Req. Min. Equipamiento de Sistemas de Proteccion SEIN

7/21/2019 Req. Min. Equipamiento de Sistemas de Proteccion SEIN

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REQUERIMIENTOS MINIMOS

DE EQUIPAMIENTO PARA LOSSISTEMAS DE PROTECCIÓN DEL SEIN

Noviembre 2005



Requerimientoisitos Mínimos de Equipamiento para los Sistemas de Protección del SEIN

REQUERIMIENTOS MÍNIMOS DE EQUIPAMIENTO

PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN DEL SEIN

Capítulo 1 INTRODUCCION1.1 El Sistema Eléctrico de Potencia1.2 Objetivo del Sistema de Protección1.3 Definición de un Sistema de Protección

1.3.1 Zonas de Protección1.3.2 Componentes de los Sistemas de Protección1.3.3 Concepción Sistémica de la Protección

1.4 Operación de los Sistemas de Protección1.4.1 Automatismos de regulación1.4.2 Niveles de actuación1.4.3 Recierre automático1.4.4 Apertura y bloqueo

1.5 Comportamiento de los Sistemas de Protección1.6 Desempeño de la Protección

1.6.1 Causas de las Fallas1.6.2 Causas de Operaciones Incorrectas de la Protección1.6.3 Índice de Confiabilidad del sistema de protección

Capítulo 2 REQUERIMIENTOS GENERALES DE LAS PROTECCIONES

2.1 Relés de Protección2.1.1 Características Funcionales2.1.2 Características Requeridas por la Protección2.1.3 Normas Aplicables

2.2 Interruptores2.2.1 Características Funcionales2.2.2 Características Requeridas por la Protección2.2.3 Normas Aplicables

2.3 Transformadores de Tensión2.3.1 Características Funcionales2.3.2 Características Requeridas por la Protección

2.3.3 Normas Aplicables2.4 Transformadores de Corriente2.4.1 Características Funcionales2.4.2 Características Requeridas por la Protección2.4.3 Normas Aplicables

2.5 Enlaces de Comunicaciones2.5.1 Características Funcionales2.5.2 Características Requeridas por la Protección2.5.3 Normas Aplicables

2.6 Fuentes de Alimentación Auxiliar2.6.1 Características Funcionales2.6.2 Características Requeridas por la Protección

2.6.3 Normas Aplicables2.7 Cableado de Control

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2.7.1 Características Funcionales2.7.2 Características Requeridas por la Protección2.7.3 Normas Aplicables

Capítulo 3 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LASCENTRALES DE GENERACION

3.1 Criterios Generales3.2 Esquemas eléctricos centrales de generación3.3 Requerimientos de protección contra fallas internas en la instalación

3.3.1 Fallas por cortocircuito en un generador3.3.2 Fallas a tierra en las instalaciones a la tensión de generación3.3.3 Fallas por cortocircuito en un transformador de potencia3.3.4 Fallas por cortocircuito en los servicios auxiliares3.3.5 Fallas por cortocircuito en barras

3.4 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema3.4.1 Cortocircuito externo a la Central3.4.2 Sobrecarga3.4.3 Carga no balanceada3.4.4 Pérdida de Sincronismo del Generador

3.5 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de los Equipos3.5.1 Sobretensiones del generador3.5.2 Sobreexcitación del generador y/o transformador3.5.3 Motorización del generador3.5.4 Pérdida de excitación del generador3.5.5 Frecuencias anormales en el generador

3.6 Falla de Interruptor3.7 Definición de las Protecciones de las Centrales de Generación3.8 Requisitos Mínimos de Protección de las Centrales de Generación

Capítulo 4 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LASSUBESTACIONES

4.1 Objetivo de la Protección4.2 Esquema General de las Subestaciones4.3 Sistema de Barras4.4 Requerimientos de protección contra fallas internas en la instalación

4.4.1 Fallas por cortocircuito en el sistema de barras4.4.2 Fallas por cortocircuito en un transformador4.4.3 Fallas por cortocircuito en un autotransformador4.4.4 Fallas por cortocircuito en un reactor en derivación4.4.5 Fallas por cortocircuito en un banco de capacitores4.4.6 Fallas por cortocircuito en el transformador de servicios auxiliares

4.5 Requerimientos de Protección por funcionamiento anormal del sistema4.5.1 Cortocircuitos y fallas a tierra externos a los transformadores4.5.2 Sobrecarga en transformadores (o autotransformadores)4.5.3 Armónicos en capacitores4.5.4 Niveles de tensión máximos y mínimos en equipos de compensación

4.6 Requerimientos de protección por estado inapropiado de los equipos4.7 Falla de Interruptor4.8 Definición de las Protecciones de las Subestaciones4.9 Requisitos Mínimos de Protección de las Subestaciones

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Capítulo 5 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS LINEASDE TRANSMISION

5.1 Objetivo de la Protección5.2 Configuraciones de las Líneas de Transmisión5.2.1 Línea de dos Terminales5.2.2 Líneas en anillo5.2.3 Líneas paralelas de dos ó más circuitos5.2.4 Línea con transformadores en derivación5.2.5 Líneas con compensación en derivación5.2.6 Líneas con compensación serie

5.3 Conexión al Sistema de Potencia5.3.1 Sistema de puesta a tierra5.3.2 Flujo de potencia5.3.3 Alimentación débil (Weak infeed)5.3.4 Resistencia de arco y resistencia de falla5.4 Longitud de la Línea

5.5 Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación5.5.1 Fallas por cortocircuito entre fases5.5.2 Fallas por cortocircuitos de una fase y tierra con alta impedancia

5.6 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema5.6.1 Cortocircuito externo a la Línea5.6.2 Sobretensiones permanentes

5.7 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de las Líneas5.7.1 Rotura de un Conductor

5.8 Consideraciones para la Teleprotección5.8.1 Sistemas de Telecomunicaciones5.8.2 Sistemas de Teleprotección Analógica5.8.3 Sistemas de Teleprotección Lógica

5.9 Falla de Interruptor5.10 Definición de la Protección de las Líneas de Transmisión5.11 Requisitos Mínimos de Protección de las Líneas de Transmisión

Capítulo 6 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS PARA LAS PROTECCIONESSISTEMICAS

6.1 Objetivo de la Protección Sistémica6.2 Requerimientos de Protección contra Fallas del Sistema

6.2.1 Pérdida de Sincronismo en las Máquinas6.2.2 Colapso de tensión6.3 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema6.3.1 Bajas frecuencias por déficit de potencia activa6.3.2 Sobretensiones y sobrefrecuencias por rechazo de carga6.3.3 Otras sobretensiones temporarias

6.4 Requerimientos de protección por estado inapropiado del sistema6.4.1 Sobretensiones por exceso de potencia reactiva6.4.2 Subtensiones por déficit de potencia reactiva

6.5 Requisitos mínimos de protecciones sistémicas

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Capítulo 1 INTRODUCCION

1.1 El Sistema Eléctrico de Potencia

Un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) tiene por finalidad garantizar el suministro regular deenergía eléctrica dentro de su área de aplicación, para lo cual debe operar garantizando elabastecimiento ( )1 al mínimo costo y con el mejor aprovechamiento de los recursosenergéticos; pero, al mismo tiempo, debe cumplir con los niveles de calidad ( ) 2 establecidos enla norma técnica (3) correspondiente.

El SEP está constituido por diversas instalaciones que deben ser interconectadas, ya que loscentros de generación se encuentran en distintos lugares de los centros de demanda de energíaeléctrica. Por tal motivo se distingue los siguientes componentes: Generación que son lasCentrales Eléctricas incluyendo las instalaciones de conexión al Sistema de Transmisión;Transmisión que son las Líneas de Transmisión y las Subestaciones (incluyendo los equiposde compensación reactiva) que interconectan las instalaciones de generación con las dedistribución; y Distribución que son las Líneas y Subestaciones de subtransmisión, así comolas Redes de Distribución

El SEP debe atender la demanda de potencia eléctrica, la cual debe ser permanentementeequilibrada por la generación (oferta). Esta situación de equilibrio corresponde a la operaciónde régimen permanente; sin embargo, se pueden producir perturbaciones cuando se altera el

equilibrio de potencia activa o de potencia reactiva en el sistema, lo cual determinará cambiosque lo llevan a una nueva situación de régimen permanente. Durante este proceso que serepite constantemente se producen oscilaciones de las máquinas que son parte de su operaciónnormal en estado estacionario.

El SEP puede también ser sometido a solicitaciones que no corresponden a la atención de lademanda, las cuales se presentan como eventos transitorios que ocasionan perturbacionesimportantes ya sea sobretensiones y/o sobrecorrientes que pueden producir oscilaciones de lasmáquinas, las cuales deben amortiguarse; caso contrario, serán peligrosas para sufuncionamiento, afectando su estabilidad y provocando la desconexión de las mismas con locual se deja de atender la demanda.

Los eventos antes mencionados han sido clasificados en tres tipos, según la rapidez de losmismos y son los siguientes:

Clase A: Transitorios ultrarrápidosClase B: Transitorios rápidos o dinámicosClase C: Transitorios moderados o de estado cuasi estacionarioClase D: Transitorios lentos o de estado estacionario

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

( )1

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

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Figura 1.1 – Transitorios en los sistemas de potencia

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

ESTADO

NORMAL

ESTADO DE ESTADO DE

ALERTA RESTABLECIMIENTO

ESTADO DE

EMERGENCIA COLAPSOCOLAPSO

Figura 1.2 – Estados de Operación del SEP

En la operación del SEP se debe considerar que algunos fenómenos transitorios de Clase A pueden ocasionar fenómenos de la Clase C. En consecuencia, el SEP debe estar diseñado paraatender la demanda de potencia; pero, también debe estar dotado de los recursos necesarios para prevenir la aparición de estos fenómenos; y si ocurren, para controlarlos de manera deque el sistema pueda restablecerse prontamente y no colapse, para que siga en Estado Normal

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

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atendiendo la demanda. Los recursos que requiere el Sistema de Potencia para operar conseguridad, calidad y economía son:

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

Sistema de ProtecciónEs el sistema de supervisión de las magnitudes eléctricas que permite detectar lasfallas en los equipos y/o instalaciones del sistema, las condiciones anormales deoperación del sistema y las estado inapropiado de los equipos con la finalidad detomar las acciones correctivas de manera inmediata.

Sistemas de Registro de PerturbacionesEs el sistema que permite hacer acopio de información de las magnitudes eléctricasdel sistema, de manera de analizar dichas perturbaciones con la finalidad de tomar lasacciones correctivas que permitan evitar se repitan en el futuro.

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

Sistema de Telecomunicaciones

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

SUBESTACION A SUBESTACION B

INGENIERIA DE PROTECCIONY

ANALISIS DE FALLAS

MEDIDOR DEFACTURACION


COMERCIALIZACIONDE ENERGIA

CONTROL DESUBESTACIÓN

RELE DEPROTECCION

RELE DEPROTECCION

REGISTRO DEOSCILOGRAFIA


RELE DEPROTECCION



CENTRO DECONTROL

CONTROL DESUBESTACIÓN

RELE DEPROTECCION



SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES

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Figura 1.3 – Estructura de Operación del SEP

1.2 Objetivo del Sistema de Protección

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

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

2. Alertar sobre las condiciones anormales de operación del sistema con la finalidad detomar las acciones preventivas que permitan evitar pérdidas económicas por posiblesdesconexiones. De acuerdo a la gravedad de la situación efectuar operaciones

automáticas de conexiones y/o desconexiones pertinentes.3. Alertar sobre el estado inapropiado de los equipos con la finalidad de tomar las

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

En consecuencia, el Sistema de Protección tiene un beneficio económico que compensa sucosto, lo cual puede ser evaluado con la finalidad de justificar su inversión. Los costoscorresponden a los equipos necesarios para su implementación y los beneficios son aquellosque permiten minimizar las pérdidas económicas derivadas de las posibles fallas en el SEP.

Bajo este enfoque, para definir un Sistema de Protección se debe hacer una estimación o

calificación del riesgo, haciendo un análisis del costo o impacto de una falla y su probabilidadde ocurrencia. De esta manera, se puede tener el valor esperado que será:

Costo Esperado de la Falla = (Costo Total de la Falla) x (Probabilidad de ocurrencia)

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

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

• Para una sobrecorriente será función del costo del equipo y de la energía disipada enlos equipos que depende del cuadrado de la corriente de cortocircuito y del tiempo deduración de la falla.

En ambos casos se tiene que el costo de la falla depende de la duración total de la misma, lacual a su vez depende de la actuación de la protección; en consecuencia, se tiene una relacióndel costo de la falla con la protección que se utiliza, por lo que se debe decidir sobre la basede la experiencia y la buena práctica.

A partir de los conceptos expuestos, se puede categorizar las distintas protecciones según el

Costo Total de la Falla y su Probabilidad de ocurrencia. A título orientativo, en la tabla 1.1 se presenta una matriz de esta categorización.

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

PROBABILIDAD DE FALLACOSTO DE LAFALLA BAJA MEDIA ALTA

ALTOProtecciones RápidasProtecciones de Respaldo

Protecciones RápidasProtecciones RedundantesProtecciones de Respaldo

Protecciones Ultra rápidasProtecciones RedundantesProtecciones de RespaldoMonitoreo del Equipo

MEDIOProtecciones NormalesProtecciones de Respaldo

Protecciones RápidasProtecciones de Respaldo

Protecciones RápidasProtecciones RedundantesProtecciones de Respaldo

BAJO Protecciones NormalesRespaldo del Sistema

Protecciones NormalesProtecciones de Respaldo

Protecciones RápidasProtecciones de Respaldo

Los costos de la falla corresponden a cada caso específico; pero, de manera referencial se puede mencionar lo siguiente:

Costos altos: Generadores de gran tamaño, Transformadores de gran tamaño,Equipos Compensadores Estáticos SVC

Costos medios: Generadores de tamaño mediano, Transformadores de tamañomediano, Reactores, Barras de Subestaciones, Líneas de Transmisión

Costos bajos: Líneas de Subtransmisión, Capacitores, Equipos de Alta Tensión(interruptores, transformadores de medida, etc.)

La probabilidad de ocurrencia se puede estimar de las estadísticas de fallas. En general, lasfallas más frecuentes ocurren en las líneas de transmisión. Una estadística de fallas del SEINmuestra que la mayor cantidad de fallas se presenta en el sistema de transmisión ydistribución. Ver tabla 1.2. Adicionalmente, se debe mencionar que las fallas más frecuentesson los cortocircuitos monofásicos a tierra. Ver tabla 1.3.

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

Área Eléctrica Generación Transmisión Total

Número de Fallas 299 318 617

Porcentaje 48.46% 51.54% 100.00%

Tabla 1.3 – Estadística de Tipos de Fallas en el SEIN

Monofásicas Bifásicas Trifásicas Total

100.00%

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1.3 Definición de un Sistema de Protección

1.3.1 Zonas de Protección

Para definir la protección del SEP se le divide en zonas, constituyéndose así un Sistema deProtección. En los límites de estas zonas de protección se instalan interruptores para aislar lasfallas y transformadores de tensión y corriente para detectar las respectivas tensiones ycorrientes en dichos límites, cuyas señales sirven para alimentar a los correspondientes relésde protección. De esta manera, al producirse una falla, los relés darán la orden de apertura delos correspondientes Interruptores aislando la zona fallada. Ver un caso sencillo en lafigura 4

La delimitación de las zonas es determinada por la ubicación de los transformadores de

corriente que son los elementos sensores de las corrientes que entran o salen a la zona de protección. Esta delimitación requiere de un traslape de las mismas con la finalidad de nodejar ninguna parte del sistema eléctrico sin protección. La aplicación típica viene dada segúnel esquema mostrado en lafigura 5

Figura 1.4 – Zonas de Protección

AL RELE ZONA 2

TRANSF DECORRIENTE

TRANSF DE INTERRUPTORCORRIENTE

AL RELE ZONA 1

Figura 1.5 – Traslape de las Zonas de Protección

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1.3.2 Componentes de los Sistemas de Protección

El Sistema de Protección queda constituido por el conjunto de las protecciones de las distintaszonas de protección como las que se han definido en la figura 1.4, en las cuales se puededistinguir los siguientes componentes:

1) Relés de Protección2) Interruptores de Potencia3) Transformadores de Tensión4) Transformadores de Corriente5) Enlaces de Comunicación entre los Relés de distintas estaciones6) Fuentes de Alimentación de los circuitos de protección

7) Cableado de ControlAl diseñar un Sistema de Protección se debe especificar todos estos componentes, de manerade obtener la mejor operación posible del Sistema de Protección. Estos trabajan como unconjunto, en el cual una deficiente operación de uno de ellos traerá como consecuencia unamala operación de todo el Sistema de Protección.

1.3.3 Concepción Sistémica de la Protección

El Sistema de Protección debe ser concebido para atender la posibilidad de una contingenciadoble; es decir, se debe considerar que es posible que se produzca un evento de falla en elSEP, al cual es posible le siga una falla del Sistema de Protección. Por tal motivo, se establece

las siguientes instancias:1. Protecciones Preventivas2. Protecciones Incorporadas en los Equipos3. Protecciones Principales4. Protecciones de Respaldo

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

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

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

• Dos relés de protección

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

Figura 1.6 –ProteccionesRedundantes

Sin embargo, a veces no es muy práctico duplicar todos los componentes y laduplicación es sólo parcial, por lo que debe ser efectuada en los elementos esenciales.

Por ejemplo: se puede tener un solo juego de transformadores de corriente, pero seemplea dos secundarios diferentes; y si sólo se emplea un secundario de lostransformadores de tensión, en este caso se puede hacer una duplicación parcialsegregando los circuitos en la salida de los transformadores de tensión.

Protecciones de RespaldoLas Protecciones de Respaldo constituyen la segunda instancia de actuación de la protección y deberán tener un retraso en el tiempo, de manera de permitir la actuaciónde la protección principal y/o secundaria en primera instancia. Este comportamientoimplica efectuar una Coordinación de las Protecciones a fin de obtener un mejordesempeño del Sistema de Protección. No se debe confundir a la Protección Secundaria con la Protección de Respaldo. La

Protección Secundaria debe diseñarse para actuar en primera instancia y no necesitaesperar a la Protección Principal. La Protección Secundaria no reemplaza a la

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

Tal como han sido definidas, la Protección Principal, la Secundaria y la de Respaldo deben sertres dispositivos distintos, de manera que la ausencia de un dispositivo puede ser causa de pérdida de la protección correspondiente; pero, nunca deberá causar la pérdida de las otras dos protecciones.

Para la definición de la Protección Principal, Secundaria y de Respaldo, la buena prácticarecomienda emplear equipos de modelos diferentes, de manera de asegurar la mejor operaciónde la protección mediante el empleo simultáneo de distintas metodologías de trabajo.

Por otro lado, una buena práctica de protección exige el uso de dispositivos de probadaconfiabilidad; por tal motivo, salvo casos especiales, no es recomendable el uso de

dispositivos de última tecnología o de modelos de equipos que aún no tienen experiencia en laindustria eléctrica.

1.4 Operación de los Sistemas de Protección

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

1.4.1 Relés de Protección como parte de automatismos de regulación

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

1.4.2 Niveles de actuación de los Relés de Protección

En el diseño de los Sistemas de Protección se puede aplicar niveles de actuación de los relésde protección. De esta manera se puede establecer por lo menos dos niveles básicos que son:

1) Alarma que corresponde a la actuación de los relés en forma preventiva antes de que sellegue a tener una situación inaceptable para la operación de un equipo y/o instalación.Esta alarma permite continuar con la operación sin restringir la disponibilidad de losmismos.

2) Disparo que corresponde a un segundo nivel de actuación y se ejecuta cuando se hallegado a una situación de:

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

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

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

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1.4.3 Recierre Automático

La apertura de los interruptores tiene por objetivo eliminar la falla; pero, como lo másfrecuente en el SEP son las fallas en las líneas de transmisión, que suelen ser de naturalezatemporal, una vez que se ha recuperado el aislamiento de la zona fallada, y transcurrido unlapso prudencial, es posible volver a energizar la instalación porque la falla ha desaparecido.Por tal motivo, es práctica frecuente, en la protección de las líneas de transmisión, efectuar unrecierre automático. Estos recierres pueden ser unipolares y/o tripolares.

