Conductor de neutro distribuido. o Distribución trifásica o bifásica + neutro o fase + neutro.



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o Uso del conductor de neutro como conductor de protección con puesta a tierra sistemática en cada polo de transmisión.

Este tipo de sistemas puede utilizarse cuando la potencia del cortocircuito de la fuente es

baja.



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7. Selectividad Las funciones de protección constituyen un sistema coherente que depende de la estructura global del sistema eléctrico de distribución y de la disposición de la puesta a tierra del neutro. Se deben considerar por lo tanto como un sistema basado en el principio de selectividad, que consiste en aislar la parte defectuosa del sistema eléctrico, y sólo esa parte, tan rápido como sea posible y dejar en tensión las partes libres de fallos del sistema eléctrico. Se pueden utilizar diversos medios para poner en marcha una selectividad en la protección del sistema eléctrico:

Selectividad cronométrica. Selectividad amperimétrica. Selectividad por intercambio de datos, denominada selectividad lógica. Selectividad por uso de funciones de protección direccional. Selectividad por uso de funciones de protección diferencial. Selectividad combinada para asegurar un rendimiento global mejor (técnico y económico), o

de reserva.

7.1. Selectividad Cronométrica

7.1.1. Principio La selectividad cronométrica consiste en asignar distintas temporizaciones a las unidades de protección de máxima intensidad distribuidas a través del sistema eléctrico. Cuanto más cerca esté el relé de la fuente, más larga será la temporización.

Figura 7.1 – Principio de Selectividad Cronométrica (Extraída de [3])



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7.1.2. Modo de Funcionamiento El fallo mostrado en la Figura 7.1 es detectado por todas las unidades de protección (en A, B, C y D). Los contactos de la unidad de protección temporizada D se cierran más rápido que los de la unidad de protección C, que a su vez se cierran antes que los de la unidad de protección B... Una vez que el disyuntor D se haya disparado y se haya corregido la corriente de defecto, las unidades de protección A, B y C, que ya no son necesarias, vuelven a la posición de espera. Se representa en la Figura 7.2 la diferencia en el tiempo de funcionamiento T entre dos unidades de protección sucesivas denominado también como intervalo de selectividad. Este intervalo de selectividad tiene en cuenta los siguientes aspectos:

El tiempo de corte Tc del disyuntor aguas abajo, que incluye el tiempo de respuesta del disyuntor y el tiempo de arco.

Las tolerancias de temporización dT. El tiempo de exceso de la unidad de protección aguas arriba: tr. Un margen de seguridad m.

T debe por lo tanto satisfacer la relación:

mdTtrTcT 2

Teniendo en cuenta el rendimiento actual de aparatos y relés, a T se le asigna un valor de 0,3 s. Ejemplo: Tc = 95 ms, dT = 25 ms, tr = 55 ms; para un intervalo de selectividad de 300 ms, el margen de seguridad es 100 ms.

Figura 7.2 – Ruptura de un Intervalo de Seguridad (Extraída de [3])

7.1.3. Ventajas

Este sistema de selectividad presenta dos ventajas:

Proporciona su propia reserva; por ejemplo, si falla la unidad de protección D, se activa la unidad de protección C T después.

Es sencillo.

7.1.4. Inconvenientes No obstante, cuando hay un gran número de relés en cascada, debido a que la unidad de protección situada en el extremo más lejano aguas arriba tiene la temporización más larga, el tiempo de corrección de fallo se vuelve prohibitivo e incompatible con las necesidades de resistencia de la corriente de cortocircuito y de funcionamiento externas del equipo (por ejemplo, limitaciones impuestas por la compañía eléctrica).



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7.1.5. Aplicación Este principio se utiliza en sistemas de potencia radiales tal y como se muestra en la Figura 7.3. Las temporizaciones de nidas para la selectividad cronométrica se activan cuando la corriente supera los ajustes de relés. Los ajustes deben ser coherentes. Hay dos casos, según el tipo de temporización utilizado.

Figura 7.3 – Sistema de Potencia Radial con Selectividad Cronométrica (Extraída de [3])

Relés de tiempo independiente Se deben cumplir las condiciones siguientes: I sA > I sB > I sC y TA > TB > TC. El intervalo de selectividad T está situado convencionalmente en el rango de 0,3 segundos. En la Figura 7.4 se representan las curvas I-t para relés de tiempo independiente.

Figura 7.4 – Selectividad Cronométrica con Relés de Tiempo Independiente (Extraída de [3])

Relés de tiempo dependiente

Si los umbrales están de nidos en la corriente nominal In, la protección de sobrecarga está asegurada a la vez que se garantiza la protección de cortocircuito y la coherencia de los ajustes.

InA > InB > InC IsA = InA, lsB = InB e IsC = InC



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Las temporizaciones se de nen para obtener el intervalo de selectividad T para la corriente máxima considerada por el relé de protección aguas abajo. Se utiliza la misma familia de curvas para evitar la superposición en una parte del dominio. En la Figura 7.5 se representan las curvas I-t para relés de tiempo dependiente.

Figura 7.5 – Selectividad Cronométrica con Relés de Tiempo Dependiente (Extraída de [3])

7.2. Selectividad Amperimétrica

7.2.1. Principio La selectividad amperimétrica utiliza el principio que en un sistema eléctrico, cuanto más alejado esté el fallo de la fuente, más débil será la corriente de defecto.

7.2.2. Modo de funcionamiento Hay instalada una unidad de protección de corriente en el punto inicial de cada sección: tal y como se muestra en la Figura 7.6 el umbral está de nido en un valor inferior a la corriente de cortocircuito mínima generada por un fallo en la sección supervisada, y superior a la corriente máxima generada por un fallo aguas abajo (fuera del área supervisada).

Figura 7.6 – Funcionamiento de Selectividad Amperimétrica (Extraída de [3])



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7.2.3. Ventajas Con estos ajustes, cada dispositivo de protección sólo se activa por fallos situados justo aguas abajo, en la zona supervisada, y no es sensible a fallos fuera de esta zona. Para las secciones de líneas separadas por un transformador, puede ser ventajoso utilizar este sistema ya que es sencillo, rentable y rápido (disparo sin temporización). Según el ejemplo representado en la Figura 7.6: IscB máx. < IsA < IscA mín. IsA = ajuste de corriente. IscB en el primario del transformador es proporcional a la corriente de cortocircuito máxima del secundario. Las temporizaciones TA y TB son independientes, y TA puede ser más corto que TB.

7.2.4. Inconvenientes La unidad de protección aguas arriba (A) no proporciona una reserva para la unidad de protección aguas abajo (B). En la práctica, es difícil de nir los ajustes para dos unidades de protección en cascada y asegurar a la vez una selectividad satisfactoria, cuando no hay una reducción notable en la corriente entre dos áreas adyacentes. Es el caso en los sistemas eléctricos de media tensión, excepto en las secciones con transformadores.

7.2.5. Aplicación El ejemplo mostrado en la Figura 7.7 afecta a la protección de corriente en un transformador entre dos secciones de cable. El ajuste de protección de máxima intensidad Is satisface la relación:

1,25 IscB máx. < IsA < 0,8 IscA mín. La selectividad entre las dos unidades de protección está asegurada.

Figura 7.7 - Curvas de Discriminación (Extraída de [3])



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7.3. Selectividad Lógica

7.3.1. Principio Este sistema se ha desarrollado para resolver los inconvenientes de la selectividad cronométrica. Este principio se utiliza cuando se requiere un tiempo de corrección de defecto muy breve. En la Figura 7.8 se muestra el principio de funcionamiento y conexionado de los equipos en cada una de las secciones del sistema.

Figura 7.8 – Principio de Selectividad Lógica (Extraída de [3])

7.3.2. Modo de funcionamiento El intercambio de datos lógicos entre las unidades de protección sucesivas elimina la necesidad de intervalos de selectividad y, por lo tanto, reduce considerablemente el tiempo de disparo de los disyuntores más cercanos a la fuente. En los sistemas eléctricos radiales, se activan las unidades de protección situadas aguas arriba del fallo, pero no las de aguas abajo. De este modo, se pueden localizar claramente el punto de fallo y el disyuntor que se debe disparar. Cada unidad de protección activada por un fallo envía:

Una señal de bloqueo al nivel de aguas arriba (una orden para aumentar la temporización del relé aguas arriba).

Una orden de disparo al disyuntor relacionado a menos que ya haya recibido una señal de bloqueo desde el nivel de aguas abajo.

Se proporciona de reserva el disparo temporizado.



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El principio de funcionamiento se ilustra en la Figura 7.9:

Cuando aparece un fallo aguas abajo de B, la unidad de protección en B bloquea la unidad de protección en A.

Sólo la unidad de protección en B activa el disparo después de la temporización TB, siempre que no haya recibido una señal de bloqueo.

La duración de la señal de bloqueo para la unidad de protección en A está limitada a TB + T3, con T3 – tiempo de apertura y extinción del arco del disyuntor B (generalmente 200 ms).

Si el disyuntor B no se dispara, la unidad de protección A da una orden de disparo en TB + T3. Cuando aparece un fallo entre A y B, la unidad de protección A se dispara después de la

temporización TA.

Figura 7.9 – Principio de Funcionamiento de Selectividad Lógica (Extraída de [3])

7.3.3. Ventajas

El tiempo de disparo no está relacionado con la ubicación del fallo en la cadena de selectividad o el número de unidades de protección de la cadena. Esto signi ca que es posible la selectividad entre una unidad de protección aguas arriba con una temporización corta y una unidad aguas abajo con una temporización larga. Por ejemplo, se debe utilizar una temporización más corta en la fuente que cerca de las cargas. El sistema también dispone dentro de sí de una reserva.

7.3.4. Inconvenientes Como se deben transmitir señales lógicas entre los distintos niveles de las unidades de protección, es preciso instalar un cableado adicional. Esto puede suponer una exigencia considerable cuando las unidades de protección están alejadas unas de otras, en caso de enlaces largos, por ejemplo (en distancias largas se usa bra óptica para enviar la señal de bloqueo). Esta di cultad puede superarse mediante la combinación de funciones: selectividad lógica en los cuadros de distribución cercanos y selectividad cronométrica entre zonas que están alejadas.



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7.4. Selectividad Direccional

7.4.1. Principio En un sistema eléctrico de bucle, en el que los fallos se alimentan desde ambos extremos, es necesario utilizar una unidad de protección que sea sensible a la dirección del ujo de la corriente de defecto para localizar y corregir el fallo de manera selectiva. Es la función de las unidades de protección de máxima intensidad direccional.

7.4.2. Modo de funcionamiento Las acciones de protección di eren según la dirección de la corriente tal y como se representa en las Figuras 7.10 y 7.11, por ejemplo, según el desplazamiento de fase de la corriente en relación con una referencia dada por el vector de tensión; el relé necesita, por lo tanto, datos de corriente, así como de tensión.

Figura 7.10 – Principio de Protección Diferencial Unidad de Protección Activa (Extraída de [3])

Figura 7.11 – Principio de Protección Diferencial Unidad de Protección No Activa (Extraída de [3])

Las condiciones de funcionamiento, a saber, la protección del disparo y de las zonas sin disparo, se adaptan para proteger el sistema eléctrico según se muestra en la Figura 7.12.



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Figura 7.12 – Detección de Dirección de la Corriente (Extraída de [3]) Ejemplo de uso de unidades de protección direccional se representa en la siguiente Figura 7.13:

Figura 7.13 – Ejemplo de dos Elementos de Entrada en Paralelo (Extraída de [3])

Los disyuntores D1 y D2 están equipados con unidades de protección direccional que se activan si la corriente uye desde las barras al cable. Si el fallo se produce en un punto 1, la unidad de protección sólo lo detecta en D1. La unidad de protección en D2 no lo detecta, debido a la dirección de corriente detectada. El disyuntor D1 se dispara. Si el fallo se produce en un punto 2, estas unidades de protección no lo detectan y los disyuntores D1 y D2 permanecen cerrados. Se deben incluir otras unidades de protección para proteger las barras.

7.4.3. Ventajas Esta solución es sencilla y se puede aplicar en un gran número de casos.

7.4.4. Inconvenientes Es necesario utilizar transformadores de tensión para proporcionar una referencia de fase a n de determinar la dirección de la corriente.



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7.4.5. Aplicación

Este principio se utiliza para proteger los elementos de entrada en paralelo y los sistemas eléctricos de bucle cerrados, bucles abiertos con interruptor automático, así como en algunos casos de protección de fallo a tierra.

7.5. Selectividad Diferencial

7.5.1. Principio Estas unidades de protección comparan la corriente en los dos extremos de la sección supervisada del sistema eléctrico. En la Figura 7.14 se representa el principio de protección diferencial junto con el tipo de conexionado.

Figura 7.14 – Principio de Protección Diferencial (Extraída de [3])

7.5.2. Modo de funcionamiento Cualquier amplitud o diferencia de fase entre las corrientes indica la presencia de un defecto: las unidades de protección sólo reaccionan a los fallos dentro del área que cubren y son insensibles a cualquier fallo fuera de esa área. Este tipo de protección es, por lo tanto, selectiva por naturaleza. El disparo instantáneo se produce cuando IA - IB 0. Para que la protección diferencial funcione, es necesario utilizar transformadores de corriente especí camente dimensionados para que las unidades de protección sean insensibles a otros fenómenos. Lo que hace que las unidades de protección diferencial sean estables es que no se disparan mientras no haya fallos en la zona que se está protegiendo, incluso si se detecta una corriente diferencial:

Corriente magnetizadora de transformador. Corriente capacitiva de línea. Corriente de error debida a saturación de los sensores de intensidad.



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Existen dos principios básicos según el modo de estabilización:

Protección diferencial de alta impedancia: el relé está conectado en serie a una resistencia de estabilización Rs en el circuito diferencial Se representa en la Figura 7.15 el esquema de protección diferencial de alta impedancia así como en la Figura 7.16 se representa la estabilidad por resistencia.

Figura 7.15 - Esquema de Protección Diferencial de Alta Impedancia (Extraída de [3])

Figura 7.16 – Estabilidad por Resistencia (Extraída de [3])

Protección diferencial basada en porcentaje: el relé está conectado de forma independiente a los circuitos que transmiten las corrientes IA e IB. La diferencia entre las corrientes IA e IB está determinada en la unidad de protección y la estabilidad de protección se obtiene mediante una retención relacionada con la corriente atravesante según se muestra en las Figuras 7.17 y 7.18.

Figura 7.17 - Esquema de Protección Diferencial basada en Porcentaje (Extraída de [3])

Figura 7.18 – Estabilidad por Retención (Extraída de [3])



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7.5.3. Ventajas

Protección sensible a la corriente de defecto menor que la corriente nominal del equipo

protegido. Protección de zona que puede dispararse de manera instantánea.


El coste de la instalación es elevado. Se necesitan conocimientos para instalar el sistema. Se debe incluir una función de reserva de máxima intensidad.

7.5.5. Comparación de los dos principios

Protección diferencial de alta impedancia:

o Los TI aguas arriba y aguas abajo deben tener las mismas corrientes nominales

(primaria y secundaria). o Se elige la resistencia de estabilización para evitar que se dispare por fallos externos

con un TI saturado y para permitir que el TI alimente el relé. o El relé es relativamente sencillo, pero requiere el uso de resistencias de estabilización.

Protección diferencial basada en porcentaje:

o Se puede adaptar para que se ajuste al equipo que se va a proteger. o El relé es relativamente más complejo pero es fácil de usar.

7.5.6. Aplicación

La protección diferencial puede afectar a todos los componentes de alta potencia prioritarios: motores, generadores, transformadores, barras, cables y líneas.

7.6. Selectividad Combinada La selectividad combinada es una mezcla de funciones básicas que proporciona ventajas adicionales en comparación con los tipos de selectividades individuales:

Selectividad total. Redundancia o reserva.

A continuación se describen varios ejemplos prácticos de aplicaciones que utilizan selectividad combinada:

Amperimétrica + cronométrica. Lógica + cronométrica. Cronométrica + direccional. Lógica + direccional. Diferencial + cronométrica.

7.6.1. Selectividad Amperimétrica + Cronométrica



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El ejemplo representado en la Figura 7.19 muestra una disposición con dos de los siguientes elementos:

Selectividad amperimétrica entre A1 y B. Selectividad cronométrica entre A2 y B.

Esto proporciona una selectividad total y la unidad de protección en A proporciona una reserva para la unidad de protección en B.

Figura 7.19 – Selectividad Amperimétrica + Cronométrica (Extraídas de [3])

7.6.2. Selectividad Lógica + Cronométrica de Reserva El ejemplo representado en la Figura 7.20 muestra una disposición con dos de los siguientes elementos:

Selectividad lógica entre A1 y B. Selectividad cronométrica entre A2 y B.

La unidad de protección A2 proporciona una reserva para la unidad de protección A1, si A1 falla al disparar debido a un fallo de señal de bloqueo (señal de bloqueo permanente).

Figura 7.20 – Selectividad Lógica + Cronométrica de Reserva (Extraídas de [3])

7.6.3. Selectividad lógica + cronométrica



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El ejemplo representado en la Figura 7.21 muestra una disposición con dos de los siguientes elementos:

Selectividad lógica dentro de un cuadro de distribución (entre A y B, y entre C y D). Selectividad cronométrica entre dos cuadros de distribución B y D, con TB = TD + T.

No es necesario instalar un enlace de transmisión de señales lógicas entre dos cuadros de distribución alejados. Las temporizaciones de disparo son más cortas con la selectividad cronométrica únicamente (Figura 7.21).

La selectividad cronométrica de reserva debe incluirse en los puntos A y C.

Figura 7.21 - Comparación de Tiempos de Disparo de Selectividad Combinada (Lógica + Cronométrica) y de Selectividad Cronométrica (Extraída de [3])

7.6.4. Selectividad Cronométrica + Direccional Tal y como se muestra en la Figura 7.22 se observa que D1 y D2 están equipados con unidades de protección direccional de temporización corta así como H1 y H2 están equipados con unidades de protección de máxima intensidad de temporización. Si el fallo se produce en un punto 1, sólo lo detectan las unidades de protección D1 (direccional), H1 y H2. La unidad de protección en D2 no lo detecta, debido a la dirección de corriente detectada. D1 se dispara. La unidad de protección H2 se desconecta, H1 se dispara y la sección defectuosa H1-D1 se aísla:

TH1 = TH2.

TD1 = TD2.

TH = TD + DT.



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Figura 7.22 – Selectividad Cronométrica + Direccional (Extraída de [3])

7.6.5. Selectividad Lógica + Direccional

El ejemplo representado en la Figura 7.23 muestra que la orientación de las señales de bloqueo depende de la dirección del ujo de la corriente. Este principio se utiliza para el acoplamiento de barras y bucles cerrados. Fallo en extremo D2:

Disparo en D2 y B. D1 está bloqueado por B (BSIG: señal de bloqueo).

Fallo en extremo D1:

Disparo en D1 y B. D2 está bloqueado por B (BSIG: señal de bloqueo).

Figura 7.23 – Selectividad Lógica + Direccional (Extraída de [3])



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7.6.6. Selectividad Diferencial + Cronométrica El ejemplo representado en la Figura 7.24 muestra una disposición con dos de los siguientes elementos:

Protección diferencial instantánea. Una unidad de protección de máxima intensidad de fase o de fallo a tierra en A como reserva

para la unidad de protección diferencial. Una unidad de protección de corriente en B para proteger la zona aguas abajo. Selectividad cronométrica entre las unidades de protección en A y B, con TA = TB + T.

Esto proporciona una reserva para la función de protección diferencial, pero a veces son necesarios los transformadores de doble devanado. La selectividad cronométrica puede ser sustituida por la selectividad lógica.

Figura 7.24 - Selectividad Diferencial + Cronométrica (Extraída de [3])



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8. Esquemas de Protección En este capítulo, para cada elemento de protección del sistema de potencia, se comentan el conjunto de funciones de protección (sistemas de protección) típicos que garantizan la protección del elemento protegido y su coordinación y respaldo con zonas adyacentes.

8.1. Protección de Barras La probabilidad de producirse una falta en barras colectoras de una subestación de transporte o de distribución es muy baja, pero debido a que en redes de muy alta tensión (M.A.T.) y (A.T.) las potencias de cortocircuito que se pueden alcanzar son muy elevadas, el posible daño en caso de falta si no se despeja de forma rápida es considerable, aparte de los inconvenientes por pérdida de estabilidad en el sistema al dejar fuera de servicio varios elementos (todos aquellos conectados a esas barras). Hace años existía controversia a la hora de decidir si equipar protecciones de barras, ya que, como se ha comentado, la probabilidad de falta es muy baja (una cada veinte años, aproximadamente), frente a la probabilidad de operación incorrecta con los sistemas de protección de entonces. Hoy día, con la mejora en la seguridad y obediencia de los equipos de protecciones de barras, y por la importancia de estos elementos y su impacto en el sistema de potencia en caso de falta, siempre se equipan con protecciones para subestaciones de transporte y de distribución en M.A.T. (en A.T., también se pueden encontrar). Por todo lo anteriormente expuesto, se deduce que una protección de barras debe tener rapidez, seguridad y obediencia (fiabilidad) y selectividad. Existen diversas configuraciones de barras (simple barra, simple barra partida, doble barra, interruptor y medio, anillo, etc.) para maximizar las posibilidades de explotación del sistema. Esto hace que el sistema de protección deba ser capaz de mantener las propiedades anteriores independientemente del estado del embarrado. El sistema de protección de barras por excelencia es la protección diferencial de barras (87B), que se explicará a continuación. Otros métodos de protección son:

a) Protección de cuba (51C): Como la gran mayoría de faltas en barras son a tierra, esta protección mide la intensidad de falta que circula entre el embarrado y tierra. Requiere aislamiento del embarrado (que no exista otra conexión del embarrado a tierra), y debido al desarrollo de las protecciones diferenciales numéricas, esta protección está en desuso.

b) Protección de cuba (51C): Como la gran mayoría de faltas en barras son a tierra, esta protección mide la intensidad de falta que circula entre el embarrado y tierra. Requiere aislamiento del embarrado (que no exista otra conexión del embarrado a tierra), y debido al desarrollo de las protecciones diferenciales numéricas, esta protección está en desuso.

c) Protección de comparación de fase y protección de bloqueo direccional: en desuso.

d) Sistemas de protección de otras zonas adyacentes basados en relés de sobrecorriente y distancia que llegan a cubrir el embarrado tal y como se representa en la Figura 8.1. Este método de protección es demasiado lento debido a los temporizados de dichos relés, por lo que se suele utilizar para barras en subestaciones de distribución simples, o como respaldo acompañados de otros sistemas específicos de protección de barras en subestaciones de mayor nivel de tensión.



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Figura 8.1 – Protección de Barras mediante Relés de Sobrecorriente con Enclavamientos

Reversos (Adaptado de [4]))

e) Función de deslastrado: se utiliza cuando una escasez de la alimentación disponible en comparación con la demanda de carga provoca una caída anormal en la tensión y la frecuencia: se desconectan algunas cargas del consumidor según un guión establecido, llamado plan de deslastrado, para recuperar el equilibrio de potencia requerido. Se pueden elegir distintos criterios de deslastrado:

Mínima tensión (ANSI 27). Mínima frecuencia (ANSI 81L). Derivada de frecuencia (ANSI 81R).

8.1.1. Protección Diferencial de Barras (87B) Como todas las protecciones diferenciales se basa en la primera ley de Kirchhoff, de modo que la corriente que entra en todo instante en barras debe ser igual a la que sale. Su zona de actuación la delimitan los TIs de protección de cada una de las posiciones que se conectan a la barra y de donde se cablean las corrientes a la protección diferencial de barras (PDB). Para una mejor coordinación de los sistemas de protección, es deseable que las zonas se solapen, y que lo hagan quedando un interruptor dentro de esa zona de solape, para lo cual es necesario tener TIs a ambos lados del interruptor. Esto no siempre es posible, pero se intenta que por lo menos exista zona de solape, para lo que hay que fijarse a la hora de cablear las intensidades desde los TIs a las protecciones. Se representa en la Figura 8.2 las posibles zonas y sus solapes en una subestación tipo junto con la disposición de los TIs en una línea conectada a barras.



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Figura 8.2 – Conexión a) TIs a Solape; b) Zonas de Barras de la PDB (Adaptada de [10])

Cuando la configuración del embarrado presenta varias barras unidas con enlace o son barras con partición, para mejorar la selectividad de la PDB ésta realiza el balance de intensidades en subzonas de las barras, correspondientes a cada porción de barra indivisible (ver ilustración anterior, dibujo b: se ha dividido en barras A, B y C, para el caso de doble barra con partición longitudinal en la barra superior). Debe haber solape igualmente entre ellas, y en caso de producirse una falta en una subzona o barra, la PDB sólo debe disparar aquellas posiciones conectadas a esa barra, y esta información la conoce a partir de relés basculantes que reproducen la posición de cada seccionador de barras. Adicionalmente, la PDB debe tener otra subzona que abarca todas las demás (se la conoce como checkzone), de forma que si detecta una posición con sus seccionadores de barras cerrados y conectados a más de una barra y para supervisión de cada barra individual en general, evalúa la ecuación diferencial para todas las barras conjuntamente, conociéndose esta configuración como “diferencial única”. Existen dos tipos de PDB atendiendo a su distribución: Concentradas (todos sus componentes se encuentran en un mismo armario de protección representada en la Figura 8.3) y Distribuidas (se aprovecha que en el armario de protección de cada posición se tienen disponibles las intensidades y estado de seccionadores y se coloca una unidad en cada armario de protección de posición conectada a las barras y todas se conectan a una unidad central que realiza el algoritmo diferencial).



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Figura 8.3 – Conexión PDB Concentrada para Doble Barra con Acople (Adaptada de [10])

Para aumentar la seguridad de las PDB, se suelen añadir funciones adicionales que confirmen la existencia de la falta. Entre estas funciones se encuentran:

Añadir un elemento de medida adicional de intensidad con un ajuste inferior pero temporizado varios segundos. Si el elemento diferencial actúa pero este de medida no, supone que existe una corriente diferencial originada en los circuitos secundarios, por lo que la protección se bloquea y no dispara.

Añadir un elemento de sobrecorriente que impida disparar el interruptor de una posición conectada a la barra en falta si no detecta corriente a través de dicho interruptor.

Añadir un algoritmo de réplica dinámica de barras para conocer en todo momento qué posiciones están conectadas a cada barra.

Detector de saturación de TIs. Es común aprovechar la instalación de una protección diferencial de barras para realizar total o parcialmente la funcionalidad de fallo de interruptor (50S-62). Debido a que la PDB es capaz de disparar todos los interruptores de los elementos conectados a su barra (y esta información la conoce la PDB tal y como se ha comentado), en caso disparo de una protección a un interruptor, se activa la funcione de fallo de interruptor y tras una temporización, si no se ha abierto dicho interruptor, se manda disparar todos los restantes interruptores a través de la PDB. La funcionalidad de fallo de interruptor puede estar integrada en la PDB o puede proceder de un relé independiente que se cablea a la PDB. El tiempo total de eliminación de la falta debe ser suficientemente alto para asegurarse de que efectivamente el interruptor ha fallado, pero suficientemente bajo para disparar los restantes interruptores antes de que lo hagan las segundas zonas de las protecciones de distancia de los extremos remotos. El ejemplo de la Figura 8.4 muestra que cuando ocurre un fallo en el punto 1 y el disyuntor al que se ha enviado una orden de disparo falla, la función de protección de fallo de interruptor es más rápida que una acción por selectividad cronométrica de protección aguas arriba: 0,6 s en vez de 0,7 s.



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Figura 8.4 – Fallo de Interruptor (Extraída de [3])

8.2. Protección de Líneas Aéreas Los sistemas de protección de las líneas aéreas en las redes de transporte y distribución de un sistema de potencia son establecidos por las empresas eléctricas propietarias de las mismas. Sin embargo, existe una serie de funciones de protección que suelen ser comunes en líneas aéreas independientemente del propietario de la red. Eso sí, no hay que olvidar que las topologías de líneas aéreas posibles son numerosas (circuitos en paralelo, líneas de más de dos terminales, etc), y cada una requiere de una serie de funciones de protección que pueden variar con respecto al resto. En este apartado nos centraremos principalmente en el caso más común de líneas aéreas de dos terminales en simple circuito. Para líneas de distribución de 132 kV y líneas de transporte (220 y 400 kV en España), conocidas como líneas de MAT (Muy Alta Tensión), la criticidad de las líneas y su impacto en el resto del sistema en caso de una falta hacen necesario completar el sistema de protecciones con más funciones de protección. También, para este tipo de líneas de más alta tensión y más críticas para el sistema y su estabilidad, es justificable usar un sistema de protección que incluya dos o más funciones de protección para proteger la misma línea aérea ante el mismo tipo de falta. El empleo de dos funciones diferentes evidentemente aumenta la obediencia del sistema, pero aumenta más si estas funciones (ya sean iguales o diferentes) se encuentran en relés independientes, y más aún, alimentadas de baterías diferentes, recibiendo las entradas analógicas de tensión y/o intensidad de diferentes TIs de protección, actuando sus relés de salida sobre diferentes bobinas de disparo del interruptor, etc., en definitiva, todo lo independiente posible uno de otro, práctica que suele ser habitual para proteger líneas de altos niveles de tensión. Uno de estos relés recibe el nombre de protección principal, y el otro, protección de respaldo (back-up), aunque también se les conoce como protección primaria y secundaria. La Figura 8.5 muestra las principales funciones de protección asociadas a una línea y el conexionado de las protecciones principal y respaldo a los correspondientes TTs y TTs.



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Figura 8.5 – Sistema de Protección de una Línea de MAT (Adaptada de [10])

Uno de los relés en este tipo de líneas es un relé con función de distancia (por ejemplo, de característica MHO para faltas entre fases y Cuadrilateral para faltas a tierra), que puede ser la protección principal en caso de que la protección de respaldo sea otro relé 21, o suele ser la protección de respaldo si la otra protección (principal) es una protección diferencial de línea (la protección 87L se suele considerar principal por tratarse de una protección unitaria que sólo protege su zona, por lo que es más selectiva). Debido a que los relés de este tipo son multifunción, el sistema de protección se completa incluyendo más funciones que están implementadas en el mismo relé principal y en el de respaldo. Así, en el ejemplo de la ilustración anterior, la protección principal podría ser un relé con la función diferencial de línea (87L), y el relé de respaldo contener las funciones de distancia (21), sobrecorriente direccional de tierra (67N), reenganchador (79) y comprobación de sincronismo (25). Cabe destacar la condición de sincronismo (25) que existe en los circuitos AT. Como su nombre indica, controla que las tensiones de ambos lados del interruptor automático (barras y posición) estén en sincronismo, o con al menos un lado sin tensión, para asegurar que la conexión se pueda realizar de forma segura. En MT no se utiliza dicha función, debido a la red radial de la que se dispone. La naturaleza de la misma garantiza que los niveles de tensión no serán muy dispares y por tanto, se podrá cerrar el interruptor directamente. No obstante, en caso de existir Productores de Régimen Especial (PRE), se debe instalar dispositivos para detectar direccionalidad, y verificar si hay tensión de retorno. Cuando la línea a proteger no es muy larga (su impedancia es pequeña), es recomendable incluir la función 87L, ya que no le influye la longitud de la línea, y para estas líneas cortas (equivale a líneas de poca impedancia) puede ser difícil ajustar el relé de distancia, por lo que se recomienda incluir las dos funciones. Nos centramos a continuación en las diferentes funciones que componen el sistema de protección aplicado a líneas aéreas:



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8.2.1. Protección Diferencial de Líneas (87L)

Una protección diferencial se basa en la ley de Kirchoff aplicada a un conductor: en ausencia de defecto, la intensidad que entra por un extremo debe ser igual a la que sale por el extremo opuesto. Se representa su funcionamiento en la Figura 8.6.