Para el recierre se suele considerar un tiempo de espera que debe ser suficiente para permitirla extinción del arco en el lugar de la falla. La razón de hacer un recierre es que se consideraque la falla se ha producido en el aire donde el aislamiento es regenerativo; y enconsecuencia, una vez eliminada la alimentación a la falla se recupera las propiedades

aislantes y es posible proceder a la energización. En todos los casos, el tiempo del recierredebe ser menor que el tiempo crítico estimado para asegurar la estabilidad del sistema de potencia.

El procedimiento de recierre recomendado es el de seleccionar a un extremo para ser el primero en efectuar el recierre, al cual se le denomina “líder” y hacer que el otro extremohaga el recierre en segunda instancia, por lo que se le denomina “seguidor”. Se seleccionacomo “líder” al extremo más cercano a una central de generación; y en otros casos el extremocon mayor nivel de cortocircuito.

El extremo “líder” cierra en condición de línea muerta; es decir, sin tensión en la línea; encambio, el extremo “seguidor” debe cerrar con línea energizada, para lo cual debe efectuar

una supervisión de tensión trifásica para asegurar en lo posible el éxito del recierre.1.4.4 Apertura y Bloqueo

Cuando la falla se produce en una parte de la instalación donde se tiene aislamiento noregenerativo entonces se efectúa la apertura de los interruptores para aislar la zona protegida; pero, además, se hace un bloqueo del cierre para permitir la revisión del estado del equipo y laverificación de que el aislamiento está en condiciones de ser nuevamente energizado.

El procedimiento de disparo y bloqueo se utiliza en los casos de transformadores, reactores,capacitores, barras e interruptores.

1.5 Comportamiento de los Sistemas de Protección

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

A) SensibilidadEs la capacidad de detectar una falla por muy pequeña o incipiente que sea. La mayorsensibilidad viene a ser la capacidad para diferenciar una situación de falla con una situaciónde no existencia de falla.

B) SelectividadEs la capacidad de detectar una falla dentro de la zona de protección. La mayor selectividadviene a ser la capacidad de descartar una falla cercana a la zona de protección.

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

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

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

F) Capacidad de RegistroEs la capacidad de almacenar información relativa a la falla con la finalidad de proporcionardatos de las fallas.

1.6 Desempeño de la Protección

La confiabilidad de un elemento se define como la probabilidad de cumplir, dentro de un periodo, con sus funciones especificadas bajo ciertas condiciones operativas, las cuales hansido fijadas de antemano. En el caso de la protección debe considerarse que es un sistema queno está en permanente operación, sino que permanece a la espera de un evento para funcionar(“centinela silencioso”); en consecuencia, la confiabilidad se estima como la probabilidad delos eventos exitosos. Por esta razón la confiabilidad de la protección integra las características

de fiabilidad (de funcionar cuando le corresponde) y seguridad (de no funcionar cuando no lecorresponde).

1.6.1 Causas de las Fallas

Las Fallas en el SEP determinan la apertura de los interruptores correspondientes a la zonadonde se ha producido la falla. Estas son las fallas operacionales; pero, como se hamencionado, el sistema de protección también puede producir la apertura indeseada de losinterruptores sin que se haya producido una falla real en el sistema eléctrico. De manerasimilar, existen causas accidentales que determinan aperturas indeseadas, por lo que se puedeestablecer la siguiente categorización de las fallas por su origen:

A. Fallas No Controlables• Fallas de Equipos Principales (FEC)• Fallas por Fenómenos Naturales (FNA)

B. Fallas Controlables

• Falla del Equipo de Protección (FEP)• Fallas Humanas (FHU)• Fallas por acción de terceros (EXT)• Fallas No identificadas (FNI)

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1.6.2 Causas de Falla del Equipo de Protección

La operación incorrecta de la protección se debe a diversas causas que se deben investigar conla finalidad de mejorar su comportamiento. Las causas pueden ser clasificadas paraidentificar en lo posible a aquellas que son inherentes a los mismos equipos. Por tal motivo, sedebe diferenciar lo siguiente:

1) Falla de Diseño (FEP.D) Es una aplicación inapropiada de la protección: Por ejemplo, usar un relé que no esdireccional.

2) Falla en el Equipo (FEP.E) Es una falla debida al equipo propiamente dicho. Se produce porque el diseño o elfuncionamiento del relé determina la operación incorrecta.

3) Falla durante la Instalación o el Mantenimiento (FEP.I) Se refiere a conexiones erradas en la instalación. También cuando el relé no fue calibradocon los ajustes establecidos en los cálculos previos.

4) Falla en el Cálculo de Ajuste(FEP.A) Corresponde a un ajuste proveniente de un cálculo errado.

De acuerdo a lo definido, se puede establecer lo siguiente:

A FEP I FEP E FEP D FEP FEP .... +++=

1.6.3 Índice de Confiabilidad del Sistema de Protección

Para evaluar la confiabilidad de una protección se puede usar la probabilidad de unaoperación correcta que será:

Ni Nc Nc

Pc +=

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




Capítulo 2 REQUERIMIENTOS GENERALES DE LAS PROTECCIONES

Los requerimientos de protección que se presentan en el presente documento son aplicables alas nuevas instalaciones del SEIN; pero, también son aplicables a las futuras reposiciones ocambios de las protecciones existentes, Asimismo, las discrepancias entre los requerimientosestablecidos y las características de las protecciones existentes deben ser evaluadas caso porcaso, a fin de determinar la necesidad de una reposición.

2.1 Relés de Protección

Los relés de protección tienen por finalidad medir una señal o más señales de entrada de

tensión y/o de corriente, provenientes del SEP, con la finalidad de determinar si existe unacondición de falla en el sistema, de manera de activar una o más señales de salida.

Para cumplir con su finalidad, los relés de protección efectúan un procesamientoanalógico/digital de las señales de entrada y un cálculo numérico (5) de las mismas. El relé asídefinido es un elemento basado en un microprocesador, cuyo diseño debe poseer unaarquitectura abierta y utilizar protocolos de comunicación de acuerdo a las normasinternacionales, de manera de evitar restricciones a su integración con otros relés o sistemasde otros fabricantes.

Los relés de protección deben ser dispositivos de probada confiabilidad en el uso de protección de sistemas eléctricos; por tal motivo, salvo casos especiales, no es aceptable el

uso de dispositivos de última tecnología o de modelos de equipos que aún no tienenexperiencia en la industria eléctrica.

2.1.1 Características Funcionales

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

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

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

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

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

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

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

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

de tecnologías pasadas como los relés Electromecánicos o Estáticos.(6) Los relés deben ser apropiados para instalaciones de los SEP y no son aceptables relés de aplicacionesindustriales que no sean aptos para instalaciones de extra alta tensión.

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

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

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

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

2.3.2 Características requeridas por la Protección

Cada relé de protección será un dispositivo discreto multifunción. Un dispositivo solamente

podrá ser aplicado, como Protección Principal (primaria o secundaria), a una zona de protección. La Protección de Respaldo de una zona será un dispositivo separado de la protección principal.

Las funciones de protección incorporadas a cada relé de protección serán las apropiadas acada zona a ser protegida, según la buena práctica establecida. Su definición será efectuada para cada caso en particular.

Los relés de protección que estén expuestos a una pérdida accidental de las señales de tensión,deben poseer una supervisión de estas señales para su bloqueo de operación y alarma.

Los relés de protección deben ser capaces de operar recibiendo y/o entregando señalesdigitales, haciendo una lógica de decisión con ellas, de manera de optimizar sufuncionamiento.

Los relés de protección tendrán un tiempo total de actuación menor de dos ciclos (33 ms)hasta el envío de las señales de disparo a los interruptores.

Los relés de protección deben poseer contactos de salida con la suficiente capacidad paraoperar los circuitos de disparo de los interruptores asociados, de manera que no se requierarelés auxiliares que son causa de retardo de tiempo y una posibilidad de falla.

Los relés de protección deben poseer suficiente cantidad de contactos de salida para operar las bobinas de apertura de los tres polos del interruptor, o los dos interruptores( )7 si fuese el caso,de manera que no se requiera relés auxiliares que son causa de retardo de tiempo y una posibilidad de falla.

Los relés de protección deben poseer facilidades de comunicación local y remota concapacidad de acceso a todos sus datos, magnitudes de entrada, ajustes y registros de eventos.Una salida RS232 es necesaria para acceso a vía una PC.

Los relés deben poseer facilidades de comunicación dedicadas para un Sistema deSupervisión y Control (SCADA).

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

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2.3.4 Normas aplicables

Los Relés de Protección deben atender los requerimientos de las siguientes normas:

IEC 60255-5Electrical RelaysPart5: Insulation coordination for measuring relays and protection equipment –

Requirements

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

quantity of measuring relays

IEC 60255-22-1Electrical RelaysPart 22-1 Electrical disturbance test for measuring relays and protection equipment

1 MHz burst immunity test

IEC 60255-22-2Electrical RelaysPart 22-2 Electrical disturbance test for measuring relays and protection equipment

Section 2 – Electrostatic tests

IEC 60255-22-3Electrical Relays

Part 22-3 Radiated electromagnetic field disturbance test2.2 Interruptores

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


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

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

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

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

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

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2.2.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección

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

Tabla 2.1 – Tipos de interruptores según su aplicación

Aplicación 72.5 kV 45 kV 245 kV Muy alta tensiónLínea de

Transmisión Tripolar Uni/tripolar Uni/tripular Uni/tripularTransformadores

ReactoresCapacitores

Tripolar Tripolar Tripolar Tripolar

Asimismo, los interruptores serán capaces de efectuar recierres rápidos unipolares otripolares, según la siguiente secuencia: O - 0.3seg - CO – 3min - CO

Por confiabilidad, todos los interruptores estarán dotados de dos bobinas de apertura en cadamecanismo de mando; en consecuencia, si el interruptor es de operación unipolar se tendrádos boninas en cada polo, con circuitos de control independientes.

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

Tabla 2.2 – Tiempos de interrupción de cortocircuitos

Nivel de Tensión Tensiones Tiempos de InterrupciónMuy Alta Tensión 550 kV – 362 kV 2 ciclos = 33 ms

Alta Tensión 245 kV - 145 kV 3 ciclos = 50 ms

Media y Alta Tensión 72.5 kV – 52 kV - 36 kV 4 ciclos = 67 ms


Los interruptores deben atender los requerimientos de las siguientes normas:

IEC 62271-100High-voltage switchgear and controlgearPart 100: High-voltage alternating-current circuit-breakers

IEC/TR 62271-308High-voltage switchgear and controlgearPart 308: Guide for asymmetrical short-circuit breaking test duty

IEC/TR 62271-310High-voltage switchgear and controlgearPart 310: Electrical endurance test for circuit-breakers of rated voltage 72.5 kV and above

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IEC/TS 62271-233High-voltage alternating-current circuit-breakersInductive load switching

IEC/TS 62271-633High-voltage alternating-current circuit-breakersGuide for short-circuit and switching test procedures for metal enclosed and dead tank

2.3 Transformadores de Tensión

Los Transformadores de Tensión tienen por finalidad proporcionar a los relés de protecciónuna onda de tensión igual a la que está presente en el sistema de potencia, pero de un valorreducido en su magnitud con una proporción fijada de antemano.

Para aplicación de media tensión se podrá usar transformadores de tensión del tipo inductivos; pero en alta y muy alta tensión se usarán transformadores de tensión capacitivos.


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

• Entregar la onda de tensión reducida con una precisión que no será menor del 3% enninguna circunstancia, aún cuando se tenga sobre tensiones.

• Entregar una onda de tensión que no debe ser distorsionada por la componente decorriente continua de la corriente de cortocircuito.• Deberán tener una adecuada respuesta frente a transitorios, de manera de nodistorsionar la onda de tensión que se entrega a los relés de protección.

• No deberán ocasionar fenómenos de ferrorresonancia por oscilaciones de bajafrecuencia en el sistema.


Los Transformadores de Tensión tendrán dos secundarios para ser utilizados por los circuitosde protección: uno para la Protección Primaria y el otro para la Protección Secundaria.

La clase de precisión mínima debe ser del 3% para 1.5 veces la tensión nominal

Para asegurar un buen comportamiento en transitorios, los Transformadores de TensiónCapacitivos deberán tener Extra Alta Capacitancia según se indica:

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


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

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ANSI/IEEE C57.13Standard Requirements for Instrument Transformers

ANSI C93.3.1Requirements for Power-Line Carrier Coupling Capacitors and Coupling Capacitor VoltageTransformers (CCVT)

2.4 Transformadores de Corriente

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


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

• Entregar la onda de corriente reducida con una precisión que no será menor del 5% enninguna circunstancia, aún cuando se tenga elevadas corrientes como las que fluyendurante un cortocircuito.

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

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

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

remanente que pudiere presentarse en su operación.


Los Transformadores de Corriente tendrán dos secundarios para ser utilizados por loscircuitos de protección: uno para la Protección Primaria y el otro para la ProtecciónSecundaria. La clase de precisión mínima debe ser del 5% para 20 veces la corriente nominal

Los Transformadores de Corriente serán dimensionados según los niveles de cortocircuitodefinidos para el sistema de acuerdo a lo que se indica en la siguiente tabla:

Tabla 2.3 - Corriente Nominal de los Transformadores de Corriente

Corriente de Cortocircuitodel Sistema de Potencia [kA]

Corriente Nominal mínima delTransformador de Corriente [A]

40 1600 – 2000

31.5 1250 - 1600

25 1000 - 1250

16 600 - 800

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

IEC 60044-1Instrument transformersPart 1: Current transformers.

IEC 60044-6Instrument transformersPart 6: Requirements for protective current transformers for transient performance.

2.5 Enlaces de Comunicaciones

Los Enlaces de Comunicación de Teleprotección tienen por finalidad comunicar a los relés dedos subestaciones que se encuentran en los extremos de una línea de transmisión. Estosenlaces sirven para establecer una lógica en la operación de los relés sobre la base de lainformación recibida del extremo remoto.


Para cumplir con su propósito, los Enlaces de Comunicaciones deben cumplir con lossiguientes requisitos funcionales:

• Transmitir las señales en condiciones adversas de señal/ruido debido a la presencia delas líneas de alta tensión energizadas a 60 Hz, las cuales están además expuestas a

cortocircuitos a tierra, así como a descargas atmosféricas.• Transmitir las señales en condiciones adversas incluyendo la posibilidad de ruptura deuno de los conductores de la línea de alta tensión.

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

2.5.2 Características requeridas por los Sistemas de Protección

Los Enlaces de Comunicaciones serán de los siguientes tipos: Onda Portadora, Fibra Óptica,Microondas y Radio Digital.

Se requiere por lo menos dos canales de teleprotección con frecuencias de operacióndiferentes: uno para la Protección Primaria y otro para la Protección Secundaria. En total setendrá un mínimo de cuatro señales de teleprotección.

La utilización de sistemas de transferencia de disparo directo será efectuando la utilización dedos señales en paralelo, una en cada uno de los dos canales de frecuencia diferentes.


IEC 60834-1Teleprotection equipment of power systems – Peformance testingPart 1 Command systems

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IEC 60834-1Peformance and testing of teleprotection equipment of power systemsPart 2 Analogue comparison systems

2.6 Fuentes de Alimentación Auxiliar

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


Para cumplir con su propósito, las Fuentes de Alimentación auxiliar deben cumplir con lossiguientes requisitos funcionales:

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

• Ser insensible a los transitorios que se pueden presentar en el SEP.


Las fuentes de alimentación de los Sistemas de Protección serán del tipo: Batería –Rectificador en carga flotante. El sistema será de polos aislados de tierra.

Se debe considerar dos Sistemas de Corriente Continua: uno para la Protección Primaria yotro para la Protección Secundaria.

Se debe disponer de una supervisión permanente de los circuitos de protección, incluyendolos relés, apertura y cierre de interruptores, equipos de teleprotección, de manera de señalizary dar alarma ante una falta de suministro.


IEEE Std 450Maintenance, Testing and Replacement of Large Stationary Type Power Plant and SubstationLead Storage Batteries

IEEE Std 484Large Lead Storage Batteries for Generating Stations and Substations

ANSI C34.2Semiconductor Power Rectifiers

2.7 Cableado de Control

El Cableado de Control tiene por finalidad interconectar los Transformadores de Tensión yCorriente con los Relés de Protección, así como los Relés de Protección con los Interruptores.


Para cumplir con su propósito, el Cableado de Control debe cumplir con los siguientesrequisitos funcionales:

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

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


Se debe considerar el cableado independiente de Protección Primaria y otro para la ProtecciónSecundaria. Es decir, se debe utilizar dos cables independientes del tipo apantallado, por lomenos para las siguientes conexiones:

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


IEC 60227-7Test for electric cables under fire conditions – Circuit integrityPart 7 Flexible cables screened and unscreened with two or more conductors

IEC 60331-31Test for electric cables under fire conditions – Circuit integrityPart 31 Procedures and requirements for fire with shock – Cables of rated voltage up

to and including 0.6/1 kV

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

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Capítulo 3 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARALAS CENTRALES ELECTRICAS.

3.1 Criterios Generales

Tal como ha sido definido, el SEP tiene por finalidad garantizar el suministro regular deenergía eléctrica cumpliendo con los niveles de calidad establecidos en la norma técnicacorrespondiente. Esto representa un reto ya que se debe mantener la continuidad del servicio, pero respetando las tolerancias en los niveles de tensión, frecuencia, contenido de armónicosy/o flicker que se produzcan.

Como se ha explicado, el SEP puede ser sometido a solicitaciones de sobretensiones y/osobrecorrientes que pueden producir oscilaciones de las máquinas, las cuales debenamortiguarse; para no afectar su estabilidad y evitar la desconexión de las mismas, con lo cualse deja de atender la demanda. Por tanto, en las centrales eléctricas se requiere contar con unsistema de protección que permita:

1. Aislar las Fallas en las instalaciones tan pronto como sea posible.

2. Detectar las condiciones anormales de operación del sistema y tomar las acciones preventivas que permitan minimizar su impacto en los equipos de la central.

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

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

3.2 Esquemas Eléctricos de las Centrales de Generación

La selección de la protección de una central está determinada por su esquema eléctricogeneral, el cual establece no solamente su conexión a los motores primos (sean máquinashidráulicas o térmicas) y sus auxiliares, sino fundamentalmente su conexión al SEP.Adicionalmente, se debe considerar que la operación de las centrales tiene un procedimientode arranque y parada, los cuales no son simples conexiones o desconexiones del SEP. Portanto, la selección de uno de estos esquemas depende de los criterios de diseño del proyecto yde la operación prevista para la central, incluyendo la posibilidad de arrancar sin necesidaddel sistema (blackstart).

En lo que respecta al sistema de protección de un generador, se debe considerar que suactuación ocasionará una parada de emergencia del mismo, lo cual incluye la apertura

inmediata de su conexión al SEP y la parada del respectivo motor primo.

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En función de lo expuesto, con la finalidad de establecer un marco de referencia al sistema de protección, se presenta los esquemas unifilares o configuraciones de las unidades degeneración que son los más usados.

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

BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA ELECTRICO

Figura 3.1 – Esquema Unifilar de Unidad Generador – Transformador

B) Conexión de dos Generadores con un Transformador de PotenciaSe tiene dos generadores, cada uno con sus auxiliares, los cuales se conectan a untransformador elevador que tiene tres devanados: dos de baja tensión para los generadores yun tercero de alta tensión, el cual se conecta al SEP. En este caso, se puede tener o noInterruptores de Grupo entre los generadores y el transformador de potencia.

BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE POTENCIA

Figura 3.2 – Esquema Unifilar de dos Generadores con un Transformador

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

BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE POTENCIA

Figura 3.3 – Esquema Unifilar de Generadores y un Transformador

3.3 Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación

3.3.1 Fallas por Cortocircuito en un Generador

Los Cortocircuitos en un Generador pueden ser entre fases, entre espiras o de un contacto atierra.

a) Cortocircuito entre fases y contacto a tierra

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAEsta falla se produce por contacto entre los bobinados cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico del mismo. Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en la máquina.

PRINCIPIO DE DETECCIONPara la detección de la falla se utiliza el principio diferencial que permite determinar ladiferencia en las corrientes de entrada y salida del elemento protegido. Para ello se debe medirla corriente de cada fase a la entrada y la salida del generador constituyendo una proteccióndiferencial (87). Asimismo, la diferencia de la corriente residual con la corriente en el neutro puesto a tierra del generador permite una protección diferencial restringida a tierra (87GN).Ver la figura 3.4.El Relé de Protección Diferencial calculará la diferencia de las corrientes en cada fase, lo que permitirá determinar que existe una falla entre fases. De la misma manera, la evaluación de la

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diferencia entre la suma de las corrientes de fase a la salida del generador y la corriente en elneutro permitirá determinar que hay una falla a tierra.

Figura 3.4 – Esquema de la Protección Diferencial

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

Figura 3.5 –Operación de la Protección Diferencial

Para una correcta aplicación, se define una característica con tres zonas de operación para

tener en cuenta lo siguiente:

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

• sible error por las diferentes relaciones de

• los transformadores de

• para corrientes diferenciales elevadas que

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION ptor del grupo y se debe hacer una

l tipo de falla y de la fase fallada si fuese el caso.

) Cortocircuito entre espiras

ESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAlamiento o se produce algún daño físico del

RINCIPIO DE DETECCION (87GTT) bobinado en cada fase y no será posible tener una

ISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION ptor del generador y se debe hacer

de falla y de la fase fallada.

.3.2 Falla a Tierra en las instalaciones a la tensión de generación

ESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAa en el propio generador o cualquier punto

ón de la misma y hasta causar

en las corrientes de fase como consecuencia de las corrientes de magnetización. Estodetermina una zona de pendiente cero.Se debe tener en cuenta cualquier potransformación de los transformadores de corriente. Esto determina una zona, hastaaproximadamente la corriente nominal del generador, con una pendiente para tomaren cuenta estos errores. Valores entre 10% - 20% son usuales.Se debe considerar cualquier error debido a la operación decorriente en su zona de saturación. Para ello se debe considerar una falla externacercana al generador. Esto determina una tercera zona con una pendiente que impidacualquier falsa operación por esta causa.Una cuarta zona se puede considerarcorresponden a fallas en bornes del generador. Este criterio se aplica para corrientesdiferenciales entre el 300% - 700% de la corriente nominal.

Al producirse una falla se debe dar la apertura del interru parada de emergencia del motor primo.Es necesario contar con la indicación de b DEsta falla se produce cuando se pierde el aismismo y ocasiona un cortocircuito entre espiras. Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar un incendio en la máquina.

PLa mayoría de los Generadores tiene un protección dedicada a esta falla, la cual requiere, para su detección, que el generador tenga por lo menos dos bobinados en cada fase. Un bobinado dividido en dos partes igualessignifica que se tiene corrientes iguales en cada rama en paralelo; luego, una diferencia enestas corrientes indica que hay una falla entre espiras.

DAl producirse una falla se debe dar la apertura del interruuna parada de emergencia del motor primo.Es necesario contar con la indicación del tipo 3 DEsta falla se produce por contacto a tierra seexterno en el sistema conectado a la tensión del generador como son los bobinados de mediatensión del Transformador de Potencia y del Transformador de Servicios Auxiliares, así comotodas las conexiones en media tensión existentes en la Central.Como consecuencia de la falla se puede producir una propagaciincendio en las instalaciones.

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PRINCIPIO DE DETECCIONmedir la corriente que fluye por el neutro del generador,

una Resistencia se puede medir la

Para la detección de esta falla se debela cual se usa directamente como indicador de falla; o alternativamente, se mide la tensión queesta corriente determina en el neutro del generador, de acuerdo a la configuración que se hayadefinido para la puesta a tierra del neutro del generador.Si se tiene Puesta a Tierra de Baja Impedancia conCorriente Homopolar; pero, si se tiene una Puesta a Tierra de Alta Impedancia con unTransformador se puede medir la tensión que se genera en una Resistencia de Cargaconectada en su secundario; e incluso, se puede medir la corriente en este circuito secundario.Ver la figura 3.6.

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

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION ptor del grupo y se debe hacer una

l tipo de falla.

.3.3 Fallas por Cortocircuito en un Transformador de Potencia

ESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA binados cuando se pierde el aislamiento o se

RINCIPIO DE DETECCIONutiliza el principio diferencial que permite determinar la

pero, se debe considerar que

• Existen diferentes relaciones de transformación en el lado de alta y baja tensión que

• ente de inserción,la cual sirve para magnetizarlo y provoca una fuerte diferencia de corrientes entre

Al producirse una falla se debe dar la apertura del interru parada de emergencia del motor primo.Es necesario contar con la indicación de 3 DEsta falla se produce por contacto entre los bo produce algún daño físico del mismo. Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en la máquina.

PPara la detección de la falla sediferencia en las corrientes de entrada y salida del elemento protegido. Para ello se debe medirla corriente de cada fase a la entrada y la salida del Transformador, así como la corrienteresidual en el neutro del lado de alta tensión. Ver la figura 3.4.El principio es el mismo que el descrito para el Generador;existen varios aspectos adicionales que son:

hay que homogeneizar; pero, sobre todo, la relación no es siempre la misma si setienen diferentes tomas o gradines (taps) en el lado de alta tensión.

Al momento de su energización el transformador tiene una alta corri

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ambos extremos de la zona protegida. También existe una pequeña corriente demagnetización permanente que implica una pequeña diferencia, la cual es tambiénconstante, pero no es por causa de una falla.Debido a las distintas conexiones trifásicas en el lado de alta tensión, se tiene undesfasaje de las corrientes en ambos extrem

•os de la zona protegida que es causa de

Figura 3.7

del Transformador de

una diferencia en los valores instantáneos de las corrientes.

Protección Diferencial

Potencia

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCIONl producirse una falla se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al mismo tiempo se

imo (o de los motores primos) que

na falla en el Transformador de Servicios Auxiliares afectará directamente al Generador pornando una alta corriente de falla. En cambio,

ara la detección de fallas en el Transformador de Servicios Auxiliares se puede utilizar elalternativamente se puede considerar una Protección

l producirse una falla en el Transformador de Servicios Auxiliares se debe dar la aperturadebe proceder con una parada de

Adebe proceder con una parada de emergencia del motor pr sean impedidos de seguir entregando energía al sistema como consecuencia de la desconexióndel sistema.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada si fuese el caso.

3.3.4 Fallas por Cortocircuito en los Servicios Auxiliares

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAUestar conectado directamente al mismo ocasiouna falla en los circuitos de los auxiliares será de un valor reducido por la impedancia delTransformador de Servicios Auxiliares. Por tal motivo, por su relevancia, lo importante es proteger a este Transformador.

PRINCIPIO DE DETECCIONPmismo principio diferencial; oDiferencial de Unidad que incluya al Generador, el Transformador de Potencia y alTransformador de Servicios Auxiliares. Ver la figura 3.8.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCIONAdel lado de alta tensión del grupo; y al mismo tiempo, seemergencia del correspondiente motor primo.

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

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Figura 3.8Protección del

Tra densformadorServiciosAuxiliares

3.3.5 Fallas por Cortocircuito en Barras

os cortocircuitos en las Barras de Alta Tensión afectarán directamente todos los Generadorescorriente de falla. Como la falla se produce en

a detección de la falla se efectúa mediante el principio diferencial. Si se tiene doble barra, se

lada para proceder a aislar sólo la barra fallada.

IZACION DE LA PROTECCIONAl producirse una falla se debe desconectar todos los grupos conectados a la barra fallada. Por

la energía en dos bloques a fin de

3.4

os cortocircuitos externos afectan a los Generadores en la medida que no sean despejados en judiciales a las máquinas, a medida que se

as Barras a las cuales se conecta la Central cuentan con una protección especial; de la mismansmisión a la salida de la Central cuentan con sus respectivas

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLALconectados a dicha barra, ocasionando una altaun aislamiento en aire no se produce mayores daños en la instalación; pero, las altas corrientesde cortocircuito ocasionan exigencias térmicas y mecánicas en los generadores.

PRINCIPIO DE DETECCIONL

debe poder identificar la barra falEn el capítulo de Protección de las Subestaciones se explica con mayor detalle la ProtecciónDiferencial de Barras.

DISPAROS Y SEÑAL

tal motivo, si la Central tiene doble barra debe despachar evitar una salida de servicio de toda la central.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada si fuese el caso.

Requerimientos de Protección por Condiciones Anormales del Sistema

3.4.1 Cortocircuito externo a la CentralDESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLALun tiempo corto. Estas fallas serán más per encuentren más cerca de la Central; y en este caso, provocarán un perfil de tensiones hastacero en el punto de falla. Esto significa que en los bornes mismos del Generador se tendráuna tensión reducida por la caída de tensión en la impedancia propia de la máquina.

PRINCIPIO DE DETECCIONLmanera, todas las Líneas de Tra protecciones con suficiente redundancia y respaldo, por lo que no es necesaria ninguna protección dedicada adicional. Sin embargo, como complemento, se considera lo siguiente:

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• Un Relé de Mínima Impedancia (21) que permita eliminar el aporte de cada máquiáquinaa la falla cuando no haya sido despejada por las protecciones de las Barras. También

Figura 3.9 – Protecciones contra Cortocircuitos

naa la falla cuando no haya sido despejada por las protecciones de las Barras. También


se emplea, como alternativa, un Relé de Sobrecorriente con aceleración por reducciónde la tensión (Overcurrent with Voltage Restraint). En la figura 3.9 se muestra lasconexiones de estos relés.

se emplea, como alternativa, un Relé de Sobrecorriente con aceleración por reducciónde la tensión (Overcurrent with Voltage Restraint). En la figura 3.9 se muestra lasconexiones de estos relés.

• Un Relé de Sobrecorriente (51) en el punto conexión al sistema de potencia; es decir,en el lado de alta tensión del Transformador de Potencia con la finalidad de eliminar


el aporte de cada máquina a la falla cuando no haya sido despejada por las protecciones de las Barras o de las Líneas, según sea el caso. Este Relé se puedecomplementar con un Relé de Sobrecorriente a Tierra (51N) en el neutro delTransformador de Potencia. Ver Figura 3.9. Las corrientes que miden estos relés sonel aporte del grupo generador a las corrientes de falla, ya que la corriente de falla totaltiene el aporte de las varias contribuciones del sistema como se puede ver en la figura3.10.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCIONl producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al

ncia del motor primo.Amismo tiempo se debe proceder con una parada de emergeEs necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseados que hayansido alcanzados.

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3.4.2 Sobrecarga

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAnerador se produce como parte de su normal operación y tiene como

mitación su propia capacidad. En la sobrecarga se debe considerar la potencia aparente queva. Para ello, se definen dos niveles:

áquina.

La sobrecarga de un Geliesta vinculada a la potencia total, activa y reacti

• El funcionamiento a régimen nominal que incluye la posibilidad de una sobrecarga permanente. Bajo esta condición el grupo puede admitir una sobrecarga, pero que nosuele usarse porque corresponde a una exigencia que acorta la vida útil de la m

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

Tabla 3.1 – Capacidad de Sobrecarga de Generadores

Corriente (% de In) 226 154 130 116

Tiempo (segundos) 10 30 60 120

PRINC NPara la dete se establece na caracterí ca de corrie mpoebajo de la establecida por la norma y se verifica que no se exceda este límite.

eración de la máquina existe una carga variable por lo que el

ernamente se

tensión y alismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo.

e los valores indeseados que hayan

ESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAn e pueden ocasionar corrientes desiguales en las tres fases de

n Generador. La causa más común son las asimetrías como son las cargas no balanceadas,una fase.

IPIO DE DETECCIOcción de una sobrecarga u sti nte – tie

dSe debe considerar que en una op

estado de la máquina no será el mismo al tomar una sobrecarga habiendo estado a mediacarga nominal que después de estar operando a plena carga. Por tal motivo, modemplea un Relé que hace el seguimiento de la curva de carga del fabricante de la máquina, demanera que cuando la medida de la intensidad supera la máxima permanente se inicia unconteo proporcional a la constante de calentamiento y con un totalizador proporcional al punto de la curva que se haya alcanzado. Si desaparece la sobrecarga, se inicia un conteohacia atrás. Este Relé permite obtener características de disparo por altas temperaturas en elestator y el rotor, mediante la simulación de la evolución térmica de la máquina.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCIONAl producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de altamEs necesario contar con la indicación del tipo de falla y dsido alcanzados.

3.4.3 Carga No Balanceada

DHay u a serie de condiciones quulas líneas no transpuestas o circuitos abiertos enEn todos los casos se producen corrientes de secuencia negativa que provocan corrientes en lamáquina del doble de la frecuencia nominal. Estas corrientes por su alta frecuencia puedenocasionar altas y peligrosas temperaturas en corto tiempo.

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PRINCIPIO DE DETECCIONPara la detección de esta condición anormal del sistema se mide la corriente de secuenciaegativa con la finalidad de determinar si supera los límites definidos en la norma ANSI50.13 que están indicados en la tabla 3.2.stos límites son válidos siempre que la corriente máxima del Generador no supere el 105%

o se sobrepase la potencia nominal.

nCEde su valor nominal; y además, n

Tabla 3.2 – Corriente de Secuencia Negativa Admisible

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

Refrigeración indirecta 10

0 – 960 MVA 8960 – 1200 MVA 6

RotorCilíndrico Refrigeración

directa1201 – 1500 MVA 5

Con arrollamiento amortiguador 10Polos SalientesSin arrollamiento amortiguador 5

Para la verificación d ímites se ecuencia Negativa con umbrales detiempo; o alternativam tiempo inverso DISPAROS Y SEÑA ON

l producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y aleseados que hayan

do alcanzados.

del Generador puede ser causada por tiempos prolongados de despeje dellas, baja tensión del sistema, baja excitación de la máquina, alta impedancia entre el

s de desconexión de líneas. Cuando unenerador pierde sincronismo resultan altos picos de corriente o una operación de

solicitaciones a los arrollamientos, torques

erador, se requiere una protección

e estos l utiliza un Relé de Sna característica deente, se utiliza u .

LIZACION DE LA PROTECCI

Amismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indsi 3.4.4 Pérdida de Sincronismo del Generador

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLALa inestabilidadfagenerador y el sistema, así como por maniobraG

desplazamiento de la frecuencia que causa pulsantes en la máquina y hasta puede producirse una resonancia que es potencialmente peligrosa para el Generador. Para minimizar la posibilidad de daño por esta causa, elGenerador debería ser desconectado sin demora, preferentemente durante el primer ciclo deldeslizamiento o la condición de Pérdida de Sincronismo.El Relé de Pérdida de Excitación, por su característica de Impedancia, puede proveer algúngrado de protección para esta condición indeseada; pero, no puede detectar la Pérdida deSincronismo bajo todas las condiciones de operación del sistema. En consecuencia, si duranteuna Pérdida de Sincronismo el centro eléctrico está ubicado en la región que comprende laimpedancia del Transformador de Potencia y el Gendedicada a la Pérdida de Sincronismo de la máquina.

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PRINCIPIO DE DETECCIONPara detectar la Pérdida de Sincronismo se debe analizar la variación de la impedancia parente como es vista en los terminales de los elementos del sistema. Durante una Pérdida deincronismo entre dos áreas o entre un Generador y un Sistema, la impedancia aparenteomo es vista en una línea o en los terminales del generador) variará como una función de la

sistema, y la separación angular entre los sistemas.

a trifásica

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

aS(cimpedancia del generador y delEn la figura 3.11 se muestra, para una pérdida de sincronismo del generador, la variación de laimpedancia como es vista desde los terminales de la máquina para tres diferentes impedanciasdel sistema. El punto P es la impedancia de carga inicial, el punto S es la impedancia almomento del cortocircuito y el punto R es la impedancia al instante de despejar la falla. Entodos los casos, la inestabilidad fue causada por el prologado despeje de una fallcercana a los bornes del lado de alta tensión del transformador elevador. Los lugaresgeométricos de la variación de la impedancia son aproximadamente circulares que se muevenen el sentido contrario a las manecillas del reloj.

El esquema básico para la detección de la pérdida de sincronismo de un generador es unodenominado de simple anteojera (single blinder scheme) y está constituido por un Relé concaracte e visera. Deesta tecta que el lugar geométrico de la impedancia aparente atraviesasta zona es porque se produce la pérdida de sincronismo, conforme se puede apreciar en la

ue hayan sidolcanzados.

rística Mho que se utiliza con dos recortes laterales (blinders) a manera dmanera, cuando se de

efigura 3.12. Si se produce una entrada parcial; es decir, que no atraviesa esta zona, es porquese trata de una oscilación de potencia que no implica pérdida de sincronismo.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCIONAl producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y almismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores q a

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igura 3.12squema de Protección deérdida de Sincronismoingle Blinder Scheme

FEPS

3.5 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de los Equipos

3.5.1 Sobretensiones del Generador

ESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAlocidad nominal; y

ajo esta condición, la relación Tensión/Frecuencia (V/Hz) puede no ser excesiva, pero lae superar los límites permisibles por la máquina. En

eneral, este no es un problema de las máquinas térmicas porque sus sistemas de control derespuesta; pero, suele presentarse en los

de Tensión ajustado a los límites

ISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCIONeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al

os) que sean impedidos de seguir entregando energía al sistema comoonsecuencia de la desconexión del sistema.

los valores de tensión alcanzados.

rtisfactoriamente a su potencia nominal, frecuencia y factor de potencia, considerando las

• Con la relación Voltios/Hertz no mayor de 1.05

%• Con la Frecuencia de al menos el 95% de la nominal

DUn rechazo de carga puede embalar a la máquina hasta el 200% de su ve btensión generada en forma sostenida puedgvelocidad y de tensión tienen una rápidahidrogeneradores en los cuales puede ocurrir una Sobretensión sin necesidad de exceder loslímites de la relación Tensión/Frecuencia de la máquina.También puede presentarse una Sobretensión si hubiese un funcionamiento anormal o unafalla del Regulador de Tensión.

PRINCIPIO DE DETECCIONPara detectar la condición indeseada se utiliza un Relé permisibles.

DAl producirse esta condición indmismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo (o de losmotores primcEs necesario contar con la indicación del tipo de falla y de

3.5.2 Sobreexcitación del Generador y/o Transformador

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLALas normas ANSI para Generadores y Transformadores establecen que deben operasasiguientes condiciones simultáneas:

• Con un Factor de Potencia mayor del 80

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Cuando la relación Voltios/Hertz supera el valor de 1.05 se produce un incremento del FlujoMagnético de diseño de la máquina; y si es mayor, se puede producir la saturación del núcleomag ti n calentamientos excesivos en elGen d una falla del aislamiento.Una a ación del Generador durante el

rranque y la Parada donde se tiene frecuencias reducidas. También se puede producir una

ISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCIONl producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al

con una parada de emergencia del motor primo.

un motor síncrono que mueve al motor primo. Esta circunstancia se puede

roducir como consecuencia de la pérdida de energía en el motor.iento de la máquina afecta de manera diferente a losistintos motores primos, según su naturaleza, como se indica:

urbinas de vapor y de gas los efectos de la

adas, las Francis son menos

sistema cuando se produce lasinc iduranteindesea uina.

PRINCI

ISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCIONeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al

né co. Como consecuencia de ello, se produceera or y/o Transformador, lo que puede causarc usa de la excesiva relación Voltios/Hertz es la oper

ASobreexcitación cuando se produce un rechazo de carga, el cual deja conectadas a la Central alas Líneas de Transmisión en vacío.

PRINCIPIO DE DETECCIONPara detectar esta condición indeseada se mide la relación Voltios/Hertz. Se puede establecerumbrales de actuación o adoptar una característica de tiempo inverso.

DAmismo tiempo se debe procederEs necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseados que hayansido alcanzados.

3.5.3 Motorización del Generador

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLALa motorización del generador ocurre cuando la máquina recibe energía activa del sistema yse comporta como

pEsta condición indeseada de funcionamd

• Entre las máquinas térmicas, en las tmotorización provocan mayores perjuicios. En los motores diesel existe el peligro deexplosión.

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

Se debe considerar que el Generador puede recibir energía delron zación de la máquina con el sistema; es decir, se puede llegar a una motorización

esta maniobra. Sin embargo, esta es una situación transitoria y no es una condiciónda de la máq

PIO DE DETECCIONPara detectar la motorización se utiliza un Relé Direccional de Potencia, el cual debediscriminar la condición indeseada de aquella que es momentánea debido a posiblesoscilaciones de potencia como ocurre durante la sincronización de la máquina.

DAl producirse esta condición indmismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseados que hayansido alcanzados.