Figura 8.6 – Funcionamiento Diferencial (Extraída de [16])

Para la aplicación en líneas o cables subterráneos la actuación es prácticamente instantánea. La única diferencia es que en cables la desconexión es tripolar sin posibilidad de reenganche, mientras que en líneas aéreas puede habilitarse desconexión unipolar (o tripolar) y reenganche automático. En el esquema de protección diferencial es necesario instalar un relé diferencial en cada extremo de la línea e interconectar ambos relés por un enlace de comunicaciones adecuado debido a no es viable para las líneas aéreas cablear las intensidades desde los dos extremos hasta una única protección diferencial ya que los extremos se encuentran demasiado separados entre sí. En la Figura 8.7 se representa el esquema de una línea donde se observan las conexiones a los TIs en cada extremo y la conexión mediante enlace de comunicaciones entre ambas protecciones. Hoy en día, los más típicos enlaces de comunicación son por fibra óptica, ya sea fibra óptica directa (monomodo para largas distancias y multimodo para distancias de hasta 1,5 km, aproximadamente), o por fibra óptica multiplexada (a través de equipos de comunicaciones). Al introducir comunicaciones entre los dos equipos, se introduce igualmente un retardo entre la señal analógica de intensidad que mide el relé en su extremo y la medida de corriente que le llega por comunicaciones del extremo remoto, retardo que hay que corregir para que la intensidad que comparamos en ambos extremos corresponda al mismo instante de tiempo. Existen varias técnicas para corregir este desfase: asumir un valor fijo (se descarta por ser demasiado impreciso); medir el retardo durante la puesta en servicio y ajustarlo como un retardo fijo (el retardo puede variar, por lo que tampoco se aconseja); medir continuamente el retardo durante el funcionamiento normal del relé (este método ya es más robusto y es muy usado. Junto con las medidas se envía al extremo remoto una estampa de tiempo); y el último método consiste en sincronizar ambos relés mediante un satélite GPS (es válido, pero supone extra coste y puede no funcionar correctamente con malas condiciones atmosféricas por no llegar clara la señal del satélite).



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Figura 8.7 – Enlace de Comunicaciones entre Relés Diferenciales Si el relé de un extremo detecta una falta, se puede implementar un disparo a través del enlace de comunicaciones para disparar el extremo remoto para asegurar que ambos extremos disparan el interruptor. En caso de fallar este enlace, hay dos métodos de actuación:

• Bloqueo, no disparo incluso ante falta en circuito protegido. • Disparo no selectivo al superarse un umbral de intensidad pasante.

8.2.2. Protección de Distancia (21)

Se trata de un sistema de protección fundamentado en la impedancia propia del circuito protegido, supuestamente proporcional a la longitud de éste. En la Figura 8.8 se muestra un esquema con la idea principal de dicha protección. Los relés de distancia son utilizados principalmente para la protección de líneas de transmisión ante faltas de cortocircuito entre fases o fases y tierra.

Figura 8.8 – Esquema General de una Instalación con Protección de Distancia (Adaptada de [12])



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Fundamentalmente estos relés permiten hacer una comparación entre la señal de tensión (V) y la corriente (I) medida en una subestación, para enviar una señal de disparo al interruptor del circuito de potencia cuando la función f»(V/I) tenga un valor menor que una referencia predefinida. Para la conexión de los relés de distancia, tal como se muestra en la Figura 8.8, se necesitan tres transformadores de corriente (TI) y tres transformadores de tensión (TT). El relé actúa enviando la orden de disparo a tres disyuntores o interruptores automáticos de potencia. Según el tipo de defecto (monofásico, bifásico o trifásico), el cálculo asociado a la protección se rige por unas ecuaciones u otras, véase los parámetros utilizados en la Figura 8.9.

Defecto monofásico franco (p.e. fase A)

1

101

,,

,,11

,,

,,1 3

,)1(,Z

ZZkZ

IkIV

ZZIkI

VZ N

YNNYA

YAY

XNNXA

XAX

Defecto bifásico franco, puro a tierra (p.e. entre fases A y B)

1,,

,,,21

,,

,,,2 )1(, Z

IIVV

ZZIIVV

ZYBYA

YBYAY

XBXA

XBXAX

Defecto trifásico franco, puro a tierra

1,

,

,

,

,

,,11

,

,

,

,

,

,,1 )1(, Z

IV

IV

IV

ZZIV

IV

IV

ZYC

YC

YB

YB

YA

YAY

XC

XC

XB

XB

XA

XAX

Figura 8.9 – Circuito de Estudio

8.2.2.1. Característica de Mínima Impedancia Direccional El relé de impedancia visto hasta ahora, no es direccional, y ante cualquier falta externa en dirección contraria a la línea, si el valor de V/I es inferior al de ajuste, dispararía incorrectamente. Si a la unidad de impedancia se le añade una unidad direccional que controle a la primera, se puede obtener una característica de actuación como la que se muestra en la Figura 8.10.



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Figura 8.10 – Característica de Mínima Impedancia Direccional (Extraída de [16])

8.2.2.2. Característica MHO Los relés de distancia con característica MHO combinan las características de los elementos de mínima impedancia y direccional. Por su propia característica, el relé es direccional y solo actúa para faltas localizadas en la dirección en la que se ha polarizado el relé. Además, el alcance del relé varía con el ángulo de falta. La característica del relé MHO tal y como se muestra en la Figura 8.11, representada en el plano R/X, es también una circunferencia pero que pasa por el origen de coordenadas, y por lo tanto, la direccionalidad está asegurada al trabajar prácticamente en un único cuadrante:

Figura 8.11 – Característica MHO (Extraída de [10])



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Figura 8.12 – Característica MHO de las Zonas de un Relé de Distancia (Extraída de [10])

En el dibujo de la izquierda de la Figura 8.11, está representada la característica MHO del relé, que se obtiene al pasar por el origen una circunferencia de diámetro de impedancia ZAjuste /K, siendo ZAjuste la impedancia ajustada en el relé y K una constante que tiene en cuenta las relaciones de transformación de los TIs y los TTs de donde toma las medidas el relé. Tiene además superpuesta la recta de impedancia de la línea que protege (línea “a-b”), no llegando la zona de protección al 100% de la línea (llega hasta el punto P, no hasta el punto b). Al relé también se le ajusta el ángulo Fi, que es el ángulo de impedancia de la línea. Sin embargo, para tener en cuenta la resistencia del arco de la falta, se puede ajustar un ángulo Fi1 (ver Figura 8.11, el dibujo de la derecha) conocido como ángulo de la característica del relé y que es un poco inferior al ángulo de impedancia de la línea Fi2, de forma que el relé estará teniendo en cuenta la impedancia total de falta (vector “a-M”), no solo la impedancia de la línea hasta el punto de la falta (vector “a-F”), sino también la resistencia del arco (vector “F-M”). Queda de manifiesto en los ejemplos anteriores que el alcance de impedancia de falta del relé varía en función del ángulo de falta. Para una falta F en la línea “a-b” más próxima al punto P, según se considere o no la posible resistencia de arco, el relé verá la falta fuera o dentro de su zona de actuación. Existen varios tipos de relés de distancia MHO:

Auto-polarizados: equivalen a los ya comentados. Su característica se muestra en las Figuras 8.11 y 8.12.

Completamente polarizados tal y como se representa en la Figura 8.13: Una desventaja de los relés auto-polarizados es que cuando están protegiendo líneas de alto ángulo de impedancia, la resistencia de arco a tener en cuenta de forma que la falta siga dentro de la zona de actuación (dentro de la circunferencia) es menor, problema que se agrava al disminuir la distancia de la línea (al ser la circunferencia de menor diámetro). Es decir, la cobertura



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resistiva ofrecida por la característica MHO está relacionada de forma directa con el ajuste de alcance del relé. Otra desventaja de los relés auto-polarizados es que cuando la tensión de falta es aproximadamente nula, no se dispone de magnitud de polarización. Para estos casos, los relés completamente polarizados añaden un porcentaje de la tensión de las fases sanas a la tensión principal de polarización para sustituir a la fase de referencia, lo que garantiza la polarización del relé y por lo tanto su direccionalidad. Gráficamente, esto supone un desplazamiento (también conocido como offset) de la característica MHO de forma que el origen de coordenadas queda incluido dentro de la circunferencia. En caso de faltas trifásicas, mediante un sistema de memorización de fases de tensión que permite almacenar varios ciclos de tensión de pre-falta, se garantiza igualmente la polarización. Por lo tanto, en relés completamente polarizados ya sea a partir de las otras fases o con sistema de memoria de tensión, se puede realizar una expansión de la circunferencia de actuación cuando se produzca una falta no balanceada (tiene que existir desplazamiento relativo del ángulo entre la tensión medida y la tensión de polarización), de forma que se asegura la total cobertura resistiva de la falta.

Figura 8.13 – Característica MHO Totalmente Polarizada sin Offset (Extraída de [10])

Con característica lenticular: Cuando la línea a proteger es de alta impedancia y transferencias de potencia considerables, en condiciones de operación en carga, puede introducirse la curva de carga dentro de la circunferencia de acción del relé MHO. Para evitarlo, se emplea una característica MHO en forma de lente de forma que se restringe la cobertura resistiva. Se ve en la siguiente figura Figura 8.14, que de no utilizarse la característica lenticular en vez de la MHO polarizada, parte del área de funcionamiento normal en carga de la línea se introduce dentro de la circunferencia de la MHO polarizada, por lo que podría considerar que se trata de una falta sin serlo realmente.



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Figura 8.14 – Característica MHO Lenticular con Offset (Extraída de [10]) 8.2.2.3. Característica de Mínima Reactancia

La impedancia que mide un relé de distancia es la suma de la impedancia propia de la línea y otras magnitudes resistivas, tales como la posible resistencia del arco. Dicho en otras palabras, el valor medido será la reactancia de la línea más una resistencia que variará en función del tipo de falta. Cabe pensar, por tanto, en una característica que cogiera todo tipo de faltas resistivas. En este caso el punto de impedancia estará por debajo de la XL. En este sentido para aumentar el alcance resistivo cabe pensar en una característica de mínima reactancia (cogería todo tipo de faltas resistivas y la propia carga). Este tipo de característica se da cuando = 90º, la característica del relé en el plano R-X sería entonces una recta horizontal tal y como se muestra en la Figura 8.15. El relé actuará para puntos por debajo de la recta horizontal.

Figura 8.15 – Característica de Mínima Reactancia

8.2.2.1. Característica Poligonal Este tipo de relé construye su característica de actuación con alguna forma poligonal, normalmente rectangular (en cuyo caso se conoce como cuadrilateral), en el plano de impedancia R/X. Esta característica cuadrilateral depende de cada fabricante de relés, pero se suele formar con rectas paralelas a la línea de impedancia de la línea y con rectas paralelas al eje de resistencias. La base del cuadrilátero la forma el elemento direccional, que puede ser perpendicular a la línea de impedancia: En la Figura 8.16 se representan tres tipos de características poligonales.



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Figura 8.16 – Característica Poligonal (Adaptada de [12])

Este tipo de relé proporciona una zona extensa de cobertura para faltas resistivas, principalmente para líneas cortas, mejor que los relés MHO, por lo que es común utilizar las características poligonales para faltas a tierra, donde las resistencias de arco y la impedancia a tierra contribuyen a aumentar la resistencia de la falta a tierra.

8.2.2.2. Escalones de Medida (Zonas) Los relés hoy día suelen tener la posibilidad de configurar varias zonas de protección, lo que permite dar respaldo de protección a elementos contiguos al protegido, con retardos de disparo ajustables. El ajuste de varias zonas permite una correcta coordinación entre los relés de distancia de un sistema de potencia. La Figura 8.17 muestra un ajuste típico de las zonas de protección de un relé de distancia para líneas aéreas.

Figura 8.17 – Coordinación de Zonas de Relés 21 (Adaptadas de [10] y [12])



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Zona 1: La primera zona del relé se ajusta como máximo al 80-85% aproximadamente de la

impedancia de la línea y sin retardo (disparo en instantáneo), mirando hacia adelante. El 15-20% restante no se ajusta en la zona 1 para dejarlo como margen para asegurar que la zona 1 no sobrealcanza más del 100% de la línea en condiciones de falta debido a errores de los TIs y de los TTs al medir, debido a las imprecisiones del relé, etc. Si llegara a sobrealcanzar, perderíamos discriminación por disparo instantáneo ante faltas en la línea contigua. (en la ilustración anterior, para el relé 21 en A sería la zona Z1A, y para el relé en B, la Z1B).

Zona 2: El ajuste mínimo de la zona 2 debe ser al menos del 120% de la impedancia de la línea que se está protegiendo (mira hacia delante), para asegurar que con esta zona protegemos el 100% de la línea considerando el margen de posibles errores, con un retardo en torno a los 500 milisegundos. Este retardo es necesario para asegurar la coordinación con los relés de las líneas contiguas en caso de faltas fuera de la línea pero dentro de la zona 2 del relé. Para un ajuste adecuado de impedancia de zona 2, hay que tener en cuenta el posible infeed de otras líneas adyacentes, pero en muchos casos se suele ajustar como el 100% de la impedancia de la línea a proteger más el 50 – 60% de impedancia de la línea adyacente más corta. Este valor de impedancia de la línea contigua se limita para no superar el ajuste de zona 1 del relé de distancia de la línea adyacente más corta. (En la ilustración anterior, la Z2A termina antes de que lo haga la Z1B).

Zona 3: La zona 3 proporciona protección de respaldo para el 100% de la línea adyacente más corta (un ajuste del 110% de la suma de la impedancia de la línea más la impedancia de la línea adyacente más corta puede ser válido). El retardo a ajustar puede estar en torno al segundo o un poco más (para coordinarse con la zona 2 de los relés de las líneas adyacentes). La zona 3 puede llevar un offset para dar respaldo a las protecciones de barras de la subestación. También hay que tener en cuenta al ajustar la zona 3 las posibles corrientes de in-feed que puede llegar desde líneas adyacentes para alimentar la falta.

Los ajustes comentados son típicos para las tres primeras zonas. Pueden existir más zonas, alguna incluso mirando hacia detrás de la línea (ya sea ajustadas hacia atrás o mediante offset), para dar respaldo a las protecciones de barras. También, existen otras funciones auxiliares que se pueden habilitar para sacar el máximo partido a las zonas de la protección de distancia. Por ejemplo, está la función de “Oscilación de potencia”, o la función de “Cierre sobre falta”: cuando una línea está des-energizada con sus interruptores abiertos y existe un cortocircuito trifásico en la línea, si se cerrara el interruptor empezaría a circular corriente hacia la falta. Sin embargo, al haber estado des-energizada la línea, el relé no tiene ningún valor en la memoria de tensiones, por lo que pudiera no detectar la falta. La función de cierre sobre falta permite un disparo acelerado tras cierre manual o reenganche.

8.2.3. Función de Bloqueo por Oscilación de Potencia (68) Esta funcionalidad suele estar integrada hoy día en los relés de distancia. Cuando se presentan condiciones de desbalance de potencia en el sistema que puede restablecerse tras un nuevo ajuste entre generación y consumo, es importante que los relés de distancia no los interpreten como faltas y actúen en consecuencia. Esta función vigila la velocidad con que la potencia (representada en el mismo plano de impedancia del relé de distancia por su impedancia equivalente de carga) oscila pudiendo atravesar la zona o zonas de protección del relé de distancia. En la Figura 8.18 se representa la característica poligonal del relé de distancia junto con la curva de oscilación de potencia. La diferencia entre una oscilación de potencia y una falta es que en el primer caso el recorrido de la impedancia suele describir una curva que entra y sale de la zona de protección y lo hace de forma



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más lenta que en el caso de una falta, que de manera casi instantánea describe una trayectoria irregular hasta quedarse dentro de la zona de actuación del relé. Para discernir la oscilación de una falta, se suelen ajustar en el relé dos bandas de actuación y el relé cuenta el tiempo que tardan en atravesarlas. Si tardan más que un tiempo ajustable, el relé considera que se trata de una oscilación de potencia y no de una falta, por lo que se bloquea el disparo.

Figura 8.18 – Bandas de Oscilación de Potencia (Extraída de [10])

8.2.4. Reenganchador (79) Realmente no es una función de protección, ya que su misión no es evaluar condiciones de falta y disparar el interruptor en consecuencia, sino que su misión es dar orden de cierre automáticamente tras haber disparado el interruptor de una línea aérea por actuación de alguna protección al detectar una falta en la misma. La mayoría de las faltas ocurren en las líneas, y de éstas, la gran mayoría (un 80% aproximadamente [10]) son faltas transitorias, no permanentes, causadas por rayos o contactos fortuitos con objetos extraños (una rama de un árbol cayendo, por ejemplo). Por lo tanto, la habilitación de la función de reenganchador para re-energizar la línea aérea tras un disparo (tras un pequeño tiempo ajustable para permitir la extinción del arco y la recuperación de las propiedades dieléctricas del aire alrededor de los conductores, ya que hay que dar tiempo a que el aire ionizado se reponga) contribuye enormemente a la mejora en la continuidad de suministro en el sistema de potencia, además de contribuir a mantener la estabilidad en el mismo. Para tratar de mantener las condiciones de sincronismo en el sistema tras una falta, el tiempo ajustable para la orden de reenganche tras un disparo debe ser el mínimo posible que permita la regeneración del aire tras el arco de falta. El número de reenganches a habilitar en una posición depende de la compañía eléctrica, pero es normal encontrar desde uno a tres intentos de reenganches tras un disparo en la línea. Los tiempos de retardo entre el disparo y la primera orden de reenganche dependen de varios factores (nivel de tensión, propiedades del interruptor, etc.), pero unos tiempos razonables se encuentran entre 0,3 y varios segundos. También, dependiendo de la filosofía de protección de la red, los reenganches pueden ser monofásicos o trifásicos, y deben cumplirse ciertas condiciones antes de dar orden de cierre transcurrido el tiempo ajustado (que el disparo haya sido dado por las funciones para las cuales está habilitado el reenganche, que haya condiciones de sincronismo, etc.). Si hay habilitados varios reenganches para una línea, y el cierre tiene éxito antes de acabar todos los intentos, el ciclo de reenganche se resetea y en caso de presentarse otra falta, comenzaría de nuevo por el principio. La función de reenganche suele estar incluida en el relé principal o en el de respaldo, aunque también se puede encontrar como un relé independiente. Prácticas habituales incluyen no habilitar



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el reenganche durante un tiempo ajustable de seguridad tras un cierre manual del interruptor (ya que tras un cierre, si existe una falta, lo más probable es que no sea transitoria). También, si finaliza el ciclo de reenganches sin éxito, se suele bloquear el cierre del interruptor. La Figura 8.19 representa la evolución en el tiempo de un ciclo de reenganche tras la presencia de una falta transitoria la cual es detectada por un relé de protección:

Figura 8.19 – Ciclo de Reenganche (Extraída de [10])

Una vez extinguida la falta y abierto el interruptor, el tiempo programado en el reenganchador sigue contando hasta que se alcanza el ajuste del 1º ciclo de reenganche, instante en el cual el reenganchador da orden de cierre al interruptor. Si la falta ya no está presente, el relé de protección no disparará. Tras el instante en el que el relé da orden de cierre, comienza a contar el 2º ciclo si estuviera programado. Si se produce una segunda falta durante ese periodo, hay que esperar a terminar la temporización del 2º ciclo para que el reenganchador de orden de cierre de nuevo al interruptor. Si se agotan todos los ciclos de reenganche programados y sigue disparando el relé al interruptor, este último disparo que deja permanentemente abierto el interruptor se conoce como disparo definitivo.

8.2.5. Comprobación de Sincronismo (25) La funcionalidad de comprobación de sincronismo tampoco es una función de protección, sino que es una función permisiva que permite o impide el cierre iniciado desde otro equipo. Se emplea para comprobar si dos partes de un sistema de potencia están o no en sincronismo entre ellos. Así, al dar una orden de cierre voluntario o tras un disparo y previo al reenganche, se examinan las condiciones de sincronismo a ambos lados del interruptor: módulo, fase y frecuencia de las ondas de tensión que



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se cablean al relé. En función de su ajuste permitirá que prospere la orden de cierre o de reenganche en alguna o algunas de las siguientes circunstancias:

- Sin tensión en línea y sin tensión en barras (Lm, Bm) - Con tensión en barras y sin tensión en línea (Barras viva, Línea muerta (Bv, Lm)) - Con tensión en línea y sin tensión en barras (Lv, Bm) - Con tensión en línea y con tensión en barras (Lv, Bv)

En este último caso comprueba que la tensión diferencial entre ambos lados del interruptor es inferior a un valor de ajuste. La tensión diferencial admisible se ajusta en función del módulo y ángulo de las tensiones supervisadas. Para evitar que, en condiciones de deslizamiento, se permita el cierre con una tensión diferencial mayor a la admisible, esta característica está temporizada. Cada subestación eléctrica está a una tensión y a una frecuencia si queremos realizar una maniobra en una línea entre las dos subestaciones tenemos que comprobar que ambas estén a la misma frecuencia, la función de sincronismo comprueba que esto se cumpla.

8.2.6. Protección de Sobreintensidad Direccional de Neutro (67N) Esta función actúa para las mismas perturbaciones que las de sobreintensidad, pero únicamente cuando las intensidades de falta forman un ángulo determinado en relación a una magnitud de referencia o polarización, que normalmente puede ser la tensión homopolar en el punto donde se encuentra el relé. Es por tanto una protección de sobreintensidad de neutro con la inclusión de un elemento direccional, por lo que es más selectiva y por tanto ya no se ve limitado su uso a redes radiales. Su empleo en líneas aéreas de transporte y distribución está justificado como protección de reserva para detectar cortocircuitos resistentes a tierra, ya que este tipo de faltas puede pasar inadvertidas por la protección de distancia, especialmente cuando la característica empleada para detección de faltas a tierra es una característica MHO. En la Figura8.20 se representa la característica direccional de neutro donde si el ángulo del fasor de la corriente medida con respecto al fasor de la magnitud de polarización (que se toma como referencia) es tal que la corriente cae al lado contrario de la línea de par nulo (LPN), aun en el caso de detectar una falta a tierra, el relé no actuará por impedírselo la unidad direccional.

Figura 8.20 – Diagrama Vectorial de la Unidad Direccional de Neutro con Polarización (Extraída de [10])



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8.2.7. Otras Funciones Encontradas en las Líneas Aéreas de Transporte y Distribución

8.2.7.1. Función de Fallo Interruptor (50BF)

Esta función no es exclusiva para la protección de líneas aéreas, sino que suele habilitarse en todas las posiciones de transporte y también en las de distribución de niveles suficientemente altos de tensión. Su misión consiste en detectar el fallo en la apertura del interruptor tras el disparo de algún relé de protección de esa posición, tras el cual envía orden de disparo a todos los relés adyacentes para aislar la falta. El fallo de interruptor se produce cuando tras recibir una orden de disparo, vence el tiempo esperado para que hubiera abierto y tras ese tiempo una o varias fases del interruptor permanecen cerradas.

8.2.7.2. Supervisión de Bobinas (3) Esta función, al igual que la anterior, es común a todas las posiciones. Su misión es vigilar permanentemente la continuidad de las bobinas de disparo y/o cierre. Existen diferentes formas de medir la continuidad (medir la tensión, medir la resistencia, etc.), y según cómo y dónde se conecte el relé, puede supervisar no sólo las bobinas, sino también la integridad de los circuitos de disparo y/o cierre.

8.2.7.3. Sobretensión (59) Suele estar incluida como función adicional en el relé principal o en el de respaldo. Si es independiente, conviene cablearle las tensiones de fases, de forma que no se vea afectado por las sobretensiones que se producen en las fases sanas ante una falta a tierra.

8.3. Protección de Cables de Potencia En zonas urbanas o de gran densidad de población no es aconsejable el tendido de líneas aéreas por razones de seguridad para los habitantes, así como por el impacto ambiental y estético que conllevan las líneas aéreas. Por lo tanto, en estos casos se emplean cables enterrados (bajo tierra o en galerías) de potencia aislados, a pesar del aumento de coste con respecto a las líneas aéreas. Los cables de potencia se comportan básicamente como capacitores mientras que las líneas aéreas son principalmente inductivas. Estas diferencias hacen que las funciones de protección a emplear para proteger un cable de potencia difieran ligeramente de las empleadas en líneas aéreas. El cable de potencia suele estar formado por los conductores, por capas semiconductoras (para uniformizar el campo eléctrico), una armadura (para la protección mecánica del cable frente a golpes) y una envolvente o aislante (para proteger el cable frente a agentes externos corrosivos como pueden ser el agua, roedores, etc.). Las funciones de protección a emplear para cables de potencia son las mismas ya comentadas en el apartado anterior, con las siguientes modificaciones:

8.3.1. Protección de Imagen Térmica (49) Esta función de protección es una función de sobrecarga, que desconecta el cable soterrado cuando detecta un esfuerzo térmico superior al ajustado. En el caso de líneas aéreas, esta función se considera innecesaria, ya que la disipación de calor hacia el aire por pequeñas sobrecargas en la línea es suficiente para mantener la línea en buenas condiciones de funcionamiento. Si la corriente fuera superior, actuarían los relés de protección. Sin embargo, para un cable soterrado, es mucho más difícil disipar el excesivo calentamiento a través de su aislante, por lo que podría degradarse, siendo una operación muy costosa la localización y reparación del cable dañado.



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Hoy día se utilizan relés de imagen térmica que no miden directamente la temperatura, sino que están basados en la simulación de la temperatura por medio de algoritmos procedentes de modelos físicos a partir de alguna magnitud eléctrica (normalmente la intensidad): estos algoritmos modelan el calentamiento de un elemento resistivo al pasar una corriente, así como el enfriamiento cuando disminuye la sobrecarga. La ecuación que controla cualquier fenómeno térmico es:

I2 = + · (d / dt)

Donde I es el valor eficaz de la intensidad medida, es una constante de tiempo y es la temperatura. Cuando la protección estima que la circulación de corriente superior a la nominal (ya sea por su elevado valor y/o por el tiempo que ha permanecido circulando por el cable) ha superado el estado térmico ajustado, da orden de disparo. Se representa en la Figura 8.21 la curva de calentamiento y enfriamiento prevista dependiente de la temperatura y el tiempo.

Figura 8.21 – Curva del Relé de Sobrecarga Térmica (Extraída de [10])

En el caso de líneas subterráneas, hay que indicar que no se habilita la función de reenganchador (79). Es debido a que mientras en torno al 90% de las faltas que se producían en líneas aéreas eran de naturaleza transitoria, en el caso de cables las faltas se consideran permanentes en su totalidad. Hay que tener en cuenta que existen líneas mixtas, que durante uno o varios tramos son líneas aéreas, y durante otro u otros son cables enterrados. En estos casos, se puede evaluar si interesa o no habilitar una función de reenganche. También, si la línea soterrada es muy corta, y tomando aproximadamente la impedancia de un cable del orden de un tercio la impedancia de una línea aérea, puede no ser viable el ajuste de un relé de distancia. En estos casos, una solución puede ser proteger la línea con doble protección diferencial de línea.

8.4. Protección de Transformadores Teniendo en cuenta que el transformador es el elemento del sistema de potencia más costoso en una subestación de transformación, el empleo de un completo sistema de protección tanto para faltas internas (defectos a masa, cortocircuito entre espiras o entre fases, defectos de aislamiento en el núcleo, etc.) como para faltas externas (sobretensiones, sobrecargas, cortocircuitos en la red, subfrecuencia, etc.) está justificado. También, cuanto mayor es la potencia nominal del transformador, más costoso es y por tanto más justificado está el empleo de más funciones y equipos de protección y/o más redundancia, ya que deberá estar el menor tiempo posible expuesto a una falta.



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Figura 8.22 - Distribución de Faltas Internas al Transformador según su Ubicación (Extraída de [10])

Se presentan a continuación las principales funciones que se emplean para proteger transformadores, clasificándolas en: protecciones propias (vienen integradas con el transformador), protecciones ante faltas internas y protecciones ante faltas externas. Comenzando con las protecciones propias:

Protección de Buchholz (63): Esta protección es la protección propia más importante del transformador y aplica para los transformadores inmersos en aceite y provistos de depósito de expansión. El aceite aislante del transformador se descompone térmicamente debido al arco producido en caso de una avería, provocando un burbujeo de gas que asciende hacia la superficie en forma de burbujas, que se acumulan en un pequeño habitáculo habilitado en el conducto que une el chasis del transformador con el depósito de expansión del aceite. En la siguiente ilustración se muestra un relé de Buchholz. En su interior existen dos flotadores, uno superior que da alarma, y otro inferior que da disparo. Cualquier aumento de gases produce un basculamiento en el flotador superior, activando la alarma. Si el nivel de aceite desciende hasta hacer actuar el flotador inferior, manda disparo, normalmente a un relé de disparo rápido y bloqueo, que actúa sobre todos los interruptores que se conectan al transformador. Es una protección muy simple y rápida, que no requiere fuentes auxiliares de tensión para alimentación. Por el contrario, se ve afectada por problemas mecánicos, que pueden dar lugar a disparos intempestivos, exige una cuidadosa puesta en servicio (purga de gases), y requiere mantenimiento por tratarse de un elemento mecánico.

Se representa en la Figura 8.23 el principio de funcionamiento del relé Buchholz así como la lista de componentes que lo forman.



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Figura 8.23 – Relé Buchholz (Adaptada de [10])

Protección de Temperatura (26) e Imagen Térmica (49): La protección por temperatura es un simple termómetro, con contactos de alarma y disparo, que mide la temperatura del aceite. Normalmente, sobre el mismo termómetro se instala una compensación por corriente que permite determinar, a partir de la corriente que circula y la temperatura del aceite, el estado térmico interno del arrollamiento.

Entre las protecciones que cubren faltas internas al transformador están:

Protección Diferencial de Transformador (87T): La protección diferencial ya se ha presentado como una protección unitaria y selectiva. Realmente, no sólo protege las faltas que ocurren en el transformador, sino que su zona de protección abarca desde los TIs de donde toma las medidas de intensidad, que lo normal es que sean tantos como devanados tiene el transformador. Esta protección suele considerarse para transformadores de potencia superior a 10 MVA, y cuando dicha potencia supera los 40 ó 50 MVA, es usual ver también doble protección diferencial, en relés diferentes, una principal y otra de respaldo. La Figura 8.24 muestra el principio de funcionamiento del relé diferencial del transformador mostrando los conexionados con los TIs.