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3.5.4 Pérdida de Excitación del Generador

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAa pérdida de excitación de un Generador puede ser causada por diversas circunstancias comon: falla del sistema de excitación, pérdida de suministro al circuito de excitación, apertura

ccidental del interruptor de campo, o cuando se abre el circuito de excitación.ualquiera que sea la causa, una pérdida de excitación constituye una condición indeseada

uina, ya que el Generador empieza a tomarotencia reactiva del sistema y tiende a embalarse. Esta situación será más crítica cuanto

ndo; y en el caso de haber estado operando a

stema.

cia seueve al punto D; en cambio, el punto E representa la operación al 30% de la carga y al

cia se mueve al punto G.

de Excitación

LsoaCque puede afectar al sistema y a la misma máq pmayor haya sido la potencia que estuvo genera plena carga, las corrientes en el estator y el campo pueden llegar a ser el doble de los valoresnominales, con los consiguientes mayores esfuerzos térmicos y mecánicos. Además de ello, alembalarse el Generador es probable que se pierda el sincronismo, afectando al si

PRINCIPIO DE DETECCIONPara detectar esta condición indeseada lo más usual es medir la Impedancia del sistema en los bornes del Generador con la finalidad de determinar si la máquina se comporta como unaReactancia Capacitiva.En la figura 3.13 se muestra la variación de la Impedancia vista en los bornes del Generador.El punto C representa la operación a plana carga y al perderse la excitación la Impedanm perderse la excitación la Impedan

Figura 3.13Comportamiento de la

Impedancia con la Pérdida

En función de lo expuesto, la protección se realiza con un Relé Mho, desplazado del origen unvalor igu tancia Transitoria del Generador, con dos zonas de operación.Para m 14.

al a la mitad de la Reacayor detalle, ver la figura 3.

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Figura 3.14Protección de Pérdida deExcitación del Generador

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCIONAl producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y almismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla.

3.5.5 Frecuencias anormales en el Generador

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLALa operación de los Generadores a frecuencias anormales resulta generalmente de rechazos decarga total o parcial, lo cual produce sobrefrecuencia; o de sobrecarga, lo que produce bajade frecuencia.La situación más crítica corresponde a la sobrecarga que reduce la frecuencia, lo que ocasionauna reducción de la capacidad de suministro del grupo generador. Esta reducción es en ciertamedida, proporcional a la reducción de la frecuencia y ocurre precisamente cuando el grupoesta siendo sobrecargado.

PRINCIPIO DE DETECCIONPara detectar esta condición indeseada se mide la frecuencia de operación con la finalidad dedeterminar la capacidad admisible de la máquina. En la figura 3.15 se muestra una curvatípica de la capacidad de generación a frecuencia reducida

MFR2 y MFR1 son curvas parageneradores de dos polos y cuatro polos

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

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

3.6 Falla de Interruptor

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLACuando un Relé de Protección ha dado la orden de apertura de un Interruptor existe el peligrode que no se produzca la apertura del circuito por falla del Interruptor en efectuar dichamaniobra. En esta situación, dada la condición de falla, no se debe demorar la apertura delcircuito, por lo que es necesario un esquema de protección para prevenir la Falla del

Interruptor. Esta falla se puede producir por diversas razones como son:• Falla del cableado de control• Falla de las Bobinas de Apertura• Falla del mecanismo propio del interruptor• Falla del Interruptor al extinguir el arco dentro del equipo

PRINCIPIO DE DETECCIONEl principio de detección se basa en la medición de la corriente que circula por el interruptor,la cual debe ser cero al haberse efectuado la apertura exitosa del circuito, después de unmando de apertura por protecciones.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCIONAl producirse una Falla de Interruptor se debe proceder de la siguiente manera:• En primera instancia se debe efectuar una orden de apertura a ambas Bobinas de

Apertura del Interruptor.• En segunda instancia se debe proceder con la apertura de los Interruptores vecinos de

manera que se pueda obtener la apertura del circuito deseado, al mismo tiempo que seconsigue aislar al Interruptor fallado.

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

3.7 Definición de las Protecciones en las Centrales Eléctricas

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

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

Asimismo, las protecciones serán segregadas para distinguir lo siguiente:

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

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

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Las Protecciones de Falla de Interruptor se aplicarán junto con la Protección de Barras. Si nohubiese esta protección, por la naturaleza del sistema de barras, su aplicación será parte de laProtección de Respaldo de cada equipo.

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

Sistema 1 de Corriente Continua Rectificador-Batería• Protecciones Propias de los Equipos• Protecciones Principales• Falla interruptor

Sistema 2 de Corriente Continua Rectificador-Batería

• Protecciones Redundantes• Protecciones de Respaldo• Falla interruptor

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

3.8 Requisitos Mínimos de Protección de las Centrales Eléctricas

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

Mini Centrales Grupos con Potencia menor que 1 MVAGrupos Pequeños Potencia mayor o igual a 1 MVA y menor que 5 MVAGrupos Medianos Potencia mayor o igual a 5 MVA y menor que 50 MVAGrupos Grandes Potencia mayor o igual a 50 MVA

En el Plano RP-CE-01 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas paralos grupos pequeños. Se ha considerado como esquema general de la central la de variasunidades en paralelo con solo un transformador, ya que es el esquema más usual para estosgrupos. Para un esquema general diferente, se debe considerar las mismas protecciones,adaptándose a los transformadores de medida correspondientes.

En el Plano RP-CE-02 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas paralos grupos medianos. Se ha considerado como esquema general de la central dos gruposconectados a un único transformador elevador. Para un esquema general diferente, se debeconsiderar las mismas protecciones, adaptándose a los transformadores de medidacorrespondientes.

En el Plano RP-CE-03 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas paralos grupos grandes. Se ha considerado como esquema general de la central la conexióngenerador–transformador, ya que es el esquema más usual para estos casos.

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Capítulo 4 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCIONPARA LAS SUBESTACIONES

4.1 Objetivo de la Protección

Tal como ha sido definido, el SEP tiene por finalidad garantizar el suministro regular deenergía eléctrica cumpliendo con los niveles de calidad establecidos en la norma técnicacorrespondiente. Esto representa un reto ya que se debe mantener la continuidad del servicio,a pesar solicitaciones de Sobretensiones y/o Sobrecorrientes que se presentan en la operacióndel sistema de potencia, las cuales pueden ser peligrosas para su funcionamiento, afectandosus instalaciones y provocando la desconexión de todo o una parte de las mismas, con lo cual

se deja de atender la demanda. Por tal motivo, en las Subestaciones de Alta Tensión serequiere contar con un Sistema de Protección que permita:

1. Aislar las Fallas en las instalaciones tan pronto como sea posible.

2. Detectar las condiciones anormales de operación del sistema y tomar las acciones preventivas que permitan minimizar su impacto en los equipos de la subestación.

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

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

4.2 Esquema General de las Subestaciones

La selección de la protección de una subestación está determinada por su esquema eléctricogeneral, el cual establece su conexión al SEP, así como la provisión de sus serviciosauxiliares. La selección de este esquema depende de los criterios de diseño del proyecto y dela operación prevista para la subestación.

Una Subestación de Alta Tensión comprende una o más barras del sistema de potencia dondese conectan los demás componentes de la red que son las unidades de generación, las cargas ylas líneas de transmisión. También se conectan a las barras de las subestaciones equipos decompensación reactiva como son los reactores, los capacitores y los equipos de compensaciónestática (SVC). Cuando se tiene más de una barra, cada una corresponde a un nivel de tensióndiferente y se encuentran interconectadas por uno más transformadores o autotranformadoresen paralelo.

Un aspecto que es fundamental para definir el tipo de subestación es el sentido del flujo de

potencia activa a través de los transformadores. En función de ello se define:

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

• Subestaciones de alimentación radial cuando el flujo de potencia activa sólo tiene unadirección, debido a que sólo se tiene generación en un lado de la subestación.Generalmente es en el sentido de la mayor a la menor tensión porque se reduce latensión para la subtransmisión o distribución. En este caso, para una falla en lasubestación sólo se tiene una alimentación radial a la misma.

En forma general se puede considerar que una subestación está compuesta por una barra de unnivel de tensión del sistema de potencia, en la cual se efectúa la maniobra de los circuitos quese conectan a la misma. También se puede tener barras de otros niveles de tensióninterconectados por uno más transformadores o autotranformadores en paralelo,

constituyéndose así una subestación más compleja. En la figura 4.1 se muestra un típicoEsquema General de esta clase de Subestaciones.

Lineas de Transmisión

Transformadores o Autotransformadoresen parelelo

Lineas de Transmisión

BARRA DE TENSION AT2

CompensacionSerie

Compensacionen Derivación

Reactores de CompensaciónEquipos SVC

BARRA DE TENSION AT1

Servicios AuxiliaresBanco de Capacitores

Distribución (opcional)

BARRA DE TENSION MT

Figura 4.1 – Esquema General de una Subestación de Interconexión

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

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

• En Subestaciones de alimentación radial se puede tener solamente dos barras y en estecaso las conexiones preferidas son Delta – Estrella con el neutro puesto a tierra, Deesta manera, el lado de la fuente del sistema queda con conexión en delta mientrasque el lado de la carga queda con alimentación con el neutro a tierra. Si se tiene tres barras, se utiliza el mismo criterio; es decir, el lado de la fuente en delta y los demásen Estrella con el neutro puesto a tierra.

4.3 Sistema de Barras

El Sistema de Barras es el esquema de maniobra que se utiliza para la conexión de los

circuitos de los componentes del sistema de potencia (generaciones, cargas y líneas detransmisión) a la barra de la subestación. Existen varios esquemas y se pueden aplicardiversas variantes según el criterio de diseño de la subestación; pero, los esquemas básicosque son los más utilizados son los siguientes:

A. Barra SimpleB. Barra Simple con Barra de TransferenciaC. Barra SeccionadaD. Barra DobleE. Barra Doble con Doble InterruptorF. Barra Doble con Interruptor y MedioG. Barra en Anillo

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

Figura 4.2 – Barra Simple y su Protección de Barras

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

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

Figura 4.5 – Barra Doble con sus dos Protecciones de Barras

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Figura 4.6 – Barra Doble con sus dos Protecciones de Barras

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

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

4.4 Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación

4.4.1 Fallas por Cortocircuito en el Sistema de Barras

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAEsta falla se produce por contacto entre las fases o contacto a tierra por objetos extraños queocasionan la falla. Como la falla se produce normalmente en el aire y no en el aislamiento deuna máquina, no hay un daño físico; pero, como consecuencia de las altas corrientes decortocircuito, se producen esfuerzos térmicos y mecánicos importantes en todos los equiposde la barra por esta causa. Si bien los equipos están diseñados para las magnitudes de lascorrientes que se producen, estas fallas resultan en una merma de la vida útil de los equipos.Por esta razón, es deseable tener un sistema de protección con una alta velocidad deoperación, a fin de reducir el tiempo de duración de los cortocircuitos.

PRINCIPIO DE DETECCION (87B)La detección se basa en el principio de la corriente diferencial, ya que la sumatoria de todaslas corrientes que se conectan a la barra debe ser cero. Existen dos metodologías que son:Corriente Diferencial con Alta Impedancia Se evalúa la tensión sobre una Alta Impedancia a la cual se conectan todos los circuitos de laBarra. Si la suma de las corrientes es cero no hay tensión en esta impedancia; luego, al producirse una falla interna aparece una corriente diferencial que produce la tensión deoperación del Relé. Ver la figura 4.9. Este sistema es preferido por su seguridad frente a fallasexternas ya que se calcula para impedir una falsa actuación en este caso.Diferencial PorcentualSe determina la corriente diferencial como un porcentaje de la suma de las corrientes, demanera de obtener la máxima sensibilidad. En la figura 4.10 se muestra la característica deoperación. A este sistema también se le denomina de Baja Impedancia en oposición alanterior, ya que no se emplea ninguna Impedancia.

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Figura 4.9 – Protección Diferencial de Alta Impedancia (Z)

Figura 4.10 – Característica de la Protección Diferencial Porcentual

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAAl producirse una falla en barras, se debe efectuar el disparo a todos los interruptores de la barra fallada en forma instantánea; al mismo tiempo, se debe efectuar un bloqueo de cierre deestos interruptores.En el caso de la Doble Barra, se usa doble Relé, uno para cada barra, por lo que se debeefectuar la apertura de los circuitos conectados a la barra fallada. La selección del circuito sehace según la posición de los seccionadores de barra.

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4.4.2 Fallas por Cortocircuito en un Transformador

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAEsta falla se produce por contacto entre los bobinados cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico del mismo. La falla puede ser en los bobinados, en el cambiador detomas o gradines (taps), en los aisladores pasatapas (bushings), o en el núcleo. También se producen fallas en la caja de los terminales de las conexiones del cableado de control.Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causarincendio en el transformador.

PRINCIPIO DE DETECCIONProtección DiferencialPara la detección de la falla se utiliza el principio diferencial que permite determinar ladiferencia en las corrientes de entrada y salida del elemento protegido. Para ello se debe medir

la corriente de cada fase a la entrada y la salida del Transformador.Para la aplicación de esta protección existen varios aspectos que deben ser evaluados:• Se tiene diferentes relaciones de transformación en el lado de alta y baja tensión que

hay que homogeneizar; pero, sobre todo, la relación no es siempre la misma si en ellado de alta tensión se tienen diferentes tomas o gradines (taps).

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

• Debido a las distintas conexiones trifásicas en el lado de alta tensión, se tiene undesfasaje de las corrientes en ambos extremos de la zona protegida que es causa deuna diferencia en los valores instantáneos de las corrientes.• Un Transformador de Puesta a Tierra dentro de la protección diferencial constituyeuna fuente de corrientes homopolares; y por tanto, será causa de una corrientediferencial, a menos que se incluya algún filtro especial para estas corrientes.

Protección Diferencial Restringida a TierraPara la protección de los bobinados conectados en estrella se puede considerar la proteccióndiferencial restringida a tierra con la finalidad de tener una detección más sensible de estasfallas. Ver la figura 4.11.

Figura 4.11Protección

Restringida aTierra

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Protección de Sobrecorriente La Protección de Sobrecorriente se puede aplicar para detectar las fallas en el transformador.Por ser una protección que no es totalmente selectiva, cubre fallas externas al transformador yen ambas direcciones, por lo que resulta una protección complementaria a las proteccionestotalmente selectivas como la protección diferencial.

Protección de Distancia La Protección de Distancia también puede aplicarse para detectar las fallas dentro deltransformador. Es una protección que no es totalmente selectiva ya que cubre fallas externasal transformador, por lo que resulta una protección complementaria.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAAl producirse una falla se debe dar la apertura de los dos o tres interruptores que conectan eltransformador al sistema de potencia; al mismo tiempo, se debe bloquear su cierre mediante

un relé auxiliar para impedir la reconexión hasta que se verifique la causa de la falla y que elequipo esté en condiciones de ser nuevamente energizado.Se debe identificar la falla y registrar la información de la misma.

4.4.3 Fallas por Cortocircuito en un Autotransformador

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLALas fallas que se presentan en estos equipos son las mismas que las que han sido mencionadas para los Transformadores.

PRINCIPIO DE DETECCIONProtección Diferencial

Para la detección de las fallas se utiliza la misma protección diferencial en los dos o tresterminales del equipo, de manera que su aplicación es similar a la indicada para elTransformador.Protección Diferencial Restringida a TierraDebido a que se tiene los lados de alta y baja tensión con un neutro único, la proteccióndiferencial restringida a tierra debe ser aplicada en un solo bloque a todo el conjunto. De estamanera se logra una protección más completa del equipo que la del caso de lostransformadores donde está limitada solamente al bobinado en estrella.

Protección de Sobrecorriente La Protección de Sobrecorriente se aplica de manera similar a los Transformadores

Protección de Distancia La Protección de Distancia también se aplica de manera similar a los Transformadores

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAAl igual que en el caso del Transformador, al producirse una falla se debe dar la apertura delos dos o tres Interruptores que conectan el Autotransformador al sistema de potencia; almismo tiempo, se debe bloquear su cierre mediante un relé auxiliar para impedir lareconexión hasta que se verifique la causa de la falla y que el equipo está en condiciones deser nuevamente energizado.Se debe identificar la falla y registrar los valores de la misma.

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Figura 4.12 – Protección de Autotransformadores

4.4.4 Fallas por Cortocircuito en un Reactor en Derivación

a) Cortocircuito entre fases y contacto a tierra

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAEsta falla se produce por contacto entre los bobinados cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico del mismo. La falla puede ser en los bobinados, en los aisladores pasatapas (bushings), o en el núcleo. También se producen fallas en la caja de los terminalesde las conexiones del cableado de control.Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causarincendio en el reactor.

PRINCIPIO DE DETECCIONProtección DiferencialEl Relé de Protección Diferencial calculará la diferencia de las corrientes en cada fase, lo que permitirá determinar que existe una falla entre fases. De la misma manera, la evaluación de ladiferencia entre la suma de las corrientes de fase entrando al Reactor y la corriente en elneutro permitirá determinar que hay una falla a tierra.Se requiere además que una falla externa no provoque una diferencia en el cálculo queocasione un disparo indeseado. Para ello, se usa como referencia la suma de las corrientes quese le denomina la corriente de estabilización y la característica de operación del Relé será un porcentaje de esta corriente de estabilización.Protección de Sobrecorriente de RespaldoEs conveniente utilizar la Protección de Sobrecorriente como un respaldo a la ProtecciónDiferencial; sin embargo, para su correcta aplicación se debe tener en cuenta lo siguiente:

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

• Para una falla monofásica interna cerca de los terminales de alta tensión las corrientes

en el neutro son muy pequeñas y no son detectadas por el Relé de sobrecorriente del Neutro.

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

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAAl igual que en el caso del Transformador, al producirse una falla se debe dar la apertura delInterruptor que conecta el Reactor al sistema de potencia; al mismo tiempo, se debe bloquearsu cierre mediante un relé auxiliar para impedir la reconexión hasta que se verifique la causade la falla y que el equipo esté en condiciones de ser nuevamente energizado.Se debe identificar la falla y registrar su informacion.

b) Cortocircuito entre espiras

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA

Esta falla se produce cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico delmismo y ocasiona un cortocircuito entre espiras. Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en el reactor.

PRINCIPIO DE DETECCIONProtección Diferencial de Bobinados DivididosEn este método de detección de la falla se requiere que el Reactor tenga por lo menos dos bobinados en cada fase. Con un bobinado dividido en dos partes iguales se tiene corrientesiguales en cada rama en paralelo; luego, una diferencia en estas corrientes indica que hay unafalla entre espiras. Este esquema requiere de Transformadores de Corriente dedicados a estefin y usualmente están incorporados en el equipo.Protección por Desbalance de Tensión

Al producirse un cortocircuito entre espiras se tendrá un desbalance de impedancias que provocará un desbalance de tensiones y corrientes de fase en el Reactor; en consecuencia,mediante un Relé Direccional de Corriente Homopolar mirando hacia el Reactor se puededetectar esta falla. Ver la figura 4.13.

Figura 4.13 – Protección de Reactor en Derivación

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DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAAl producirse una falla se debe dar la apertura del Interruptor que conecta el Reactor alsistema de potencia; al mismo tiempo, se debe bloquear su cierre mediante un relé auxiliar para impedir la reconexión hasta que se verifique la causa de la falla y que el equipo esté encondiciones de ser nuevamente energizado.Se debe identificar la falla y registrar su informacion.

4.4.5 Fallas por Cortocircuito en un Banco de Capacitores

a) Cortocircuito en las Unidades

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLACada Banco de capacitores está formado por un conjunto de unidades en paralelo, las cuales a

su vez se conectan en serie. Cada unidad viene en un tanque y suele ser a su vez un conjuntode capacitores internos. Cuando el dieléctrico de los capacitores pierden sus propiedades seempieza a producir un calentamiento que termina en una falla del correspondiente elemento y para su protección se utiliza fusibles. Esta protección viene a ser una protección propia delequipo, ya que es proporcionada por el fabricante. Al respecto se debe aclarar que existen lastecnologías siguientes:

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

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

(1) Resistencia de Descarga interna

(2) Fusible interno

(3) Elemento de Capacitor dentro de la Unidad

Figura 4.14 – Capacitor con Fusibles internos

Cuando se produce un cortocircuito interno, los fusibles de protección actúan desconectandoal correspondiente elemento fallado. La corriente de falla proviene no solamente del sistemasino también de las demás unidades que están en paralelo y que descargan sobre el elemento

fallado. Después de producirse la falla de un elemento, se produce un desbalance de tensiones,lo que genera una sobretensión en las unidades que permanecen en servicio: De esta manera,después de la desconexión de varios elementos se puede llegar a tener sobretensiones lo

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suficientemente peligrosas para originar sobrecorrientes que pueden provocar más fallas enotros elementos.

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

Figura 4.15 – Conexiones trifásicas de Bancos de Capacitores

Banco conectado en Estrella AisladaPara la detección de una Sobretensión en las Unidades se mide la Tensión del corrimiento delneutro por lo que se requiere un Relé de Sobretensión (59N) conectado a un transformador detensión en el neutro del banco conectado a tierra. Ver figura 4.16(b). También se puede usar elesquema mostrado en la Figura 4.16(c). No son aceptables los esquemas mostrados en lasfiguras 4.16(a) ni en 4.16(d) para evitar las puestas a tierra con baja impedancia.

Banco conectado en Doble Estrella AisladaPara la detección de una Sobretensión en las Unidades se mide la Corriente entre los neutrosde ambas estrellas por lo que se requiere un Relé de Sobrecorriente (51N) conectado a untransformador de corriente conectado entre los neutros de ambos bancos. Ver figura 4.17(a).También se puede aceptar el esquema mostrado en la figura 4.17(b). Los esquemas mostradosen las figuras 4.17(c) y en 4.17(d) no son aceptables.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAAl detectarse sobretensiones peligrosas para los elementos del banco, como consecuencia dela salida de varias unidades, se debe proceder con la apertura y el bloqueo de cierre delInterruptor del Banco de Capacitores, con la finalidad de proceder a una inspección, y sobretodo, con la reposición de los elementos fallados. Después de la inspección se procederá aenergizarlo, asegurando que no habrá sobretensiones en las unidades.

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Figura 4.16 – Protección de Banco de Capacitores en Estrella

Figura 4.17 – Protección de Banco de Capacitores de Doble Estrella

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b) Cortocircuito entre fases

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAAunque no es frecuente, suelen presentarse fallas entre fases las cuales pueden afectar a lasconexiones del banco de capacitores.

PRINCIPIO DE DETECCIONPara la detección de las sobrecorrientes se utiliza Relés de Sobrecorriente de Fase. Estos relésde sobrecorriente deben ser sensibles a las armónicas.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAAl detectarse una sobrecorriente en el banco se debe proceder con la apertura y el bloqueo decierre del Interruptor del Banco de Capacitores, con la finalidad de proceder a una inspecciónque permita determinar el origen de la falla. Posteriormente se podrá proceder a energizarlo,

asegurando que no habrá sobretensiones en las unidades.4.4.6 Fallas por Cortocircuito en el Transformador de Servicios Auxiliares

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAUna falla en el Transformador de Servicios Auxiliares afectará a la instalación a la cual seconecta. En tal sentido, como se suele conectar al terciario (o a veces al secundario) de lostransformadores principales, se debe considerar una zona de protección independiente de laque corresponde a estos equipos, con la finalidad de no interferir con la correcta operación delequipamiento principal.

PRINCIPIO DE DETECCION

Para la detección de estas fallas se utiliza Relé de Sobrecorriente o Fusibles Rápidos queaíslan al equipo fallado.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLASe debe identificar la falla y dar señales de alarma. La falta de servicios en corriente alternano debe afectar el cabal funcionamiento de los servicios de corriente continua.

4.4.7 Puesta a tierra en el sistema de corriente continua

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAEl sistema de corriente continua utilizado en las subestaciones es de polos aislados con el punto medio puesto a tierra; por tal motivo, las fallas más frecuentes son la puesta a tierra deuno de los polos.Una falla en el sistema de corriente continua afecta el suministro de energía auxiliar a las protecciones, el sistema de control y/o las alarmas. La falla no constituye un daño físicograve, pero representa un gran riesgo para la buena operación del SEP.

PRINCIPIO DE DETECCIONPara la detección de los cortocircuitos entre polos se utiliza interruptores termomagnéticos.Para la puesta a tierra de los polos se utiliza un Relé de Puesta a Tierra que detecta eldesbalance de las tensiones a tierra.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLASe debe identificar la falla y dar señales de alarma.

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4.5 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema

4.5.1 Cortocircuitos y fallas a tierra externos a los Transformadores(o Autotransformadores)

DESCRIPCION Y RIESGOSLos cortocircuitos externos a la subestación afectan a los equipos, principalmente a lostransformadores de potencia (o autotranformadores) los cuales requieren asegurar que nohabrá demasiado retardo en la eliminación de las fallas en las zonas vecinas a la deltransformador (o autotransformador), ya que un cortocircuito externo constituye unasolicitación térmica y mecánica a la máquina que reduce su vida útil.

PRINCIPIO DE DETECCIONPara la detección se emplea Relés de Sobrecorriente en el secundario del Transformador (o

Autotransformador). Esta protección constituye una protección de respaldo, por lo que debeser temporizada lo necesario para permitir la actuación de las respectivas protecciones principales. El criterio general es supervisar la eliminación de las fallas en las zonas de protección que son vecinas a la del equipo a proteger; luego, se debe proteger lo siguiente:

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

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

figura 4.18, falla F1).

Se debe considerar que en los casos a) y b) el Relé de Sobrecorriente operará con la corriente

que fluye por el Transformador a la falla; en cambio, en el caso c) operará con el aporte delsistema a la falla en el Transformador que se protege. Por tanto, cuando se tienetransformadores en paralelo es necesario considerar la utilización de Relés de SobrecorrienteDireccional para distinguir apropiadamente las fallas. Ver la figura 4.18.

Figura 418Protección deFallas Externas

Falla F151 51

Corriente para51 Corriente para 67 Falla F1

Falla F2

Falla F2

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DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAAl detectarse un cortocircuito externo al Transformador se debe proceder con la apertura delInterruptor correspondiente. Siendo una falla externa, el equipo se encuentra en condicionesde ser nuevamente energizado; pero, se debe asegurar que no será conectado sobre la falla.

4.5.2 Sobrecarga en Transformadores (o Autotransformadores)

DESCRIPCION Y RIESGOSLa Sobrecarga que se produce en los Transformadores (o Autotransformadores) de Potencia puede ocasionar un aumento de temperatura mayor que el de su diseño por causa de lasmayores corrientes.

PRINCIPIO DE DETECCIONLa detección de la sobrecarga se efectúa mediante relés de imagen térmica de comportamiento

similar a la operación del equipo. Estos relés deben medir las corrientes en el primario,secundario y el terciario del transformador.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAAl detectarse una sobrecarga en los Transformadores se debe proceder con la apertura delInterruptor correspondiente. Una vez desconectado el equipo se debe esperar un tiempo antesde volver a energizarlo, de manera de permitir su enfriamiento.

4.5.3 Armónicos en Capacitores

DESCRIPCION Y RIESGOSLa presencia de armónicos en el sistema, aún con contenidos bajos, puede ocasionar

corrientes de sobrecarga en los Capacitores, ya que son sensibles a las altas frecuencias.PRINCIPIO DE DETECCIONLa detección se efectúa por un relé de sobrecorriente que debe ser sensible a estas armónicas afin de poder complementar apropiadamente a la función de sobrecorriente con la sobrecarga por armónicas. La sobrecorriente medida debe ser la sumatoria de la onda fundamental con lasarmonicas. Este relé debe tener dos niveles de actuación, de alarma y disparo.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLATal como se ha descrito anteriormente, al detectarse una sobrecarga en el banco se debe proceder con la apertura y el bloqueo de cierre del Interruptor del Banco de Capacitores, conla finalidad de proceder a una inspección que permita determinar el origen de la falla.Posteriormente se podrá proceder a energizar al banco.

4.5.4 Niveles de Tensión Máximos y Mínimos en Equipos de Compensación

DESCRIPCION Y RIESGOSCuando se tiene niveles de tensión elevados en el sistema se puede afectar a los equipos porsuperar la tensión máxima de servicio para la cual están diseñados. Las sobretensiones permanentes que se aplican a los equipos son causa de una disminución de su vida útil, demanera que es necesario limitar el tiempo de duración de las sobretensiones, considerandoque cuanto mayor sea la sobretensión, su duración permisible es menor.Por otro lado, se debe considerar que las sobretensiones son consecuencia de un exceso de potencia reactiva en la red; por tanto, se debe tener cuidado de no tomar acciones conducentesa agravar la situación: por ejemplo, después de la desconexión de un reactor se provocasobretensiones mayores que las que se tenía antes de su desconexión.

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

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

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

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

• Nivel Alto para el cual sólo se debe dar alarma y no disparo, de manera que el

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

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

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

responsable de la operación tome las acciones pertinentes.

4.6 Requerimientos de Protección por estados inapropiados de los Equipos

El estado inapropiado de los equipos de las subestaciones pueden impactar en el sistemadebido a su desconexión como consecuencia de llegar a una condición crítica (altastemperaturas, alta presión de los gases, bajos niveles de los líquidos, etc). Las protecciones propias de los equipos supervisan esta situación ya que este estado inapropiado es originadoen los equipos y no en el sistema.

Los equipos pasivos de las subestaciones, no afectan la tensión ni la frecuencia del sistema.Sin embargo, las maniobras de conexión o desconexión, particularmente aquellas que sonfortuitas causan transitorios que perturban el comportamiento de la red.

En consecuencia no se establecen requisitos de proteccion para los estados inapropiados delos equipos los cuales seran definidos por sus propietarios.


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

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

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DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCIONAl producirse una Falla de Interruptor se debe proceder de la siguiente manera:

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

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

La Falla de Interruptor debe concluir en una Apertura y Bloqueo de Cierre del Interruptor

hasta detectar la causa de la falla.4.8 Definición de las Protecciones de las Subestaciones

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

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

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

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

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

Las Protecciones de Falla de Interruptor se aplicarán junto con la Protección de Barras. Si nohubiese esta protección, por la naturaleza del sistema de barras, su aplicación será parte de la

Protección de Respaldo de cada equipo.Por otra parte, sobre la base de esta segregación se procederá a definir las alimentaciones encorriente continua a las protecciones, de la siguiente manera:

Sistema 1 de Corriente Continua Rectificador-Batería• Protecciones Propias de los Equipos• Protecciones Principales• Falla interruptor

Sistema 2 de Corriente Continua Rectificador-Batería• Protecciones Redundantes• Protecciones de Respaldo• Falla interruptor

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

4.9 Requisitos Mínimos de Protección de las Subestaciones

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

• Sistemas de Barras que se aplica en todas las Subestaciones de Interconexión,excepto donde se usa Barras en Anillo, cuyo sistema no requiere de una protección dedicada.

• Transformadores o Autotransformadores, cuyas protecciones son definidas segúnla potencia de estos equipos, de acuerdo a lo siguiente:Pequeños Potencia mayor o igual a 1 MVA y menor que 5 MVAMedianos Potencia mayor o igual a 5 MVA y menor que 50 MVAGrandes Potencia mayor o igual a 50 MVA

• Reactores en Derivación, cuyas protecciones son definidas según la potencia deestos equipos, de acuerdo a lo siguiente:

Pequeños Potencia mayor o igual a 1 MVA y menor que 5 MVAMedianos Potencia mayor o igual a 5 MVA y menor que 50 MVAGrandes Potencia mayor o igual a 50 MVA.

• Banco de Capacitores, cuyas protecciones son definidas según el tipo de conexióndel Banco (Simple o doble estrella).

En el plano RP-SE-01 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas paralos transformadores pequeños. Se ha considerado como esquema general una subestaciónradial con un único transformador de dos bobinados, así como la utilización de dos unidadesen paralelo.

En el plano RP-SE-02 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas paralos transformadores medianos. Se ha considerado como esquema general una subestaciónradial con un único transformador de tres bobinados. Asimismo, se ha considerado el caso dedos unidades en paralelo.

En el plano RP-SE-03 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas paralos transformadores grandes. Se ha considerado como esquema general una subestación deinterconexión con un autotransformador, el cual tiene un terciario conectado en delta.Asimismo, se ha considerado el caso de dos unidades en paralelo.

En el plano RP-SE-04 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas paralos reactores de alta tensión. En todos los casos se trata de reactores en derivación con sus bobinados conectados en estrella con el neutro puesto a tierra.

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En el plano RP-SE-05 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas paralos bancos de capacitores. Se ha incluido el caso de un banco conectado en estrella simple conel neutro aislado, así como el caso de un banco conectado en doble estrella con el neutroaislado de tierra.

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Capítulo 5 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCIONPARA LAS LINEAS DE TRANSMISION

5.1 Objetivo de la Protección

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

1. Aislar las Fallas en las instalaciones y restablecer el servicio tan pronto como sea posibleen los siguientes casos:

• Sobrecorrientes por cortocircuito sólido entres las tres fases• Sobrecorrientes por cortocircuitos de dos fases, permaneciendo la tercera sana. En

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

otras dos fases

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

• Apertura de Conductores sin contacto a tierra

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

• Cortocircuitos externos a las líneas• Sobretensiones permanentes

En el presente capítulo se presentan los Requisitos Mínimos de Protección que deben serempleados en las Líneas de Alta Tensión, de manera de atender los requerimientos de laoperación del SEP.

Para la Protección de las Líneas se puede aplicar una protección totalmente selectiva o

unitaria, como lo es una protección diferencial longitudinal; o también, una protecciónrelativamente selectiva o graduada, como una protección de distancia. Es obvio que en el primer caso se requiere de un sistema de telecomunicaciones que permita obtener las señalesdel extremo remoto, las cuales corresponden al sistema de protección a ser empleado. Enconsecuencia, la definición completa del sistema de protección de la línea incluirá lateleprotección a ser empleada.

Se debe aclarar, sin embargo, que en un proyecto de telecomunicaciones debe atenderse nosólo los requerimientos de la teleprotección, sino también los otros requerimientos como son:la telemedida, el telemando, la transmisión de datos y la comunicación de voz. Por razonesoperativas, la prioridad la tendrá la teleprotección, pero la decisión será en función de todaslas necesidades en su conjunto. Más aún, por su propia naturaleza, los proyectos detelecomunicaciones son desarrollados considerando un sistema que comprende a las distintassubestaciones del sistema de potencia.

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

5.2 Configuraciones de las Líneas de Transmisión

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

A. Líneas de dos terminalesB. Líneas en anillo

C. Líneas paralelas en dos o más circuitosD. Líneas con transformadores en derivaciónE. Líneas con compensación en derivaciónF. Líneas con compensación serie

5.2.1 Líneas de dos terminales

La configuración básica de una línea es con dos terminales, ya sea una interconexión o unaalimentación radial, según se tenga un flujo bidireccional o unidireccional respectivamente. No es recomendable la configuración con más de dos terminales porque los sistemas de protección son muy sofisticados.

Una línea debe ser considerada como un circuito que tiene solamente dos extremos en dossubestaciones bien definidas donde se cuenta con los Interruptores para la maniobra y protección del correspondiente circuito. Se puede considerar las siguientes variantes:

a) Un circuito de línea aérea con cable

La combinación de una Línea Aérea con un Cable Subterráneo o con un Ducto deConductores en SF6, en una conexión en serie. Es decir, que existe un tramo aéreo y otrosubterráneo. Esta es una configuración válida y no tiene mayores complicaciones para eldiseño de su protección.

b) Un circuito de línea con transformador

La combinación de una Línea con un Transformador (o Autotransformador) en un extremodebe ser considerada como dos circuitos en serie. Es decir, se debe tener por lo menos unInterruptor entre la Línea y el Transformador para maniobra y protección. No es aceptable laconfiguración de un solo circuito (línea-transformador) por las dificultades de protección quese pueden presentar.

Algunas veces se considera, en la combinación de línea con transformador, la instalación deun Seccionador de Puesta a Tierra para provocar una falla franca que permita detectar fallasincipientes. Tampoco es aceptable esta configuración porque representa una exigencia alsistema que se debe evitar.

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c) Un circuito de líneas en paralelo

La combinación de dos líneas en paralelo como un circuito único solamente es aceptablecuando se trata de una alimentación radial en distribución. No es aceptable esta configuración para una interconexión por las dificultades que se tiene con la detección de las fallas, ya quese puede tener una línea con falla en paralelo con una línea sin falla.

5.2.2 Líneas en anillo

La configuración básica de una línea es con dos terminales que puede ser alimentada desdeambos extremos, como una interconexión donde se tiene un flujo bidireccional. Enconsecuencia, una línea que forma parte de un anillo corresponde a la configuración generalya que tiene alimentación por ambos extremos.

5.2.3 Líneas paralelas de dos o más circuitosEn los sistemas eléctricos se suele utilizar líneas paralelas que están instaladas en una mismafranja de servidumbre e incluso utilizan las mismas estructuras soporte. La protección de estaslíneas es afectada por el acoplamiento mutuo entre ambos circuitos. Este acoplamiento no essignificativo para las corrientes de secuencia positiva y negativa, sobre todo si las líneascuentan con transposiciones, lo que significa que están adecuadamente compensadas.

Sin embargo, las corrientes homopolares son corrientes iguales en las tres fases y sus efectosde acoplamiento electromagnético se suman en la línea paralela; por tanto, se tendrá unsignificativo acoplamiento mutuo para las fallas a tierra.

5.2.4 Líneas con transformadores en derivaciónLa instalación de Transformadores en Derivación solo es aceptable en niveles menores a 220kV, siempre que sean de bajo valor de potencia, de manera que la impedancia de lostransformadores sea mucho mayor que la impedancia de la línea. El criterio general es que la primera zona de la protección de distancia de la línea no alcance más del 20% de laimpedancia del transformador.Se recomienda el grupo de conexión en delta en el lado primario conectado a la línea (8) ya

que cuando se tiene la conexión estrella con el neutro a tierra, el transformadorconstituye una fuente de corriente homopolar para las fallas en la línea.

5.2.5 Líneas con compensación en derivación

Es frecuente hacer una compensación de las líneas de transmisión, de manera de mejorar sudesempeño tanto durante las maniobras de energización como en la operación en estado permanente. Lo más usual suele ser utilizar Reactores en Derivación. Estos equipos son partede la Subestación donde están instalados y deben contar con una protección dedicada para losmismos.

Un Reactor en derivación debe tener una protección unitaria y rápida, independientementeque esté conectado a la línea o a la barra.

Si el Reactor está conectado dentro de la línea; es decir, la derivación al Reactor está antes dela llegada de la línea, de manera que el Relé de la Línea mide la corriente incluyendo la

(8) También puede ser estrella con el neutro aislado

LVC – Nov 2005 67




compensación, entonces la protección de la línea debe considerar que existe esta posibilidadoperativa. En este caso, una falla dentro del Reactor será también vista por la Protección de laLínea.Por otro lado se requiere que la protección del Reactor sea bastante rápida. Además, se debetener en cuenta que puede haber corrientes oscilantes entre la Línea y el Reactor que no debenafectar el desempeño de la protección de la línea.

Por otro lado, cuando se efectúa un recierre en líneas largas, es posible que después de laapertura de la fase fallada no se extinga el arco porque se sigue teniendo energía a través delas fases sanas. En este caso, se puede usar un Reactor adicional conectado en el Neutro delReactor en Derivación. Este Reactor del Neutro se dimensiona para provocar que la corrientedel arco secundario sea lo suficientemente baja para permitir su extinción (9).

5.2.6 Líneas con Compensación Serie

Los Capacitores Serie suelen estar diseñados para compensar del 25% al 75% de laImpedancia Serie de la Línea y deben estar convenientemente conectados a la Línea con lafinalidad de no afectar el desempeño del sistema de protección.

Figura 5.1 – Perfil de Tensiones en Línea con Capacitores Serie

Conforme se aprecia en lafigura 7 los perfiles de tensiones son fuertemente afectados por loscapacitores serie. Por tal motivo lo usual es instalar la compensación en serie en la mitad de lalínea.

5.3 Conexión al Sistema de Potencia

5.3.1 Sistema de puesta a tierra

Las Líneas de Transmisión deben ser alimentadas por un sistema efectivamente puesto atierra. El término “efectivamente puesto a tierra ” es una definición establecida por las normas para indicar que en todos los puntos de la línea la relación de reactancia de secuencia cero a lade secuencia positiva no es mayor que tres y que la relación de la resistencia de secuencia

(9) Ver ANSI/IEEE C37.13 ítem 4.8

LVC – Nov 2005 68




cero a la de secuencia positiva no es mayor que uno, bajo ninguna condición operativa. Esdecir, en ambos extremos de la línea y en cualquier punto intermedio, se debe cumplir losiguiente:

11

0 ≤ R R

31

0 ≤ X

X

Este el criterio para establecer las condiciones del sistema que permiten detectar corrientes defalla a tierra; por tanto, resulta obligatorio al diseño del sistema eléctrico y deben ser

verificadas en el diseño de la protección. Si estas condiciones no se cumplen, se trata de unsistema que no esta puesto efectivamente a tierra y requiere sistemas especiales de protección para la detección de las fallas a tierra, los cuales serán tratados como casos especiales.