Figura 8.24 – Protección Diferencial de Transformador (Extrída de [12])



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Aparte de las consideraciones que hay que tener cuando se instala cualquier protección diferencial de corriente (los TIs de protección provocan errores de módulo y argumento en las intensidades que se cablean al relé, por ejemplo), cuando se emplea para proteger un transformador surgen complicaciones adicionales:

a) Las corrientes a cada lado del transformador son de distinta magnitud. b) El grupo de conexión del transformador introduce desfase entre las corrientes, que no puede

ser compensado externamente si los TIs se conectan en estrella. c) Si el transformador tiene regulación en carga, hay que considerarlo al ajustar el relé. d) Si algún arrollamiento puede dar corriente de falta a tierra y otro no, habrá que filtrar las

componentes homopolares que se presenten en el devanado con aporte a la falta a tierra. e) Al energizar el transformador, por el devanado primario circula una corriente de excitación,

inserción o “inrush”, necesaria para la magnetización del núcleo previo a la transformación de tensión e intensidad en el transformador. No es una condición de falta, pero aparece una corriente diferencial al haber únicamente corriente en el devanado primario y no en los demás. Estos inconvenientes se resuelven hoy día con relés numéricos preparados para afrontar estos problemas:

a) Antiguamente se instalaban en los circuitos secundarios de intensidades TIs auxiliares de

relación de transformación y conexión tal que permitían transformar las intensidades de entrada al relé diferencial al mismo módulo y fase en condiciones sin falta. Con los relés numéricos, basta con ajustarles un valor de toma adecuado para cada devanado, y ya compensa la relación el relé internamente.

b) Igualmente, el relé numérico compensa el desfase debido al grupo de conexión indicándole dicho grupo por ajuste.

c) Se tiene en cuenta al ajustar la sensibilidad del relé, al igual que para tener en cuenta los errores en la medida de los TIs. Por lo tanto, deberá subirse la sensibilidad para considerar la regulación. Además, se ajusta la toma de la entrada de intensidad al relé del devanado donde se encuentran las diferentes tomas como la media cuadrática de las intensidades máxima y mínima.

d) Este problema puede provocar el disparo intempestivo del relé diferencial pudiendo ser la falta externa, reduciendo la seguridad del relé. Para evitar que el relé actúe en estos casos, se puede intentar conectar los TIs de protección en triángulo para filtrar la componente homopolar, o incluso en el propio relé, ya que suelen tener una funcionalidad incluida de filtro homopolar para estos casos.

e) Las corrientes de inserción se caracterizan por tener un alto contenido en componente de 2º armónico (alrededor del 70%). Otro problema son las condiciones de trabajo con sobreexcitación, caracterizada por un alto contenido en componente de 5º armónico. Ambas situaciones que pueden derivar en un disparo indeseado por presencia de corriente diferencial sin existir falta dentro de la zona de protección del relé diferencial, se resuelve con un filtro de 2º y 5º armónico incluido en el relé diferencial. Si se detecta un contenido de 2º o 5º armónico en la corriente medida superior a un valor ajustable, se bloquea el disparo de la protección diferencial. Por último, ante el caso de saturación de alguno de los TIs de donde toma la intensidad la protección diferencial debido a la alta intensidad producida por una falta externa, el relé podría disparar por corriente diferencial. Para evitarlo (y esta solución se aplica para todas las protecciones diferenciales, no únicamente a las de transformadores), tal y como se muestra en la Figura 8.25 se elige una pendiente o segunda pendiente suficientemente alta:



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Figura 8.25 – Característica Relé Diferencial (Extraída de [10])

Protección de Cuba (51C): Esta protección puede sustituir a la protección diferencial para

transformadores de potencia no muy grandes (potencia nominal < 10 MVAs). Tal y como se muestra en la Figura 8.26, esta protección detecta cualquier derivación a masa que ocurra en el interior del transformador y básicamente es un relé de sobreintensidad que mide la corriente que circula por la puesta a tierra de la cuba. Para minimizar la incorrecta actuación de esta protección por cualquier contacto entre la cuba del transformador y un elemento en tensión, es esencial que la cuba esté debidamente aislada de tierra. La actuación de esta protección no significa necesariamente que exista una avería en el transformador. Cualquier contacto entre la cuba de la máquina y un elemento en tensión provocará la actuación de esta protección. El caso más frecuente son las faltas provocadas por animales. Esta protección también recibe el nombre de “protección Howard”.

Figura 8.26 – Protección de Cuba (Adaptada de [3])

Protección de Tierra Restringida (64): El método de puesta a tierra del transformador

influye en la corriente de falta a tierra. Pueden darse casos en los que esa corriente de falta sea muy pequeña vista desde otro devanado diferente al que está en falta. La protección de tierra restringida es una protección unitaria para un devanado del transformador. Un método de funcionamiento se basa en la comparación de la suma de corrientes de fase con la de neutro tal y como se representa en la Figura 8.27. Si no hay diferencia entre ellas, no actúa. Por lo tanto, la función de protección actúa en la zona entre el TI de protección del lado del devanado que está puesto a tierra y el TI de neutro de la puesta a tierra. Para faltas externas a esta zona, el relé no actuará. No tiene sentido aplicar esta función para devanados en triángulo o en estrella aislados de tierra, ya que no es posible transmitir componentes de secuencia homopolar a otros devanados.



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Figura 8.27 – Protección de Tierra Restringida (Adaptada de [3])

Entre las protecciones que cubren faltas externas al transformador están:

Protección de Sobreintensidad (50/51/50N/51N): Finalmente, se instalan protecciones de sobreintensidad para fases y neutro en los dos niveles de tensión. Por su parte, la protección de sobreintensidad en el devanado AT actúa como protección de retaguardia para el embarrado AT (tanto en fases como en neutro) y para circuitos AT (en neutro, respecto a las protecciones direccionales de neutro de éstos). Por último, la protección de sobreintensidad en el devanado MT actúa, en fases, como única protección para faltas polifásicas en barras MT, ya que dicho embarrado no cuenta con protección diferencial de barras; asimismo, constituye tanto para fases como para neutro, la protección de retaguardia respecto a los circuitos radiales MT. La ecuación que rige el comportamiento de dichas protecciones es, en general, según un ajuste de tiempo definido (51) ó instantáneo (50):

t = , para I < Iaj , t = t0 , para I > I’aj

El parámetro - - define el tipo de curva (normal inversa, muy inversa ó extremadamente inversa). Aparece un nuevo concepto, el ajuste de tiempo definido. Se trata de un valor de intensidad, por encima del cual, el tiempo de disparo de la protección es siempre el mismo (puede ser nulo). El concepto de tiempo definido se emplea únicamente en los elementos de sobreintensidad de fases. Comentar que cuando el grupo de conexión del transformador tiene un devanado en triángulo o aislado de tierra, no es necesario coordinar las funciones de sobrecorriente de neutro, porque como ya se ha comentado, no se transmiten componentes de secuencia homopolar en esos casos.

Protección de Sobretensión (59): Se emplea, en especial, para aquellos transformadores asociados a redes poco malladas y en las que existe una posibilidad notable de sobretensiones permanentes.

Protección de Sobreexcitación (24): Las sobretensiones para un transformador suponen un castigo para el aislamiento así como un aumento del flujo sobre el núcleo; ello provoca un aumento de pérdidas en el núcleo y un incremento importante de la corriente de excitación. La reducción de frecuencia, respecto al aumento de densidad de flujo, tiene el mismo efecto que la sobretensión.

( / )k E f



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Se comprende que la máquina puede trabajar con un cierto grado de sobretensión cuando ésta va acompañada de un aumento de la frecuencia, pero no debe permitirse la operación con una sobretensión alta y una frecuencia baja. Por tanto existe un valor del cociente E/f que debe interpretarse como condición de desconexión del transformador. El valor de E ha de ser el valor máximo de tensión de servicio para el que ha sido diseñado el transformador.

8.5. Protección de Motores Los motores son el interface entre los equipos eléctricos y mecánicos. Están conectados a las máquinas que arrastran, por lo que están expuestos al mismo tipo de entorno. Los motores pueden estar sometidos a una tensión mecánica interna debido a sus piezas móviles. Un único motor defectuoso puede interrumpir todo un proceso de producción. Los motores modernos han optimizado las características que hacen que no sean adecuados para un funcionamiento distinto al especi cado en sus características. Esto signi ca que son cargas eléctricas relativamente frágiles que requieren una protección cuidadosa. Hay motores asíncronos (principalmente, motores en jaula de ardilla o motores de rotor bobinado) y motores síncronos (motores con excitación de rotor de CC). Las cuestiones que se plantean para los motores síncronos son las mismas que para los asíncronos, más las que también conciernen a los generadores.

8.5.1. Tipos de Fallos Los siguientes elementos afectan a los motores:

Fallos relacionados con las cargas que arrastran. Fallos en sistemas eléctricos. Fallos internos de motores.

Fallos relacionados con las cargas que arrastran

Sobrecargas Si la potencia solicitada es mayor que la potencia nominal, se produce una máxima intensidad en el motor y un aumento en las pérdidas, lo que provoca un calentamiento.

Arranque largo y limitación del número de arranques El arranque del motor crea máximas intensidades sustanciales que sólo son admisibles durante cortos períodos. Si un motor arranca con demasiada frecuencia o si el arranque tarda demasiado debido a un par motor insu ciente comparado con el par de carga, el recalentamiento es inevitable y hay que evitarlo.

Bloqueo rotor La rotación se detiene de repente debido al bloqueo del mecanismo de arrastre.El motor solicita la corriente de arranque y se bloquea en la velocidad cero. No hay más ventilación y el recalentamiento se produce rápidamente.

Pérdida de carga



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La pérdida de descebado de bomba o una ruptura en el acoplamiento de carga provoca el funcionamiento sin carga del motor, lo que no daña directamente al motor. No obstante, la bomba se estropea rápidamente. Fallos de alimentación

Pérdida de alimentación Esto provoca que los motores funcionen como generadores cuando la inercia de la carga arrastrada es alta.

Mínimo de tensión Esto reduce el par motor y la velocidad: la desaceleración provoca una corriente y unas pérdidas aumentadas. Se produce por lo tanto un recalentamiento anormal.

Desequilibrio La alimentación trifásica puede estar desequilibrada por los siguientes motivos:

o La fuente de alimentación (transformador o generador de CA) no suministra una tensión trifásica simétrica.

o Todos los demás consumidores juntos no constituyen una carga simétrica y esto desequilibra el sistema de alimentación eléctrica.

o El motor se alimenta con dos fases después de que se haya fundido un fusible en una fase.

o Se invierte el orden de la fase y cambia la dirección de la rotación del motor. El desequilibrio de la alimentación crea una corriente inversa que provoca enormes pérdidas y un rápido recalentamiento del rotor. Al volver a alimentar después de un fallo de alimentación del motor, éste mantiene una tensión remanente que puede llevar a una máxima intensidad cuando el motor arranca de nuevo o incluso a una ruptura mecánica en la transmisión. Para evitar esto utilizar una protección de tensión permanente. Fallos internos del motor

Cortocircuitos entre fases Estos fallos varían en intensidad según dónde ocurran en la bobina y provocan daños importantes.

Fallo de armadura del estator La amplitud de la corriente de defecto depende de la disposición de puesta a tierra del neutro del sistema eléctrico y de la posición del fallo en la bobina. Los cortocircuitos entre fases y los fallos de armadura del estator requieren un rebobinado del motor y los fallos de armadura pueden provocar daños irreparables en el circuito magnético.

Fallos de armadura del rotor (para motores de rotor bobinado) La ruptura del aislamiento del rotor puede provocar un cortocircuito entre las espiras y producir una corriente que genera un recalentamiento local. Recalentamiento de cojinetes debido al desgaste o a una lubricación defectuosa.



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Pérdida de excitación

Este fallo afecta a los motores síncronos; el funcionamiento del motor es asíncrono y el rotor está sometido a un recalentamiento considerable ya que no está diseñado para ello.

Deslizamiento de polos Este fallo sólo afecta a los motores síncronos, que pueden perder la sincronización por distintos motivos:

Mecánicos: variación repentina de carga. Eléctricos: fallo del sistema de alimentación eléctrica o pérdida de excitación.

8.5.2. Funciones de Protección

Sobrecargas Las sobrecargas se pueden supervisar mediante los siguientes elementos:

Protección de máxima intensidad de Tiempo dependiente (ANSI 51) Protección de sobrecarga térmica (ANSI 49RMS), que implica un recalentamiento debido a la

corriente Supervisión de temperatura por sonda de temperatura (ANSI 49T).

Arranque largo y rotor bloqueado La misma función proporciona dos tipos de protección (ANSI 48-51LR). Para la protección de tiempo de arranque largo, se de ne un umbral de corriente instantáneo por debajo del valor de la corriente de arranque y se activa después de una temporización que se inicia cuando se pone en tensión el motor, la temporización es más larga que el tiempo de arranque normal. La protección de rotor bloqueado es activada fuera de los períodos de arranque por la corriente que supera un umbral, después de una temporización. Arranques sucesivos La función de protección de arranques sucesivos (ANSI 66) se basa en el número de arranques dentro de un intervalo de tiempo dado o en el tiempo entre arranques. Pérdida de carga Se detecta mediante una unidad de protección de mínima intensidad de tiempo independiente (ANSI 37) insensible cuando la corriente es nula (cuando el motor se para). Variación de velocidad Se puede proporcionar protección adicional mediante la medida directa de la velocidad de rotación por detección mecánica en el eje de la máquina. La función de protección de mínima velocidad (ANSI 14) detecta desaceleraciones o velocidad cero resultantes de sobrecargas mecánicas o rotores bloqueados. La función de protección de máxima velocidad (ANSI 12) detecta un embalamiento cuando el motor es arrastrado por una carga o una pérdida de sincronización para los motores síncronos.



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Pérdida de alimentación Una unidad de protección de potencia activa direccional detecta una pérdida de alimentación (ANSI 32P). Evita el funcionamiento del motor como generador. Mínimo de tensión Esto se supervisa mediante una unidad de protección de mínima tensión directa temporizada (ANSI 27D). El umbral y la temporización de la tensión se de nen para permitir la selectividad con las unidades de protección de cortocircuito del sistema eléctrico y tolerar mínimos de tensión normales tales como los que se producen durante el arranque del motor. La misma función de protección pueden compartirla varios motores en el cuadro de distribución. Desequilibrio Una unidad de protección de tiempo dependiente o independiente proporciona protección mediante la detección de corriente inversa (ANSI 46). La medida de máxima tensión inversa detecta la dirección de rotación de fase (ANSI 47). Realimentación La remanencia del motor es detectada por una unidad de protección de mínima tensión remanente (ANSI 27R) que permite la realimentación cuando la tensión cae por debajo de un umbral determinado. Cortocircuito entre fases Se detectan mediante una unidad de protección de máxima intensidad temporizada (ANSI 50 y 51). El umbral de corriente se establece más alto que la corriente de arranque y se aplica una temporización muy corta para impedir que la unidad de protección se dispare en las corrientes de entrada transitorias. Cuando el dispositivo de corte correspondiente es un contactor, está asociado con fusibles que aseguran una protección de cortocircuito. Para los motores grandes, se utiliza un sistema de protección diferencial basada en porcentaje o de alta impedancia (ANSI 87M) representada en la Figura 8.28. Como alternativa, mediante la adaptación adecuada de las conexiones en la parte del neutro y el uso de 3 transformadores de intensidad de suma, se puede utilizar una unidad de protección de máxima intensidad sencilla (ANSI 51) que proporcione una detección sensible y estable de los fallos internos mostrada en la Figura 8.29. Sin embargo, ésta es una protección más lenta que la 87M, siendo esta última más sensible y rápida.

Figura 8.28 – Cortocircuito entre Fases. (87M) (Adaptada de [3])



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Figura 8.29 - Cortocircuito entre Fases. (51) (Adaptada de [3])

Fallo de armadura del estator El tipo de protección depende de la disposición de la puesta a tierra del neutro. Es necesaria una alta sensibilidad para limitar los daños en el circuito magnético. Si el neutro está conectado a tierra permanentemente o por impedancia, se puede utilizar una unidad de protección de máxima intensidad residual temporizada (ANSI 51N/51G) para proteger los bobinados principales. En las disposiciones de neutros aislados, se puede utilizar una unidad de protección de desplazamiento de tensión de neutro (ANSI 59N) para detectar dicho desplazamiento. Si la salida del motor es capacitiva (cable largo), se utiliza una unidad de protección de fallo a tierra direccional (ANSI 67N). Fallo de armadura del rotor Un dispositivo de supervisión del aislamiento con inyección de corriente CA o CC detecta fallos de aislamiento del bobinado. Recalentamiento de cojinetes La temperatura de los cojinetes se mide mediante sondas de temperatura (ANSI 38). Pérdida de excitación Evita el funcionamiento de un motor síncrono como asíncrono. Deslizamiento de polos Detecta la pérdida de excitación de un motor síncrono.

8.5.3. Ajustes Recomendados Se presenta en la siguiente Tabla 8.1 los ajustes recomendados para diferentes situaciones de falta del motor y según las funciones de protección referidas a cada caso. De esta forma será más fácil realizar un buen ajuste del relé para que actúe adecuadamente.

Fallos Función de Protección Adecuada Código

ANSI Información de Ajuste



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Fallos relacionados con las cargas que arrastran

Sobrecargas

Máxima intensidad de tiempo dependiente.

50 / 51 Ajuste que permite el arranque.

Sobrecarga térmica. 49RMS

Según las características de funcionamiento del motor (constante de tiempo en el rango de 10 a 20 minutos).

Sondas de temperatura. 49T Depende de la clase térmica del motor.

Arranque largo Umbral de corriente temporizado. 48

Umbral en el rango de 2,5 In. Temporización: tiempo de arranque + algunos segundos.

Rotor bloqueado Umbral de corriente temporizado. 51LR Umbral: 2,5 In. Temporización: de 0,5 a 1 segundo.

Arranques sucesivos

Limitación del número de arranques. 66 Según el fabricante del motor.

Pérdida de carga Mínima intensidad de fase. 37 Umbral en el rango del 70% de la corriente solicitada. Temporización: 1 segundo.

Variación de velocidad

Detección mecánica de máxima y mínima velocidad.

12, 14

Umbral ± 5% de la velocidad nominal. Temporización de algunos segundos.

Fallos de alimentación Pérdida de alimentación

Retorno potencia activa. 32P Umbral 5% de Sn. Temporización: 1 segundo.

Mínimo de tensión

Mínima tensión directa. 27D Umbral de 0,75 a 0,80 Un. Temporización en el rango de 1 segundo.

Desequilibrio Máximo de componente inversa. 46

* Tiempo independiente: Is1 = 20% In, temporización = tiempo de arranque + algunos segundos. Is2 = 40% In, temporización de 0,5 segundos. * Tiempo dependiente: Is = 10% In, tiempo de disparo en 0,3 In > tiempo de arranque.

Dirección de rotación

Dirección de rotación de fase. 47 Umbral de tensión inversa al 40% de Un.

Realimentación Mínima tensión remanente. 27R

Umbral < 20 del 20 al 25% de Un. Temporización en el rango de 0,1 segundo.

Fallos internos del motor



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Cortocircuitos entre fases

Fusibles. Especi caciones que permiten arranques consecutivos.

Máxima intensidad de tiempo independiente.

50/51

Umbral > 1,2 arranque I, temporización en el rango de 0,1 segundo (T independiente).

Protección diferencial.

87M Pendiente 50%, umbral del 5 al 15% de In, sin temporización.

Fallo de armadura del estator

Neutro conectado a tierra.

Fallo a tierra. 51N/51G

10% de la corriente máxima de fallo a tierra. Temporización en el rango de 0,1 segundo (T indep.).

Neutro aislado.

Sistema eléctrico de baja capacidad. Desplazamiento de tensión de neutro.

59N Umbral = 30% de Vn.

Alta capacidad. Fallo a tierra direccional.

67N Umbral mínimo según sensor.

Fallo de armadura del rotor

Dispositivo de supervisión del aislamiento.

Recalentamiento de cojinetes

Medida de temperatura. 38 Según instrucciones del fabricante.

Fallos específicos de motor síncrono

Pérdida de campo Máxima potencia reactiva direccional. 32Q

Umbral 30% de Sn. Temporización: 1 segundo.

Mínima impedancia. 40 Igual que para generador. Deslizamiento de polos

Pérdida de sincronismo. 78PS Igual que para generador.

Tabla 8.1 - Ajustes Recomendados para Relé de Protección de Motor (Adaptada de [3])

8.5.1. Ejemplos de Aplicaciones

Se representa en este punto diferentes ejemplos de configuración de motores y sus correspondientes equipos de protección. En la Figura 8.30 se muestra un motor protegido a partir de relé de protección con funciones de mínima intensidad de fase (37), máximo de componente inversa (46), umbral de corriente temporizado (48 – 51LR), temperatura (49), sobrecorriente a tierra (51G) y limitación del número de arranques (66). Asimismo dicho motor vendrá controlado por un fusible y contactor.



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Figura 8.30 –Motor Asíncrono Controlado por Fusible y Contactor (Adaptada de [3])

En la Figura 8.31 se muestra un motor protegido a partir de relé de protección con funciones de mínima tensión directa (27D) y remanente (27R), máximo de componente inversa (46), umbral de corriente temporizado (48 – 51LR), temperatura (49), máxima intensidad de tiempo independiente (51), sobrecorriente a tierra (51G), limitación del número de arranques (66) y falta a tierra direccional (67N). Asimismo dicho motor vendrá controlado por un disyuntor.

Figura 8.31 - Motor Asíncrono Controlado por Disyuntor (Adaptada de [3])

En la Figura 8.32 se muestra una configuración de motor - transformador protegidos a partir de relé de protección con funciones de detección mecánica de máxima y mínima velocidad (12 y 14),mínima tensión directa (27D) y remanente (27R), máximo de componente inversa (46), umbral de corriente temporizado (48 – 51LR), temperatura (49), máxima intensidad de tiempo independiente (51), sobrecorriente a tierra (51G), limitación del número de arranques (66) y diferencial de transformador (87T), así como funciones para la protección del transformador como son de supervisión de temperatura del dieléctrico (26), Buchholz o gas y detección de presión (63) junto con supervisión de temperatura del devanado (49T). Asimismo dicha configuración de motor – transformador vendrá controlado por un disyuntor.



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Figura 8.32 –Unidad de Transformador - Motor: Motor Asíncrono / Transformador (Adaptada de [3])

En la Figura 8.33 se muestra una configuración de motor síncrono prioritario protegido a partir de relé de protección con funciones de mínima tensión directa (27D) y remanente (27R), retorno de potencia activa (32P), máxima potencia reactiva (32Q), mínima impedancia (40), máximo de componente inversa (46), umbral de corriente temporizado (48 – 51LR), temperatura (49), máxima intensidad de tiempo independiente (51), sobrecorriente a tierra (51G), limitación del número de arranques (66), pérdida de sincronismo (78PS), diferencial basada en porcentaje o de alta impedancia (87M) y medidas de temperatura del motor (38/49T). Asimismo dicha configuración de motor síncrono prioritario vendrá controlado por un disyuntor.

Figura 8.33 - Motor Síncrono Prioritario (Adaptada de [3])

8.6. Protección de Generadores El funcionamiento del generador puede verse alterado tanto por fallos dentro de la máquina como por perturbaciones que se producen en el sistema eléctrico al que está conectado.



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Por lo tanto, un sistema de protección del generador tiene un doble objetivo: proteger la máquina y proteger el sistema eléctrico. Los generadores que se tratan aquí son máquinas síncronas (generadores de CA).

8.6.1. Tipos de Fallos Los fallos tales como sobrecargas, desequilibrios y fallos internos entre fases son del mismo tipo para generadores y motores. A continuación, se describen únicamente los fallos relacionados especí camente con generadores. Cortocircuitos externos entre fases Cuando se produce un cortocircuito en un sistema eléctrico cerca de un generador, la corriente de defecto es similar a la corriente mostrada en la Figura 8.34. Se debe calcular la corriente de cortocircuito máxima teniendo en cuenta la impedancia subtransitoria X”d de la máquina. La corriente de cortocircuito detectada por una unidad de protección con una temporización muy corta (unos 100 ms) se debe calcular teniendo en cuenta la impedancia transitoria X’d de la máquina. La corriente de cortocircuito en condiciones de régimen permanente debe calcularse teniendo en cuenta la impedancia síncrona X. Suele ser baja, en general, inferior a la corriente nominal del generador. Los reguladores de tensión pueden mantenerla a menudo más alta que la corriente nominal (de 2 a 3 veces más alta) durante unos segundos.

Figura 8.34 – Corrientes de Cortocircuito en Terminales de Generadores (Extraída de [3]) Fallos internos de fase a armadura Se trata del mismo tipo de fallo que en los motores y sus efectos dependen de la disposición de puesta a tierra del neutro utilizada. Hay una diferencia, no obstante, en comparación con los motores y es que los generadores se pueden desacoplar del sistema eléctrico durante los arranques y apagados, así como en el modo de prueba o de espera. La disposición de puesta a tierra del neutro puede diferir según si el generador está conectado o no y las funciones de protección deben ser las adecuadas para ambos casos. Pérdida de excitación Cuando un generador acoplado a un sistema eléctrico pierde su excitación, se desincroniza con respecto a dicho sistema. Luego, funciona de manera asíncrona, a una ligera máxima velocidad, y



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extrae potencia reactiva. Esto provoca el recalentamiento del estator, ya que la corriente reactiva puede ser alta, y el del rotor, debido a que éste no está dimensionado para las corrientes inducidas. Pérdida de sincronismo La pérdida de sincronismo del generador sucede cuando fuertes perturbaciones interrumpen un funcionamiento en régimen permanente equilibrado: por ejemplo, cuando un cortocircuito de un sistema eléctrico provoca una caída en la alimentación suministrada por el generador y éste acelera, arrastrado todavía por la máquina motriz. Funcionamiento como motor Cuando el generador es arrastrado por el sistema eléctrico (al que está conectado) como si fuera un motor, aplica energía mecánica el eje, lo que puede provocar desgaste y daños en la máquina motriz. Variaciones de tensión y frecuencia Las variaciones de tensión y frecuencia en condiciones de régimen permanente se deben a fallos en el funcionamiento del regulador y provocan los siguientes problemas:

Frecuencias demasiado altas que provocan el recalentamiento del alternador. Frecuencias demasiado bajas que producen la pérdida de potencia del alternador. Variaciones de frecuencia que provocan variaciones de velocidad en el alternador, lo que

puede causar daños mecánicos y fallos en el funcionamiento de dispositivos electrónicos. Tensiones demasiado altas que provocan tensión en el aislamiento de todas las partes del

sistema eléctrico, lo que causa el recalentamiento del circuito magnético y daños en las cargas sensibles.

Tensiones demasiado bajas que causan pérdida de par, y un aumento del recalentamiento de la corriente y el alternador.

Fluctuaciones de tensión que provocan variaciones en el par motor, lo que produce parpadeos (parpadeos de las fuentes de luz).

Gestión del generador Puede haber problemas en la gestión normal del generador debido a:

Una puesta en tensión involuntaria cuando no se cumple la secuencia de arranque normal: el generador, apagado pero acoplado al sistema eléctrico, funciona como un motor y puede provocar daños en la máquina motriz.

La gestión de la alimentación: cuando existen varias fuentes paralelas, el número de fuentes debe estar adaptado a la potencia solicitada por las cargas; también se da el caso de un funcionamiento de “tipo isla” de una instalación gracias a su propia generación de energía.

8.6.2. Funciones de Protección

Sobrecargas Las funciones de protección de sobrecarga de generadores son las mismas que las de los motores:

Máxima intensidad de Tiempo dependiente (ANSI 51). Sobrecarga térmica (ANSI 49RMS). Supervisión de temperatura por sonda de temperatura (ANSI 49T).



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Desequilibrio La protección está asegurada, al igual que en el caso de los motores, mediante una detección de corriente inversa de tiempo dependiente o independiente (ANSI 46). Cortocircuitos externos entre fases (en el sistema eléctrico)

Al ir reduciéndose, con el tiempo, el valor de la corriente de cortocircuito hasta aproximadamente la corriente nominal, en condiciones de régimen permanente, la simple detección de corriente puede ser insu ciente. Este tipo de fallo se puede detectar de hecho mediante un dispositivo de protección de máxima intensidad por retención de tensión (ANSI 51V), cuyo umbral disminuye con la tensión tal y como se representa en la Figura 8.35.

Cuando la máquina está equipada con un sistema que mantiene el cortocircuito a unos 3 In,

se recomienda el uso de una unidad de protección de máxima intensidad de fase (ANSI 51). Otra solución consiste en utilizar una unidad de protección de mínima impedancia

temporizada (ANSI 21G), que puede proporcionar igualmente una reserva (ANSI 21B) para la unidad de protección de máxima intensidad.

Figura 8.35 - Umbral de Protección de Máxima Intensidad por Retención de Tensión (Extraída de [3]) Cortocircuitos internos entre fases (en el estator)

Una protección diferencial basada en porcentaje o de alta impedancia (ANSI 87G) proporciona una solución sensible y rápida.

Si el generador está en funcionamiento en paralelo con otra fuente, una unidad de protección de máxima intensidad de fase direccional (ANSI 67) puede detectar fallos internos.

En algunos casos, especialmente para generadores con especi caciones de baja potencia en comparación con el sistema eléctrico al que están conectados, se puede proporcionar una protección de cortocircuito interna entre fases del modo siguiente y tal como se representa en la Figura 8.36:

o Protección de máxima intensidad instantánea (A), validada cuando se abre el

disyuntor del generador, con sensores de intensidad en el lado del punto neutro, regulada por debajo de la corriente nominal.

o Protección de máxima intensidad instantánea (B), con sensores de intensidad en el lado del disyuntor, regulada por debajo de la corriente de cortocircuito del generador.



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Figura 8.36 – Generador de CA Acoplado a otras Fuentes (Extraída de [3]) Fallo de armadura del estator

Si el neutro está conectado a tierra en el punto neutro del generador, se utiliza la protección de fallo a tierra (ANSI 51G) o la protección de tierra restringida (ANSI 64REF).

Si el neutro está conectado a tierra en el sistema eléctrico en vez de en el punto neutro del generador, un fallo de armadura del estator se detecta mediante:

o Una unidad de protección de fallo a tierra en el disyuntor del generador cuando éste

está acoplado al sistema eléctrico. o Un dispositivo de supervisión del aislamiento para las disposiciones de neutro aislado

cuando se desacopla el generador del sistema eléctrico.

Si el neutro está puesto a tierra por una impedancia en el punto neutro del generador, se utiliza una protección 100% estator (ANSI 64G). Esta protección combina dos funciones:

o Desplazamiento de tensión de neutro, que protege el 80% de los bobinados (ANSI

59N). o Mínima tensión del punto neutro del tercer armónico (H3), que protege el 20% de los

bobinados del lado del neutro (ANSI 27TN).

Esta protección no es válida cuando hay otros generadores en paralelo también puestos a tierra.

Si el neutro está aislado, la protección del fallo de armadura se proporciona mediante un

dispositivo de supervisión del aislamiento. Este dispositivo funciona detectando la tensión residual (ANSI 59N) o inyectando corriente CC entre el neutro y la tierra. Si este dispositivo existe en el sistema eléctrico, supervisa el generador cuando está acoplado; se requiere un dispositivo de generador especial, validado por la posición de apertura del disyuntor del generador en posición abierta, para supervisar el aislamiento cuando el generador está desacoplado.

Fallo de armadura del rotor Cuando el circuito de corriente de excitación es accesible, los fallos de armadura se supervisan mediante un dispositivo de supervisión del aislamiento. Pérdida de campo



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La pérdida de campo se detecta mediante una unidad de protección de retorno de potencia reactiva temporizada (ANSI 32Q) para sistemas con especi caciones de alta potencia o mediante una unidad de protección de mínima impedancia directa (ANSI 40) para sistemas eléctricos con un funcionamiento de “tipo isla” con generadores, o mediante supervisión directa del circuito de excitación si es accesible (ANSI 40DC). Pérdida de sincronismo La protección contra la pérdida de sincronismo se proporciona mediante una función de protección especí ca de deslizamiento de polos (ANSI 78PS); el principio de medida de deslizamiento de polos se basa en una estimación de la inestabilidad de la máquina según el criterio de igual área o en la detección de variaciones de potencia activa mostrada en la Figura 8.37; se puede utilizar una unidad de protección máxima velocidad (ANSI 12) como reserva.

Figura 8.37 - Flujos de Potencia Activa en un Generador tras un Cortocircuito (Extraída de [3])

Funcionamiento como motor Esto se detecta mediante un relé que localiza una potencia activa inversa (ANSI 32P) solicitada por el generador. Variaciones de tensión y frecuencia Las variaciones de tensión están supervisadas por una unidad de protección de máxima y mínima tensión (ANSI 59 y 27) y las variaciones de frecuencia, por una unidad de protección de máxima y mínima frecuencia (ANSI 81H and 81L). Las unidades de protección están temporizadas ya que los fenómenos no requieren una acción instantánea, y porque las unidades de protección del sistema eléctrico y los controladores de tensión y velocidad deben tener tiempo para reaccionar. La función de control de ujo (ANSI 24) puede detectar un sobre ujo. Puesta en tensión involuntaria



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El arranque de los generadores según una secuencia normal está supervisado por la función de protección de puesta en tensión involuntaria (ANSI 50/27). Esta protección implica el uso simultáneo de:

Una función de máxima intensidad instantánea y una función de protección de mínima tensión.

La función de protección de mínima tensión está temporizada para evitar un disparo de fallo trifásico inesperado y existe otra temporización para que el generador pueda arrancar sin presencia de corriente antes del acoplamiento.