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

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

5.3.2 Flujo de Potencia

Las variaciones del sentido de flujo de potencia en la línea determinará si se tiene unaInterconexión o una Alimentación Radial, según se tenga un flujo bidireccional ounidireccional respectivamente. Este aspecto es importante porque en el primer caso se tiene

LVC – Nov 2005 69




LVC – Nov 2005 70

una alimentación a la falla desde ambos extremos de la línea, lo que obliga, en caso de unafalla en la línea, a la apertura de los Interruptores de ambos extremos de la línea. En cambio,en el segundo caso, será suficiente la apertura del Interruptor que está del lado de la fuente dealimentación.

La Potencia de Transmisión representa la carga que tiene conectada la Línea. Este es un valorcon el cual se ha diseñado la línea considerando los siguientes aspectos:

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

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

• Los límites de la potencia de transmisión impuestos por la estabilidad del sistema.

El valor de la Impedancia de Carga conectada a la línea se puede modelar con la tensión deoperación y la potencia de transmisión. Para la protección de la línea es importante el valormínimo de esta impedancia que será:

maxmin)( 2

P V

Zc = Donde

Zc = Mínima Impedancia de CargaVmin = Mínima Tensión de Operación de la Línea

Pmax = Máxima Potencia de Transmisión de la Línea

5.3.3 Alimentación Débil (Weak Infeed)

Un sistema eléctrico puede tener en un lado de la línea una alimentación débil cuando la potencia de generación es baja; y por consiguiente, su impedancia de fuente es alta., lo que proporciona bajos valores de corrientes de cortocircuito. Esto se agrava cuando a veces, lasfuentes del lado débil no están conectadas permanentemente.

Con alimentación débil a la falla se debe tener en cuenta las siguientes consideraciones:

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

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

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

5.3.4 Resistencia de Arco y de Falla

Al producirse una falla en una línea, la Impedancia vista por los Relés corresponde al tramode la línea donde se produce la falla más una impedancia que incluye lo siguiente:

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




LVC – Nov 2005 71

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

Si la falla corresponde a un cortocircuito entres dos fases, la Resistencia de Falla será:

f arco falla R R 2=Si la falla corresponde a un cortocircuito entres una fase y tierra

PAT f arco falla R R R += 1 Donde

R falla = Resistencia de Falla Rarco1f = Resistencia del arco de fase-tierra

Rarco2f = Resistencia del arco de fase-fase R PAT = Resistencia de Puesta a Tierra en el punto de falla

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

4.1)3(8750

I

t vS Rarco

⋅⋅+⋅=

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

En unidades métricas se tiene:

4.1)046.2(28707

I t vS

Rarco

⋅⋅+⋅= Donde

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

5.4 Longitud de la Línea

Cuando la línea es corta, la Resistencia de Falla resulta comparable con la Impedancia de laLínea por lo que la medición de su impedancia se ve afectada por dicha resistencia. Unamanera de ponderar la Impedancia de la Línea es compararla con respecto a la Impedancia dela Fuente, ya que cuanto menor es la Impedancia de la Línea menor es la tensión que seobtiene al medir su impedancia, dificultándose su evaluación. Para analizar este aspecto se puede considerar el circuito de un sistema al cual se conecta una simple línea con un Relé quemide la Tensión y la Corriente en la línea.




Figura 5.3Tensión en el Relé de Distancia para una Falla en la Línea

Z S Z L

Z S I R Z L

V V R

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

1+=

+⋅

=

L

S L s

L R

Z Z

V Z Z V Z

V

DondeV = Tensión de la FuenteV R = Tensión en el Relé

Z S = Impedancia de la Fuente Z L = Impedancia de la Línea

Esta expresión indica que la tensión en el Relé depende de la relación entre las Impedanciasde la Fuente y la Línea que se suele expresar como SIR (Source Impedance Ratio). Con unSIR de 0.5 la tensión será del 67% del sistema; en cambio, si se tiene un SIR de 4 entonces latensión que mide el Relé se reduce al 20% de la tensión del sistema. La norma ANSI/IEEEC37.113 toma precisamente estos valores para clasificar las líneas. Ver la tabla 5.1.

Tabla 5.1 – Clasificación de las Líneas de Transmisión

CORTAS MEDIANAS LARGAS

SIR Mayor que 4 Entre 0.5 y 4 Menor que 0.5

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

L x P V

Z Z

SIR Lcc L

S

⋅⋅==

2

Donde V = Tensión del sistema

LVC – Nov 2005 72




Pcc = Potencia de cortocircuito x L = Reactancia unitaria de la Línea L = Longitud de la Línea

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

10

100

1,000

10,000

0 20 40 60Longitud de la Linea [km]

P o

t e n c

i a d e

C o r t o c

i r c u i t o [ M V A ]

SIR = 0.5

SIR = 4

LineasLargas

LineasCortas

Figura 5.4 – Líneas Cortas y Largas de 66 kV

10

100

1,000

10,000

0 50 100 150Longitud de la Linea [km]

P o

t e n c

i a d e

C o r t o c i r c u

i t o [ M V A ]

SIR = 0.5

SIR = 4

LineasLargas

LineasCortas


LVC – Nov 2005 73




10

100

1,000

10,000

100,000

0 50 100 150 200 250 300

Longitud de la Linea [km]

P o

t e n

c i a d e

C o r t o c

i r c u

i t o [ M V A ]

SIR = 0.5

SIR = 4

LineasLargas

LineasCortas


10

100

1,000

10,000

100,000

0 100 200 300 400 500 600Longitud de la Linea [km]

P o

t e n c

i a d e C

o r t o c

i r c u

i t o [ M V A ]

SIR = 0.5

SIR = 4

LineasLargas

LineasCortas


LVC – Nov 2005 74

10

100

1,000

10,000

100,000

0 50 100 150 200 250 300

Longitud de la Linea [km]

P o

t e n

c i a d e

C o r t o c

i r c u

i t o [ M V A ]

SIR = 0.5

SIR = 4

LineasLargas

LineasCortas

10

100

1,000

10,000

100,000

0 100 200 300 400 500 600Longitud de la Linea [km]

P o

t e n c

i a d e C

o r t o c

i r c u

i t o [ M V A ]

SIR = 0.5

SIR = 4

LineasLargas

LineasCortas



LVC – Nov 2005 74




LVC – Nov 2005 75

⎥⎥

⎥

⎥

⎥

⎦⎢⎢

⎢

⎢

⎢

⎣

+

⎟

⎟

⎟

⎟

⎟

⎠⎜

⎜

⎜

⎜

⎜

⎝ −⎟⎟ ⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ⋅= c

I I

k TMS t

S 1

α

⎤⎡ ⎞⎛

.4 Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación

.4.1 Fallas por cortocircuito entres fases (dos o tres fases)

ESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAson producidas por diversas causas; pero, las

RINCIPIO DE DETECCION

te es el tipo de protección más sencillo, el cual mide

• Tiempo Definido cuando se supera un umbral previamente calibrado. En este caso su

• ida por las

ondet= Tiempo de actuación del relé (variable dependiente)

relé

stica del relé

a Protección de Sobrecorriente puede ser usada para medir no solamente el valor de la

cuando se tiene líneas radiales donde el sentido de

as normas establecen las curvas características de operación del Relé según el exponenteα ,

5 5 DLas fallas trifásicas en las líneas de transmisiónmás frecuentes son accidentales, sea por acción de terceros o por falla humana del personal propio. También ocurren fallas por fenómenos naturales como son las descargas atmosféricas,las cuales afectan a una o dos fases, pero a veces evolucionan a fallas trifásicas.

PProtección de SobrecorrienteLa Protección de Sobrecorrien permanentemente la corriente de cada fase con la finalidad de detectar las sobrecorrientes que

se presentan si se tiene un cortocircuito. El tiempo de actuación de esta protección es unafunción del valor de la corriente y puede ser:

operación puede ser instantánea (función 50) o temporizada (función 51).Tiempo Inverso (función 51) según una función exponencial establecnormas, de acuerdo a la siguiente expresión:

D

I= Corriente que mide el relé (variable independiente) α = Constante de la curva característica de operación del

Is= Corriente de arranque del relé TMS= Constante de ajuste del relé k= Constante propia de la caracteríc= Constante propia de la característica del relé

Lcorriente sino también su sentido; es decir, el sentido del flujo de la potencia entregada, paralo cual se toma como referencia la tensión del sistema, conformando una Protección deSobrecorriente Direccional (función 67).La Protección de Sobrecorriente se aplicala corriente es siempre el mismo y es irrelevante su dirección. En cambio, cuando se tienelíneas de interconexión los valores de las corrientes no son los mismos en ambos sentidos; portanto, es necesario tener una Protección de Sobrecorriente Direccional.

Lal cual están asociados los demás parámetros del Relé, conforme se indica en la tabla 5.2.




Tabla 5.2 – Relés de Sobrecorriente

rotección de Distanciaia utiliza las corrientes y tensiones para calcular permanentemente

misma; luego, si

Protección de Sobrecorriente porque la utilización

ancia, los principales son los siguientes:

) Característica de mínima Impedanciaiente sin considerar ningún ángulo de fase. Su

) Característica Mhoulo que pasa por el origen en el plano R-X y su diámetro tiene un

origen. A esta característica modificada se le denomina Mho desplazado (offset).

PLa Protección de Distanclas impedancias vistas en el extremo de la línea: De esta manera, al producirse una falladentro de la línea se puede determinar si la impedancia medida por el rele está dentro de lazona protegida por el Relé (que es la Impedancia total o parcial de la Línea).En la operación normal se tiene la línea con su carga conectada al final de lase produce una falla dentro de la línea, la impedancia vista por el Relé será una fracción de laImpedancia de la Línea. El Relé tiene la capacidad de ver fallas más allá de la línea protegida; pero, su actuación dependerá de su ajuste.La Protección de Distancia se prefiere a lade esta última depende fundamentalmente de las corrientes de cortocircuito, por lo cualresulta a veces muy difícil de aplicar.Hay varios tipos de Protección de Dist AMide la relación entre la Tensión y la Corr característica es un círculo en el plano R-X y opera cuando las impedancias medidas estándentro de este círculo. Si se desea obtener direccionalidad se necesita una característicacomplementaria adicional. Ver figura 5.8.

BSu característica es un círcángulo especificado similar al de las líneas de transmisión. Es direccional por naturaleza yopera cuando las impedancias medidas están dentro de este círculo. Ver figura 5.8. A veces semodifica la característica para desplazar ligeramente el círculo, de manera que no pase por el

LVC – Nov 2005 76




C) Característica LenticularSu característica es una superposición de dos características circulares para constituir una

r naturaleza y opera cuando las impedancias medidas están

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

forma de lente. Es direccional podentro de la zona formada por la lente. Ver figura 5.8.

ba

baba I I

Z −=−

V V −

D) Característica CuadrilateralEsta ca ística se consigue con una combinación de características de Reactancia

lcances Resistivos. Es direccional por naturaleza y opera

Figura 5.9Relés de

Distancia concara de

racter Direccionales con controles de los acuando las impedancias medidas están dentro del cuadrilátero. Ver figura 5.9.

cterísticaReactancia

E) Característica Reactancia con MhoEsta ca ística se consigue con una combinación de características de Reactancia

stica Mho. Es direccional por naturaleza y opera

medición ylección de fase. Par almente cuentan con tres unidades de medida fase-fase

racter

Direccionales con un control de caracterícuando las impedancias medidas están dentro de este círculo. Ver figura 5.9.

Los Relés de Distancia operan normalmente siguiendo una secuencia de arranque,se a ello, normindependientes en cada zona. Las Impedancias entre fases pueden ser calculadas según elcircuito mostrado en la Figura 21 donde se tiene:

LVC – Nov 2005 77




Dondea, Vb = Tensiones de fase

Corrientes de fase

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

V Ia, Ib =

La Protección de Distancia depende no solamente de las corrientes sino también de lasnsiones en la línea; por tanto, están expuestas a falsas operaciones por las oscilaciones de

de esta tensión, como en los siguientes casos:

El Relé de Distancia debe contar con una función adicional que le permita detectarexiste la posibilidad de

de Medida (Loss of Voltage)l Relé de Distancia debe contar con un bloqueo de su operación cuando se pierde la

aria una alarma.

La Prot se puede obtener un ajuste que garantice una completa selectividad. Por tal motivo se ajusta una

la protección diferencial de la línea opera bajo el principio de comparar las corrientes de

e un enlace de comunicaciones, el cual suele ser de fibra óptica por

a relación de las corrientes remota ylocal.

te potencia que se pueden presentar en el sistema, ya que durante estas perturbaciones es posibleque las impedancias vistas por el Relé de Distancia sean variables, y en algún momento de laoscilación, la impedancia medida puede caer dentro de la zona de operación del Relé. Por talmotivo, se requiere un Bloqueo por Oscilación de Potencia (función 68) para impedir estaoperación indeseada.Como la Protección de Distancia depende de las tensiones en la línea tiene problemas deoperación en ausencia

• Energización de la línea con falla (Switch onto Fault)

una falla al momento de energizar la línea, ya que siempreenergizar sobre una falla.

• Pérdida de la TensiónEmedida de la tensión de la línea. Es evidente que es también neces ección de Distancia no puede ser ajustada para cubrir el total de la línea porque no

primera zona para cubrir aproximadamente el 85% de la línea y una segunda zona para cubrirel 120% de la línea, garantizando con ello la cobertura total. Para garantizar la selectividad dela protección, la segunda zona requiere de un esquema de teleprotección, el cual permite latransmisión de información lógica para el correcto funcionamiento de la protección, tal comoha sido antes descrito.

Protección DiferenciaLambos extremos mediantsu gran eficiencia, tal como se muestra en la figura 5.11.La característica de operación de esta protección se representa en el plano alfa (α), el cual es

un plano complejo donde se grafica los componentes de l

LVC – Nov 2005 78




b ja I I

L

R ⋅+== α

Figura 5.11 – Protección Diferencial de Línea

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

nrestricciooperacion I k I ⋅=

R L R L I I k I I −⋅=+

L

R

L

R I I

k I I

−⋅=+ 11

[ ]22222 )1()1( bak ba +−⋅=++

que en el plano alfa de las variablesa y b se obtiene una característica circularomo la mostrada en la figura 5.12.

Esto significac

Figura 5.12 – Característica de la protección diferencial en el plano alfa

LVC – Nov 2005 79




Se requi sación de lacorriente de carga de la línea, la cual es un valor constante y representa una diferencia deorrientes que no representa una falla.

de la línea efectúa disparos de apertura definitiva en lanea de transmisión.

ESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAs causas, como

n el contacto de un árbol o una descarga atmosférica en un conductor de una fase de la línealamiento fase- tierra como consecuencia de la

l orden de 250 Ohmios. En las líneas

a detección de las corrientes de falla a tierra puede ser efectuada mediante la medición de laicamente no deberia existir; sin embargo como consecuencia

valor mínimo.

ases.

polar para lo cual se debe

cia Negativa

La polariza es muy fácil de aplicar, ya que la polarización de los transformadores quese conectan

ere considerar en la característica de operación una adecuada compen

c DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLALa Protección de las fallas entre faseslí 5.4.2 Fallas por cortocircuitos de una fase y tierra con alta impedancia

DLas fallas monofásicas en las líneas de transmisión son producidas por diversasode transmisión. Al producirse la pérdida del ais

falla, se establece una corriente de falla que circula por tierra hasta retornar al(os) neutro(s)de la(s) fuente(s) donde el sistema está puesto a tierra.La circulación de la corriente de falla se ve afectada por la Resistencia de Puesta a Tierra en el punto de falla, la cual teóricamente debe ser baja, menor de 25 Ohmios (10); pero, por causa dela naturaleza del terreno (roca o desierto) suele ser dedonde se tiene cable de guarda la situación puede ser mejor porque este cable constituye uncamino paralelo de baja resistencia para el retorno de la corriente del punto de falla al(os)neutro(s) de la(s) fuente(s). La proteccion para los cortocircuitos fase-tierra debe ser laapropiada considerando las peores condiciones de la resistencia de puesta a tierra de la linea.Este tipo de fallas es el más frecuente en las líneas de transmisión por lo que es muyimportante contar con una protección muy sensible a estas fallas, sobre todo que tome encuenta lo que se ha mencionado con respecto a la corriente de falla.

PRINCIPIO DE DETECCIONProtección de Sobrecorriente HomopolarLcorriente homopolar la cual teór de alguna carga no balanceada puede tener unSi se tiene una línea radial, se requiere coordinar los ajustes de los reles según el flujo decorriente homopolar hacia la fuente con la finalidad de obtener selectividad en la protección,conforme se ha mencionado para las corrientes de falla entre f Sin embargo, en líneas de interconexión el sentido del flujo de la corriente de falla serásiempre entrando a la línea, ya que se tiene alimentación a la falla desde ambos extremos. Portanto, se requiere detectar el sentido del flujo de la corriente homotomar una referencia o polarización que puede ser:

o Polarización con Tensión Homopolaro Polarización con Corriente Homopolaro Polarización de Corriente de Secueno Polarización Dual (tensión y corriente)ción con tensión es la más usual porquede corriente requiere de las corrientes en los neutros

a la línea.Solamente cuando la polarización con tensión homopolar no resulta apropiada para la protección, se debe considerar la aplicación de una polarización diferente.

(10) Ver Código Nacional de Suministro

LVC – Nov 2005 80




LVC – Nov 2005 81

Protección de DistanciaLa Protección de Distancia utiliza las corrientes y tensiones para calcula

E E aaa Z I Z I V ⋅−⋅=

E a

E a

aa

Z Z

⎞⎛ =

I Z

I

V

⋅⎟⎟

⎠⎜⎜

⎝ +

r permanentementes impedancias vistas en el extremo de la línea, de manera que al producirse una falla dentroe la línea se puede determinar si la impedancia medida por el rele está dentro de la zona de

trado en la figura 5.13 donde se tiene:

Va = Tensión de fase a

Ia = Corriente de fase a Za I = Corriente de retorno por tierra

orno por tierra

Luego, la Impedancia vista por el Relé será:

e debe notar que el valor de la Impedancia Za que se mide en el momento de una fallaepende de la longitud de la línea hasta el punto de falla, mientras que la relación de ( Z E /Za )o depende de la longitud de la línea sino solo de los parámetros de la línea.

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

lad proteccion.Los Relés de Distancia operan normalmente siguiendo una secuencia de arranque, medición yselección de fase. Para ello, normalmente cuentan con tres unidades de medida fase-tierraindependientes en cada zona. Las Impedancias fase-tierra pueden ser calculadas según elcircuito mos

Donde

= Impedancia de fase a E

Z E = Impedancia del ret

Sdn

Para evaluar relación ( Z /Za ) se debe considerar que la tensión en la fase (a) es función de lacorriente :

E

por dicha fase más el acoplamiento mutuo de las otras dos fases; luego

mcmbaa Z I Z I Z I V ⋅+⋅+⋅=




LVC – Nov 2005 82

)( 10 Z Z I Z I V

D

01aa −⋅+⋅=

)3(3 0

11

I Z

Z

V Z a

⋅⋅⎟⎟

⎠

⎞

⎝ ⋅

−=

1

0 Z I a ⎜

⎜⎛

+

10 3 Z Z

k L

⋅== 10 Z Z Z E −

00a1 3 I k I

V Z a

⋅⋅+=

ondeVa = Tensión en la fase a

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

Pero las 1) y de secuencia cero ( Zo) son:

Luego, cir que

e donde se obtiene que

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

la Impedancia que se mide cuando hay una falla fase-tierra es

e debe tom ién que el Flujo de Potencia por la línea, en condiciones de pre-lla, tiene una influencia en la medida de la Impedancia vista por el Relé cuando se tiene unalla con alto valor de la Resistencia de Puesta a Tierra. Para ello, se puede considerar el

ircuito de la figura 5.14 donde la Impedancia vista en el Relé como el cociente entre la

Figura 5.14 – Falla con Resistencia de Puesta a Tierra

Impedancias de secuencia positiva ( Z

Z 1 = Z - Zm

Z 0 = Z + 2·Zm

se puede dedu

D

la

Y

S ar en cuenta tambfafactensión y la corriente es igual a:




⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜

⎝

⎛ ⋅+⋅=

⋅+⋅⋅==

A

f f L

A

f f A L

A

A A I

I R Z m

I

I R I Z m

I V

Z


LVC – Nov 2005 83

⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜

⎝

⎛ ⋅+⋅=

⋅+⋅⋅==

A

f f L

A

f f A L

A

A A I

I R Z m

I

I R I Z m

I V

Z

M E E E aaa Z I Z I Z I V ⋅−⋅−⋅=

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

• La Impedancia correspondiente a la longitud de la línea hasta el punto de falla• La Resistencia d ue es igual a la relación entre la

corriente de falla y la corriente del Relé ( If/I A).n consecuencia, este segundo componente será puramente resistivo solamente si lasorrientes d que significa que se puedener un sobrealcance o un subalcance en la medición total del Relé, tal como se muestra en lagura 5.15.

na

e Falla afectada de un factor q

Ec e falla y del Relé tienen el mismo ángulo de fase, lotefi

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

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

líneas paralelasFigura 5.16 – Circuito para calcular la Impedancia en

Donde:Va = Tensión de fase a Ia = Corriente de fase a

LVC – Nov 2005 83




LVC – Nov 2005 84

E a

E a

a

a

I Z

I Z

I

V

⎟ ⎠⎜⎝ ⎟ ⎠⎜

⎝ M E

a Z Z

Z ⋅⎟

⎞⎜⎛

+⋅⎟ ⎞

⎜⎛

+=

La

M M Z Z k ==

M Z Z

000 33 I k I k I Z

M aa

⋅⋅+⋅⋅+=

V a

Za = Impedancia de fase a I E = Corriente de retorno por tierra Z E = Impedancia del retorno por tierra Z M = Impedancia mutua de secuencia cero entre las líneas paralelas

Luego, la Impedancia vista por el Relé será:

ambién se define el factor de acoplamiento cero entre las líneas paralelas

Luego l á:

ISPAROSl producirse una falla fase-tierra el Relé detecta la falla y si ha efectuado la correctalección de fase puede proceder con una apertura monopolar con la finalidad de proceder a

n Recierre. También se puede efectuar un recierre Tripolar.n ambos casos se debe hacer una Verificación de Sincronismo o una Supervisión de

5.6 equerimientos de Protección por funcionamiento anormal del sistema

.6.1 a Línea

l producirse un cortocircuito externo a la línea no se afecta a la línea protegida; más bien, larotección de la línea sirve de protección de respaldo para despejar estas fallas. Esto esosible sola as como son las protecciones de sobrecorrientede distancia, pero no es posible con las protecciones unitarias por su propia naturaleza.

RINCIPIO DE DETECCION

que puede ver las fallasás allá de la línea protegida. En particular, es deseable que la tercera zona pueda cubrir la

T

a Impedancia medida por el Relé ser

D Y SEÑALIZACION DE LA FALLAAseuETensión, a fin de que no se produzca un segundo Recierre sobre falla.

R 5 Cortocircuito externo a l DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAA p p mente con las protecciones graduady PProtección de SobrecorrienteLas Protecciones de Sobrecorriente serán coordinadas para actuar con una temporizaciónmayor que la protección de sobrecorriente de las líneas siguientes.

Protección de Distancia - Efecto InfeedLa Protección de Distancia cuenta con una segunda y una tercera zonam




B B A A A A Z I I Z I V ⋅++⋅= )(

B A B B

A A

le Z K Z Z I

Z I

Z ⋅++=⋅⎟⎟

⎠⎜⎜

⎝ ++== )1(1Re

talidad de las líneas siguientes a la línea protegida. Ver la figura 5.17 donde se muestra unatoaplicación típica.

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

S

I V ⎞⎛

A A

in embargo, cuando se tiene un sistema complejo, en las barras donde convergen las líneasque conectan varias centrales al sistema, aparecen corrientes que se suman a las que alimentanuna falla, las cuales no son vistas por los Relés de Distancia. Esto se denomina Efecto“Infeed”, el cual provoca un subalcance. En la figura 5.18 se muestra un sistema complejo yse puede calcular la impedancia vista por el Relé en la barra A donde se puede apreciar que lamayor corriente que circula por la línea siguiente ocasiona un efecto de subalcance porque lasfallas se″alejan” del relé..

Luego, la Impedancia vista por el Relé de Distancia en A será:

CION DE LA FALLAl detectarse una falla externa, la protección actúa con la temporización necesaria paraermitir actuar a las correspondientes protecciones y así evitar disparos indeseados. Losisparos de ercera zona son tripolares y definitivos.

Si no hubiese la corriente I B la impedancia medida sería la suma de las impedancias; pero,como consecuencia de esta corriente, la cual no es registrada por el Relé, existe unsubalcance, ya que se mide una impedancia mayor que la real. En la figura 5.18 se puedeapreciar como la falla en el punto F se aleja como consecuencia del infeed.

DISPAROS Y SEÑALIZAA pd las protecciones de segunda y t

LVC – Nov 2005 85




Figura 5.18 – Efecto Infeed

5.6.2 Sobretensiones permanentesDESCRIPCION Y RIESGOSLas líneas de transmisión son instalaciones con aislamiento en el aire, el cual es auto-regenerativo, por lo que las sobretensiones permanentes de operación no afectan la vida útilde los aisladores. Más bien, las sobretensiones en el sistema son consecuencia de un exceso de potencia reactiva en la red, la cual es producida, en parte, por la capacitancia de las líneas. Portal motivo, cuando se detectan sobretensiones es posible considerar la desconexion de laslíneas de transmisión; pero, esta protección debe ser calibrada con un criterio de sistem .

PRINCIPIO DE DETECCIONara la detección de las Sobretensiones se emplea Relés de Sobretension (59), los cuales

s de actuación. Estos relés deben estar conectados as Barras.

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

a

P

deben tener por lo menos dos o tres nivelela DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAAl producirse una sobretensión se requiere efectuar las siguientes acciones:

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

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

de Reactores que se pued

LVC – Nov 2005 86




ENLACE

DE

TELECOMUNICACIONES

SISTEMA

COMUNICACIONES COMUNICACIONES

EQUIPO DETELEPROTECCION

EQUIPO DETELEPROTECCION

DE

PROTECCIONRELE DE

PROTECCIONRELE DE

PROTECCION

MEDIO DE TRANSMISIONTELEEQUIPO DE

TELEEQUIPO DE

5.7 equerimientos de Protección por Estado inapropiado de las Líneas

DESCR ALLALa umanifie métrica que ocasionarán corrientes desecu cA veces nductor roto lo que significa que

tiene una falla fase-tierra.

RINCIPIO DE DETECCIONce la Rotura de un

onductor el Relé de Protección, el cual está alimentado por las tensiones de fase y las

corriente que fluye por la fase averiada está debajo delínimo valor de la corriente definido para la línea mientras que las corrientes en las fases

rma para que se proceda con la supervisión de las

5.8 onsideraciones para la Teleprotección

línea de transmisión. Esta transmisión de la señal esidireccional, lo que significa que debe permitir la transmisión simultánea de las señales de

a un Enlace de Comunicaciones conectado

Figura 5.19 – Sistema de Telecomunicaciones y Teleprotección

R 5.7.1 Rotura de un Conductor

IPCION Y RIESGOS DE LA Frot ra de un conductor de Fase es una falla frecuente en las líneas de transmisión y se

sta como una carga o interconexión asien ia negativa en los generadores.

esta falla está acompañada de la caida al suelo del cose PSe usa una lógica de corrientes que considera que cuando se produC

corrientes de línea, detectará que lamsanas están muy encima de este valor.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAAl producirse esta falla se da una alamagnitudes de la operación de la línea antes de que el operador desconecte la línea.

C 5.8.1 Sistemas de Telecomunicaciones

El propósito del empleo de las Telecomunicaciones para fines de teleprotección es conduciruna o más señales del equipo de protección de una subestación a un equipo similar en lasubestación del extremo remoto de la buna subestación a otra. En la figura 5.19 se muestr a una aplicación de Protección. Se debe aclarar que en un Enlace se puede tener otrasaplicaciones, las cuales no han sido representadas.

LVC – Nov 2005 87




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

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

• Sistemas de Teleprotección Lógicos cuando se transmite señales del tipo digital.

Un Sistema de Telecomunicaciones debe tener varias características para que pueda asegurarel cabal cumplimiento de sus funciones como son:

PotenciaEs la capacidad de transmisión de la señal. Debe ser la adecuada para anular las

inevitables atenuaciones y pérdidas que se pueden producir en el medio detransmisión y que pueden ser críticas en condiciones de falla de la línea.

Ancho de BandaEs la banda de frecuencia utilizada para la transmisión de las señales. La cantidad de

elocidad

na protección rápida.

ales correctamente cuando sea necesario,aún cuando en condiciones de falla el medio de transmisión pueda perjudicar su

sempeño.

Segurid cuando en

peración normal de la línea se tenga ruidos como los causados por efecto corona.

Capaci

s de Comunicaciones que se utilizan para la Teleprotección son básicamente lossiguien

) Hilo Piloto

nsiste de un par de hilos instalados en una línea aérea o cablesubterrásistematransmi crítico durante las fallas, en las cuales se puede presentar altas tensionesinducidas.

información transmitida es directamente proporcional al ancho de banda utilizado; pero un mayor ancho de banda está más expuesto a los ruidos que atenúan la señal.

VLas señales de protección deben ser transmitidas tan rápido como sea posible con lafinalidad de asegurar u

Fiabilidad (dependability)Es la capacidad de transmitir y recibir señ

de adEs la capacidad de no aceptar señales espurias como correctas, aúno dadEs la cantidad de señales que puede ser transmitida dentro de una canal decomunicación.

Los Sistemates:

a

El sistema de Hilo Piloto coneo para transmitir señales como las corrientes, tensiones y/o los valores de fase. Estetiene el inconveniente de estar expuesto a la permanente interferencia de la línea de

sión y es más

LVC – Nov 2005 88




Para evruta dif

corriente alterna a la frecuencia del sistema; pero, aveces scontinu

a de fibra optica descrito en el punto c).

ntrada de las señales a la Subestación mediante una Trampa de Onda. Se debeencionar que las Cuchillas de Puesta a Tierra de la Línea están ubicadas fuera del Enlace de

fallas puede ser más crítica la transmisión, ya que la propia falla puede ser causae una gran atenuación de la señal. Por esta razón no se utiliza acoplamientos sencillos (fase-

Figura 5.20 – Clases de Acoplamientos de la Onda Portadora

itar la interferencia con la línea de transmisión muchas veces se prefiere emplear unaerente de la línea, lo que trae consigo otras complicaciones para su realización.

La transmisión puede ser efectuada ene emplea señales moduladas en una frecuencia de audio (2 kHz) o en corrientea.

Por las dificultades operativas expuestas este sistema debera evolucionar y sera reemplazado por el sistem

b) Onda Portadora

El sistema de Onda Portadora envía señales de alta frecuencia utilizando la misma línea detransmisión como medio para las telecomunicaciones. Para ello, los Equipos

Transmisores/Receptores de Onda Portadora son acoplados a la Línea de Transmisión a travésde un Capacitor (que usualmente es el mismo del Transformador de Tensión Capacitivo) y sefiltra a la emTelecomunicaciones por lo que la Puesta a Tierra de la Línea no le afecta a la transmisión dela alta frecuencia.

Este sistema también tiene el inconveniente de estar expuesto a la interferencia de la línea detransmisión. En la operación permanente el ruido del efecto corona causa interferencia; pero,durante lasdtierra) sino que se prefiere acoplamientos redundantes (fase-fase o mejor terna-terna). En la

figura 5.20 se muestra estos acoplamientos.

LVC – Nov 2005 89




En el acoplamiento monofásico la línea de retorno es aparentemente tierra, cuya resistencia para la alta frecuencia es relativamente grande; pero, las corrientes en realidad fluyen tambiéna través de la capacidad con tierra de los conductores no acoplados y de la capacidad entreellos mismos. La atenuación y las pérdidas de este proceso perjudican notablemente eldesempeño de este acoplamiento. Es evidente que en el acoplamiento fase-fase se tiene unaredundancia en relación al acoplamiento fase-tierra; pero, sigue siendo crítica la transmisiónen el caso de una falla trifásica en la línea. En el acoplamiento terna-terna se obtiene un mejordesempeño porque la falla de una línea solo afecta a una parte del conjunto.

La Onda Portadora transmite señales en el rango de 40 kHz – 400 kHz, siendo preferidas lasfrecuencias mas bajas sobre todo para las líneas largas. Cada enlace emplea un ancho de banda de 4 kHz ó 8 kHz en cada sentido. La transmisión puede hacerse con el envío (o noenvío) de la señal; pero, también con el envío de una señal permanente (señal de guarda) en

una determinada frecuencia, la cual se cambia por otra señal de una frecuencia algo diferente(señal de operación o disparo).

c) Fibra Óptica

El sistema de Fibra Óptica utiliza una fina fibra de vidrio (óxido de silicio y germanio), lacual tiene una baja atenuación a las ondas de luz que pueden viajar en su interior, debido a sualto índice de refracción y está rodeado de un material similar con un índice de refracciónmenor. De esta manera el cable de fibra óptica actúa como una guía de onda de la luzintroducida po

apacidad con unaelocidad de transmisión de 64 kbits/segundo. Sin embargo, existen enlaces de hasta 2

ntre ambos puntos extremos. Por tanto, muchas veces esecesario utilizar Estaciones Repetidoras. Este sistema, por su naturaleza, es totalmente

inmune gnéticas de la línea.

r un láser, o por un diodo emisor de luz (LED).

El Cable de Fibra Óptica suele ser instalado dentro del Cable de Guarda de la línea de

transmisión, ya que por tratarse de la transmisión de luz es totalmente inmune a lasinterferencias electromagnéticas de la línea. Además, los Relés normalmente están preparados para un acoplamiento directo a la Fibra Optica. Por estas razones, este medio resulta de muyfácil aplicación e integración a la protección de las líneas de transmisión.

Existen enlaces de distinta capacidad y en una aplicación específica de protección, donde seutiliza señales analógicas y lógicas, es usual emplear enlaces de mediana cvMbits/segundo.

d) Radio UHF

El sistema de Radio usado para las telecomunicaciones envía señales en una banda querequiere una línea de visión en

a las interferencias electroma El Radio transmite sus señales en el rango de 1350 MHz – 39500 MHz, aunque también seutiliza la banda de 380 MHz – 470 MHz. Cada enlace utiliza un ancho de banda que puede serde 200 MHz hasta 2500 MHz, según la aplicación.

5.8.2 Sistemas de Teleprotección Analógica

Se constituye un Sistema de Teleprotección Analógica cuando se aplican las siguientes protecciones:

LVC – Nov 2005 90




A) Protección Diferencial Longitudinal

En esta protección se detecta las fallas cuando existe una diferencia entre las corrientes de

Figura 5.21 – Protección Diferencial Longitudinal

entrada y salida de la línea. Evidentemente no se debe considerar como falla la diferencia decorrientes por causa de la corriente de carga de la línea. Para la Protección DiferencialLongitudinal se puede emplear Hilos Piloto o Fibra Optica.

B) Protección por Comparación de Fase

n esta protección se mide el ángulo de fase de la corriente de entrada a la línea en ambos

Figura 5.22 – Protección de Comparación de Fase

E

extremos y se puede detectar la falla cuando existe un desfase de 180° que indica que lacorriente no fluye por la línea sino que ambos extremos alimentan una falla. Para laProtección por Comparación de Fase se puede emplear Onda Portadora o Fibra Óptica.

Como se aprecia en la figura 5.22, el sistema es sumamente selectivo ya que cuando se produce una falla externa como las indicadas en F1 y F3 las corrientes en ambos extremos

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estarán prácticamente en fase; pero, si se produce una falla interna como la marcada en F2,ambos extremos alimentarán la falla y las corrientes tendrán un desfase de 180°.

Hay dos sistemas de Comparación de Fase que son:

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

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

En este sistema solamente se necesita entrada de corrientes y no se considera la magnitud sinoel ángulo de fase; por tanto, no es afectado por las oscilaciones de potencia ni tampoco por lascorrientes de secuencia cero inducidas en las líneas paralelas.

5.8.3 Sistemas de Teleprotección Lógica

Se dice que se tiene un Sistema de Teleprotección Lógica cuando se envía señales tipo digitalde una subestación a otra para establecer una lógica que permita decidir si existe una falla conla finalidad de efec res. Estos sistemas se pueden clasificar en los siguientes tipos:

• Sistemas para Transferencia de Disparo que transmiten señales directas o permisivasentro del alcance calibrado en el Relé.Existen básicamente los siguientes tipos:

Debido puedeemp r Piloto, O

) Bloqueo por Comparación Direccional (DCB)

ea• Zona 2 al 120% de la longitud de la línea

o será despejado por la Zona 2 en un tiempo mayor.a Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo tiempos más cortos. Para ello,

la Z aseñal desea may ndica un ajuste del 50% que es mayor que el exceso

del 20% que tiene ajustada la Zona 2.

tuar el correspondiente disparo de los interrupto

• Sistemas de Comparación Direccional que transmiten señales permisivas o de

bloqueo según la dirección de la corriente (entrando o saliendo de la línea). Existen básicamente los siguientes tipos:

del disparo cuando se detecta una falla d

a que en estos sistemas solamente se requiere enviar señales tipo digital se

lea cualquiera de los Sistemas de Telecomunicaciones antes mencionados; es decir, Hilonda Portadora, Radio o Fibra Óptica.

A En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales podrian estarajustados de la siguiente manera:

• Zona 1 al 85% de la longitud de la lín

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

En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas en el 85% de la longitud sondespejadas por la Zona 1 y el 15% alejadL

on 2 está habilitada para actuar sin ninguna temporización, siempre que no se reciba una bloqueo del extremo remoto. Es importante que el alcance de la Zona R de Bloqueoor que la Zona 2. En este caso se i

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Es dmenos dcon ello n caso no esté disponible la teleprotección.

on Bloqueo por Comparación Direccional (DCB)

menos dcon ello n caso no esté disponible la teleprotección.

on Bloqueo por Comparación Direccional (DCB)

evi ente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea por loel 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo, garantizandoun eliminación de la falla en tiempo cero e

te que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea por loel 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo, garantizandoun eliminación de la falla en tiempo cero e

Figura 5.23 – Teleprotección cFigura 5.23 – Teleprotección c

Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existe el peligro de que un ruido produzcaun disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia de la falla. Tampocoexiste el peligro de que la falla provoque una atenuación de la señal de bloqueo porque esta

durante o de

tiempo.

señal se envía usando la línea sana, ya que la falla es externa a la línea.

En la figura 5.23 se muestra la lógica que se emplea. Se debe notar que es necesario untiempo de coordinación para esperar que llegue la señal de bloqueo y no se produzca una falsaoperación por esta causa.

B) Desbloqueo por Comparación Direccional (DCU)

En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales podrian estarajustados de la siguiente manera:

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

En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas en el 85% de la longitud sondespejadas por la Zona 1 y el 15% alejado será despejado por la Zona 2 en un tiempo mayor.La Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo tiempos más cortos. En estesistema la Zona 2 es permanentemente deshabilitada por una señal de bloqueo, excepto

las fallas internas en que se desbloquea para permitir su actuación sin retard

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Es importante que el alcance de la Zona R de Bloqueo sea mayor que la Zona 2. En este casose indica un ajuste del 50% que es mayor que el exceso del 20% que tiene ajustada la Zona 2.

Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea por loenos 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo, garantizando conm

ello una eliminación de la falla en tiempo cero en caso no esté disponible la teleprotección.

Figura 5.24 – Desbloqueo por Comparación Direccional (DCU)

Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existe el peligro de que un ruido produzcan disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia de la falla.

stá en funcionamiento. Cuando se produce una falla, la señal de guarda cambia a la

ornto, para este caso se incluye una “ventana de tiempo” para que la Zona 2 pueda actuar.