Gestión de la alimentación Se puede gestionar adecuadamente la distribución de ujos de potencia mediante el uso de unidades de protección de mínima potencia activa direccional (ANSI 37P), que proporcionan un control adecuado del disparo de disyuntores de fuentes y cargas (ejemplo en la Figura 8.38).

Figura 8.38 - Funcionamiento Independiente de una Instalación con su propia Unidad Electrógena (Extraída de [3])

8.6.3. Ajustes Recomendados

Se presenta en la siguiente Tabla 8.2 los ajustes recomendados para diferentes situaciones de falta del generador y según las funciones de protección referidas a cada caso. De esta forma será más fácil realizar un buen ajuste del relé para que actúe adecuadamente.



Fallos relacionados con máquinas motrices

Sobrecargas

Máxima intensidad. 51 En umbral, curva de T dependiente.

Sobrecarga térmica. 49RMS

Según características de funcionamiento del generador: capacidad térmica máxima utilizada del 115 al 120%.

Sondas de temperatura. 49T Depende de la clase térmica del generador.

Funcionamiento como motor

Máxima potencia activa direccional. 32P Umbral del 5% de Sn (turbina) al 20% de Sn (diesel).



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Temporización de algunos segundos.

Variación de velocidad

Detección mecánica de máxima y mínima velocidad.

12, 14

Umbral ±5% de la velocidad nominal. Temporización de algunos segundos.

Fallos del sistema de alimentación

Cortocircuitos externos

Con corriente mantenida a 3 In.

Máxima intensidad.

51

Umbral 2 In. Temporización para selectividad con protección aguas abajo.

Sin corriente mantenida a 3 In.

Máxima intensidad por retención de tensión.

51V

Umbral 1,2 In. Temporización para selectividad con protección aguas abajo.

Mínima impedancia (de reserva).

21B

Unos 0,3 Zn. Temporización para selectividad con protección aguas abajo.

Puesta en tensión involuntaria

Puesta en tensión involuntaria. 50/27

Umbral de corriente = 10% de generador In. Umbral de tensión = 80% de Un. Tiempo de prohibición después de mínimo de tensión = 5 segundos. Tiempo de aparición de corriente mínima tras aparición de tensión = 250 ms.

Fallos internos y control del generador

Cortocircuitos entre fases

Diferencial de alta impedancia. 87G Umbral del 5 al 15% de In. Sin temporización.

Diferencial basado en porcentaje. 87G Pendiente 50%, umbral del 5 al 15% de In. Sin temporización.

Máxima intensidad de fase direccional. 67 Umbral In. Temporización según selectividad con otras fuentes.

Desequilibrio Máximo de componente inversa. 46 Umbral 15% de In. Temporización de algunos segundos.

Fallo de armadura del estator

Si el neutro está conectado a tierra en el estator del generador.

Fallo a tierra. 51G

Umbral = 10% de la corriente máxima de fallo a tierra. Temporización para selectividad con protección aguas abajo.

Diferencial de fallo a tierra

64REF Umbral 10% de In. Sin temporización.



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restringida.

Si el neutro está en impedancia en el estator del generador.

100% estator. 64G/59N

Umbral Vrsd = 30% de Vn. Temporización de 5 segundos.

64G/27TN

Umbral adaptable = 15% del Vrsd del 3er armónico.

Si el neutro está conectado a tierra en el sistema eléctrico.

Fallo a tierra en el lado del disyuntor del generador.

51N/51G

Umbral del 10 al 20% de la corriente máxima de fallo a tierra. Temporización en el rango de 0,1 segundo.

Desplazamiento de tensión de neutro si el generador está desacoplado.

59N Umbral Vrsd = 30% de Vn. Temporización de algunos segundos.

Si el neutro está aislado.

Desplazamiento de tensión de neutro.

59N Umbral Vrsd = 30% de Vn. Temporización de algunos segundos.

Fallo de armadura del rotor

Dispositivo de supervisión del aislamiento.

Pérdida de campo

Máxima potencia reactiva direccional. 32Q Umbral 30% de Sn. Temporización: 1 segundo.

Mínima impedancia. 40

Xa = 0,15 Zn, Xb = 1,15 Zn, Xc = 2,35 Zn. Temporización de círculo Zn: 0,1 segundo. Temporización de círculo Xd: selectividad con protección aguas abajo.

Deslizamiento de polos

Pérdida de sincronismo. 78PS

Criterio de igual área: temporización de 0,3 segundos. Criterio de variación de potencia: 2 revoluciones, 10 segundos entre 2 variaciones de potencia.

Regulación de tensión

Máxima tensión. 59 Umbral 110% de Un. Temporización de algunos segundos.

Mínima tensión. 27 Umbral 80% de Un. Temporización de algunos segundos.

Regulación de frecuencia

Máxima frecuencia. 81H Umbral + 2 Hz de frecuencia nominal.

Mínima frecuencia. 81L Umbral - 2 Hz de frecuencia nominal.

Recalentamiento de cojinetes

Sondas de temperatura. 38 Según instrucciones del fabricante.



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Gestión de la alimentación

Mínima potencia activa direccional. 37P Según la aplicación.

Tabla 8.2 - Ajustes Recomendados para Relé de Protección de Generador (Adaptada de [3])

8.6.4. Ejemplo de Aplicaciones

Se representa en este punto diferentes ejemplos de configuración de generadores y sus correspondientes equipos de protección. En la Figura 8.39 se muestra un generador de baja potencia protegido a partir de relé de protección con funciones de mínima tensión (27), máxima potencia activa direccional (32P), máxima potencia reactiva direccional (32Q), sobrecarga térmica (49RMS), máximo de componente inversa (46), sobrecorriente a tierra (51G), máxima intensidad por retención de tensión (51V), máxima intensidad (51), máxima tensión (59), diferencial de fallo a tierra restringida (64REF), máxima intensidad de fase direccional (67), falta a tierra direccional (67N), máxima y mínima frecuencia (81H y 81L).

Figura 8.39 – Generador de Baja Potencia (Adaptada de [3])

En la Figura 8.40 se muestra un generador de media potencia protegido a partir de relé de protección con funciones de mínima impedancia de reserva (21B), mínima tensión (27), máxima potencia activa direccional (32P), mínima impedancia (40), máximo de componente inversa (46), sobrecarga térmica (49RMS), máxima intensidad (51), sobrecorriente a tierra (51G), máxima tensión (59), diferencial de fallo a tierra restringida (64REF), pérdida de sincronismo (78PS), máxima y mínima frecuencia (81H y 81L), diferencial basada en porcentaje o de alta impedancia (87M) y medidas de temperatura del generador (38/49T).



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Figura 8.40 – Generador de Media Potencia (Adaptada de [3])

En la Figura 8.41 se muestra una configuración generador - transformador de baja potencia protegido a partir de relé de protección con funciones de mínima tensión (27), máxima potencia activa direccional (32P), máxima potencia reactiva direccional (32Q), máximo de componente inversa (46), sobrecarga térmica (49RMS), máxima intensidad (51), sobrecorriente a tierra (51G), máxima intensidad por retención de tensión (51V), máxima tensión (59), máxima intensidad de fase direccional (67), falta a tierra direccional (67N), máxima y mínima frecuencia (81H y 81L), medidas de temperatura del generador (38/49T) así como funciones para la protección del transformador como son de supervisión de temperatura del dieléctrico (26), Buchholz o gas y detección de presión (63) junto con supervisión de temperatura del devanado (49T).

Figura 8.41 - Generador – Transformador de Baja Potencia (Adaptada de [3])

En la Figura 8.42 se muestra una configuración generador - transformador de media potencia protegido a partir de relé de protección con funciones de detección mecánica de máxima y mínima velocidad (12, 14), mínima impedancia de reserva (21B), mínima tensión (27), máxima potencia activa direccional (32P), mínima impedancia (40), máximo de componente inversa (46), sobrecarga térmica (49RMS), máxima intensidad (51), sobrecorriente a tierra (51G), máxima tensión (59), 100% del estator (64G), diferencial de fallo a tierra restringida (64REF), pérdida de sincronismo (78PS), máxima y mínima frecuencia (81H y 81L), diferencial de transformador (87T), medidas de temperatura del generador (38/49T) así como funciones para la protección del transformador como



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son de supervisión de temperatura del dieléctrico (26), Buchholz o gas y detección de presión (63) junto con supervisión de temperatura del devanado (49T).

Figura 8.42 - Generador – Transformador de Media Potencia (Adaptada de [3])

8.7. Protección de Condensadores Las baterías de condensadores se utilizan para compensar la energía reactiva solicitada por las cargas del sistema eléctrico y, ocasionalmente, en ltros para reducir la tensión de armónicos. Su función es mejorar la calidad del sistema eléctrico. Pueden estar conectadas en disposiciones en estrella, triángulo y doble estrella, según el nivel de tensión y la potencia nominal total de las cargas. Un condensador viene en forma de caja con terminales aislantes en la parte superior. Incluye condensadores individuales tal y como se representa en la Figura 8.43 que tienen tensiones autorizadas máximas limitadas (por ejemplo, 2.250 V) y están montados en grupos:

En serie para obtener la resistencia de tensión requerida. En paralelo para lograr las especi caciones de potencia deseadas.

Existen 2 tipos de baterías de condensadores:

Sin protección interna. Con protección interna donde se añade un fusible para cada condensador individual.

Figura 8.43 – Batería de Condensadores (Extraída de [3])



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8.7.1. Tipos de Fallos Los principales fallos que pueden afectar a las baterías de condensadores son:

Sobrecargas. Cortocircuitos. Fallos de armadura. Cortocircuito en un condensador individual.

Sobrecargas Una sobrecarga está provocada por una máxima intensidad continua o temporal:

Máxima intensidad continua debida a:

o Un aumento en la tensión de la alimentación. o El ujo de corriente de armónicos debido a la presencia de cargas no lineales como

convertidores estáticos (recti cadores, variadores de velocidad), hornos de arco, etc. Máxima intensidad temporal debida a la puesta en tensión de un paso de la batería de

condensadores. Las sobrecargas generan un recalentamiento que afecta negativamente a la resistencia dieléctrica y provoca un desgaste prematuro del condensador. Cortocircuitos Un cortocircuito es un fallo interno o externo entre conductores en tensión, entre fases (conexión en triángulo de condensadores) o de fase a neutro (conexión en estrella). La aparición de gas en la caja impermeable a los gases del condensador crea una sobrepresión que puede provocar la apertura de la caja y fugas en el dieléctrico. Fallos de armadura Un fallo de armadura es un fallo interno entre un componente del condensador en tensión y la armadura constituida por la caja metálica que está conectada a tierra por motivos de seguridad. La amplitud de la corriente de defecto depende de la disposición de la puesta a tierra del neutro y del tipo de conexión (estrella o triángulo). Parecido a un cortocircuito in terno, la aparición de gas en una caja impermeable a los gases del condensador crea una sobrepresión que puede provocar la apertura de la caja y fugas del dieléctrico. Cortocircuito en un condensador individual La ruptura dieléctrica de un condensador individual provoca un cortocircuito. Sin protección interna, la unidad defectuosa deriva los condensadores individuales cableados en paralelo:

Se modi ca la impedancia del condensador. La tensión aplicada se distribuye a un grupo menos en la serie. Cada grupo está sometido a una tensión mayor, lo que puede generar rupturas en cascada y

hasta un cortocircuito total.



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La Figura 8.44 muestra la situación en la que se deriva el grupo 2 tras la ruptura de un condensador individual.

Figura 8.44 – Batería de Condensadores sin Fusibles Internos (Extraída de [3]) Con protección interna, al fundirse el fusible interno relacionado, se corrige el condensador individual defectuoso:

El condensador sigue estando libre de fallos. Se modi ca la impedancia en consecuencia.

La Figura 8.45 muestra la situación en la que el condensador individual del grupo 2 se corrige mediante su fusible interno y el grupo 2 sigue en servicio.

Figura 8.45 – Batería de Condensadores con Fusibles Internos (Extraída de [3])

8.7.2. Funciones de Protección Los condensadores no deben estar en tensión a menos que se hayan descargado. La puesta en tensión debe temporizarse para evitar sobretensiones transitorias. Una temporización de 10 minutos permite una descarga natural su ciente. Se pueden utilizar inductores de descarga para reducir el tiempo de descarga. Sobrecargas Se pueden evitar máximas intensidades ampliadas debido a aumentos en la tensión de alimentación mediante la protección de máxima tensión (ANSI 59) que supervisa la tensión del sistema eléctrico. Esta protección puede cubrir al condensador mismo o a una gran parte del sistema eléctrico.



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Dado que el condensador puede admitir en general una tensión del 110% de su tensión nominal durante 12 horas en un día, este tipo de protección no es siempre necesario. Las máximas intensidades ampliadas debidas al ujo de corriente de armónicos se detectan mediante una protección de sobrecarga de uno de los tipos siguientes:

Sobrecarga térmica (ANSI 49RMS). Sobrecarga (ANSI 51), siempre que tenga en cuenta las frecuencias de armónicos. La amplitud de máximas intensidades cortas debida a la puesta en tensión de un paso de una

batería de condensadores se limita mediante el montaje de inductores de impulsos en serie en cada paso.

Cortocircuitos Los cortocircuitos se detectan mediante la protección de cortocircuito (ANSI 50). Los ajustes de corriente y temporización hacen posible el funcionamiento con la máxima corriente de carga autorizada, así como cerrar y conmutar pasos de baterías de condensadores. Fallos de armadura Este tipo de protección depende de la disposición de la puesta a tierra del neutro. Si el neutro está conectado a tierra, se utiliza la protección de defecto a tierra temporizado (ANSI 51G). Cortocircuito del elemento capacitivo La detección del fallo se basa en la modi cación de la impedancia creada:

Poniendo en cortocircuito el componente para condensadores sin protección interna. Corrigiendo el condensador individual defectuoso para condensadores con fusibles internos.

Cuando la batería de condensadores está conectada en estrella doble, el desequilibrio creado por el cambio en la impedancia en una de las estrellas provoca el ujo de la corriente en la conexión entre los puntos neutros. Este desequilibrio se detecta mediante un dispositivo sensible temporizado de protección de máxima intensidad (ANSI 51).

8.7.3. Ajustes Recomendados Se presenta en la siguiente Tabla 8.3 los ajustes recomendados para diferentes situaciones de falta de las baterías de condensadores y según las funciones de protección referidas a cada caso. De esta forma será más fácil realizar un buen ajuste del relé para que actúe adecuadamente.



Fallos relacionados con baterías de condensadores

Sobrecargas

Máxima tensión. 59 Umbral y 110% Un.

Sobrecarga térmica. 49RMS Umbral y 1,3 In. Constante de tiempo en el rango de 10 minutos.

Máxima intensidad temporizada. 51 Umbral y 1,3 In, curva de T dep.



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Cortocircuitos Máxima intensidad temporizada. 50 Umbral aproximadamente 10 In. Temporización aproximadamente 0,1 s (T independiente).

Fallos de armadura

Defecto a tierra temporizado. 51N/51G

Umbral y 20% I fallo a tierra máxima. Umbral u 10% TI proporcionan las especi caciones de TI, con retención de H2. Temporización aproximadamente 0,1 s (T independiente).

Cortocircuito de componente de condensador

Sobrecarga. 51

Umbral aprox. 1 A, según la aplicación. Temporización aproximadamente 1 s (T independiente).

Tabla 8.3 - Ajustes Recomendados de Relé de Protección de Batería de Condensador (Adaptada de

[3])

8.7.4. Ejemplos de Aplicaciones Se representa en este punto diferentes ejemplos de configuración de batería de condensadores y sus correspondientes equipos de protección. En la Figura 8.46 se muestra una batería de condensadores con compensación en triángulo con función de protección de defecto a tierra temporizado (51G).

Figura 8.46 - Compensación en Triángulo (Adaptada de [3])

En la Figura 8.47 se muestra una batería de condensadores con compensación en estrella doble con funciones de protección de sobrecarga térmica (49RMS), máxima intensidad temporizada (50/51) y defecto a tierra temporizado (51G).



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Figura 8.47 - Compensación en Estrella Doble (Adaptada de [3])



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9. Tecnología para la Localización de Faltas El rápido crecimiento observado en los sistemas eléctricos de potencia durante las últimas décadas ha derivado en un vasto incremento del número de líneas de transporte y distribución en operación por todo el mundo. Al mismo tiempo, el mercado libre y la desregularización introducida en la gran mayoría de los países han impuesto cada vez mayores requerimientos para proporcionar un suministro de energía continuado y de buena calidad. Hoy en día, términos como continuidad de suministro, confiabilidad y fiabilidad juegan un papel muy importante en los sistemas eléctricos. Así, como consecuencia de la imposición de dichos requerimientos restrictivos, se ha producido una demanda creciente de equipos de protección y control de alta calidad. Esto es debido a que es imposible prevenir a las líneas eléctricas completamente contra todos los tipos de fallos que en ellas puedan ocurrir. Por esta razón, es necesario que cuando ocurra un fallo se disponga de métodos eficaces que permitan detectarlo, localizarlo y restaurar las condiciones normales de funcionamiento lo más rápidamente posible. Las líneas de transporte y distribución pueden experimentar faltas eléctricas causadas por múltiples causas: tormentas, rayos, nieve, fallos de aislamiento, aves, etc. En la mayoría de los casos, las faltas eléctricas se manifiestan en forma de daños mecánicos que deben ser reparados antes de volver a poner en servicio dicha línea. Para acometer dicha reparación, dicha falta ha de ser detectada, en primer lugar, y posteriormente localizada con una precisión aceptable. Consecuentemente, y durante muchos años, la detección y localización de faltas ha sido de gran interés para las compañías eléctricas. Sin embargo, en el ámbito de la localización de faltas, la gran mayoría del trabajo realizado hasta la fecha ha estado centrado en localizar las faltas en redes de transporte. Esto es debido a la mayor importancia de las redes de transporte sobre el sistema eléctrico, así como al mayor tiempo necesario para revisar la líneas, especialmente comparado con las redes de distribución. Así, este problema se encuentra relativamente resuelto en los sistemas de transporte, donde debido a las características homogéneas de la línea, la medición en ambos terminales y la disponibilidad de diversos equipos, se puede localizar el tramo de falta con una precisión relativamente alta. No obstante, durante las últimas décadas, la localización de faltas en redes de distribución ha empezado a recibir una mayor atención, debido al complicado entorno desregulado en el que las compañías eléctricas tienen que competir entre ellas, para incrementar la disponibilidad del suministro eléctrico a los clientes finales. Así, se han realizado grandes esfuerzos en la investigación y desarrollo de métodos de detección y localización de faltas en redes de distribución, ya sean estas faltas permanentes o temporales. La localización de faltas permanentes permite una rápida restauración del sistema, mientras que la localización de faltas temporales permite detectar puntos débiles del sistema para poder realizar un mantenimiento preventivo. Con todo ello se busca localizar la falta sin necesidad de hacer una inspección visual de la misma, ya que esta labor realizada por una patrulla que recorra la línea que ha quedado fuera de servicio, en toda su longitud, resulta un proceso caro y laborioso, que se complica muy especialmente en líneas largas sobre terrenos accidentados. Aun así, en estos sistemas la localización de faltas es un problema complejo y aún no completamente resuelto. La complejidad es debida a múltiples factores: la presencia de conductores no homogéneos, cargas intermedias, derivaciones laterales, desequilibrios en el sistema y la carga, etc. Además, normalmente, en estos sistemas sólo se cuenta con medidas en la subestación de transformación. Una adecuada localización de la sección de la red de distribución en falta redunda en una minimización de los perjuicios causados a los usuarios. La importancia de este factor es creciente, ya que existe un énfasis cada vez mayor en la calidad y fiabilidad del suministro, llegando a considerase



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la localización de las faltas una de la primeras funciones que debieran integrarse en un sistema de control de una moderna subestación.

9.1. Localización de Faltas de Extremos Simple y Extremo Doble (“Fault Location Single and Double – Ended”)

9.1.1. Introducción

La funcionalidad de localización de falta es una característica estándar en los modernos dispositivos de protección de línea numéricos. Es una práctica común el cálculo de la localización de la falta por medio de una medición de la impedancia por separado en cada extremo de la línea. Todas las técnicas de cálculo usadas hasta la fecha en este tipo de localización de faltas a través de extremo simple (“single – ended”) posee una precisión limitada. Los factores comunes que influyen en la precisión se describen a continuación. Para líneas con dos extremos finales, se consigue una mejora en la precisión con el uso de la funcionalidad localización de faltas de extremos dobles (“double – ended”). En este tipo de casos los dos extremos de línea intercambian sus valores de medidas locales (corriente de fase y tensiones fase – tierra) a través del puerto de comunicación de protección de datos. En el caso de que la línea posea más de dos extremos, será usado el modelo de un extremo simple (“single –ended”). Cuando se usa el modelo de extremos dobles para la localización de faltas, el modelo de extremo simple (convencional) puede ser llevado a cabo simultáneamente, dependiendo de la información desde el extremo remoto si:

Si el modelo de extremos dobles se encuentra apagado o bloqueado, No hay valores disponibles desde el extremo remoto, o Localización de la falta no posible debido a señales de medición muy distorsionadas o faltas

fuera del objeto protegido.

9.1.2. Localización de Faltas Mediante Extremo Simple (“Single – Ended”)

El principio de medición del localizador de faltas es bastante similar al de la protección de distancia. En este caso también se calcula la impedancia. Estos métodos emplean los parámetros del sistema de distribución y combinaciones de medidas de tensión e intensidad durante los estados de prefalta, falta y postfalta, registradas en al menos un extremo de la línea. Las medidas de prefalta son utilizadas para estimar las condiciones iniciales del sistema eléctrico mientras que las medidas durante la falta se emplean como variables conocidas en un conjunto de ecuaciones donde la distancia hasta la falta así como la resistencia de la falta son las variables a estimar. En aplicaciones dirigidas a sistemas de distribución sin ramificaciones, la determinación de la impedancia aparente vista por el relé se realiza a partir de las componentes fundamentales de tensión e intensidad obtenidas a través de los algoritmos basados en DFFT. Por otra parte, se encuentran los algoritmos de distancia DEA, los cuales se basan en la ecuación diferencial que describe el circuito eléctrico para determinar la impedancia aparente vista por el relé. A diferencia de la DFFT, los algoritmos DEA no se ven afectados por las componentes continuas



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existentes en la señales de medida, por lo que el tiempo de actuación de estos algoritmos son menores que un ciclo de operación a frecuencia industrial. Sin embargo, son afectados por la distorsión armónica presente en las redes de distribución.

9.1.2.1. Factores que influyen en la precisión del localizadores de faltas de extremo simple (“single – ended”)

1. Compensación Residual (ZE / ZL, K0)

La mayoría de los cortocircuitos que ocurren en los sistemas de transmisión son faltas a tierra.[25] La precisión del localizador de faltas de extremo simple en gran parte depende de la impedancia de tierra cuando los cortocircuitos son a tierra. El valor exacto de esta impedancia normalmente no es conocido. Las impedancias a tierra deben ser configuradas como parámetros fijos en el caso de localización de faltas de extremo simple. Incluso si la impedancia a tierra de la línea es determinada mediante la medición de la impedancia de secuencia cero antes de la puesta en marcha, lo cual normalmente no se realiza debido al tiempo y costo que conlleva, el efecto real de la impedancia a tierra durante el cortocircuito puede ser severamente dependiente de la localización real de la falta. La impedancia de tierra eficaz no suele distribuirse proporcionalmente a lo largo de la longitud de la línea, pudiendo variar significativamente dependiendo de la consistencia del suelo (arena, rocas, agua, nieve) y del tipo de conexión a tierra aplicada (torre de puesta a tierra, pantallas de cables paralelos, tubos de metal).

2. Líneas Paralelas En el caso de las líneas paralelas, está presente el acople inductivo de los circuitos de corrientes. En líneas transpuestas, sólo el sistema de secuencia cero es negativamente influenciado por este acoplamiento. Para cargas y faltas que nos implican la tierra, la influencia de líneas paralelas puede ser despreciada. Con defectos a tierra en el otro lado, este acoplamiento puede causar errores en la medida. En líneas aéreas de doble circuito de 400 kV los errores de medida al final de la línea pueden ser por ejemplo tan grandes como el 35% [25]. Con esta corriente residual debida a las líneas paralelas la medición de la impedancia puede ser adaptada de tal manera que el acoplamiento de las líneas paralelas se compensa. Esta compensación de líneas paralelas puede sin embargo frecuentemente no ser implementada. Mientras que la función de protección de distancia selectiva podrá aún ser implementada mediante el ajuste de zona apropiado en combinación con los sistemas de teleprotección, los resultados del localizador de faltas sin compensación paralela no son a menudo satisfactorios.

3. Geometría de la Torre y Transposición de Conductores La geometría de la línea aérea de torres así como la técnica de transposición de conductor de fase puede introducir errores de medición de impedancia de hasta el 10%. Líneas de muy alta tensión (EHV) en redes de transmisión son normalmente simétricamente transpuestas con 3 secciones. En total, la misma impedancia por cada fase es entonces aproximadamente lograda para la longitud total de la línea. Este factor que influye en la precisión es en este caso mantenido en un rango aceptable. En los sistemas de alta tensión sin embargo, las líneas no transpuestas pueden encontradas en longitudes cortas debido a la limitación de costes.

4. Resistencia de Falta en Conjunción con Alimentación Doble y Flujo de Carga En casos de sistemas de transmisión, que normalmente tienen alimentación por ambos terminales de la línea tal y como se representa en la Figura 9.1, se presenta un desplazamiento de fase entre las tensiones U1 y U2 en ambos extremos así como un incremento en el valor de la impedancia con el



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aumento de la resistencia de falta según se muestra en la Figura 9.2. Sin embargo, el valor de la reactancia no es constante, debido al desfase de la caída de tensión en la resistencia de falta.

Figura 9.1 – Esquema Unifiliar (Extraída de [25])

Figura 9.2 – Ángulo del Flujo de Carga (Extraída de [25])

Este fenómeno es ocasionado por la corriente que proviene de la fuente equivalente del otro extremo de la línea, que normalmente no está en fase con la corriente medida, tal como se presenta en la Figura 9.3 a) Imf es la corriente de falta medida en M; If es la corriente de falta total que es igual a la suma de Imf e Inf. La admitancia aparente Zm estimada con los valores medidos en M es igual a la impedancia sZm más la resistencia de falta Rf afectada por las dos corrientes de falta. Para los sistemas de distribución y como consecuencia de la presencia de resistencia de falta, el valor de la impedancia aparente, es decir la estimada a partir de las medidas de tensión y de corriente en la subestación, es mayor que la impedancia de la línea desde la subestación hasta el punto de falta. Para este caso, la reactancia desde la subestación hasta el sitio de falta permanece constante, con cualquier valor de resistencia de falta y si no se considera el efecto de la carga. En la Figura 9.3 b) se presenta el caso para una falta con una resistencia Rf, a un porcentaje s de la distancia MN de la línea. Zm es la impedancia aparente y sZmn representa la impedancia de la línea hasta la falta.

Figura 9.3 – Efecto de la Resistencia de Falta para a) Sistemas Alimentados por Dos Terminales y b) Sistemas Alimentados por Un Solo Terminal, Sin Carga (Extraída de [9])



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9.1.2.2. Valores Obtenidos

A través de la localización de faltas los resultados obtenidos son los siguientes:

La reactancia X en primario y en secundario La resistencia R en primario y en secundario La distancia a la falta d en kilómetros o millas de la línea La distancia de la falta d en % de la longitud de la línea

9.1.3. Localización de Faltas Mediante Extremo Doble (“Double –

Ended”) La comunicación digital directa entre equipos de protección no sólo facilita el intercambio de datos de protección para la función diferencial, pero ahora también introduce una significante mejora en la localización de faltas. Las ventajas decisivas de la localización de faltas teniendo en cuenta ambos extremos son:

Una correcta localización de faltas es posible incluso con flujos de potencia en la línea, doblemente alimentada y grandes faltas resistivas.

El algoritmo sólo utiliza la secuencia positiva de la impedancia. La secuencia cero de la impedancia ya no es necesaria para el cálculo de la ubicación del fallo en caso de defectos a tierra.

La influencia de acoplamiento inductivo a partir de alimentadores en paralelo puede despreciarse.

Las no simetrías debido a la ausencia de transposición de la línea y la combinación de diferentes geometrías de torre pueden ser compensados.

El método de localización de faltas mediante extremos dobles también considera la capacitancia de la línea y la resistencia de la línea. Se adapta la localización de faltas para un óptimo ajuste entre las tensiones calculadas para la localización de faltas y los valores medidos en los extremos de la línea. Se asume en este contexto que las tensiones en una línea no pueden saltar. La tensión en el presunto lugar del fallo se calcula una vez con los valores medidos en el lado izquierdo y una con del lado derecho. La ubicación real de la falta es donde no hay ninguna o casi ninguna diferencia entre las características de tensión del lado izquierdo y derecho. La localización de la falta a través de ambos extremos se basa en la suposición de que en una línea sin ramas, con las corrientes y tensiones conocidas en las entradas, la tensión puede ser calculada para cualquier posición x de la línea. Esto es cierto tanto para el lado izquierdo y el lado derecho de la línea. Teniendo en cuenta que la tensión calculada en la localización de la falta a partir de ambos extremos debe ser la misma, el fallo se encuentra en la intersección de las dos características de tensión. Estas características se calculan con la ecuación de telégrafo desde las corrientes y tensiones medidas localmente y las reactancias por unidad de línea. La Figura 9.4 muestra un esquema simplificado en el que se supone que las características de tensión son lineales.



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Figura 9.4 – Curvas de Tensión Lineales (simplificadas) (Extraída de [25])

9.1.3.1. Sincronización de los Fasores La localización de faltas usando ambos extremos utiliza fasores de tensión y corriente de las tres fases desde ambos extremos de línea. Filtros numéricos son diseñados para que el cálculo de la localización de la falta sea hecha basado en la componente fundamental. Los fasores de tensión y corriente están provistos con una estampa de tiempo, la frecuencia real del sistema y la longitud de datos es añadida y transmitida a través del canal digital de comunicaciones al correspondiente equipo en el otro lado de la línea. El relé de protección A por lo tanto recibe los valores desde la protección B y viceversa. Con la estampa de tiempo, frecuencia del sistema y una gran cantidad de datos, los fasores pueden entonces ser sincronizados a una referencia común. Usando la estampa de tiempo, los fasores son entonces chequeados para ver si ellos pertenecen a la misma condición durante la perturbación del sistema. El cálculo basado en el método de dos extremos sólo se llevará a cabo si los datos desde ambos extremos se refieren a un intervalo idéntico de la falta.

9.1.3.2. Cálculo de la Localización de Falta usando Dos Extremos con los Valores de Secuencia Positiva

El algoritmo de localización de falta usando dos extremos es basado en el principio de la caída de tensión a lo largo de la línea hasta la ubicación de la falta tal y como se ha explicado anteriormente. Por medio de las corrientes y tensiones medidas en un extremo de línea, la tensión a lo largo de la línea puede ser calculada usando un modelo de línea R-L-C. Si la tensión es ahora calculada desde ambos extremos de la línea, la localización de la falta puede ser indicada en la ubicación donde ambas tensiones tienen el mismo valor. En la Figura 9.5 se muestra la intersección de las dos curvas de tensión. Para lograr una gran precisión también para largas líneas aéreas y secciones de cables, el cálculo de la tensión es basado en la impedancia de línea homogénea. La relación de las tensiones y corrientes es dada por la siguiente función hiperbólica.

V (x) = Vm · cosh ( · x) – Z · Im · sinh ( · x)

Donde:

V (x): tensión en la posición x Vm , Im: valores de medida en el correspondiente final de línea



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X: distancia desde el principio de la línea : constante de propagación de la línea

Z: impedancia característica de la línea

Figura 9.5 – Localización de la Falta en la Intersección de la Curva de Tensiones desde Ambos Extremos de Línea (Extraída de [25])

El conjunto de ecuaciones no lineales se resuelve mediante la determinación de la diferencia de tensión más pequeña:

(x) = Vl (x) – Vr (x)

Donde:

(x): error en la tensión Vl (x): variación de la tensión calculada desde el extremo izquierdo de la línea

Vr (x): variación de la tensión calculada desde el extremo derecho de la línea

9.1.3.3. Valores Obtenidos

A través de la localización de faltas los resultados obtenidos son los siguientes:

La reactancia X en primario y en secundario La resistencia R en primario y en secundario La distancia a la falta d en kilómetros o millas de la línea La distancia de la falta d en % de la longitud de la línea



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9.2. Técnica Basada en la Onda Viajera y en la Medida de Altas Frecuencias (“Travelling Wave Fault Locator”)

9.2.1. Introducción y Evolución de la Técnica

Aunque la utilización de componentes de frecuencia no fundamental para el análisis de sistemas eléctricos se ha contemplado durante más de 60 años, especialmente en protección de sistemas eléctricos, sólo en las últimas décadas se han observado progresos. Durante años, las compañías eléctricas reconocieron los métodos basados en onda viajera como una vía para superar las imprecisiones y limitaciones de los métodos tradicionales de localización de faltas basados en medidas de la frecuencia fundamental. Por ejemplo, la señal de alta frecuencia generada tras una falta no se ve afectada por la variación en el tipo de falta o en la impedancia del camino de falta, al contrario que en los métodos basados en la impedancia, en donde estos factores afectan significativamente a su funcionamiento. Los sistemas basados en onda viajera proporcionan, de manera general, mejores precisiones que los demás, pero en su momento fueron abandonados debido a problemas de fiabilidad y mantenimiento, que derivaron en una pérdida de interés y confianza en dichas técnicas. Entre los inconvenientes de dichos métodos cabe destacar la importancia del ángulo de inserción de la falta, ya que si ésta se produce en un ángulo de inserción de tensión próximo a cero no se producirán muchas componentes de ondas viajeras. Por otra parte, en el caso de faltas cercanas en distancia, el lapso de tiempo entre una onda incidente y la llegada de sus reflexiones desde el embarrado es tan reducido que la dificultad para poder distinguirlas se multiplica. Además, necesitan altas frecuencias de muestreo y una mayor inversión económica que las metodologías basadas en medidas de impedancia. Sin embargo, a finales de la década de los 90 volvieron a emerger como una alternativa para la localización de faltas, fundamentalmente por el deseo de las compañías eléctricas de sistemas más rápidos y precisos de localización de faltas, que pudieran utilizarse junto con mejoras en la adquisición de datos, sincronización GPS y sistemas de comunicación. La idea fundamental detrás de estos métodos se basa en la correlación entre la onda viajera incidente (forward) y reflejada (backward) a lo largo de la línea. Se trata de monitorizar la correlación entre ambas formas de onda, una labor que puede ser compleja en caso de falta. Los transitorios de la falta serán reflejados desde el punto de falta y llegarán al terminal del relé, mostrando una señal altamente correlacionada pero con un retraso equivalente al doble del tiempo de viaje (travelling time) de los transitorios hasta el punto de la falta. Este tiempo se puede utilizar para obtener la distancia desde el relé al punto de falta. Sin embargo, para sistemas de distribución, el problema se vuelve más complejo ya que, debido a su topología radial, las reflexiones son múltiples. Incluso se ha observado cómo, para ciertos tipos de faltas y condiciones del sistema (faltas cercanas al punto de medida, faltas que se producen cercanas al paso por cero de la tensión en el punto de falta, etc.), los métodos basados en la onda viajera no funcionan adecuadamente. Así, las metodologías más clásicas basadas en onda viajera para líneas aéreas pueden dividirse en tres grandes grupos:

Medidas en un extremo, basadas en los transitorios de la onda viajera producidos por la falta. Medidas en dos extremos, basadas en los transitorios de la onda viajera producidos por la

falta.



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Medidas en un extremo, basadas en los transitorios de la onda viajera producidos por las operaciones de interruptores.

Cabe mencionar que los planteamientos basados en medidas en dos extremos presentan elevados costes de instalación y funcionamiento. Una aproximación más atractiva son las metodologías que únicamente necesitan realizar medidas en un extremo de la red (habitualmente en la subestación). En este tipo de técnicas, la localización de la falta tiende a basarse en el análisis de estas señales para detectar las reflexiones que ocurren entre el punto de falta y el de medida. Sin embargo, uno de los principales problemas, al igual que en todo tipo de métodos con una única medida, es la existencia de diferentes posibilidades debido a las ramas laterales. Un importante desarrollo dentro de este área ha consistido en la herramienta de tratamiento de señales denominada como Transformada Wavelet Discreta (DWT), la cual permite realizar el análisis de señales muestreadas con transitorios concretos. Aún cuando la DWT presenta importantes ventajas (sencillez en la implementación y reducido tiempo computacional), en ocasiones se hace interesante utilizar la Transformada Wavelet Continua (CWT). Frente a la anterior, la CWT permite realizar un análisis más detallado y continuo del espectro energético del transitorio de una falta. Tradicionalmente, las Transformadas Wavelet han sido utilizadas en múltiples ámbitos problemáticos dentro del sistema eléctrico: calidad del suministro, descargas parciales, predicción de cargas, medidas de potencia y energía, sistemas de protección, análisis de transitorios, etc. El principal interés de la Transformada Wavelet para analizar las ondas viajeras producidas por faltas es debido a que dicha herramienta permite realizar un ajuste automático de la anchura de la ventana de las wavelets, en función de la duración del transitorio objeto de estudio. Como consecuencia, se puede capturar información precisa sobre el tiempo de llegada de señales que viajan a diferentes velocidades a lo largo de la línea. Entre los métodos que realizan medidas en dos extremos, una de las primeras propuestas de utilizar las componentes de alta frecuencia para la localización de faltas en redes de distribución se propone en 1992 por A.T. Johns. Aunque la técnica presentada es tolerante a posibles variaciones (tipo de falta, resistencia de falta, nivel de cortocircuito de la fuente y punto de inserción de la falta), su mayor inconveniente es que los localizadores tal y como se representa en la Figura 9.6 han de ser colocados estratégicamente, a intervalos a lo largo de la línea aérea, para que puedan ser capaces de localizar la sección de línea en falta.

Figura 9.6 – Esquema Básico del Localizador

Posteriormente, Z.Q. Bo propone un esquema de localización de faltas para cables de distribución basado en la onda viajera de alta frecuencia de las señales de tensión generadas por la falta (Figura 9.7). Para dicho sistema, la precisión de la localización de faltas es proporcional al ratio de muestreo



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digital. Igualmente, los estudios realizados muestran que se puede lograr hasta una precisión de ± 10 metros en la localización de la falta, si para ésta se utiliza una frecuencia de muestreo de 20 MHz.

Figura 9.7 – Técnica de Localización Mediante el Diagrama de Lattice

En años sucesivos, dicha técnica va a sufrir diferentes mejoras y análisis sucesivos. En 1998, el mismo autor extiende y presenta la técnica mediante la utilización de medidas GPS en cada embarrado. Con ello, se pretende comparar de forma sincronizada el tiempo de llegada de los transitorios de alta frecuencia a cada embarrado del sistema. Además, se ha logrado superar el inconveniente de la incepción de la falta para una tensión próxima a cero, ya que para esas situaciones utiliza las señales de alta frecuencia generadas por el arco de la falta. En 1999, se presenta una revisión actualizada de lo anterior, en la que se hace referencia al análisis de sistemas con cargas distribuidas. Además, se afirma que la precisión de dicha técnica oscilaría en ± 1 metro si la frecuencia de muestreo fuese de 200 MHz. El mismo año, F. Jiang propone utilizar la Transformada Wavelet Discreta (DWT) mediante tres niveles Daubechies para extraer las componentes de alta frecuencia de las señales de falta capturadas, con el fin de lograr el instante preciso de la onda viajera inicial. Posteriormente se desarrollan una serie de metodologías con medidas en un único extremo. La primera que merece destacarse, aun cuando está en la misma línea que la última variante de los anteriores y se desarrolla en el mismo año, es la metodología planteada por F.H. Magnago, en la que utiliza la teoría de onda viajera junto con un tratamiento mediante Transformada Wavelet (basándose en un estudio anterior). Para ello, hace uso del conocimiento de que distintas localizaciones de la falta producen dispares atenuaciones de la señal como resultado del diferente número de nodos (con más de dos ramas incidentes) entre la subestación y el punto de falta. Descomponiendo las señales de alta frecuencia mediante la Transformada Wavelet, se obtienen los coeficientes wavelet que, comparados con los de una base de datos (obtenidos previamente para la red de distribución), permite diferenciar entre las diferentes ramas laterales a aquella en la que se ha producido una falta. Una vez determinada dicha rama, para obtener la distancia exacta a la falta se aplica una técnica basada en medidas a frecuencia fundamental. Posteriormente, los mismos autores presentan una metodología totalmente diferente, pero usando las componentes modales de las ondas viajeras de alta frecuencia y un tratamiento mediante DWT. En lugar de obtener la distancia mediante el retardo existente entre ondas incidentes y reflejadas, se usa el retardo entre las componentes modales de la misma señal. Aunque en principio es una técnica desarrollada para redes de transporte, su aplicación en redes de distribución es igualmente válida. Posteriormente, en 2002 y también con medidas en un único extremo, H. Hizam propone comparar la distancia relativa entre los diferentes picos en las señales de corriente de alta frecuencia (Figura 9.8) y los lugares conocidos de posibles reflexiones en el feeder de distribución. Puesto que para el caso de un sistema en el que haya conductores tanto aéreos como subterráneos, así como múltiples ramas



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conectadas al circuito principal, la utilización del diagrama de Lattice puede ser impracticable, se propone la utilización de una técnica denominada “Arboles de Tiempo” para la predicción de formas de onda. Esta técnica, combinada con simulaciones en PSCAD/EMTDC, son las utilizadas para verificar la validez del método mediante correlación entre las señales obtenidas. Los autores afirman que con dicha estrategia se puede lograr una precisión en la localización de 200 metros o menor.

Figura 9.8 – Forma de Onda en Corriente para la Fase en Falta en una Falta Cercana

En 2003, D.W.P. Thomas presenta una metodología desarrollada principalmente para líneas de transporte, pero en la que, como resultado de diversas simulaciones y pruebas de campo, se demuestra su viabilidad para redes de distribución. Similar a la anterior, y utilizando un sistema de captación de señal a alta frecuencia (Figura 9.9), se basa en usar una correlación cruzada entre la onda incidente y la reflejada en corriente para, mediante medida del tiempo entre diferentes picos, obtener la localización de la falta. En este caso, se realizan pruebas tanto para medidas de doble extremo como de simple extremo, aunque en esta última se estima la necesidad de un mayor trabajo de investigación. El mismo autor presenta en 2004 los resultados de otros ensayos e incidencias reales, mediante la aplicación de la misma metodología.

Figura 9.9 – Disposición de la Instrumentación para el Registro de Faltas

Cabe destacar el trabajo realizado en esta área los últimos años por A. Borghetti. En 2006, presenta una metodología basada en la Transformada Wavelet Continua (CWT) para el análisis de transitorios de tensión debido a faltas en la línea, aplicándolo a la localización de faltas en redes de distribución. La técnica propuesta se basa en correlacionar algunas frecuencias características de la señal transformada (ver picos de frecuencia en la Figura 9.10), con caminos específicos recorridos por las ondas viajeras generadas por la falta. Dicho procedimiento está concebido para ser combinado con un sistema de medida que, además de obtener el instante inicial del transitorio, registre las formas de



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onda relevantes. Igualmente, aun cuando podría ser aplicable a sistemas con una única medida, está pensado para ser utilizado con elementos de medidas dispuestos según una arquitectura distribuida.

Figura 9.10 – Resultado del análisis CWT sobre el Transitorio de Tensión de una Falta

Una interesante comparativa del método anterior, junto con otro desarrollado el mismo año por L. Peretto, fue realizada un año más tarde, concluyendo que ambos podían constituir un método general complementario, en el que uno se encargaría de definir el feeder en falta, mientras que el otro determinaría la distancia hasta la misma. Con el fin de mejorar la precisión de la metodología, A. Borghetti mejora un año después la selección de la wavelet madre. Así, se propone un algoritmo para construir la wavelet madre específica inferida de los transitorios de tensión registrados tras una falta, con el fin de evitar que las frecuencias características de ciertos caminos (Figura 9.11) sean ocultadas por otras (tal y como ocurre al utilizar una wavelet madre tradicional).

Figura 9.11 – Comparación entre Resultados del Análisis CWT con los dos Wavelet Madre

En 2010, G. Zengwei presenta una metodología para la localización de faltas monofásicas en redes de distribución de 10 kV (por ser las de más amplia utilización en el sistema eléctrico de distribución chino) basada en dos etapas principales:

Determinación de la distancia a la falta mediante utilización de la técnica de onda viajera tipo C, la cual está basada en la inyección de señales en forma manual y no en la captación de las señales generadas por la falta.



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Determinación de la sección de la falta, mediante la inyección de una señal de corriente continua que es posteriormente detectada mediante la ayuda de sensores basados en tecnología Hall.

En el mismo año, A. Ngaopitakkul presenta una metodología basada en una combinación de dos técnicas (Transformada Wavelet Discreta DWT y ondas viajeras) para determinar la localización de faltas en redes de distribución subterráneas. Se utilizan las variaciones en los coeficientes de la primera escala de la Transformada de Wavelet para detectar la falta y, posteriormente, se usa la técnica de onda viajera para calcular la distancia a la falta.

9.2.2. Metodología Usada en la Actualidad

9.2.2.1. Modelo del Tipo D (Doble Final) El método del tipo D controla los tiempos de llegada de los impulsos generados por la falta a dos puntos sincronizados en tiempo, normalmente los extremos de la línea. La distancia de la falta se determina en términos de la diferencia de los tiempos de llegada. Se representa en la Figura 9.12 el modelo del Tipo D en una línea tipo.

Figura 9.12 – Modelo del Tipo D (Extraída de [8])

XS = [(TS – TR) · n + L]/2

XR = [(TR – TS) · n + L]/2

TS y TR son los tiempos de llegada de los impulsos transitorios generados por la falta a los dos finales de la línea; n es la velocidad de la onda viajera, la cual es próxima a la velocidad de la luz en líneas aéreas. L es la longitud total de la línea. La Figura 9.13 representa igualmente el modelo Tipo D para la localización de faltas mediante el método de onda viajera. Adicionalmente, en la Figura 9.14 se presenta la solución basada en el uso de equipos del fabricante Qualitrol para la localización de faltas a través del uso de la onda viajera. Para ello se instala un equipo en cada uno de los extremos de la línea, es decir, uno en la subestación A y el otro en la subestación B. Ambos equipos enviarán la información recogida tras una falta a un centro de control donde se analizarán los datos así como ambos equipos se encuentran sincronizados mediante satélite con el fin de poseer una misma referencia temporal.



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Figura 9.13 – Configuración ante una Falta según Modelo del Tipo D (Adaptado de [22])

Figura 9.14 – Solución con Equipos Qualitrol para el Modelo Tipo D (Adaptado de [22])



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9.2.2.1. Modelo del Tipo A (Final Único) El método del tipo A determina la distancia de la falta mediante el análisis de los registros de las formas de onda de las ondas viajeras generadas por la falta en un extremo de la línea. La diferencia de tiempo Dt entre el impulso de falta inicial y el pulso correspondiente reflejado desde la falta es el intervalo de tiempo empleado por el impulso para viajar desde el extremo a la falta y regresar. Esto se utiliza para calcular la distancia a la falta XL. Se representa en la Figura 9.15 el modelo del Tipo A en una línea tipo.

XL = Dt · n/2

Figura 9.15 – Modelo del Tipo A (Extraída de [8])

9.2.2.1. Modelo del Tipo E El método del tipo E hace uso de los transitorios generados cuando se cierra un interruptor sobre una línea abierta. El intervalo de tiempo entre el pulso creado por el cierre del interruptor y el pulso reflejado desde un cortocircuito, circuito abierto o conductor roto se utiliza para calcular la distancia a la falta. Se representa en la Figura 9.16 el modelo del Tipo E en una línea tipo.

Figura 9.16 – Modelo del Tipo E (Extraída de [8])

9.2.2.1. Aplicación de los Diferentes Métodos

El método del tipo D es el más simple y usado por la excelente precisión y fiabilidad de los resultados de operación en campo. El método del tipo E es muy eficiente para localizar las faltas de conductores rotos. El método del tipo A es más eficiente en coste, pero su fiabilidad está comprometido por la dificultad en la discriminación de las reflexiones de falta de los pulsos introducidos por reflexiones de otros terminales de línea y no-linearidades de los arcos de falta.

9.2.3. Comparativa Travelling Wave VS Impedancia Se presenta a continuación una comparativa de los errores que podemos tener en la localización de la falta usando el método de Onda Viajera (Travelling Wave) con respecto al método de Impedancia.



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Longitud Línea Transmisión

Promedio del Error con Travelling Wave

Promedio del Error con Impedancia (±5%

longitud línea) 25.0 km ± 150 m ± 1.25 km 50.0 km ± 150 m ± 2.5 km 100.0 km ± 150 m ± 5.0 km 150.0 km ± 150 m ± 7.5 km

Tabla 9.1 - Promedio de Error en la Localización de Faltas según Métodos de Onda Viajera y de

Impedancia (Extraído de Qualitrol) Vemos que para líneas largas, el error usando el método de la impedancia es elevado llevando esto a costes elevados en la búsqueda de la falta. Debido a esto la eléctrica de Sudáfrica, Eskom, tiene instalado el sistema de Onda Viajera para el cual en la Tabla 9.2 se muestran los valores de localización de faltas reales y los valores obtenidos usando ambos métodos.

Localización de Falta Real Método Onda Viajera

(Travelling Wave) Resultados Método Impedancia

Distancia de la Falta desde extremo A

Distancia de la Falta desde

extremo B

Distancia calculada

desde extremo

A

Distancia calculada

desde extremo B

Distancia calculada

desde extremo A

Error

Distancia calculada

desde extremo B

Error

121.8 km 19.5 km 121.8 km 19.5 km 92.8 km -29.0 km 17.2 km -2.3 km 110.7 km 30.6 km 110.7 km 30.6 km 108.8 km 1.9 km 28.5 km -2.1 km 97.6 km 43.7 km 97.6 km 43.7 km 91.5 km -6.1 km 40.5 km -3.2 km 22.9 km 118.1 km 22.9 km 118.1 km 18.0 km -4.9 km 94.0 km -24.1 km 121.0 km 20.0 km 121.0 km 20.0 km 104.0 km 17.0 km 18.0 km -2.0 km

Tabla 9.2 - Resultados Obtenidos por Eskom en la Localización de Faltas según Métodos de Onda Viajera y de Impedancia (Extraído de Qualitrol)

Analizando los resultados obtenidos podemos observar que los resultados obtenidos con el método de onda viajera son exactos en todo momento así como el error con el método de impedancia varía entre 1.4 % y 20.7% de la localización real de la falta.



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10. Protocolo de Comunicación IEC-61850

10.1. Introducción Los sistemas de automatización de una subestación (SAS) son los elementos que le permite al operador tener toda la información concentrada en un solo sitio con el fin de ejecutar sus acciones operativas de una manera más segura, brindándole la información necesaria en el tiempo oportuno con el fin de evitarle cometer errores en la operación de la subestación e incluso agilizar la reposición de los circuitos ante eventos imprevistos. El nuevo estándar IEC 61850 para la comunicación en las subestaciones, traerá la interoperabilidad de los sistemas y arquitecturas flexibles en el dominio de la automatización de las subestaciones. Hoy en día, las utilities funcionan de una forma más global y requieren sistemas flexibles, lo que ha originado la necesidad de un nuevo estándar para asegurar las características esenciales tales como interoperabilidad entre los dispositivos de diversos fabricantes, asignación libre de funciones, capacidad de adaptación en el desarrollo de las tecnologías de comunicación, etc. Las inversiones de los sistemas son salvaguardadas por la estabilidad a largo plazo del estándar. Una de los aspectos más importantes que los clientes han estado reclamando en los últimos años era la interoperabilidad de los sistemas. Esto significa la capacidad de dos o más equipos electrónicos inteligentes (IEDs, intelligent electronic devices), de distintos fabricantes para intercambiar información entre ellos, y conseguir de este modo un funcionamiento y cooperación correcta. Hasta la aparición de la norma IEC 61850 El abastecimiento de transferencia de datos era generalmente unidireccional con los datos que fluyen desde un remitente simple a un receptor altamente sofisticado, el cual interpretará los datos complejos. Un ejemplo es el protocolo de comunicación maestro-esclavo muy comúnmente utilizado, o también el interfaz utilizado en los dispositivos de protección según norma IEC 60870-5-103. La interoperabilidad prevista en el nuevo estándar IEC 61850 es mucho más que una simple transferencia de datos, también prevé el intercambio de información entre dos o más dispositivos similares. El receptor tiene que entender no solo la estructura de los datos (sintaxis), sino que también deberá comprender su significado, es decir la semántica basada en los atributos de los datos recibidos en la comunicación. Interoperabilidad no significa intercambiabilidad, pero si se trata de un requisito previo para conseguirla. La Intercambiabilidad sin impactos en el comportamiento del sistema requeriría dispositivos de idéntico funcionamiento. Esto implicaría la estandarización de funciones, las cuales están fuera del alcance de IEC 61850. Es decir el estándar no proporciona capacidad de intercambio entre diversos vendedores. La ingeniería y el mantenimiento de un verdadero sistema interoperable requiere que el integrador del sistema sea capaz de manejar los dispositivos, cumpliendo la norma IEC 61850, de distintos fabricantes con sus propiedades correspondientes. El requisito principal para una fácil y correcta integración y mantenimiento de sistemas compuesto por dispositivos de distintos fabricantes, necesita una descripción amplia y formal de dicho dispositivos al igual que del sistema completo, por lo menos desde el punto de vista de las comunicaciones. Esto incluye el diagrama unifilar de la subestación y las funciones asignadas al sistema. Todo esto se proporciona con ayuda del lenguaje de descripción denominado (SCL, XML-based Substation Configuration description Language), el cual forma parte del estándar IEC 61850. Por lo



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tanto no solamente se intercambia información entre en IEDs de distintos suministradores de forma estandarizada, sino que también se intercambia la información relativa a la ingeniería entre las herramientas de los distintos fabricantes e integradores de sistema. La información según SCL se puede almacenar junto a la documentación del sistema y volver a utilizar la en cualquier caso de mantenimiento al igual que en caso de cambio de responsabilidad en el sistema de mantenimiento, siempre y cuando se cumpla el estándar IEC 61850. La estabilidad a largo plazo, es otro de los grandes problemas existentes. Este nuevo estándar tiene la capacidad de adaptarse al avance en las tecnologías de comunicación al mismo tiempo que a los requisitos de desarrollo del sistema. Las inversiones relacionadas con la automatización de subestaciones se deben de salvaguardar de la obsolescencia de sus sistemas debido al rápido desarrollo que se experimenta en las tecnologías relacionadas. De la experiencia con los PCs sabemos como la tecnología queda obsoleta rápidamente, posiblemente en uno o dos años. El tiempo de vida de las subestaciones es mayor, quizá hasta unos 60 años. La experiencia, según datos recogidos por el CIGRE, nos habla de aproximadamente dos mejoras de control y protección durante este periodo de tiempo. Debido a ello los sistemas de automatización de subestaciones tendrán un tiempo de vida esperado de manutención de aproximadamente 20 años, lo que hace necesario buscar un concepto de comunicación con capacidad de estabilidad a largo plazo. Relacionado con este tema el estándar IEC 61850 facilita la conexión de dispositivos nuevos ya implantados en cualquier instante del tiempo de vida del sistema sin la necesidad de realizar una nueva ingeniería del sistema completo. También el estándar permite mejorar el sistema de comunicación a un estado superior, sin cambiar ninguna función y base de datos de la automatización de sistemas y de los sistemas de alto nivel. Por último hay que mencionar que junto a la interoperabilidad y la estabilidad a largo plazo, la libre configuración forma los requisitos básicos del nuevo estándar. Dicho estándar deberá tener en cuenta distintas filosofías al mismo tiempo que permitir libertad en la asignación de funciones. Debe funcionar de la misma manera para sistemas centralizados (RTU), como para sistemas descentralizados (SCS). En resumen las características más relevantes del estándar IEC 61850 son:

Interoperabilidad. El estándar proporciona la interoperabilidad que puede ser garantizado solamente mientras los IEDs tengan conexiones de red simples y los interruptores de Ethernet no estén integrado en los IEDs.

Libre configuración. El estándar soporta distintas filosofías y permite la libre asignación de funciones.

Estabilidad a largo plazo. El estándar funciona sobra una red LAN (Local Area Network) de conexión óptica o eléctrica (o mixta), es decir hoy en día Ethernet con velocidad de transmisión de datos de 100 MBit/s.

Comunicación vertical (cliente-servidor). El estándar proporciona la comunicación cliente-servidor, especialmente entre las bahías de las unidades IEDs y el nivel de estación.

Comunicación horizontal (Bahía-Bahía). El estándar proporciona la comunicación ente distintas bahías, mensajes GOOSE.

10.2. Conceptos Básicos A continuación se presentarán diversos conceptos básicos necesarios para una comprensión global de la norma, tanto de elementos como de modelo de datos.



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10.2.1. Subestación Eléctrica Los sistemas que se tratan en la IEC 61850 son sistemas de automatización de las subestaciones eléctricas (SAS). Por ello, los diferentes elementos que se deben modelar para su control y supervisión son los componentes típicos que se pueden encontrar dentro de una subestación, como pueden ser seccionadores, interruptores, transformadores de intensidad y tensión y transformador de potencia. Una vez modelados estos elementos, es necesaria su separación en distintos bloques eléctricos (bahías o bays), teniendo en cuenta que por motivos de funcionalidad o fabricación, los dispositivos pueden ser controlados de manera conjunta. La Figura 10.1 muestra una de las posibilidades de división de una subestación eléctrica: por módulos prefabricados.

Figura 10.1 – Ejemplo de División de una Subestación en Bloques Eléctricos (Extraída de [17])

10.2.2. Niveles del Sistema de Control de Subestación e Interfaces Lógicas

Una de las deficiencias actuales en los sistemas de automatización de una subestación eléctrica es que no permiten la interoperabilidad entre dispositivos de distintos fabricantes. A este inconveniente hay que unir el cableado excesivo que presentan los Sistemas de Control de Subestación (SCS). La IEC-61850 permitirá a los sistemas de automatización superar ambas deficiencias, partiendo del modelo abstracto de información que se repite de manera genérica en todas las subestaciones eléctricas. La norma separa este sistema en tres niveles jerárquicos, representados en la Figura 10.2 que se muestra a continuación:



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CB

-1

CB

-2

CB

-n

Niv

el d

e Pr

oces

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vel d

e B

ahía

Niv

el d

e Su

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ació

n

Figura 10.2 – Ejemplo de Topología de la Automatización de un Sistema de Control de Subestación

Nivel de proceso: Es el nivel correspondiente a los dispositivos electrónicos (IEDs) que permiten el acceso a los equipos desde niveles superiores. Un ejemplo podría ser un PLC que controla y gestiona la información de un interruptor.

Nivel de bahía o de posición: Este nivel se corresponde con los IEDs que se encargan de controlar y proteger a los elementos de una determinada posición o bahía. Un relé es un ejemplo de este tipo de dispositivos.

Nivel de subestación: Corresponde con el puesto de operación local de la subestación, desde el que el operador puede supervisar y gobernar los distintos aparatos. Como se puede ver en la Figura 10.2, puede tratarse o bien de una interfaz hombre-máquina (HMI) o de un puesto de trabajo remoto.

La norma propone una configuración con dos buses que se repartirían las interfaces lógicas presentes en el sistema de comunicación:

Bus de subestación. Alberga los intercambios de información que comunican los niveles de bahía y subestación o nivel de subestación con un puesto de control remoto.

Bus de proceso. Alberga las interfaces lógicas correspondientes a la relación entre niveles de proceso y de bahía.



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La disposición física de los buses depende de la división que se haya realizado previamente de los elementos de la subestación en distintos bloque eléctricos.

10.3. Definición de Mensajes GOOSE Mensajes Goose (Generic Object Oriented Substation Event), se usan para transmitir comandos de disparo a un interruptor desde un relevador a otro, que actualmente conectan a los interruptores. Estos mensajes también llevan:

Mensajes de disparo de interruptor.-Desde un relevador que quiere disparar un interruptor, hasta un relevador diferente al cual el circuito de disparo del interruptor esta actualmente conectado.

Mensajes de cierre de interruptor.-Misma situación anterior. Inicio de falta de interruptor Inicio de cierre Estado de un relevador o de una salida lógica para supervisión de acciones de protección o de

control en otros relevadores o zonas de protección. Monitoreo cruzado de sistemas de protección redundante.- Cada sistema verifica si el otro

sistema está vivo, y reporta faltas. Sin cableado adicional. Los mensajes Goose también pueden ser llamados mensajes GSSE. Estos últimos también son parte del IEC-61850 y realizan las mismas funciones que los mensajes Goose. Los mensajes GSSE (Generis Substation State Event) en el IEC-61850 proveen la capacidad de transmitir el cambio de estado de la información en estados binarios, solicitudes de control, pero no valores analógicos.

10.3.1. Uso de Mensajes GOOSE por IEC-61850 El uso de los mensajes Goose en las LAN’s redundantes combinan con lógica los relés y las unidades de cómputo al nivel de estación para implementar todo el control y el bloqueo, eliminando así todo el cableado y los switches en el panel de relés de protección. Los mensajes Goose llevan continuamente la transmisión de información de valores analógicos o de estados con etiquetas de tiempo a cualquier relé en la LAN, el relé receptor busca en este constante flujo de mensajes y puede reportar inmediatamente cuando dicho flujo haya cesado o si los mensajes están ausentes cuando se esperaban. Esta función que realizan los relés lo podemos llamar monitoreo activo, el cual no se tiene en el cableado convencional o con los switches de bloqueo. Un punto poderoso para usar este tipo de mensajes, es que los usuarios siempre saben cuando una trayectoria de control falla, y no tienen que esperar hasta que una operación incorrecta de algún relé se presente para detectarla. Para la transmisión y recepción de mensajes Goose, existe un modelo llamado: Modelo Editor – Subscriptor, el cual consiste en lo siguiente:

Los mensajes Goose no están dirigidos a un relé receptor en particular. Se envía como un mensaje broadcast (actualmente multicast) y viaja a través de la LAN con la identificación de quien lo envía y la identificación del mensaje específico.

No existe dirección de destino, todos y cada uno de los relés e IED’s en la LAN pueden ver el mensaje y por si solos deciden si necesitan leerlo o no.

El IED que transmite se llama EDITOR y el relé o IED que está configurado para esperar o recibir y usar el mensaje se llama SUBSCRIPTOR.



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Los mensajes Goose son un servicio no confirmado. Esto significa que el que publica no tiene el mecanismo para averiguar si el subscriptor obtuvo la última información, de hecho no sabe quien o quienes son los subscriptores.

No hay mecanismo ni el tiempo necesario, para que una larga lista de subscriptores regresen y confirmen que el mensaje les llego, o para que pidan una retransmisión del mismo. Es por ello, que el editor debe llenar continuamente la LAN con mensajes Goose actualizados.

El IEC-61850 proporciona una forma conveniente de establecer las relaciones editor – subscriptor, basados en la Auto-descripción.

El IEC-61850 permite aplicaciones multi-fabricantes donde diferentes dispositivos de diversos fabricantes pueden usar para intercambiar información digital consistente de estados y comandos, por ejemplo. Todo el tradicional cableado entre relés puede ser reemplazado por comunicación entre los relés, utilizando el IEC-61850, asegurando así un esquema que puede ser ampliamente expandido y revisado.