C)

onmayor.

rtos. Para ello,ón directa de

disparo del I

a señal de disparo se aplica sin ninguna lógica en la Subestación Local. Por tal motivo

uUsualmente el sistema de comunicaciones transmite una señal de guarda, de baja potencia y

en una frecuencia que no es la de operación normal, lo que permite verificar que el sistemaefrecuencia normal y se emite con una mayor potencia, de manera de asegurar la correctaoperación del sistema. Si se produjera una falla en la recepción de la señal de guarda y no hayrecepción de la señal de operación, existe la posibilidad que se deba a una falla en la línea; pta

Transferencia de Disparo Directo (DUTT)


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

En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas al 85% de la longitud sdespejadas por la Zona1 y el 15% alejado será despejado por la Zona2 en un tiempoLa Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo tiempos más cola Zona1 de la Subestación Remota envía una señal, la cual provoca una acci

nterruptor Local.

Ltambién se le denomina Interdisparo por subalcance de distancia (Intertripping underreach

distance protection). También se dice Interdisparo No permisivo por subalcance de distancia(Non-permissive underreach distance protection).

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

Figura 5.25 – Transferencia de Disparo Directo (DUTT)

Si solo se usa un canal de comunicaciones existe el peligro de que un ruido en la línearovoque una señal espuria y se produzca un disparo indeseado. Por esta razón, es necesario

) Aceleración de Zona (ZA)

onor.

menos 60% para garantizando conello una eliminación de la falla en tiempo cero en caso no esté disponible la teleprotección.

putilizar dos señales obtenidas de dos enlaces de distinta frecuencia para que el buen

funcionamiento no sea afectado por un ruido.D En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales podrian estarajustados de la siguiente manera:

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

En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas al 85% de la longitud sdespejadas por la Zona1 y el 15% alejado será despejado por la Zona2 en un tiempo mayLa Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo tiempos más cortos. Para ello,la Zona1 de la Subestación Remota envía una señal, la cual hace intervenir a la ZonaA quetiene un mayor alcance que la Zona1. Usualmente se utiliza como ZonaA a la Zona2 y se diceque se acelera su operación porque actúa sin ninguna temporización.

Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea por locubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo,

Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existe el peligro de que un ruido produzca

un disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia de la falla. Más bien,existe el peligro de que la falla en la línea provoque una atenuación de la señal de aceleración.

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Figura 5.26 – Teleprotección con Aceleración de Zona

E) Disparo con Subalcance Permisivo (PUTT)

En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales podrian estar

ajustados de la siguiente manera:• Zona 1 al 85% de la longitud de la línea• Zona 2 al 120% de la longitud de la línea

En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas al 85% de la longitud sondespejadas por la Zona 1 y el 15% alejado será despejado por la Zona 2 en un tiempo mayor.La Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo tiempos más cortos. Para ello,la Zona 1 de la Subestación Remota envía una señal, la cual se convierte en disparo delInterruptor Local solamente si la falla ha sido vista por la Zona 2 de la Subestación Local. Laseñal de la Zona 1 (Subalcance) es sólo permisiva ya que se necesita confirmar la existenciade la falla por la Zona 2 para que se produzca el disparo.

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

Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existe el peligro de que un ruido produzcaun disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia de la falla. Más bien,existe el peligro de q l permisiva.ue la falla en la línea provoque una atenuación de la seña

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

F) Disparo con Sobrealcance Permisivo (POTT)


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

En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas al 85% de la longitud sdespejadas por la Zona 1 y el 15% alejado será despejado por la Zona 2 en un tiempo mayoLa Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo tiempos más cortos. Para ello,la Zona 2 de la Subestación Remota envía una señal, la cual se convierte en disparo delInterruptor Local solamente si la falla ha sido vista por la Zona 2 de la Subestación Local. Lseñal de la Zona 2 (Sobrealcance) es sólo permisiva ya que se necesita confirmar la existenciade la falla por la Zona 2 para que se produzca el disparo.

Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea por lo

onr.

a

menos 6 do conello una eliminación de la falla en tiempo cero en caso no esté disponible la teleprotección.

el peligro de que un ruido produzcan disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia de la falla. Más bien,

0% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo, garantizan

Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existeuexiste el peligro de que la falla en la línea provoque una atenuación de la señal permisiva.

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

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

Tabla 5.3 – Esquemas de Teleprotección Lógica

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

Zona1 DETECTA LA FALLA YOPERA ENt1 = 0 Seg.


Zona1 DETECTA LA FALLA YOPERA ENDCB

SI ZonaR opuestaNO envía Señal DCB

NO HAY DisparoZonaR

NO

t1 = 0 Seg.

t1 = 0 Seg.

OPERA ENt1 = 0 Seg.


DETECCIONDE LA FALLA

ZonaR = 50%ZLineat1 = 0

Zona1, ZonaA, Zona2 y Zona3con alcances y tiempos similares a Subestacion Local

Zona2 = 120% ZLineat2 = 0.5 s

Zona3 > 150% ZLineat3 = 1 s

SUBESTACIONREMOTA

NO HAY DisparoNO HAY Señal


Si se recibe Señal POTTZona2 dispara con t2=0

Zona1 = 80%ZLineat1 = 0

ZonaA = 120% ZLineatA = 0




sparoNO HAY Señal

Zona 2 DETECTA LAFALLA

OPERA EN t1 = 1 Seg.

Si se recibe Señal POTTZonaA dispara con t2=0


FUNCIONAMIENTOSIN

TELEPROTECCION

DUTT con t=0

Zona 1 DETECTA LA FALLAOPERA EN t1 = 0 Seg.

Zona 2 DETECTA LA FALLAOPERA EN t1 = 0.5 Seg.

DUTT

LINEAS DE TRANSMISIONLINEA PROTEGIDA LINEA SIGUIENTE

Zona2 dispara con t2=0

SUBESTACIONLOCAL

envía Señal DCB

HAY DisparoZonaR

envía Señal DCB

Zona2 dispara con t2=0 envía Señal DCB

AY DisparoZonaR

envía Señal DCB

AZNO HAY Disparo

NO HAY Señal

Si se recibe Señal PUTTZona2 dispara con t2=0 F

U N C I O N A M I E N T O

C O N

T E L E P R O T E C C I O N

T R A N S F E R E N C I A

D E D I S P A R O

R A C I O N

C C I O N A L

PUTT

POTT

Zona1 DETECTA LA FALLA YOPERA ENDCU

SI ZonaR opuestaNO envía Señal DCB

NO HAY DisparoZonaR

NO H C O M P A

D I R E

Zona1 DETECTA LA FALLA YNO HAY DiDisparo por recepción de

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

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


DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCIONAl producirse una Falla de Interruptor se debe proceder de la siguiente manera:

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

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

a Falla de Interruptor debe concluir en una Apertura y Bloqueo de Cierre del Interruptorde la falla.

5.10 ransmisión

cciones Principales, las cuales deben ser conectadas a un juego de

de Respaldo, las cuales deben ser conectadas armadores de Corriente y Tensión de los utilizados

or otra parte, sobre la base de esta segregación se procederá a definir las tensiones den corriente continua de la siguiente manera:

uipos• Protecciones Principales

Sistema 2 de Corriente Continua Rectificador-Batería

Lhasta detectar la causa

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

• ProteTransformadores de Corriente y Tensión.

• Protecciones Redundantes ysecundarios diferentes de Transfo por las Protecciones Principales.

Palimentación a las protecciones e

Sistema 1 de Corriente Continua Rectificador-Batería• Protecciones Propias de los Eq

• Falla interruptor

LVC – Nov 2005 99




• Protecciones RedundantesProtecciones de Respaldo•

5.11 Requisi tección de las Líneas de Transmisión

ientes:

32 kV• Líneas de Alta Tensión con nivel 132 kV

A s eIntercon siguientes rangos:

las proteccionesivamente. En cada línea selíneas largas.

• Falla interruptor

tos Mínimos de Pro Los Requisitos Mínimos de Protección para las Líneas de Transmisión se establecen según losniveles de tensión que son los sigu

• Líneas de Alta Tensión con niveles menores de 1

• Líneas de Alta Tensión con nivel 220 kV• Líneas de Muy Alta Tensión (mayores a 245 kV)

u v z, dentro de cada nivel de tensión se debe distinguir dos casos: Líneas Radiales eexiones; y para estas últimas se define los

• Líneas Cortas• Líneas Medianas• Líneas Largas

En el plano RP-LT-01, RP-LT-02, RP-LT-03 y RP-LT-04 se muestramínimas para las líneas 60 kV, 132 kV, 220 kV y 500 kV, respectha considerado tres casos que son: líneas cortas, líneas medianas y

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Capítulo 6 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS PARA LASPROTECCIONES SISTEMICAS

6.1 Objetivo de la Protección Sistémica

Como se ha explicado, el SEP puede ser sometido a solicitaciones de Sobretensiones y/oSobrecorrientes que pueden producir Oscilaciones de las Máquinas, las cuales debenamortiguarse; caso contrario, serán peligrosas para su funcionamiento, afectando suestabilidad y provocando la desconexión de las mismas, con lo cual se deja de atender lademanda.

Sin embargo, se debe tener en cuenta que el objetivo final es el funcionamiento del sistemaeléctrico en su conjunto; es decir, no se trata de que la protección tenga la máximasensibilidad y la mayor velocidad para detectar y eliminar las condiciones que afectan a losequipos, ya que muchas veces esta actuación de la protección puede comprometer aún más lasituación del sistema eléctrico para cumplir con su cometido. De esta manera, muchas vecesla mejor solución para el sistema es mantener el equipo que retirarlo del servicio prontamente.Indudablemente, esto no significa que se deba atentar contra la integridad de los equipos enforma individual. Lo que se plantea es un compromiso entre la Velocidad y la Seguridad de laProtección, la cual a su vez está vinculada con la Calidad del Suministro, ya que si bien esdeseable que una falla sea despejada rápidamente, un disparo indeseado o la salida anticipadade una parte del sistema termina afectando su capacidad para atender la demanda.

Por tanto, se requiere de protecciones que no sean diseñadas en función de los equipos enforma individual, sino en función del sistema eléctrico en su conjunto. Se les denominaProtecciones Sistémicas y son adicionales a las de los propios equipos o instalaciones. Enfunción de lo expuesto, en el Sistema Eléctrico se requiere contar con un Sistema deProtección que permita:

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

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

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

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

3. Detectar el estado inapropiado en el sistema con la finalidad de tomar las accionesconducentes a evitar perturbaciones en el sistema como son:

a. Sobretensiones por desbalance con pérdida de Potencia Reactiva b. Subtensiones por desbalance con exceso de Potencia Reactiva

En el presente capítulo se presentan los Requisitos Mínimos de Protección que deben ser

empleados en el Sistema, para atender los requerimientos de la operación del SEP. Se debeaclarar que estas protecciones suelen formar parte de las propias instalaciones y se aplican a

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Requerimientoisitos Mínimos de para los Sistemas de Protecci

Requerimientoisitos Mínimos de para los Sistemas de Protecci

Equipamientoón del SEIN

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Equipamientoón del SEIN

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

Requerimiento

émica, la cual

6.2 a

6.2.1 Pérdida de Sincronismo en las Máquinas

ALLA

meno descrito se produce una inestabilidad en el Sistema Eléctrico.

s de Protección contra Fallas del Sistem

ESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FD

Cuando se produce un desbalance de Potencia Activa en el sistema, aparece una oscilación de potencia en los generadores. Si esta oscilación se amortigua, se continúa con la operaciónnormal. Pero, si no se amortigua, se puede llegar a una pérdida del sincronismo, que no le permite continuar al generador con la operación; y además, le ocasiona fuertes exigenciasmecánicas a la máquina.

on el fenóC

PRINCIPIO DE DETECCIONPara la detección se emplea un Relé de Impedancia en el Generador (78), mirando hacia elsistema. Cuando se produce una Oscilación de Potencia que deviene en Pérdida deSincronismo, la Impedancia vista como el cociente de la tensión y la corriente resulta en ungráfico como el mostrado en la Figura 1.

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




Como consecuencia de la oscilación de potencia, la cual provoca la pérdida de sincronismo, laimpedancia registra un vaivén en forma de círculo alrededor del eje de las impedancias.Por esta razón la detección de la pérdida de sincronismo se fundamenta en el registro de la

mencionado. En la Figura 2muestra uno de los modelos empleados para la detección de este fenómeno.

Figura 6.2 – Esquema de Protección de Pérdida de Sincronismo

impedancia con el fin de determinar si se produce el vaivén antesse

Se utiliza Relés de Pérdida de Sincronismo (78) como protecciones especiales endeterminadas ubicaciones del sistema, de acuerdo a configuraciones especiales que se puedandar. En principio debe preverse en las interconexiones entre Subsistemas; pero, también puederequerirse en otras ubicaciones que no se puede anticipar y será objeto de un análisis en particular.La Pérdida de Sincronismo (Out of Step) debe ser analizada con un Estudio de Estabilidad.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAAl producirse una Pérdida de Sincronismo la proteccion debe desconectar el generador delsistema e iniciar una parada del grupo generador. De manera similar, en las interconexionesdebe desconectar la linea.En el caso de una protección ubicada en una línea de transmisión, se efectúa el disparo localdonde está instalado el Relé y el disparo del extremo remoto se efectúa manualmente.

6.2.2 Colapso de Tensión

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAAl producirse un cortocircuito cerca de un centro de carga importante se produce ladisminución de la tensión consecuencia de la falla. Esta caída de la tensión desacelerasensiblemente a los motores cuyo par depende del cuadrado de la tensión. Al mismo tiempo,este fenómeno puede ser agravado por la disminución de la Potencia Reactiva de los Bancosde Capacitores, la cual depende igualmente del cuadrado de la tensión. Después de la falla, losmotore res no sons tratan de tomar una sobrecorriente para acelerarse; pero, si los generado

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capaces de responder a esta súbita exigencia de corriente, se puede producir una masiva

stema

a detección de las tensiones criticas de colapso de tensión se efectúa con Relés de MínimaTensión.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAAl producirse una caída de tensión debe efectuarse los disparos según una secuencia que hasido previamente seleccionada de acuerdo a un estudio de estabilidad de tension.Se debe también indicar que este fenómeno es sumamente crítico dentro de las propiascentrales de generación, donde, dependiendo de la magnitud y duración del colapso de tensión

se pueden perder los motores de los servicios auxiliares. Por tanto, en estas fallas se debeiniciar la secuencia de disparos y se debe evitar el arranque simultáneo de los motores anteuna pérdida de la tensión.

6.3 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema

6.3.1 Bajas frecuencias por déficit de Potencia Activa

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLACuando se produce un déficit de Potencia Activa entre la generación y la carga, se produceuna disminución de la velocidad de las máquinas, lo que se traduce en una reducción de lafrecuencia. Este fenómeno puede ser regresivo por dos razones:

• Al d la máquina y su potencia nominal disminuye. Ver la Figura 3.

• Si se produce la desconexión de un grupo el déficit de potencia reactiva aumenta y

Figura 6.3

función de la Frecuencia

pérdida de carga.Con el fenómeno descrito se produce una falla de Estabilidad de Tensión en el SiEléctrico.

PRINCIPIO DE DETECCIONL

isminuir la velocidad también se disminuye la ventilación de

existe la posibilidad de que se produzca una salida sucesiva de los demás grupos delsistema.

Capacidad del Generador en

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PRINCIPIO DE DETECCIONLa detección de esta condición se efectúa con Relés de Mínima Frecuencia (81-u) con lafinalidad de establecer un Sistema de Rechazo de Carga que permita evitar la desconexión de

ISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAdebe estudiarse a nivel de subsistemas y debe analizarse los

ón mas apropiada. Se emplea un escalonamiento de varios niveles.

echazo de Carga

Figura 6.4 – Sobretensión por Rechazo de Carga

todas las generaciones y las cargas al mismo tiempo.

DLa Protección de Sobretensióndistintos escenarios de operación posible, de manera que se pueda establecer la secuencia dedesconexi 6.3.2 Sobretensiones y sobrefrecuencias por R DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLACuando se produce una pérdida súbita de carga, los generadores tienden a aumentar su

velocidad con el consiguiente aumento de la frecuencia, así como una Sobretensión permanente. En la Figura 4 se muestra el diagrama vectorial para visualizar el fenómeno.

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

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DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAdo, la Protección de Sobretensión debe estudiarse a nivel de

.3.3 Otras Sobretensiones Temporarias

del rechazo dearga; pero, existen otros como son: las Fallas a Tierra, la Resonancia, la Ferrorresonancia y

onforme a lo antes mencionado, la Protección de Sobretensión debe estudiarse a nivelsubsistema para establecer la secuencia de disparo más apropiada.

6.4 Requerimientos de protección por estado inapropiado del sistema

6.4.1 Sobretensiones por exceso de potencia reactiva

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLADurante la operación normal del sistema se puede producir en determinadas zonas del sistema

un exceso de Potencia Reactiva por cualquiera de las siguientes causas:• Pérdida de Compensadores de Potencia Reactiva como son los Reactores en

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

vacío.• Conexión de Bancos de Capacitores.

PRINCIPIO DE DETECCIONPara la detección de las Sobretensiones se emplea Relés de Sobretension (59), los cualesdeben tener por lo menos dos o tres niveles de actuación. Estos relés deben estar conectados alas Barras y a cada circuito conectado a la Subestación.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLALa Protección de Sobretensión debe estudiarse a nivel de subsistemas y debe analizarse losdistintos escenarios de operación posible, de manera que se pueda establecer la secuencia dedesconexión mas apropiada. En principio, al producirse una sobretensión se requiere efectuarlas siguientes acciones:

• Nivel Máximo que corresponde a la situación más crítica para la cual se debe efectuarla desconex os equipos.

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

Al igual que lo antes mencionasubsistemas y debe analizarse los distintos escenarios de operación posible, de manera que se pueda establecer la secuencia de desconexión mas apropiada según los niveles establecidos.

6 DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLALas Sobretensiones Temporarias son fenómenos de poco amortiguamiento, más bien sonsobretensiones sostenidas. El caso más crítico es el que se presenta luegocel Efecto Ferranti.

PRINCIPIO DE DETECCION

Las Sobretensiones Temporarias son detectadas con Relés de Máxima Tensión (59).DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLAC

ión de toda la barra con la finalidad de proteger a l

o

La conexión deo Reactores que se pueda tener en la Subestación.

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

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6.4.2 Subtensiones por déficit de potencia reactiva

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLADurante la operación normal del sistema se puede producir en determinadas zonas del sistema

e las siguientes causas:

Reactiva como son los Bancos de Capacitores

TECCIONara la detección de las Subtensiones se emplea Relés de Mínima tensión (27), los cuales

tres niveles de actuación. Estos relés deben estar conectados a

establecer la secuencia deesconexión mas apropiada. No se debe disparar todos los circuitos simultáneamente.

efectuar las siguientescciones:

• Nivel Menor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen:que se pueda tener en la Subestación.

6.5 Req si Las rotensione cuencias anormales en el sistema; por tanto, lo que se requiere son lossigu t

ronismo (78)

s de ajuste según la aplicación deseada. Enrotecciones sitémicas.

un déficit de Potencia Reactiva por cualquiera d

• Pérdida de Compensadores de Potenciaen Derivación.

• Conexión de Reactores .

PRINCIPIO DE DEP

deben tener por lo menos dos olas Barras y cada circuito conectado a la Subestación.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLALa Protección de Mínima Tensión debe estudiarse a nivel de subsistemas y debe analizarse losdistintos escenarios de operación posible, de manera que se puedadEn principio, al producirse una disminución de la tensión se requierea

o La conexión de los Capacitoreso La desconexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación.• Nivel Mínimo para el cual sólo se debe dar Alarma.

ui tos Mínimos de Protecciones Sistémicas

p tecciones sistémicas deben detectar las oscilaciones de potencia, así como lass y fre

ien es relés

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

Estos dispositivos deben contar con varios umbralela Tabla 6.1 se muestra los requisitos mínimos de p

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Tabla 6.1 - REQUERIMIENTOS DE PROTECCIONES SISTEMICAS

REQUERMIENTO DE PROTECCION Generador Transformador Reactor Banco deCapacitores

Línea deTransmisión

Pérd aid de Sincronismoen las Máquinas 78 - - - 78

Por Fallas en elSistema Eléctrico

Colapso de Tensión 27 27 - - 27

Bajas frecuencias pordéficit de PotenciaActiva

81-u - - - -

Sobretensiones ysobrefrecuencias porRechazo de Carga

5981-o 59 59 59 59

Porfuncionamientoanormal delSistema

Otras SobretensionesTemporarias 59 59 59 59 59

Sobretensiones porexceso de PotenciaReactiva

59 - - 59 59Por estadoinapropiado delsistema Subtensiones por déficit

de Potencia Reactiva - - 27 - -

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