10.4. Normas que Componen la IEC-61850 Una vez introducidos los conceptos más importantes a los que se refiere la norma, se enumeran a continuación los diferentes apartados que contiene:

IEC 61850-1: Introduction and Overview. Introduce conceptos básicos. IEC 61850-2: Glossary. Glosario de términos. IEC 61850-3: General requirements. Requisitos de calidad, condiciones ambientales y

servicios auxiliares. IEC 61850-4: System and Project management. Gestión de sistemas y proyectos. IEC 61850-5: Comunication requirements for functions and device models. Requisitos del

sistema de comunicación y de los equipos. IEC 61850-6: Substation Configuration Language (SCL). Explica el lenguaje empleado para la

configuración de los IEDs IEC 61850-7: Basic communication structure. Explica el modelo de información y servicios de

comunicación o IEC 61850-7-1: Principles and models. Visión general de 61850-7 o IEC 61850-7-2: Abstract Communication Service Interface (ACSI). Define los servicios

de comunicación necesarios para el intercambio de datos en el modelo de información

o IEC 61850-7-3: Common Data Classes (CDC). Define el modelo de información de la subestación eléctrica.

o IEC 61850-7-4: Compatible Logical Node classes and data classes. Define el modelo de información de la subestación eléctrica.

IEC 61850-8-1: Specific Communication Service Mapping (SCSM) - Mapping to MMS. Mapping del modelo de información y servicios de comunicación abstractos a un sistema de comunicaciones concreto. Mapping en MMS.

IEC 61850-9-1: Specific Communication Service Mapping (SCSM) – Serial unidirectional multidrop point link. Mapping del modelo de información y servicios de comunicación abstractos a un sistema de comunicaciones concreto.

IEC 61850-9-2: Specific Communication Service Mapping (SCSM) – Mapping to IEEE 802.3 based process bus. Mapping del modelo de información y servicios de comunicación abstractos a un sistema de comunicaciones concreto.

IEC 61850-10: Conformance Testing. Pruebas de validez. Una vez listados los apartados que componen la norma IEC 61850, se representa en la Figura 10.3 la estructura de la norma conformada por dichos apartados representados como capas.



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Figura 10.3 – Estructura del Protocolo IEC-61850 (Extraída de [21])

10.5. Ventajas del Estándar IEC-61850 Se apuesta por el protocolo IEC-61850 por las claras ventajas que ofrece instalar dicho estándar en las subestaciones.

Define un protocolo para toda la subestación, independientemente del fabricante de cada equipo.

La arquitectura está abierta a pruebas futuras y facilita futuras extensiones, por lo tanto esta salvaguardada de inversiones.

Soporta todas las funciones de automatización de subestación que comprenden el control, la protección y la supervisión.

Es un estándar mundial, es la única solución para interoperabilidad. Define los requisitos de calidad (la fiabilidad, la disponibilidad del sistema, la integridad de

datos, la seguridad (el valor), etc.), condiciones ambientales, y los servicios auxiliares del sistema.

Especifica los procesos de la ingeniería y sus herramientas, el ciclo de vida del sistema y las exigencias de garantía de calidad y el mantenimiento para el sistema de automatización de subestación.

La flexibilidad permite la optimización de arquitecturas del sistema (la tecnología escalable). Emplea Ethernet y componentes de comunicación. Reducción de cableado convencional. Facilita una infraestructura de comunicación común, desde el centro de control a la

aparamenta. En lo referente a explotación y mantenimiento, gracias al estándar IEC 61850, se ha ganado en tiempo y comodidad. Los equipos son totalmente configurables con un simple fichero, el cual podrá ser editable para manejar las funciones según el interés de cada instalación, sea cual sea el fabricante del equipo.



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10.6. Seguridad en la Red Con la llegada de Ethernet es indispensable pensar en la seguridad de la información que se intercambian los dispositivos de la red eléctrica. Se tiene que evitar cualquier tipo de escucha o intrusión en el sistema, ya sea la comunicación entre equipos de una misma instalación, entre subestaciones o entre estas y el centro de control. A continuación se muestran algunas actuaciones recomendadas para garantizar la seguridad de la red.

Las redes LAN de una subestación deben estar conectadas a una red privada estrictamente aislada de internet.

Fuera de la subestación, la intranet de la compañía eléctrica debe estar protegida mediante firewalls y controles de acceso implementados en el software de los equipos.

Proveer a cada equipo con un anti-virus que los proteja de posibles infecciones, ya hayan sido introducidas voluntariamente o por accidente.

Para posibles análisis posteriores, los dispositivos deben registrar todos los eventos que sucedan, tanto entradas/salidas del sistema, como conexiones FTP (fallidas o no).

Como en todas las recomendaciones y normas, se echan en falta algunas recomendaciones y parecen redundantes otras. A pesar de ello, cabe destacar que el estándar IEC61850 supone un gran enriquecimiento respecto a los protocolos propios de cada fabricante.



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11. Proyecto de Ampliación del Sistema de Control y Protección para la Subestación 220/132/11 kV existente en Kenia con Configuración Interruptor 1/3.

11.1. Introducción Una vez desarrollado a modo extenso todo el contenido teórico referente a los sistemas de control y protección toca el momento de ponerlo en práctica y aplicarlo a una subestación real. Para este caso se ha tomado un proyecto real sobre el que se analizará el desarrollo del sistema de control, protección y medición de la Ampliación de la Subestación Lessos 220/132/11 kV en Kenia la cual presenta una configuración en interruptor 1/3. El proyecto viene lanzado por la compañía eléctrica Kenya Electricity Transmission CO. LTD. (KETRACO) junto con el consultor AECOM. Dicho proyecto se desarrolla dentro del marco de expansión y mejora del sistema eléctrico de Kenia siendo este proyecto de vital importancia para la interconexión con Uganda. Dicha interconexión será realizada a través de una línea de doble circuito en 400 kV (operada en 220 kV) permitiendo la exportación de un mínimo de 50 MW desde Uganda a Kenia y esperando que dicho intercambio llegue hasta los 300 MW en 2022. Por este motivo se construirá una nueva línea desde la subestación Bujagali hasta la subestación Tororo en Uganda y desde Tororo hasta Lessos, esta última en Kenia. Para esto, la subestación objeto de estudio (Lessos) deberá ser ampliada llevándose a cabo los siguientes trabajos:

Ampliación de la doble barra en 220 kV Añadir seis nuevas líneas en 220 kV y adecuar la línea existente Turkwell Instalar dos nuevos transformadores de potencia 220/132/11 kV con reactancias en el

terciario Instalar dos reactancias en líneas de 220 kV Instalar dos bancos de condensadores en 220 kV Añadir dos nuevas líneas en 132 kV

Nos centraremos en la solución adoptada para llevar a cabo el sistema de control, protección y medición.

11.2. Documentación de Partida Teniendo en cuenta que la subestación es existente, pasamos a indicar las bahías actuales y su configuración. Según se puede apreciar en la Figura 11.1, se muestra el parque de 220 kV existente formado por un único diámetro consistente en dos transformadores TR1 y TR2 junto con una salida de línea “Turkwell” la cual será recolocada y llevada al quinto diámetro. Este diámetro número uno no se encuentra totalmente terminado ya que está compuesto actualmente por tres interruptores ya que el diámetro completo de la configuración interruptor y un tercio posee cuatro interruptores. En los trabajos de ampliación se realizará la terminación de dicho diámetro con la adición del interruptor restante.



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Con respecto al término diámetro, este es usado frecuentemente en subestaciones de interruptor y medio o como en este caso de interruptor y un tercio para definir al grupo máximo de cuatro interruptores (tres en interruptor y medio) que interconecta las dos barras principales para alimentar las derivaciones de una subestación. Como se ve en la Figura 11.1, se representa el diámetro número uno que una vez sea terminado contará con sus cuatro interruptores y tres salidas o derivaciones (dos de transformador TR1 y TR2 y una de línea) interconectadas con las barras HB1 y HB2.

Figura 11.1 - Parque 220 kV Existente en Subestación Lessos

Para tener una visión general de toda la parte existente de la subestación, se aprecia en la Figura 11.2 el parque tanto de 220 kV como el de 132 kV. Sobre esta parte existente en 132 kV no tendremos que realizar ninguna intervención.



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Como punto a tener en cuenta, todos los equipos que componen el sistema de control y protección de las bahías existentes en la subestación se encuentran conectados a una RTU modelo 560 de ABB (Ver Figura 11.3) que recoge toda la información y la envía a un despacho de control (RCC) para su procesamiento. Desde dicho despacho de control RCC se lleva a cabo el control y monitoreo de las posiciones existentes en la subestación.

Figura 11.2 – Parques 220 y 132 kV Existentes en Subestación Lessos



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Figura 11.3 – RTU 560 Existente en la Subestación Lessos



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11.3. Esquema Requerido En este punto se mostrará la configuración requerida tanto por KETRACO como por AECOM para llevar a cabo la ampliación de la subestación Lessos. Dentro de esta ampliación mostrada en la Figura 11.4 se detalla a continuación los trabajos referentes al ámbito de control y protección a realizar:

Parque de 220 kV

Diámetro 1 o Renovación de los armarios de control y protección de los transformadores TR1 y

TR2 junto con sus correspondientes reactancias o Renovación del control de los interruptores existentes junto con el control del

nuevo interruptor para terminar de cerrar el diámetro o Control y protección de la línea Kisumu 1

Diámetro 2

o Control del diámetro completo o Control y protección de la líneas Kisumu 2 y Tororo 1 o Control y protección de la reactancia de línea en la línea Tororo 1

Diámetro 3

o Control del diámetro completo o Control y protección de los dos nuevos transformadores TR3 y TR4 junto con sus

correspondientes reactancias en el terciario o Control y protección de los bancos de condensadores o Esquema de protección para la barra intermedia del diámetro

Diámetro 4

o Control del diámetro completo o Control y protección de la líneas Tororo 2 y Olkaria 1 y 2 o Control y protección de la reactancia de línea en la línea Tororo 2

Diámetro 5

o Renovación del control y protección de la línea recolocada Turkwell

Barras o Protección de Barras

Parque de 132 kV

Diámetro 1 o Control del diámetro completo o Control y protección de la línea Kabarnet

Diámetro 2

o Control del diámetro completo o Control y protección de la línea Eldoret



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Figura 11.4 – Esquema Unifilar Requerido en Subestación Lessos



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11.3.1. Aspectos Técnicos Requeridos Tras tener una visión de las posiciones existentes y nuevas sobre las que actuar para llevar a cabo el sistema de control y protección, se detallan a continuación los aspectos técnicos más importantes requeridos por KETRACO y AECOM los cuales deben ser considerados para una correcta configuración.

11.3.1.1. Esquema de Control Con respecto al sistema de control se requiere en términos generales lo siguiente:

Dos gateways actuando como hot y standby Un puesto de operación (HMI) para el control y monitoreo del nuevo alcance Un puesto de ingeniería para la configuración y análisis de los registros oscilográficos Modificación de la RTU 560 existente para incorporar las dos nuevas líneas en 132 kV Eldoret

y Kabarnet así como la extracción de la línea existente Turkwell. Comunicación a través de protocolos IEC 60870-5-104/101 con despachos de control nacional

NCC y regional RCC Sinópticos con control convencional para cada uno de los diámetros tanto en 220 kV como en

132 kV Equipos para la Adquisición de servicios comunes Tarificadores Principal y Backup para cada línea Reguladores de Tensión (AVR) para los transformadores

11.3.1.2. Esquema de Protección

Con respecto a las protecciones se requiere en términos generales lo siguiente:

Líneas: protección principal diferencial de línea y distancia de respaldo Reactancia de línea: protección principal y respaldo con diferencial y sobrecorriente Banco de Condensadores: para cada banco de condensador dos protecciones principal y dos

de respaldo de sobrecorriente (diferentes fabricantes) Barra intermedia en diámetro 3: protección diferencial de barras de alta impedancia principal

y de respaldo (diferentes fabricantes) Transformador: protecciones diferenciales como principal y respaldo Barras: protección diferencial de barras concentrada de baja impedancia principal y de

respaldo para cada barra en 220 kV Según indicaciones del consultor AECOM, para cada posición o bahía de la subestación, los equipos de protección principal y respaldo deberán ser alojados en armarios de protección A y B.



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11.4. Solución Implementada Una vez claros los aspectos técnicos generales requeridos por la eléctrica de transmisión de Kenia junto con la consultora de esta obra así como las nuevas y existentes bahías que componen la subestación Lessos, pasamos a realizar una descripción más detallada para cada una de las posiciones que componen el proyecto.

11.4.1. Esquema de Control

11.4.1.1. Sistema de Control de Subestación Para llevar a cabo el sistema de control de subestación, tal y como se refleja en la Figura 11.5 está compuesto por el siguiente equipamiento y licencias:

LEGEND:

10/100 F(X)

10/100 T(X)

Operator Workstation (x1)(SICAM SCC 2048 RT +

ACE Pilot)

IEC-61850 Control Optical Ring

Engineering Workstation (x1)(DIGSI + PQ Analyzer)Printers (x2)

RCCNCC

Gateway 2(SICAM PAS)


GPS

IEC-61850 Protection Optical Ring

IEC-101/104

Telecom SDH Equipment

Switch RSG2100

RS-485 (DLMS Cosem)

RS-485

Substation Control System

Figura 11.5 – Sistema de Control de Subestación

(2) Gateways cada uno con su correspondiente licencia “SICAM PAS”: a través de estos

equipos conectados al switch mediante conexión Ethernet RJ45 llevaremos a cabo la recogida de datos desde los equipos de control y protección aguas abajo a través del protocolo IEC-61850. Una vez recogida la información de forma continua y según una lista de señales previamente configurada, a través de protocolo IEC 60870-5-104/101 Slave enviaremos los datos a los despachos de control NCC y RCC. Asimismo, a través de estos Gateways se comparte la información recogida con el puesto de operación mediante enlace por TCP/IP. Hay que tener en cuenta que las licencias de envío de información hacia aguas arriba son Slave por lo que en los centros de control se tendrán instaladas las mismas licencias pero siendo estas Master, es decir, desde los centros de control NCC y RCC se podrá dar mando a la



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subestación Lessos. Como indicación a tener en cuenta es que aunque los protocolos IEC 60870-5-104/101 son estándares y abiertos se debe llevar a cabo una labor de configuración y adecuarlo al perfil que posean los despachos.

(1) Puesto de Operación con su software como HMI “SICAM SCC” junto con software de gestión de tarificadores “ACE Pilot”: desde esta Workstation se llevará a cabo el control y monitoreo del nuevo alcance a ser instalado en la subestación. Asimismo desde las pantallas que tendremos desarrolladas se podrá llevar a cabo la gestión de los eventos, alarmas, tendencias e informes de todo el sistema de control de la subestación. En las Figura 11.6 se muestra un ejemplo de pantallas de control HMI. A través del software propietario de los tarificadores “ACE Pilot” podremos llevar a cabo la gestión de los mismos con el fin de obtener los valores medidos así como exportar hacia despacho informes de medidas. Estos valores llegarán desde los tarificadores a través de una red en RS-485 y con protocolo internacional DLMS-COSEM.

Figura 11.6 – Visión de Conjunto de la Subestación (HMI)

(1) Puesto de Ingeniería con software “DIGSI” y “PQ Analyzer”: desde este puesto y a través del software “DIGSI” podremos llevar a cabo la parametrización de los equipos de control y protección alojados en sus respectivos armarios que más adelante analizaremos. Teniendo en cuenta que todos los equipos de control y protección se encuentran en la misma red, podremos acceder a ellos mediante su correspondiente IP y configurarlos desde el puesto de ingeniería. Asimismo, a través del software “PQ Analyzer” podremos obtener los registros oscilográficos de los relés y realizar su análisis.

(1) Sincronizador GPS a través de SNTP. A través de este equipo realizaremos la

sincronización de todo el sistema a través de la red de comunicaciones con el fin de que todos los equipos conectados a la red estén sincronizados a la hora de realizar su operación o registro de eventos.



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(1) Switch de comunicaciones: a este equipo se conectarán todos los equipos de control y

protección aguas abajo según dos anillos en fibra óptica bajo el protocolo IEC – 61850, los gateways, el GPS, estaciones de operación e ingeniería y las impresoras.

11.4.1.2. Unidades de Control de Bahía - BCU Debido a la complejidad de la subestación ya que posee una configuración de interruptor 1/3 así como atendiendo al gran valor en precio que tiene un interruptor en niveles de tensión 220 y 132 kV monopolares, se ha optado por llevar a cabo un sistema de control de posición con la instalación de una Unidad de Control de Bahía (BCU) para cada uno de los interruptores. Adicionalmente a esto y teniendo en cuenta que las BCUs por el simple hecho de realizar el control del interruptor tiene asociado las posiciones y el estado del interruptor, seccionadores adyacentes, corrientes y tensiones, lo más idóneo es proporcionarle a dicha BCU las funciones de sincronismo (25), fallo de interruptor (50BF) y recierre (79). Con respecto al recierre (79), tener en cuenta que dicha funcionalidad sólo debe incorporarse en las BCUs que pertenezcan las posiciones de línea. Nunca a las posiciones de transformador ya que realizar un reenganche sin tener la falta aislada podría dañar la máquina más costosa de toda la subestación. Un punto a tener muy en cuenta en este tipo de configuraciones así como en interruptor y medio es la selección de tensiones. En la Figura 11.7 se representa un diámetro tipo, en este caso representado el diámetro 4 donde en rojo se han pintado las conexiones de tensión asociadas a cada BCU donde por ejemplo para la BCU del interruptor 52-1 tendremos lo siguiente:

Tensión fija UBB1 : tensión fija de la barra 1. Tensión dependiente del estado de operación de la subestación: para conocer esta segunda

tensión con el fin de realizar sincronismo se tendrá que llevar a cabo una selección de tensiones ya que podremos tener varias posibilidades de tensión UL1 ó UL2 ó UL3 ó UB2. Vemos a continuación qué estado de operación debe darse para tomar cada una de ellas.

o UL1: la tomaremos en el caso de que la línea L1 esté en operación, seccionador de L1

cerrado. o UL2: la tomaremos en el caso de que la línea L2 esté en operación y la línea L1

abierta, seccionador de L1 abierto y seccionador L2 cerrado. o UL3: la tomaremos en el caso de que la línea L3 esté en operación y las líneas L1 y L2

abiertas, seccionadores de L1 y L2 abiertos y seccionador L3 cerrado. o UB2: la tomaremos en el caso de que las líneas L1, L2 y L3 estén fuera de operación,

seccionadores de L1, L2 y L3 abiertos. Referente a la función fallo interruptor (50BF) según requerimientos de KETRACO y AECOM, los equipos de control y/o protección asociados a cada interruptor deberán realizar la primera fase del 50BF y en caso de no ser exitoso llevarse a cabo la segunda fase a través de las posiciones adyacentes. Es decir, a modo de ejemplo, para el caso anterior de la BCU asociada al interruptor 52-1 el cual se encuentra adyacente a la barra 1, en caso de detectarse una falta se llevaría a cabo el disparo TRIP 1 asociado al propio interruptor 52-1, es decir, se actúa sobre la bobina de disparo del interruptor así como en ese mismo momento empieza a funcionar un temporizador de 200 ms por si en el caso de que la apertura no fuera exitosa, por ejemplo bobina de disparo en malas condiciones, empieza la segunda fase del 50BF (TRIP 2). Esta segunda fase será implementada sobre las posiciones adyacentes a interruptor que no ha podido ser operado y abierto para despejar la falta. Para el caso que estamos analizando, se realizaría la segunda fase sobre el interruptor 52-2 y sobre la protección diferencial de barras (PDB) en la barra 1 que abriría toda la barra.



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Figura 11.7 –Configuración de Unidades de Control de Bahía en Diámetro Tipo

Con el fin de que entre las diferentes BCUs haya una comunicación rápida se utiliza la mensajería GOOSE a través de la red de comunicación IEC-61850. Entre la información a intercambiarse, son de vital importancia el estado de los interruptores y seccionadores así como implementar enclavamientos. A través de la mensajería GOOSE se ahorra sustancialmente en cableado no realizando enclavamientos mediantes entradas y salidas binarias sino aprovechando la red de comunicaciones. Con el fin de poder entender mejor el sistema de control a nivel de bahía para cada una de las posiciones y diámetros a llevar a cabo en la ampliación de la subestación Lessos, se presenta a continuación la lista de señales de las BCUs asociadas a cada interruptor junto con sus diagramas en los que se reflejan las funciones de protección asociadas atendiendo a cada posición.



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Diámetro 1 (220 kV)

A continuación se presenta en la Figura 11.8 el diagrama unifilar con su respectivo control de bahía para el Diámetro 1 en 220 kV.

25

BF

BCU_CB20

CB19

CB20

CB21 25

BF

79

BCU_CB21

TRIP

TRIP

DTT

25

BF

79

BCU_CB19

TRIP

25

BF

BCU_CB18

TRIP

Figura 11.8 – Diagrama de Control Diámetro 1 en 220 kV

A continuación en las Tablas 11.1, 11.2 y 11.3 se enumeran la lista de entradas binarias (“Binary Inputs – BI”) para los distintos interruptores CB-18, CB-19, CB-20 y CB-21 que componen el Diámetro 1 en 220 kV.

CB-18; CB-20 CB-19 (Asociado Secc de Línea)

Ctrl + 25 +50BF (3P) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 BI1 M120 Fase A Closed BI1 BI2 M120 Fase B Closed BI2 BI3 M120 Fase C Closed BI3 M120 3P Open BI4 M120 3P Open BI4 M120 3P Closed BI5 M120 3P Closed BI5 Bucholz Trip BI6 M120 Bloqueo Recierre BI6 M120 Resorte descargado BI7 M120 Resorte descargado BI7



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Ctrl + 25 +50BF (3P) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 M120 Alarma baja presión SF6 BI8 M120 Alarma baja presión SF6 BI8 M120 Bloqueo de cierre BI9 M120 Bloqueo de cierre BI9 M120 Discordancia de Polos BI10 M120 Discordancia de Polos BI10 M120 Bloqueo funcional SF6 BI11 M120 Bloqueo funcional SF6 BI11 M120 Superv. Tiempo del motor BI12 M120 Superv. Tiempo del motor BI12 M120 Falla calefacción BI13 M120 Falla calefacción BI13 M120 Disp. Automático por SF6 BI14 M120 Disp. Automático por SF6 BI14 M120 Falla MCB del Motor BI15 M120 Falla MCB del Motor BI15 M120 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M120 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M120 Selector en remoto BI17 M120 Selector en remoto BI17 Falla Unidad de Bahia Dif Barras BI18 BI18 M124 Abierto BI19 M124 Abierto BI19 M124 Cerrado BI20 M124 Cerrado BI20 M124 Falla MCB del Motor BI21 M124 Falla MCB del Motor BI21 M124 Selector en remoto BI22 M124 Selector en remoto BI22 M128 Abierto BI23 M128 Abierto BI23 M128 Cerrado BI24 M128 Cerrado BI24 M128 Falla MCB del Motor BI25 M128 Falla MCB del Motor BI25 M128 Selector en remoto BI26 M128 Selector en remoto BI26 M103 Abierto BI27 M103 Abierto BI27 M103 Cerrado BI28 M103 Cerrado BI28 M103 Falla MCB del Motor BI29 M103 Falla MCB del Motor BI29 M103 Selector en remoto BI30 M103 Selector en remoto BI30 M101 Abierto BI31 M101 Abierto BI31 M101 Cerrado BI32 M101 Cerrado BI32 Falla MCB DC interruptor M120 BI33 Falla MCB DC interruptor M120 BI33 Falla MCB DC control M124/M128 BI34 Falla MCB DC control M124/M128 BI34 Falla MCB DC motor M124/M128 BI35 Falla MCB DC motor M124/M128 BI35 Falla MCB DC control M103/M101 BI36 Falla MCB DC control M103/M101 BI36 Falla MCB DC motor M103 BI37 Falla MCB DC motor M103 BI37 BI38 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Barra 1 N2 (25 Block) BI41 Falla MCB PT Barra 1 N2 (25 Block) BI41 Bucholz Alarm BI42 Falla MCB PT Linea N1, N2 ó N3 BI42 Presión Súbita Trip BI43 50BF Start L1 BI43 Presión Súbita Alarm BI44 50BF Start L2 BI44 Nivel Aceite Trip BI45 50BF Start L3 BI45 50BF Start 3P BI46 50BF Start 3P BI46 Nivel Aceite Alarm BI47 >AR Start BI47 Temp Devanado Trip BI48 >Trip 1p for AR BI48 Temp Devanado Alarm BI49 >Trip 3p for AR BI49 Falla Cto Disp 1 M120 BI50 Falla Cto Disp 1 M120 BI50 Falla Cto Disp 2 M120 BI51 Falla Cto Disp 2 M120 BI51 Relé 86 actuado M120 BI52 Relé 86 actuado M120 BI52 Falla Cto Relé 86 M120 BI53 Falla Cto Relé 86 M120 BI53 Falla Cambiador BI54 M120 Master seleccionado BI54 Selector en Prueba BI55 Selector en Prueba BI55 Nivel Aceite Cambiador BI56 CB Ready for Reclose (Follower) BI56



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Ctrl + 25 +50BF (3P) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 BI57 Inicio de recierre para el M220 BI57 BI58 Recierre Exitoso del M220 BI58 BI59 M220 Cerrado BI59 Falla Controlador adyacente BI60 Falla Controlador adyacente BI60 BI61 BI61 BI62 BI62 BI63 BI63 BI64 BI64

BI65 BI65 53 59

Tabla 11.1 – Lista de BIs del CB-18 y CB-20 Tabla 11.2 – Lista de BIs del CB-19

CB-21

Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 + DTT (Kisumu1) M220 Fase A Closed BI1 M220 Fase B Closed BI2 M220 Fase C Closed BI3 M220 3P Open BI4 M220 3P Closed BI5 M220 Bloqueo Recierre BI6 M220 Resorte descargado BI7 M220 Alarma baja presión SF6 BI8 M220 Bloqueo de cierre BI9 M220 Discordancia de Polos BI10 M220 Bloqueo funcional SF6 BI11 M220 Superv. Tiempo del motor BI12 M220 Falla calefacción BI13 M220 Disp. Automático por SF6 BI14 M220 Falla MCB del Motor BI15 M220 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M220 Selector en remoto BI17 BI18 M224 Abierto BI19 M224 Cerrado BI20 M224 Falla MCB del Motor BI21 M224 Selector en remoto BI22 M228 Abierto BI23 M228 Cerrado BI24 M228 Falla MCB del Motor BI25 M228 Selector en remoto BI26 Falla tablero de contadores Linea 1 BI27 BI28 BI29 BI30 M113 Cerrado (Analizar) BI31 M320 Cerrado BI32 Falla MCB DC interruptor M220 BI33 Falla MCB DC control M224/M228 BI34



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CB-21

Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 + DTT (Kisumu1) Falla MCB DC motor M224/M228 BI35 BI36 BI37 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB AC +W01 BI39 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI41 BI42 50BF Start L1 BI43 50BF Start L2 BI44 50BF Start L3 BI45 50BF Start 3P BI46 >AR Start BI47 >Trip 1p for AR BI48 >Trip 3p for AR BI49 Falla Cto Disp 1 M220 BI50 Falla Cto Disp 2 M220 BI51 Relé 86 actuado M220 BI52 Falla Cto Relé 86 M220 BI53 M220 Master seleccionado BI54 Selector en Prueba BI55 CB Ready for Reclose (Follower) BI56 Inicio de recierre para el M120 BI57 Recierre Exitoso del M120 BI58 M120 Cerrado BI59 Falla Controlador adyacente BI60 25 Start (Desde la planta) BI61 Relé 86 de la planta actuado BI62 Cierre Manual BI63 Recibo disparo de planta Ch1 BI64

Recibo disparo de planta Ch2 BI65 58

Tabla 11.3 – Lista de BIs del CB-21



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Diámetro 2 (220 kV) A continuación se presenta en la Figura 11.9 el diagrama unifilar con su respectivo control de bahía para el Diámetro 2 en 220 kV.

25

BF

79

BCU_CB16

TRIP

DTT

25

BF

79

BCU_CB14

TRIP

25

BF

79

BCU_CB12

TRIP 25

BF

79

BCU_CB15

TRIP

DTT

25

BF

TRIP

BCU_CB17


A continuación en las Tablas 11.4, 11.5, 11.6 y 11.7 se enumeran la lista de entradas binarias (“Binary Inputs – BI”) para los distintos interruptores CB-12, CB-14, CB-15, CB-16 y CB-17 que componen el Diámetro 2 en 220 kV.

CB-12; CB-15 (Asociado Secc Línea) CB-14

Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 + DTT (Tororo) M120 Fase A Closed BI1 M220 Fase A Closed BI1 M120 Fase B Closed BI2 M220 Fase B Closed BI2 M120 Fase C Closed BI3 M220 Fase C Closed BI3 M120 3P Open BI4 M220 3P Open BI4 M120 3P Closed BI5 M220 3P Closed BI5 M120 Bloqueo Recierre BI6 M220 Bloqueo Recierre BI6 M120 Resorte descargado BI7 M220 Resorte descargado BI7



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Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 + DTT (Tororo) M120 Alarma baja presión SF6 BI8 M220 Alarma baja presión SF6 BI8 M120 Bloqueo de cierre BI9 M220 Bloqueo de cierre BI9 M120 Discordancia de Polos BI10 M220 Discordancia de Polos BI10 M120 Bloqueo funcional SF6 BI11 M220 Bloqueo funcional SF6 BI11 M120 Superv. Tiempo del motor BI12 M220 Superv. Tiempo del motor BI12 M120 Falla calefacción BI13 M220 Falla calefacción BI13 M120 Disp. Automático por SF6 BI14 M220 Disp. Automático por SF6 BI14 M120 Falla MCB del Motor BI15 M220 Falla MCB del Motor BI15 M120 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M220 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M120 Selector en remoto BI17 M220 Selector en remoto BI17 BI18 BI18 M124 Abierto BI19 M224 Abierto BI19 M124 Cerrado BI20 M224 Cerrado BI20 M124 Falla MCB del Motor BI21 M224 Falla MCB del Motor BI21 M124 Selector en remoto BI22 M224 Selector en remoto BI22 M128 Abierto BI23 M228 Abierto BI23 M128 Cerrado BI24 M228 Cerrado BI24 M128 Falla MCB del Motor BI25 M228 Falla MCB del Motor BI25 M128 Selector en remoto BI26 M228 Selector en remoto BI26 M103 Abierto BI27 Falla tablero de contadores Linea 1 BI27 M103 Cerrado BI28 BI28 M103 Falla MCB del Motor BI29 BI29 M103 Selector en remoto BI30 BI30 M101 Abierto BI31 M113 Cerrado (Analizar) BI31 M101 Cerrado BI32 M320 Cerrado BI32 Falla MCB DC interruptor M120 BI33 Falla MCB DC interruptor M220 BI33 Falla MCB DC control M124/M128 BI34 Falla MCB DC control M224/M228 BI34 Falla MCB DC motor M124/M128 BI35 Falla MCB DC motor M224/M228 BI35 Falla MCB DC control M103/M101 BI36 BI36 Falla MCB DC motor M103 BI37 BI37 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB AC +W01 BI39 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Barra 1 N2 (25 Block) BI41 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI41 Falla MCB PT Linea N1, N2 ó N3 BI42 BI42 50BF Start L1 BI43 50BF Start L1 BI43 50BF Start L2 BI44 50BF Start L2 BI44 50BF Start L3 BI45 50BF Start L3 BI45 50BF Start 3P BI46 50BF Start 3P BI46 >AR Start BI47 >AR Start BI47 >Trip 1p for AR BI48 >Trip 1p for AR BI48 >Trip 3p for AR BI49 >Trip 3p for AR BI49 Falla Cto Disp 1 M120 BI50 Falla Cto Disp 1 M220 BI50 Falla Cto Disp 2 M120 BI51 Falla Cto Disp 2 M220 BI51 Relé 86 actuado M120 BI52 Relé 86 actuado M220 BI52 Falla Cto Relé 86 M120 BI53 Falla Cto Relé 86 M220 BI53 M120 Master seleccionado BI54 M220 Master seleccionado BI54 Selector en Prueba BI55 Selector en Prueba BI55 CB Ready for Reclose (Follower) BI56 CB Ready for Reclose (Follower) BI56



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Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 + DTT (Tororo) Inicio de recierre para el M220 BI57 Inicio de recierre para el M120 BI57 Recierre Exitoso del M220 BI58 Recierre Exitoso del M120 BI58 M220 Cerrado BI59 M120 Cerrado BI59 Falla Controlador adyacente BI60 Falla Controlador adyacente BI60 BI61 25 Start (Desde la planta) BI61 BI62 Relé 86 de la planta actuado BI62 BI63 Cierre Manual BI63 BI64 Recibo disparo de planta Ch1 BI64

BI65 Recibo disparo de planta Ch2 BI65 59 58


CB-16 CB-17

Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 + DTT (Kisumu2) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) M120 Fase A Closed BI1 BI1 M120 Fase B Closed BI2 BI2 M120 Fase C Closed BI3 BI3 M120 3P Open BI4 M320 3P Open BI4 M120 3P Closed BI5 M320 3P Closed BI5 M120 Bloqueo Recierre BI6 M320 Bloqueo cierre BI6 M120 Resorte descargado BI7 M320 Resorte descargado BI7 M120 Alarma baja presión SF6 BI8 M320 Alarma baja presión SF6 BI8 M120 Bloqueo de cierre BI9 M320 Bloqueo de cierre BI9 M120 Discordancia de Polos BI10 M320 Discordancia de Polos BI10 M120 Bloqueo funcional SF6 BI11 M320 Bloqueo funcional SF6 BI11 M120 Superv. Tiempo del motor BI12 M320 Superv. Tiempo del motor BI12 M120 Falla calefacción BI13 M320 Falla calefacción BI13 M120 Disp. Automático por SF6 BI14 M320 Disp. Automático por SF6 BI14 M120 Falla MCB del Motor BI15 M320 Falla MCB del Motor BI15 M120 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M320 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M120 Selector en remoto BI17 M320 Selector en remoto BI17 BI18 BI18 M124 Abierto BI19 M324 Abierto BI19 M124 Cerrado BI20 M324 Cerrado BI20 M124 Falla MCB del Motor BI21 M324 Falla MCB del Motor BI21 M124 Selector en remoto BI22 M324 Selector en remoto BI22 M128 Abierto BI23 BI23 M128 Cerrado BI24 BI24 M128 Falla MCB del Motor BI25 BI25 M128 Selector en remoto BI26 BI26 M103 Abierto BI27 BI27 M103 Cerrado BI28 BI28 M103 Falla MCB del Motor BI29 BI29 M103 Selector en remoto BI30 BI30 M101 Abierto BI31 BI31 M101 Cerrado BI32 BI32 Falla MCB DC interruptor M120 BI33 Falla MCB DC interruptor M320 BI33



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CB-16 CB-17

Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 + DTT (Kisumu2) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) Falla MCB DC control M124/M128 BI34 Falla MCB DC control M324/M328 BI34 Falla MCB DC motor M124/M128 BI35 Falla MCB DC motor M324/M328 BI35 Falla MCB DC control M103/M101 BI36 BI36 Falla MCB DC motor M103 BI37 BI37 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Barra 1 N2 (25 Block) BI41 Falla MCB PT Barra 2 N2 (25 Block) BI41 Falla MCB PT Linea N1, N2 ó N3 BI42 BI42 50BF Start L1 BI43 BI43 50BF Start L2 BI44 BI44 50BF Start L3 BI45 BI45 50BF Start 3P BI46 50BF Start 3P BI46 >AR Start BI47 BI47 >Trip 1p for AR BI48 BI48 >Trip 3p for AR BI49 Protección secundaria no disponible BI49 Falla Cto Disp 1 M120 BI50 Falla Cto Disp 1 M320 BI50 Falla Cto Disp 2 M120 BI51 Falla Cto Disp 2 M320 BI51 Relé 86 actuado M120 BI52 Relé 86 actuado BI52 Falla Cto Relé 86 M120 BI53 Falla Cto Relé 86 BI53 M120 Master seleccionado BI54 BI54 Selector en Prueba BI55 Selector en Prueba BI55 CB Ready for Reclose (Follower) BI56 BI56 Inicio de recierre para el M220 BI57 BI57 Recierre Exitoso del M220 BI58 BI58 M220 Cerrado BI59 BI59 Falla Controlador adyacente BI60 BI60 BI61 BI61 BI62 BI62 BI63 BI63 Recibo disparo de planta Ch1 BI64 BI64

Recibo disparo de planta Ch2 BI65 BI65 61 32

Tabla 11.6 – Lista de BIs del CB-16 Tabla 11.7 – Lista de BIs del CB-17



Página: 161 de 208


TRIP25

BF

TRIP

25

BF

TRIP

25

BF

TRIP

BCU_CB7

BCU_CB8

BCU_CB9

25

BF

BCU_CB12

TRIP25

BF

BCU_CB11

TRIP

25

BF

BCU_CB10


A continuación en las Tablas 11.8, 11.9 y 11.10 se enumeran la lista de entradas binarias (“Binary Inputs – BI”) para los distintos interruptores CB-7, CB-8, CB-9, CB-10, CB-11 y CB-12 que componen el Diámetro 3 en 220 kV.

CB-7; CB-10 CB-8; CB-11

Ctrl + 25 +50BF (3P) Ctrl + 25 +50BF (3P) BI1 BI1 BI2 BI2 BI3 BI3 M120 3P Open BI4 M120 3P Open BI4 M120 3P Closed BI5 M120 3P Closed BI5 Bucholz Trip BI6 Bucholz Trip BI6 M120 Resorte descargado BI7 M120 Resorte descargado BI7 M120 Alarma baja presión SF6 BI8 M120 Alarma baja presión SF6 BI8



Página: 162 de 208

CB-7; CB-10 CB-8; CB-11

Ctrl + 25 +50BF (3P) Ctrl + 25 +50BF (3P) M120 Bloqueo de cierre BI9 M120 Bloqueo de cierre BI9 M120 Discordancia de Polos BI10 M120 Discordancia de Polos BI10 M120 Bloqueo funcional SF6 BI11 M120 Bloqueo funcional SF6 BI11 M120 Superv. Tiempo del motor BI12 M120 Superv. Tiempo del motor BI12 M120 Falla calefacción BI13 M120 Falla calefacción BI13 M120 Disp. Automático por SF6 BI14 M120 Disp. Automático por SF6 BI14 M120 Falla MCB del Motor BI15 M120 Falla MCB del Motor BI15 M120 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M120 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M120 Selector en remoto BI17 M120 Selector en remoto BI17 Falla Unidad de Bahia Dif Barras BI18 Falla Unidad de Bahia Dif Barras BI18 M124 Abierto BI19 M124 Abierto BI19 M124 Cerrado BI20 M124 Cerrado BI20 M124 Falla MCB del Motor BI21 M124 Falla MCB del Motor BI21 M124 Selector en remoto BI22 M124 Selector en remoto BI22 M128 Abierto BI23 M128 Abierto BI23 M128 Cerrado BI24 M128 Cerrado BI24 M128 Falla MCB del Motor BI25 M128 Falla MCB del Motor BI25 M128 Selector en remoto BI26 M128 Selector en remoto BI26 M103 Abierto BI27 BI27 M103 Cerrado BI28 BI28 M103 Falla MCB del Motor BI29 BI29 M103 Selector en remoto BI30 BI30 M101 Abierto BI31 BI31 M101 Cerrado BI32 BI32 Falla MCB DC interruptor M120 BI33 Falla MCB DC interruptor M120 BI33 Falla MCB DC control M124/M128 BI34 Falla MCB DC control M124/M128 BI34 Falla MCB DC motor M124/M128 BI35 Falla MCB DC motor M124/M128 BI35 Falla MCB DC control M103/M101 BI36 BI36 Falla MCB DC motor M103 BI37 BI37 BI38 BI38 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Barra 1 N2 (25 Block) BI41 Falla MCB PT Barra 1 N2 (25 Block) BI41 Bucholz Alarm BI42 CB LV Open / Trip BI42 Presión Súbita Trip BI43 CB LV Close BI43 Presión Súbita Alarm BI44 CB LV Remote BI44 Nivel Aceite Trip BI45 CB LV Isolator Open BI45 50BF Start 3P BI46 50BF Start 3P BI46 Nivel Aceite Alarm BI47 CB LV Trip 2 BI47 Temp Devanado Trip BI48 LV Isolator Open BI48 Temp Devanado Alarm BI49 Protección secundaria no disponible BI49 Falla Cto Disp 1 M120 BI50 Falla Cto Disp 1 M120 BI50 Falla Cto Disp 2 M120 BI51 Falla Cto Disp 2 M120 BI51 Relé 86 actuado M120 BI52 Relé 86 actuado M120 BI52 Falla Cto Relé 86 M120 BI53 Falla Cto Relé 86 M120 BI53 Falla Cambiador BI54 LV Isolator Close BI54 Selector en Prueba BI55 Selector en Prueba BI55 Nivel Aceite Cambiador BI56 LV Isolator Remote BI56 BI57 LV Isolator Alarm BI57



Página: 163 de 208

CB-7; CB-10 CB-8; CB-11

Ctrl + 25 +50BF (3P) Ctrl + 25 +50BF (3P) BI58 BI58 BI59 BI59 Falla Controlador adyacente BI60 Falla Controlador adyacente BI60 BI61 BI61 BI62 BI62 BI63 BI63 BI64 BI64

BI65 BI65 53 46

Tabla 11.8 – Lista de BIs del CB-7 y CB-10 Tabla 11.9 – Lista de BIs del CB-8 y CB-11

CB-9; CB-12

Ctrl + 25 +50BF (3P) BI1 BI2 BI3 M320 3P Open BI4 M320 3P Closed BI5 M320 Bloqueo cierre BI6 M320 Resorte descargado BI7 M320 Alarma baja presión SF6 BI8 M320 Bloqueo de cierre BI9 M320 Discordancia de Polos BI10 M320 Bloqueo funcional SF6 BI11 M320 Superv. Tiempo del motor BI12 M320 Falla calefacción BI13 M320 Disp. Automático por SF6 BI14 M320 Falla MCB del Motor BI15 M320 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M320 Selector en remoto BI17 BI18 M324 Abierto BI19 M324 Cerrado BI20 M324 Falla MCB del Motor BI21 M324 Selector en remoto BI22 BI23 BI24 BI25 BI26 BI27 BI28 BI29 BI30 BI31 BI32 Falla MCB DC interruptor M320 BI33 Falla MCB DC control M324/M328 BI34



Página: 164 de 208

CB-9; CB-12

Ctrl + 25 +50BF (3P) Falla MCB DC motor M324/M328 BI35 BI36 BI37 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Barra 2 N2 (25 Block) BI41 BI42 BI43 BI44 BI45 50BF Start 3P BI46 BI47 BI48 Protección secundaria no disponible BI49 Falla Cto Disp 1 M320 BI50 Falla Cto Disp 2 M320 BI51 Relé 86 actuado BI52 Falla Cto Relé 86 BI53 BI54 Selector en Prueba BI55 BI56 BI57 BI58 BI59 BI60 BI61 BI62 BI63 BI64

BI65 32

Tabla 11.10 – Lista de BIs del CB-9 y CB-12



Página: 165 de 208


25

BF

79

BCU_CB5TRIP

DTT

25

BF

79

BCU_CB3

TRIP

25

BF

79

BCU_CB2

TRIP

25

BF

79

BCU_CB4

TRIP

25

BF

TRIP

BCU_CB6

DTTDTT


A continuación en las Tablas 11.11, 11.12, 11.13 y 11.14 se enumeran la lista de entradas binarias (“Binary Inputs – BI”) para los distintos interruptores CB-2, CB-3, CB-4, CB-5 y CB-6 que componen el Diámetro 4 en 220 kV.

CB-2; CB-4 (Asoc Secc de Línea) CB-3

Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 + DTT Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 M220 Fase A Closed BI1 M120 Fase A Closed BI1 M220 Fase B Closed BI2 M120 Fase B Closed BI2 M220 Fase C Closed BI3 M120 Fase C Closed BI3 M220 3P Open BI4 M120 3P Open BI4 M220 3P Closed BI5 M120 3P Closed BI5 M220 Bloqueo Recierre BI6 M120 Bloqueo Recierre BI6 M220 Resorte descargado BI7 M120 Resorte descargado BI7 M220 Alarma baja presión SF6 BI8 M120 Alarma baja presión SF6 BI8 M220 Bloqueo de cierre BI9 M120 Bloqueo de cierre BI9 M220 Discordancia de Polos BI10 M120 Discordancia de Polos BI10



Página: 166 de 208


Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 + DTT Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 M220 Bloqueo funcional SF6 BI11 M120 Bloqueo funcional SF6 BI11 M220 Superv. Tiempo del motor BI12 M120 Superv. Tiempo del motor BI12 M220 Falla calefacción BI13 M120 Falla calefacción BI13 M220 Disp. Automático por SF6 BI14 M120 Disp. Automático por SF6 BI14 M220 Falla MCB del Motor BI15 M120 Falla MCB del Motor BI15 M220 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M120 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M220 Selector en remoto BI17 M120 Selector en remoto BI17 Falla Ctrl M103/M101 BI18 BI18 M224 Abierto BI19 M124 Abierto BI19 M224 Cerrado BI20 M124 Cerrado BI20 M224 Falla MCB del Motor BI21 M124 Falla MCB del Motor BI21 M224 Selector en remoto BI22 M124 Selector en remoto BI22 M228 Abierto BI23 M128 Abierto BI23 M228 Cerrado BI24 M128 Cerrado BI24 M228 Falla MCB del Motor BI25 M128 Falla MCB del Motor BI25 M228 Selector en remoto BI26 M128 Selector en remoto BI26 Falla tablero de contadores Linea 1 BI27 M103 Abierto BI27 M103 Abierto BI28 M103 Cerrado BI28 M103 Cerrado BI29 M103 Falla MCB del Motor BI29 M101 Abierto BI30 M103 Selector en remoto BI30 M113 Cerrado (Analizar) BI31 M101 Abierto BI31 M320 Cerrado BI32 M101 Cerrado BI32 Falla MCB DC interruptor M220 BI33 Falla MCB DC interruptor M120 BI33 Falla MCB DC control M224/M228 BI34 Falla MCB DC control M124/M128 BI34 Falla MCB DC motor M224/M228 BI35 Falla MCB DC motor M124/M128 BI35 M101 Cerrado BI36 Falla MCB DC control M103/M101 BI36 M103 Remoto BI37 Falla MCB DC motor M103 BI37 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB AC +W01 BI39 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI41 Falla MCB PT Barra 1 N2 (25 Block) BI41 Falla MCB M103 BI42 Falla MCB PT Linea N1, N2 ó N3 BI42 50BF Start L1 BI43 50BF Start L1 BI43 50BF Start L2 BI44 50BF Start L2 BI44 50BF Start L3 BI45 50BF Start L3 BI45 50BF Start 3P BI46 50BF Start 3P BI46 >AR Start BI47 >AR Start BI47 >Trip 1p for AR BI48 >Trip 1p for AR BI48 >Trip 3p for AR BI49 >Trip 3p for AR BI49 Falla Cto Disp 1 M220 BI50 Falla Cto Disp 1 M120 BI50 Falla Cto Disp 2 M220 BI51 Falla Cto Disp 2 M120 BI51 Relé 86 actuado M220 BI52 Relé 86 actuado M120 BI52 Falla Cto Relé 86 M220 BI53 Falla Cto Relé 86 M120 BI53 M220 Master seleccionado BI54 M120 Master seleccionado BI54 Selector en Prueba BI55 Selector en Prueba BI55 CB Ready for Reclose (Follower) BI56 CB Ready for Reclose (Follower) BI56 Inicio de recierre para el M120 BI57 Inicio de recierre para el M220 BI57 Recierre Exitoso del M120 BI58 Recierre Exitoso del M220 BI58 M120 Cerrado BI59 M220 Cerrado BI59



Página: 167 de 208


Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 + DTT Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 Falla Controlador adyacente BI60 Falla Controlador adyacente BI60 25 Start (Desde la planta) BI61 BI61 Relé 86 de la planta actuado BI62 BI62 Cierre Manual BI63 BI63 Recibo disparo de planta Ch1 BI64 BI64



CB-5 CB-6

Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 + DTT (Tororo2) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) M120 Fase A Closed BI1 BI1 M120 Fase B Closed BI2 BI2 M120 Fase C Closed BI3 BI3 M120 3P Open BI4 M320 3P Open BI4 M120 3P Closed BI5 M320 3P Closed BI5 M120 Bloqueo Recierre BI6 M320 Bloqueo cierre BI6 M120 Resorte descargado BI7 M320 Resorte descargado BI7 M120 Alarma baja presión SF6 BI8 M320 Alarma baja presión SF6 BI8 M120 Bloqueo de cierre BI9 M320 Bloqueo de cierre BI9 M120 Discordancia de Polos BI10 M320 Discordancia de Polos BI10 M120 Bloqueo funcional SF6 BI11 M320 Bloqueo funcional SF6 BI11 M120 Superv. Tiempo del motor BI12 M320 Superv. Tiempo del motor BI12 M120 Falla calefacción BI13 M320 Falla calefacción BI13 M120 Disp. Automático por SF6 BI14 M320 Disp. Automático por SF6 BI14 M120 Falla MCB del Motor BI15 M320 Falla MCB del Motor BI15 M120 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M320 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M120 Selector en remoto BI17 M320 Selector en remoto BI17 BI18 BI18 M124 Abierto BI19 M324 Abierto BI19 M124 Cerrado BI20 M324 Cerrado BI20 M124 Falla MCB del Motor BI21 M324 Falla MCB del Motor BI21 M124 Selector en remoto BI22 M324 Selector en remoto BI22 M128 Abierto BI23 BI23 M128 Cerrado BI24 BI24 M128 Falla MCB del Motor BI25 BI25 M128 Selector en remoto BI26 BI26 M103 Abierto BI27 BI27 M103 Cerrado BI28 BI28 M103 Falla MCB del Motor BI29 BI29 M103 Selector en remoto BI30 BI30 M101 Abierto BI31 BI31 M101 Cerrado BI32 BI32 Falla MCB DC interruptor M120 BI33 Falla MCB DC interruptor M320 BI33 Falla MCB DC control M124/M128 BI34 Falla MCB DC control M324/M328 BI34 Falla MCB DC motor M124/M128 BI35 Falla MCB DC motor M324/M328 BI35 Falla MCB DC control M103/M101 BI36 BI36



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CB-5 CB-6

Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 + DTT (Tororo2) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) Falla MCB DC motor M103 BI37 BI37 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Barra 1 N2 (25 Block) BI41 Falla MCB PT Barra 2 N2 (25 Block) BI41 Falla MCB PT Linea N1, N2 ó N3 BI42 BI42 50BF Start L1 BI43 BI43 50BF Start L2 BI44 BI44 50BF Start L3 BI45 BI45 50BF Start 3P BI46 50BF Start 3P BI46 >AR Start BI47 BI47 >Trip 1p for AR BI48 BI48 >Trip 3p for AR BI49 Protección secundaria no disponible BI49 Falla Cto Disp 1 M120 BI50 Falla Cto Disp 1 M320 BI50 Falla Cto Disp 2 M120 BI51 Falla Cto Disp 2 M320 BI51 Relé 86 actuado M120 BI52 Relé 86 actuado BI52 Falla Cto Relé 86 M120 BI53 Falla Cto Relé 86 BI53 M120 Master seleccionado BI54 BI54 Selector en Prueba BI55 Selector en Prueba BI55 CB Ready for Reclose (Follower) BI56 BI56 Inicio de recierre para el M220 BI57 BI57 Recierre Exitoso del M220 BI58 BI58 M220 Cerrado BI59 BI59 Falla Controlador adyacente BI60 BI60 BI61 BI61 BI62 BI62 BI63 BI63 Recibo disparo de planta Ch1 BI64 BI64





Página: 169 de 208


25

BF

79

BCU_CB1

TRIP

DTT


A continuación en la Tabla 11.15 enumeran la lista de entradas binarias (“Binary Inputs – BI”) para el interruptor CB-1que compone el Diámetro 5.



Página: 170 de 208

CB-1 (Asociado Secc de Línea)

Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 + DTT M220 Fase A Closed BI1 M220 Fase B Closed BI2 M220 Fase C Closed BI3 M220 3P Open BI4 M220 3P Closed BI5 M220 Bloqueo Recierre BI6 M220 Resorte descargado BI7 M220 Alarma baja presión SF6 BI8 M220 Bloqueo de cierre BI9 M220 Discordancia de Polos BI10 M220 Bloqueo funcional SF6 BI11 M220 Superv. Tiempo del motor BI12 M220 Falla calefacción BI13 M220 Disp. Automático por SF6 BI14 M220 Falla MCB del Motor BI15 M220 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M220 Selector en remoto BI17 Falla Ctrl M103/M101 BI18 M224 Abierto BI19 M224 Cerrado BI20 M224 Falla MCB del Motor BI21 M224 Selector en remoto BI22 M228 Abierto BI23 M228 Cerrado BI24 M228 Falla MCB del Motor BI25 M228 Selector en remoto BI26 Falla tablero de contadores Linea 1 BI27 M103 Abierto BI28 M103 Cerrado BI29 M101 Abierto BI30 M113 Cerrado (Analizar) BI31 M320 Cerrado BI32 Falla MCB DC interruptor M220 BI33 Falla MCB DC control M224/M228 BI34 Falla MCB DC motor M224/M228 BI35 M101 Cerrado BI36 M103 Remoto BI37 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB AC +W01 BI39 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI41 Falla MCB M103 BI42 50BF Start L1 BI43 50BF Start L2 BI44 50BF Start L3 BI45 50BF Start 3P BI46 >AR Start BI47 >Trip 1p for AR BI48 >Trip 3p for AR BI49



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CB-1 (Asociado Secc de Línea)

Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 + DTT Falla Cto Disp 1 M220 BI50 Falla Cto Disp 2 M220 BI51 Relé 86 actuado M220 BI52 Falla Cto Relé 86 M220 BI53 M220 Master seleccionado BI54 Selector en Prueba BI55 CB Ready for Reclose (Follower) BI56 Inicio de recierre para el M120 BI57 Recierre Exitoso del M120 BI58 M120 Cerrado BI59 Falla Controlador adyacente BI60 25 Start (Desde la planta) BI61 Relé 86 de la planta actuado BI62 Cierre Manual BI63 Recibo disparo de planta Ch1 BI64

Recibo disparo de planta Ch2 BI65 65

Tabla 11.15 – Lista de BIs del CB-1



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A continuación en las Tablas 11.16, 11.17, 11.18 y 11.19 se enumeran la lista de entradas binarias (“Binary Inputs – BI”) para los distintos interruptores CB-1, CB-2, CB-3 y CB-4 que componen el Diámetro 1 en 132 kV.

CB-1 (Asociado Secc de Trafo) CB-3 (Asociado Secc de Trafo)

Ctrl + 25 +50BF (3P) + DTT (trafo AT) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79+ DTT (trafo AT) BI1 M120 Fase A Closed BI1 BI2 M120 Fase B Closed BI2 BI3 M120 Fase C Closed BI3 M320 3P Open BI4 M120 3P Open BI4 M320 3P Closed BI5 M120 3P Closed BI5 M320 Bloqueo cierre BI6 M120 Bloqueo Recierre BI6



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Ctrl + 25 +50BF (3P) + DTT (trafo AT) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79+ DTT (trafo AT) M320 Resorte descargado BI7 M120 Resorte descargado BI7 M320 Alarma baja presión SF6 BI8 M120 Alarma baja presión SF6 BI8 M320 Bloqueo de cierre BI9 M120 Bloqueo de cierre BI9 M320 Discordancia de Polos BI10 M120 Discordancia de Polos BI10 M320 Bloqueo funcional SF6 BI11 M120 Bloqueo funcional SF6 BI11 M320 Superv. Tiempo del motor BI12 M120 Superv. Tiempo del motor BI12 M320 Falla calefacción BI13 M120 Falla calefacción BI13 M320 Disp. Automático por SF6 BI14 M120 Disp. Automático por SF6 BI14 M320 Falla MCB del Motor BI15 M120 Falla MCB del Motor BI15 M320 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M120 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M320 Selector en remoto BI17 M120 Selector en remoto BI17 BI18 BI18 M324 Abierto BI19 M124 Abierto BI19 M324 Cerrado BI20 M124 Cerrado BI20 M324 Falla MCB del Motor BI21 M124 Falla MCB del Motor BI21 M324 Selector en remoto BI22 M124 Selector en remoto BI22 M328 Abierto BI23 M128 Abierto BI23 M328 Cerrado BI24 M128 Cerrado BI24 M328 Falla MCB del Motor BI25 M128 Falla MCB del Motor BI25 M328 Selector en remoto BI26 M128 Selector en remoto BI26 M113 Abierto BI27 M103 Abierto BI27 M113 Cerrado BI28 M103 Cerrado BI28 M113 Falla MCB del Motor BI29 M103 Falla MCB del Motor BI29 M113 Selector en remoto BI30 M103 Selector en remoto BI30 M111 Abierto BI31 M101 Abierto BI31 M111 Cerrado BI32 M101 Cerrado BI32 Falla MCB DC interruptor M320 BI33 Falla MCB DC interruptor M120 BI33 Falla MCB DC control M324/M328 BI34 Falla MCB DC control M124/M128 BI34 Falla MCB DC motor M324/M328 BI35 Falla MCB DC motor M124/M128 BI35 Falla MCB DC control M113/M111 BI36 Falla MCB DC control M103/M101 BI36 Falla MCB DC motor M113/M111 BI37 Falla MCB DC motor M103 BI37 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Barra 2 N2 (25 Block) BI41 Falla MCB PT Barra 1 N2 (25 Block) BI41 BI42 Falla MCB PT Linea N1, N2 ó N3 BI42 BI43 50BF Start L1 BI43 BI44 50BF Start L2 BI44 BI45 50BF Start L3 BI45 50BF Start 3P BI46 50BF Start 3P BI46 BI47 >AR Start BI47 BI48 >Trip 1p for AR BI48 Protección secundaria no disponible BI49 >Trip 3p for AR BI49 Falla Cto Disp 1 M320 BI50 Falla Cto Disp 1 M120 BI50 Falla Cto Disp 2 M320 BI51 Falla Cto Disp 2 M120 BI51 Relé 86 actuado BI52 Relé 86 actuado M120 BI52 Falla Cto Relé 86 BI53 Falla Cto Relé 86 M120 BI53 BI54 M120 Master seleccionado BI54 Selector en Prueba BI55 Selector en Prueba BI55



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Ctrl + 25 +50BF (3P) + DTT (trafo AT) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79+ DTT (trafo AT) BI56 CB Ready for Reclose (Follower) BI56 BI57 Inicio de recierre para el M220 BI57 BI58 Recierre Exitoso del M220 BI58 M220 Cerrado BI59 M220 Cerrado BI59 Falla Controlador adyacente BI60 Falla Controlador adyacente BI60 BI61 BI61 BI62 BI62 BI63 BI63 Recibo disparo de planta Ch1 BI64 Recibo disparo de planta Ch1 BI64

Recibo disparo de planta Ch2 BI65 Recibo disparo de planta Ch2 BI65 48 61


CB-2 CB-4 (Asociado Secc de Línea)

Ctrl + 25 +50BF (3P) + DTT (trafo AT) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79+ DTT (Kabarnet) BI1 M220 Fase A Closed BI1 BI2 M220 Fase B Closed BI2 BI3 M220 Fase C Closed BI3 M320 3P Open BI4 M220 3P Open BI4 M320 3P Closed BI5 M220 3P Closed BI5 M320 Bloqueo cierre BI6 M220 Bloqueo Recierre BI6 M320 Resorte descargado BI7 M220 Resorte descargado BI7 M320 Alarma baja presión SF6 BI8 M220 Alarma baja presión SF6 BI8 M320 Bloqueo de cierre BI9 M220 Bloqueo de cierre BI9 M320 Discordancia de Polos BI10 M220 Discordancia de Polos BI10 M320 Bloqueo funcional SF6 BI11 M220 Bloqueo funcional SF6 BI11 M320 Superv. Tiempo del motor BI12 M220 Superv. Tiempo del motor BI12 M320 Falla calefacción BI13 M220 Falla calefacción BI13 M320 Disp. Automático por SF6 BI14 M220 Disp. Automático por SF6 BI14 M320 Falla MCB del Motor BI15 M220 Falla MCB del Motor BI15 M320 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M220 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M320 Selector en remoto BI17 M220 Selector en remoto BI17 BI18 Falla Ctrl M103/M101 BI18 M324 Abierto BI19 M224 Abierto BI19 M324 Cerrado BI20 M224 Cerrado BI20 M324 Falla MCB del Motor BI21 M224 Falla MCB del Motor BI21 M324 Selector en remoto BI22 M224 Selector en remoto BI22 M328 Abierto BI23 M228 Abierto BI23 M328 Cerrado BI24 M228 Cerrado BI24 M328 Falla MCB del Motor BI25 M228 Falla MCB del Motor BI25 M328 Selector en remoto BI26 M228 Selector en remoto BI26 BI27 Falla tablero de contadores Linea 1 BI27 BI28 M103 Abierto BI28 BI29 M103 Cerrado BI29 BI30 M101 Abierto BI30 BI31 M113 Cerrado (Analizar) BI31 BI32 M320 Cerrado BI32 Falla MCB DC interruptor M320 BI33 Falla MCB DC interruptor M220 BI33



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CB-2 CB-4 (Asociado Secc de Línea)

Ctrl + 25 +50BF (3P) + DTT (trafo AT) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79+ DTT (Kabarnet) Falla MCB DC control M324/M328 BI34 Falla MCB DC control M224/M228 BI34 Falla MCB DC motor M324/M328 BI35 Falla MCB DC motor M224/M228 BI35 BI36 M101 Cerrado BI36 BI37 M103 Remoto BI37 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB AC +W01 BI39 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Barra 2 N2 (25 Block) BI41 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI41 BI42 Falla MCB M103 BI42 BI43 50BF Start L1 BI43 BI44 50BF Start L2 BI44 BI45 50BF Start L3 BI45 50BF Start 3P BI46 50BF Start 3P BI46 BI47 >AR Start BI47 BI48 >Trip 1p for AR BI48 Protección secundaria no disponible BI49 >Trip 3p for AR BI49 Falla Cto Disp 1 M320 BI50 Falla Cto Disp 1 M220 BI50 Falla Cto Disp 2 M320 BI51 Falla Cto Disp 2 M220 BI51 Relé 86 actuado BI52 Relé 86 actuado M220 BI52 Falla Cto Relé 86 BI53 Falla Cto Relé 86 M220 BI53 BI54 M220 Master seleccionado BI54 Selector en Prueba BI55 Selector en Prueba BI55 BI56 CB Ready for Reclose (Follower) BI56 BI57 Inicio de recierre para el M120 BI57 BI58 Recierre Exitoso del M120 BI58 M220 Cerrado BI59 M120 Cerrado BI59 Falla Controlador adyacente BI60 Falla Controlador adyacente BI60 BI61 25 Start (Desde la planta) BI61 BI62 Relé 86 de la planta actuado BI62 BI63 Cierre Manual BI63 Recibo disparo de planta Ch1 BI64 Recibo disparo de planta Ch1 BI64





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A continuación en las Tablas 11.20, 11.21 y 11.22 se enumeran la lista de entradas binarias (“Binary Inputs – BI”) para los distintos interruptores CB-5, CB-6, CB-7 y CB-8 que componen el Diámetro 2 en 132 kV.

CB-7 (Asociado Secc de Línea) CB-5

Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79+ DTT (Eldoret) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79+ DTT (Eldoret) M220 Fase A Closed BI1 M120 Fase A Closed BI1 M220 Fase B Closed BI2 M120 Fase B Closed BI2 M220 Fase C Closed BI3 M120 Fase C Closed BI3 M220 3P Open BI4 M120 3P Open BI4 M220 3P Closed BI5 M120 3P Closed BI5 M220 Bloqueo Recierre BI6 M120 Bloqueo Recierre BI6 M220 Resorte descargado BI7 M120 Resorte descargado BI7 M220 Alarma baja presión SF6 BI8 M120 Alarma baja presión SF6 BI8



Página: 177 de 208


Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79+ DTT (Eldoret) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79+ DTT (Eldoret) M220 Bloqueo de cierre BI9 M120 Bloqueo de cierre BI9 M220 Discordancia de Polos BI10 M120 Discordancia de Polos BI10 M220 Bloqueo funcional SF6 BI11 M120 Bloqueo funcional SF6 BI11 M220 Superv. Tiempo del motor BI12 M120 Superv. Tiempo del motor BI12 M220 Falla calefacción BI13 M120 Falla calefacción BI13 M220 Disp. Automático por SF6 BI14 M120 Disp. Automático por SF6 BI14 M220 Falla MCB del Motor BI15 M120 Falla MCB del Motor BI15 M220 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M120 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M220 Selector en remoto BI17 M120 Selector en remoto BI17 Falla Ctrl M103/M101 BI18 BI18 M224 Abierto BI19 M124 Abierto BI19 M224 Cerrado BI20 M124 Cerrado BI20 M224 Falla MCB del Motor BI21 M124 Falla MCB del Motor BI21 M224 Selector en remoto BI22 M124 Selector en remoto BI22 M228 Abierto BI23 M128 Abierto BI23 M228 Cerrado BI24 M128 Cerrado BI24 M228 Falla MCB del Motor BI25 M128 Falla MCB del Motor BI25 M228 Selector en remoto BI26 M128 Selector en remoto BI26 Falla tablero de contadores Linea 1 BI27 BI27 M103 Abierto BI28 BI28 M103 Cerrado BI29 BI29 M101 Abierto BI30 BI30 M113 Cerrado (Analizar) BI31 BI31 M320 Cerrado BI32 BI32 Falla MCB DC interruptor M220 BI33 Falla MCB DC interruptor M120 BI33 Falla MCB DC control M224/M228 BI34 Falla MCB DC control M124/M128 BI34 Falla MCB DC motor M224/M228 BI35 Falla MCB DC motor M124/M128 BI35 M101 Cerrado BI36 BI36 M103 Remoto BI37 BI37 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB AC +W01 BI39 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI41 Falla MCB PT Barra 1 N2 (25 Block) BI41 Falla MCB M103 BI42 Falla MCB PT Linea N1, N2 ó N3 BI42 50BF Start L1 BI43 50BF Start L1 BI43 50BF Start L2 BI44 50BF Start L2 BI44 50BF Start L3 BI45 50BF Start L3 BI45 50BF Start 3P BI46 50BF Start 3P BI46 >AR Start BI47 >AR Start BI47 >Trip 1p for AR BI48 >Trip 1p for AR BI48 >Trip 3p for AR BI49 >Trip 3p for AR BI49 Falla Cto Disp 1 M220 BI50 Falla Cto Disp 1 M120 BI50 Falla Cto Disp 2 M220 BI51 Falla Cto Disp 2 M120 BI51 Relé 86 actuado M220 BI52 Relé 86 actuado M120 BI52 Falla Cto Relé 86 M220 BI53 Falla Cto Relé 86 M120 BI53 M220 Master seleccionado BI54 M120 Master seleccionado BI54 Selector en Prueba BI55 Selector en Prueba BI55 CB Ready for Reclose (Follower) BI56 CB Ready for Reclose (Follower) BI56 Inicio de recierre para el M120 BI57 Inicio de recierre para el M220 BI57



Página: 178 de 208


Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79+ DTT (Eldoret) Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79+ DTT (Eldoret) Recierre Exitoso del M120 BI58 Recierre Exitoso del M220 BI58 M120 Cerrado BI59 M220 Cerrado BI59 Falla Controlador adyacente BI60 Falla Controlador adyacente BI60 25 Start (Desde la planta) BI61 BI61 Relé 86 de la planta actuado BI62 BI62 Cierre Manual BI63 BI63 Recibo disparo de planta Ch1 BI64 Recibo disparo de planta Ch1 BI64



CB-6; CB-8

Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 M120 Fase A Closed BI1 M120 Fase B Closed BI2 M120 Fase C Closed BI3 M120 3P Open BI4 M120 3P Closed BI5 M120 Bloqueo Recierre BI6 M120 Resorte descargado BI7 M120 Alarma baja presión SF6 BI8 M120 Bloqueo de cierre BI9 M120 Discordancia de Polos BI10 M120 Bloqueo funcional SF6 BI11 M120 Superv. Tiempo del motor BI12 M120 Falla calefacción BI13 M120 Disp. Automático por SF6 BI14 M120 Falla MCB del Motor BI15 M120 Falla MCB toma, ilum, calf. BI16 M120 Selector en remoto BI17 BI18 M124 Abierto BI19 M124 Cerrado BI20 M124 Falla MCB del Motor BI21 M124 Selector en remoto BI22 M128 Abierto BI23 M128 Cerrado BI24 M128 Falla MCB del Motor BI25 M128 Selector en remoto BI26 M103 Abierto BI27 M103 Cerrado BI28 M103 Falla MCB del Motor BI29 M103 Selector en remoto BI30 M101 Abierto BI31 M101 Cerrado BI32 Falla MCB DC interruptor M120 BI33 Falla MCB DC control M124/M128 BI34



Página: 179 de 208

CB-6; CB-8

Ctrl + 25 +50BF (3P+1P) + 79 Falla MCB DC motor M124/M128 BI35 Falla MCB DC control M103/M101 BI36 Falla MCB DC motor M103 BI37 Falla MCB Ilum, clef, toma AA BI38 Falla MCB PT Nodo N1 BI39 Falla MCB PT Nodo N2 (25 Block) BI40 Falla MCB PT Barra 1 N2 (25 Block) BI41 Falla MCB PT Linea N1, N2 ó N3 BI42 50BF Start L1 BI43 50BF Start L2 BI44 50BF Start L3 BI45 50BF Start 3P BI46 >AR Start BI47 >Trip 1p for AR BI48 >Trip 3p for AR BI49 Falla Cto Disp 1 M120 BI50 Falla Cto Disp 2 M120 BI51 Relé 86 actuado M120 BI52 Falla Cto Relé 86 M120 BI53 M120 Master seleccionado BI54 Selector en Prueba BI55 CB Ready for Reclose (Follower) BI56 Inicio de recierre para el M220 BI57 Recierre Exitoso del M220 BI58 M220 Cerrado BI59 Falla Controlador adyacente BI60 BI61 BI62 BI63 BI64

BI65 59

Tabla 11.22 – Lista de BIs del CB-6 y CB-8



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11.4.1.3. Control y Adquisición de Servicios Comunes Para la adquisición de señales de servicios comunes como puede ser generador diesel, UPS, vigilancia, antiincendios, control de temperatura y humedad del cuarto de control, señales de alarma del inversor así como de cualquier otro equipo de terceros, se suministra para la subestación equipo con suficientes entradas binarias para recoger la información, estados y alarmas de los equipos de terceros así como suficientes salidas binarias para realizar comandos como pueden ser marcha/paro de dichos sistemas. En la Figura 11.15 se representa la lista de entradas binarias (BI), salidas binarias (BO) así como las entradas analógicas de intensidad y tensión del equipo de control para la adquisición y mando de servicios comunes.

Servicios Comunes

COMANDOS

BI_70

BI_69

BI_68

BI_67

BI_04

BI_03

BI_02

BI_01

BO_36

BO_35

BO_34

BO_33

BO_04

BO_03

BO_02

BO_01

3I0, IE

I_L3

I_L2

I_L1

V3

V2

V1

ESTADOS, ALARMAS

UPS

Generador Diésel

CCTV

Contra Incendios

Figura 11.15 – Diagrama de Control Servicios Comunes



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11.4.2. Esquema de Protección En el siguiente punto se desarrollará el sistema de protección a ser llevado a cabo en la ampliación de la subestación Lessos atendiendo a los requisitos de la eléctrica del país KETRACO y a los del su consultor AECOM. Para ello se ha tenido en cuenta que para todas las posiciones se debe implementar un sistema de protección redundante y para la posición del banco de condensadores junto con la semibarra del diámetro 3, este sistema redundante debe ser llevado a cabo mediante protecciones de distinto fabricante. Para llevar a cabo el desarrollo de este punto vamos a ir describiendo el sistema de protección de cada una de las posiciones que componen la subestación.

11.4.2.1. Posición de Línea Para la protección de la posición de línea se incluyen las siguientes protecciones como principal y respaldo:

Protección Principal: Protección Diferencial de Línea (7SD52) con las siguientes funciones:

- 87L Diferencial de Línea - 50/51 Sobrecorriente - 50N/51N Sobrecorriente Falta a Tierra - 47 Supervisión Secuencia de Fase de la Tensión - 49 Sobrecarga Térmica - 50BF Fallo Interruptor - 79 Recierre - 85 Tele Protección - 86 Bloqueo Rearme - TCS Supervisión Bobina Disparo

Protección Respaldo: Protección de Distancia (7SA52) con las siguientes funciones:

- 21/21N Distancia MHO/QUAD - 21FL Localización de Falta - 50/51 Sobrecorriente - 50N/51N Sobrecorriente Falta a Tierra - 27 Subtensión - 27WI Week Infeed - 50HS Switch Onto Fault - 59 Sobretensión - 68 Power Swing Detection (Oscilaciones) - 67/67N Direccional y Direccional a Tierra - 79 Recierre - 85 Tele Protección - 86 Bloqueo Rearme - TCS Supervisión Bobina Disparo

Se representa en la Figura 11.16 el diagrama de conexión de las protecciones principal y respaldo junto con la lista de funciones de protecciones que contiene cada una para la posición de línea.



Página: 182 de 208

Prot

ecci

ón D

ifere

ncia

l De

Líne

a

Prot

ecci

ón d

e D

ista

ncia

Figura 11.16 – Diagrama de Protección Posición de Línea

11.4.2.2. Posición de Reactancia de Línea

Para la protección de la posición de reactancia de línea se incluyen las siguientes protecciones como principal y respaldo:

Protección Principal: Protección Diferencial (7UT612) con las siguientes funciones:

- 87L Protección Diferencial - 50/51 Sobrecorriente - 50N/51N Sobrecorriente Falta a Tierra - 86 Bloqueo Rearme

Protección Respaldo: Protección Diferencial (7UT612) con las siguientes funciones:

- 87L Protección Diferencial - 50/51 Sobrecorriente - 50N/51N Sobrecorriente Falta a Tierra - 86 Bloqueo Rearme - TCS Supervisión Bobina Disparo

Se representa en la Figura 11.17 el diagrama de conexión de las protecciones principal y respaldo junto con la lista de funciones de protecciones que contiene cada una para la posición de reactancia de línea.



Página: 183 de 208

87

50N/51N

50/51

86

CB_52.1

87

50N/51N

50/51

86

Figura 11.17 – Diagrama de Protección Posición de Reactancia de Línea

11.4.2.3. Posición de Banco de Condensadores Para la protección de la posición de banco de condensador se incluyen las siguientes protecciones como principal y respaldo. Para llevar a cabo el sistema de protección según requerimientos de KETRACO y AECOM, la protección principal y respaldo deben ser de diferente fabricante o lógica.

Protección Principal: Protección de Banco de Condensador (7SG23) con las siguientes funciones:

- 87/50 Protección Diferencial/Sobrecorriente - 50N Protección Desbalance Fase - C1 50 Protección Desbalance del Banco Condensador_1 - C2 50 Protección Desbalance del Banco Condensador_2

Protección Respaldo: Protección Multifunción (7SJ62) con las siguientes funciones:

- 50/51 Sobrecorriente - 50N/51N Sobrecorriente Falta a Tierra - 50BF Fallo Interruptor - 49 Sobrecarga Térmica - 27 Subtensión



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- 59 Sobretensión - 81U/O Sobre y sub frecuencia - 86 Bloqueo Rearme - TCS Supervisión Bobina Disparo

Se representa en la Figura 11.18 el diagrama de conexión de las protecciones principal y respaldo junto con la lista de funciones de protecciones que contiene cada una para la posición de banco de condensador.

CB

_52.

1

87/50

C1 50

Prot

ecci

ón B

anco

Con

dens

ador

es

50N

C2 50

CB

_52.

2

49

50N/51N

50/51

Prot

ecci

ón M

ultif

unci

ón R

espa

ldo

BF

49

27

81U/O

59

86

TCS

Figura 11.18 – Diagrama de Protección Posición de Banco de Condensadores

11.4.2.4. Posición de Barra en Diámetro 3 Para la protección de la barra simple del diámetro 3 que une los dos bancos de condensadores, se llevará a cabo una protección de la misma a través de la protección diferencial de alta impendancia. Para llevar a cabo el sistema de protección según requerimientos de KETRACO y AECOM, la protección principal y respaldo deben ser de diferente fabricante o lógica.

Protección Principal: Protección Diferencial de Alta Impedancia (7VH60) con las siguientes funciones:

- 87REF Protección Diferencial de Alta Impedancia

Protección Respaldo: Protección Diferencial de Alta Impedancia (7SR23) con las siguientes

funciones

- 87REF Protección Diferencial de Alta Impedancia - TCS Supervisión Bobina Disparo



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Se representa en la Figura 11.19 el diagrama de conexión de las protecciones principal y respaldo junto con la lista de funciones de protecciones que contiene cada una para la posición de barra en diámetro 3.

CB

-9

Prot

ecci

ón D

ifere

ncia

l Alta

Im

peda

ncia

CB

-8

CB

-11C

B-12

Prot

ecci

ón D

ifere

ncia

l Alta

Im

peda

ncia

Figura 11.19 – Diagrama de Protección Posición de Barra en Diámetro 3

11.4.2.5. Posición de Barras en 220 kV Para la protección de las barras se incluyen las siguientes protecciones como principal y respaldo. Debido a la configuración que presenta la subestación, se instalará una protección principal y de respaldo para cada una de las barras. Asimismo, la protección diferencial de barras será de característica concentrada y de baja impedancia.

Protección Principal: Protección Diferencial de Barra (7SS85) funciones:

- 87BB Protección Diferencial de Barras - 50BF Fallo Interruptor (Segunda Fase o Segundo Escalón) - 86 Bloqueo y Rearme - TCS Supervisión Bobina Disparo

Protección Respaldo: Protección Diferencial de Barra (7SS85) funciones:

- 87BB Protección Diferencial de Barras - 50BF Fallo Interruptor (Segunda Fase o Segundo Escalón) - 86 Bloqueo y Rearme - TCS Supervisión Bobina Disparo



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Se representa en la Figura 11.20 el diagrama de conexión de las protecciones principal y respaldo junto con la lista de funciones de protecciones que contiene cada una para la posición de barras en 220 kV.

Prot

ecci

ón D

ifere

ncia

l Bar

ras

Conc

entr

ada

–B

B1

CB

-1

CB

-1 CB

-1

CB

-1

CB

-1

CB

-1 CB

-1

CB

-1

CB

-1

Prot

ecci

ón D

ifere

ncia

l Bar

ras

Con

cent

rada

–BB

1

Figura 11.20 – Diagrama de Protección Posición de Barras en 220 kV

11.4.2.6. Posición Autotransformador de Potencia 220/132/11 kV y Reactancia de Transformador

Para la protección del Autotransformador de Potencia se incluyen las siguientes protecciones como principal y respaldo:

Protección Principal: Protección Diferencial de Transformador (7UT613):

- 87T Protección Diferencial de Transformador - 46 Protección de Desbalance de Carga - 49 Sobrecarga Térmica - 50/51 Sobrecorriente - 50N/51N Sobrecorriente Falta a Tierra - 87N (REF) Protección Diferencial Restringida a Tierra - 86 Bloqueo y Rearme - TCS Supervisión Bobina Disparo

Protección Respaldo: Protección Diferencial de Transformador (7UT613):

- 87T Protección Diferencial de Transformador - 46 Protección de Desbalance de Carga - 49 Sobrecarga Térmica - 50/51 Sobrecorriente



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- 50N/51N Sobrecorriente Falta a Tierra - 87N (REF) Protección Diferencial Restringida a Tierra - 86 Bloqueo y Rearme - TCS Supervisión Bobina Disparo

Se representa en la Figura 11.21 el diagrama de conexión de las protecciones principal y respaldo junto con la lista de funciones de protecciones que contiene cada una para la posición de transformador y reactancia de transformador.

Prot

ecci

ón D

ifere

ncia

l de

Tran

sfor

mad

or

Figura 11.21 – Diagrama de Protección Posición de Autotransformador y Reactancia del Transformador

11.4.3. Arquitectura General del Sistema de Control y Protección

Una vez desarrollado en los puntos anteriores el Sistema de Control y Protección para cada una de las posiciones y bahías que componen la ampliación de la Subestación Lessos, se representa a continuación la Arquitectura General del Sistema de Control y Protección. En la Figura 11.22 se representa la disposición de los armarios de control para el parque de 220 kV a través de las unidades de control de bahía (BCU) y el control convencional mediante sinóptico. Junto a las unidades de control, se instalan los reguladores de tensión (AVR) de los transformadores así como los tarificadores (principal y respaldo) para cada salida de línea.



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Tal y como se explicó anteriormente, se incluye una BCU para cada uno de los interruptores que componen la ampliación de la subestación. Asimismo, estas BCUs se alojan en armarios de control agrupados por diámetro. Tener en cuenta que tendremos los siguientes armarios de control:

- Cinco (5) armarios de control convencional. Uno por diámetro - Nueve (9) armarios de control a través de BCUs. Dos armarios por diámetro debido al espacio

disponible en cada armario excepto para el diámetro quinto en el que sólo es necesario un armario.

Por otro lado, se representa en cada una de las siguientes figuras el Sistema de Control de Subestación desarrollado antetiormente.

Figura 11.22 – Arquitectura General del Sistema de Control y Protección – I/III Una vez representados los armarios de control para el parque de 220 kV, empezamos a mostrar la arquitectura de armarios de protección. En la siguiente Figura 11.23 se puede observar la disposición de armarios de protección para las siguientes posiciones:

- Siete (7) líneas en 220 kV con los siguientes armarios de protección:

o Siete (7) Armarios Tipo A: protección principal diferencial de línea o Siete (7) Armarios Tipo B: protección de respaldo de distancia

- Dos (2) reactancias de líneas en 220 kV con los siguientes armarios de protección:

o Dos (2) Armarios Tipo A: protección principal diferencial o Dos (2) Armarios Tipo B: protección respaldo diferencial



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- Dos (2) barras 220 kV con los siguientes armarios de protección: o Dos (2) Armarios Tipo A: protección principal diferencial de barras o Dos (2) Armarios Tipo B: protección respaldo diferencial de barras

- Dos (2) bancos de condensadores 220 kV con los siguientes armarios de protección:

o Dos (2) Armarios Tipo A: protección principal banco de condensador y respaldo

multifunción o Dos (2) Armarios Tipo B: protección principal banco de condensador y respaldo

multifunción

- Dos (2) barras en diámetro 3 en 220 kV con los siguientes armarios de protección:

o Un (1) Armario Tipo A: protección principal diferencial de alta impedancia o Un (1) Armario Tipo B: protección respaldo diferencial de alta impedancia

7S C64 -00 00-A BCSI PROT EC

LE D

R UN ER RO R

M E NU

E SC

F1

F2

F3

F4

7

4

1

.

8

5

2

0

9

6

3

+ /-

E NT E R


LE D

R UN ER RO R

M E NU

E SC

F1

F2

F3

F4

7

4

1

.

8

5

2

0

9

6

3

+ /-

E NT E R

Figura 11.23 – Arquitectura General del Sistema de Control y Protección – II/III Por último se muestra en la Figura 11.24 las posiciones de protección restantes en 220 kV, el control y protección de las posiciones en 132 kV las cuales serán llevadas mediante comunicaciones en IEC 61850 a la RTU 560 existente así como la adquisición y control de los servicios comunes. Pasamos pues a señalar los armarios incluidos para cada una de las posiciones enumeradas:

- Cuatro (4) autotransformadores 220/132/11 kV y reactancia asociada con los siguientes armarios de protección:

o Cuatro (4) Armarios Tipo A: protección principal diferencial de transformador



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o Cuatro (4) Armarios Tipo B: protección de respaldo diferencial de transformador - Un (1) armario de control y adquisición de servicios comunes

- Un (1) armario para posición futura

- Cuatro (4) armarios de control convencional y con BCU para los dos nuevos diámetros en 132

kV. Es decir, dos armarios de control para cada diámetro.

- Dos (2) líneas en 132 kV con los siguientes armarios de protección:

o Siete (7) Armarios Tipo A: protección principal diferencial de línea o Siete (7) Armarios Tipo B: protección de respaldo de distancia


LE D

R UN ER RO R

M E NU

E SC

F1

F2

F3

F4

7

4

1

.

8

5

2

0

9

6

3

+ /-

E NT E R

Red de Comunicación

IEC 60870-5-104/101 Slave

Centro de Control Regional

Centro de Control Nacional

7UT613

Bloque Pruebas

Bloque Pruebas

(por favor ver página “SISTEMA CONTROL & PROTECCIÓN EXTENSIÓN SUBESTACIÓN

LESSOS II”)

LEYENDA:

10/100 F(X)

10/100 T(X)

Armario de Control Local ySinóptico para Líneas 132 kV

(Eldoret and Kabarnet)

x2 x2

Armario de Protección para Líneas 132 kV tipo “A”(Eldoret and Kabarnet)

x2

IEC-61850 Anillo en Fibra Óptica

7SD52

Bloque Pruebas


LE D

R UN E RR OR

M EN U

ES C

F 1

F 2

F 3

F 4

7

4

1

.

8

5

2

0

9

6

3

+/ -

EN TE R

7SA52

Bloque Pruebas

7UT613

Ordenador Portátil (x2)

Puesto de Operación (x1)(SICAM SCC 2048 RT)

Puesto de Ingeniería (x1)(DIGSI + PQ Analyzer)Impresora

(x2)

x1

6MD66

Armario de Protección de Autotransformador 220 kV

tipo “A” No. 1, 2, 3 & 4

x4 x4

6MD66

Bloque Pruebas

6MD66

6MD66

x1

Armario de C&P Futuro

Meter

Test Switch

x1

BCU Servicios Comunes

6MD63(BCU)

7 SC 64 -00 00 -AB C

SIPRO TEC

ME N U

E S CL ED

F1

F2

F3

F4

7

4

1

.

8

5

2

0

9

6

3

+/-

C T R L E N TE R

L oc al

Re m ote

No rm al

Te st

R UN E RR O R

6MD61(I/O Box)

Armario de Control Local ySinóptico para Diámetro 1

en 132 kV

x1

6MD66

6MD66

Bloque Pruebas

Switch(RSG 2100)

GPS

Sistema de Control de Subestación

x1



Inversor

RTU 560 Existente

IEC-61850

Centro de Control Regional

Centro de Control Nacional

Armario de Protección de Autotransformador 220 kV

tipo “B” No. 1, 2, 3 & 4

Armario de Protección para Líneas 132 kV tipo “B”(Eldoret and Kabarnet)

Armario de Control Local ySinóptico para Diámetro 2

en 132 kV

Figura 11.24 – Arquitectura General del Sistema de Control y Protección – III/III

11.5. Cronograma En este punto se explicarán los pasos y la duración aproximada que conlleva un proyecto de esta envergadura. Para ello, en las siguientes figuras se representará el diagrama de Gantt con el cronograma a seguir para llevar a cabo la ejecución del proyecto. En este tipo de proyectos en el extranjero en un país en vías de desarrollo con la incertidumbre del conocimiento y exigencias de la eléctrica KETRACO y del consultor AECOM, es de vital importancia y el mayor escollo el desarrollar una ingeniería básica y detallada de la subestación en un tiempo aceptable contando con diversas revisiones y requisitos.



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Definiremos a continuación los hitos más destacados en un proyecto hasta el embarque de los armarios en puerto para su envío a la subestación. Asimismo en la Figura 11.25 se representan todos estos hitos que se describen a continuación según diagrama de Gantt. Dentro de las tareas más importantes y que marcan un proyecto encontramos según su orden cronológico las siguientes:

1. Kickoff Meeting / Firma del Contrato: primera reunión con el cliente para aclarar temas contractuales. Duración: 5 días.

2. Aclaraciones Técnicas y Recepción de Documentación Técnica: se plantean las cuestiones surgidas y se reciben aclaraciones así como toda la documentación técnica necesaria para empezar el proyecto como en nuestro caso y de vital importancia debido a que la subestación es existente, los planos desarrollados actualizados. Duración: 15 días.

3. Desarrollo de Ingeniería a. Ingeniería Básica: donde se lleva a cabo el desarrollo y revisión de los esquemas

unifilares, principios de enclavamientos, definición de la lista de equipos y armarios, frontales de armarios, estudio de la arquitectura de comunicaciones, verificación de los TT y TI. Duración: 80 días.

b. Ingeniería Desarrollada: en este punto y solapado en el tiempo con la ingeniería básica una vez se vaya ejecutando esta y se encuentre aprobada, se llevará a cabo el desarrollo de los criterios funcionales del sistema de control y protección (lógicas de protección y control, diagramas de actuación de protección ó matriz de disparos) así como los esquemas desarrollados. Duración: 103 días.

4. Configuración del Sistema de Control de Subestación: en este punto y solapado en el tiempo

con la ingeniería, se llevará a cabo los trabajos de configuración del sistema de control donde se implementarán los niveles de mando, lista de señales, pantallas de operación, bases de datos de los servidores, comunicaciones hacia equipos de control y protección, el intercambio de señales con los despachos de control, alarmas, eventos, tendencias, informes, gráficos dinámicos, elementos de navegación… Duración: 95 días.

5. Compra del Material: una vez desarrollados todos los esquemas de protección y control y definidos los criterios requeridos de los equipos y armarios se procede a realizar las compras de los mismos. Duración: 40 días.

6. Fabricación, Pruebas y Transporte de Armarios: tras las compras de los equipos principales así como llegado a un acuerdo con un fabricante de armarios, pasamos al punto del proyecto donde se realizan los trabajos de ensamblado y fabricación de los armarios, pruebas internas de cableado (timbrado), rigidez dieléctrica y aislamiento así como las pruebas FAT tanto internas como con la presencia del cliente. Tras realizar estas tareas, los armarios estarán preparados para su embalaje y transporte en barco. Duración: 90 días.

Atendiendo a los puntos anteriormente desarrollados, la duración total estimada para un proyecto de este tipo hasta el embarque de los armarios en puerto es de 230 días (11 meses).



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Figura 11.25 – Cronograma de Ejecución para la Ampliación de la Subestación Lessos



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12. Bibliografía y Referencias

1. Sistemas de Control en Subestaciones de Alta Tensión del Control Convencional al Control Numérico. CONTRERAS C., Carlos A. y HERNÁNDEZ R., Elicio J.

2. Curso de Estabilidad de Sistemas Eléctricos de Potencia, FING 2007 – Sistemas de Protección. 3. Protección de la Red Eléctrica – Schneider Electric 4. Protection Systems – Catalog SIP – Edition No. 6 – SIEMENS 5. Clasificación y Localización de Faltas, utilizando Wavelets y Redes Neurales; Miguel Martínez L

y Julio Martínez M. 6. Metodología para la Detección y Localización de Faltas en Redes de Distribución con Puesta a

Tierra Activa. Garikoitz Buigues Beraza. 2011. 7. Localización de Faltas en Redes Inteligentes de Distribución Eléctrica. Nabil El Halabi. 2010. 8. Sistema de Localización de Faltas por Onda Viajera. TFS 2100 9. Localización de Faltas en Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica usando Métodos

basados en el Modelo y Métodos basados en el Conocimiento. Juan José Mora Flórez. 2007. 10. Curso de Especialista en Proyecto y Construcción de Infraestructuras Eléctricas de Alta

Tensión. Red Eléctrica de España. 11. Criterios Generales de Protección de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares. Red

Eléctrica de España. 2005. 12. Diseño de un sistema de control y protección integrado para subestaciones de alta tensión. 13. Diseño y Ajustes de Protecciones de una Subestación de Alta Tensión. Fernando Hernández

Guerreiro. 2008. 14. Network Protection & Automation Guide. Schneider Electric. 2012 15. Guía básica de diseño de subestaciones eléctricas con énfasis en el arreglo de barras

colectoras de interruptor y medio. Josué Daniel Hidalgo Quesada. 2008. 16. Criterios de Protección y Control en el Diseño de las Instalaciones de la Red de Transporte y

Distribución. Sergio García Pérez. 17. Diseño de una Plataforma de Comunicaciones bajo la Norma IEC 61850. Eduardo Alonso

Rivas. 2009. 18. Diseño y Optimización de una Arquitectura IEC 61850. Elena Pérez Villalón. 2008. 19. Efficient Energy Automation with the IEC 61850 Standard Application Examples – SIEMENS

http://www.energy.siemens.com/mx/pool/hq/energy-topics/standards/iec-61850/Application_examples_en.pdf

20. Sistema de Comunicaciones basado en el estándar IEC 61850 para Subestaciones de Distribución de la CFE. Joaquín García Hernández.

21. IEC 61850. El Nuevo Estándar en Automatización de Subestaciones. Guillermo Fuentes. ABB 22. TWS FL-8 and TWS FL-1. Travelling Wave Fault Locators. Qualitrol.

http://www.qualitrolcorp.com/uploadedFiles/Siteroot/Products/IP-F21-02A-01E_TWS_FL8_FL1.pdf

23. Subestaciones Eléctricas – Balkan – Energy Services OOD 24. Norma IEC 60044-8 – Transformadores de Medida.

http://www.aenor.es/aenor/normas/normas/fichanorma.asp?tipo=NCEI&codigo=TI_TIPO=CEI@NU_CODIGO=60044@NU_PARTE=8@NU_SUBPARTE=0@TX_RESTO=:2002&PDF=Si#.UpIyOMTG_dA

25. Precise distance to fault locator with two end phasor measurement transmitted via serial protection data interface – Nuremberg 2004 – SIEMENS

26. IEC – 61850 – Power Utility Automation http://www.iec.ch/smartgrid/standards/

27. IEC 61850-1: Introduction and Overview. 28. IEC 61850-2: Glossary. 29. IEC 61850-3: General requirements. 30. IEC 61850-4: System and Project management. 31. IEC 61850-5: Comunication requirements for functions and device models.



Página: 195 de 208

32. IEC 61850-6: Substation Configuration Language (SCL). 33. IEC 61850-7: Basic communication structure. 34. IEC 61850-7-1: Principles and models. 35. IEC 61850-7-2: Abstract Communication Service Interface (ACSI). 36. IEC 61850-7-3: Common Data Classes (CDC). 37. IEC 61850-7-4: Compatible Logical Node classes and data classes. 38. IEC 61850-8-1: Specific Communication Service Mapping (SCSM) - Mapping to MMS. 39. IEC 61850-9-1: Specific Communication Service Mapping (SCSM) – Serial unidirectional

multidrop point link. 40. IEC 61850-9-2: Specific Communication Service Mapping (SCSM) – Mapping to IEEE 802.3

based process bus. 41. IEC 61850-10: Conformance Testing. 42. IEC 60255 series: Electrical Relays / BS EN 60529

http://webstore.iec.ch/preview/info_iec60255-1%7Bed1.0%7Db.pdf 43. IEC 61000: Electromagnetic Compatibility (EMC).

http://www.iec.ch/emc/basic_emc/basic_emc_immunity.htm 44. ANIS/IEC 60529: Degrees of protection provided by enclosures (IP code).

http://www.nema.org/Standards/ComplimentaryDocuments/ANSI-IEC-60529.pdf 45. IEC 60721-3-3: Classification of environmental conditions

http://webstore.iec.ch/preview/info_iec60721-3-3%7Bed2.2%7Den_d.pdf 46. IEC 60617: Graphical symbols used in diagrams / BS 3939

http://std.iec.ch/iec60617



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ANEXO I

Diseño para la Ampliación del Sistema de Control y...

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