CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ...

Título: Análisis de la Protección de Barras en la subestación principal

del Sistema Aislado Cayo Santa María

Autor: Diego Eduardo Urquía López

Tutores: MSc. Ing. Emilio Francesena Bacallao

Ing. Rolando Pérez Gattorno

, Julio 2019

Departamento de Electroenergética

, Julio 2019

Title: Bus Protection Analysis in the main substation of the Isolated

System Cayo Santa María

Author: Diego Eduardo Urquía López

Thesis Directors: MSc. Ing. Emilio Francesena Bacallao

Ing. Rolando Pérez Gattorno

Electroenergetic Department

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DEDICATORIA

A mis padres Yamila y Wilfredo por ser las personas más importantes en mi vida y quienes

han estado a mi lado todo el tiempo, brindándome su apoyo.

Al resto de mi familia que de una forma u otra han estado presente y me han apoyado y

ayudado cundo lo necesitaba.

A todos mis amigos por su amistad incondicional.

AGRADECIMIENTOS

A mis tutores Emilio y Rolando que con su paciencia, esfuerzo y dedicación hicieron posible

la culminación de este trabajo de diploma.

A mis amigos de la carrera: Anai, Cristian y Rolando Mena de los cuales tanta ayuda recibí.

A Rocio, amiga inigualable, por su comprensión y mucha paciencia en momentos difíciles.

A los trabajadores del departamento de protecciones de la Empresa Eléctrica de Villa Clara

por la atención prestada.

A los profesores que tuve durante los cinco años de carrera que me transmitieron sus

conocimientos.

RESUMEN

La protección de las barras es de gran importancia y debe ser algo prioritario en una

subestación tomando en consideración su importancia relativa dentro del sistema del que

forma parte.

La protección de barra de la subestación principal del Sistema Aislado Cayo Santa María

(SACSM) no es de las clásicas, sino que está implementada a partir de cierta automática

contra averías o fallas, es por ello que los especialistas en protecciones de la Unión Eléctrica

la llaman Protección Especial de Barra. En los últimos tiempos esta Protección Especial de

Barra ha ocasionado disparos no selectivos y ha fallado o retardado su operación en varias

ocasiones, con la consecuente afectación al sistema turístico de Cayo Santa María y a la

economía del país.

De ahí que el objetivo del trabajo sea analizar la protección de barras en la subestación

principal del Sistema Aislado Cayo Santa María para lograr una respuesta selectiva y en el

menor tiempo posible ante cortocircuitos para los que debe operar.

Tras evaluar el desempeño de la Protección Especial de Barra contra cortocircuitos se llegó a

la conclusión que esta protección, como está implementada actualmente, tiene grades

probabilidades de presentar operaciones no selectivas para cortocircuitos para los que no

debe operar. A partir de ahí, se propusieron modificaciones en el sistema actual y se

presentaron otros esquemas de protección que pueden ser usados, todos con el objetivo de

lograr la selectividad requerida y en otros casos también, una mayor rapidez de operación.

Palabras Clave: protección de barra, Sistema Aislado Cayo Santa María, Protección

Especial de Barra, operaciones no selectivas, selectividad, rapidez de operación.

ÍNDICE

INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 1

CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES

UTILIZADAS .......................................................................................................................... 4

1.1 Introducción ............................................................................................................ 4

1.2 Sistemas de barras en subestaciones y su clasificación .................................... 4

1.2.1 Arreglo de barra simple................................................................................... 5

1.2.2 Arreglo de barra simple o principal con barra de transferencia .................. 6

1.2.3 Arreglo de barra doble .................................................................................... 7

1.2.4 Arreglo de barra doble y barra de transferencia ........................................... 7

1.2.5 Configuración en anillo ................................................................................... 8

1.2.6 Configuración de interruptor y medio ............................................................ 8

1.2.7 Arreglo de doble barra y doble interruptor .................................................... 9

1.3 Protección de barras. Tipos ................................................................................... 9

1.3.1 Esquemas clásicos de protección de barras. Tipos y características ....... 11

1.3.1.1 Protección diferencial con relé de sobrecorriente ............................... 11

1.3.1.2 Protección diferencial de alta impedancia ............................................ 13

1.3.1.3 Protección de porcentaje diferencial .................................................... 15

1.3.1.4 Protección diferencial con acopladores lineales ................................. 17

1.4 Otros esquemas de protección de barras ........................................................... 18

1.4.1 Protección diferencial parcial ....................................................................... 19

1.4.2 Protección de barras por zonas interbloqueadas ....................................... 20

1.4.3 Protección de barra por arco eléctrico ........................................................ 23

1.5 Consideraciones finales del capítulo .................................................................. 24

CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y

CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS ................................................. 25

2.1 Introducción .......................................................................................................... 25

2.2 Esquema de suministro ....................................................................................... 25

ÍNDICE

2.3 Protecciones utilizadas en generación y alimentadores ................................... 28

2.3.1 Protecciones en celdas de Generación relacionadas con la PEB.............. 31

2.3.2 Protecciones en celdas de Alimentadores relacionadas con la PEB ........ 31

2.3.3 Protecciones en celda de Enlace de Barras relacionadas con la PEB ...... 32

2.4 Características de los transformadores de corriente utilizados ....................... 33

2.5 Esquema de barra de la subestación principal. Características y ventajas ..... 34

2.6 Protección Especial de Barras. Características y principio de funcionamiento

35

2.6.1 Principio de funcionamiento ......................................................................... 35

2.7 Fallas de operación de la Protección Especial de Barra en este sistema ........ 39


CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE

BARRAS DEL SACSM. MODIFICACIONES Y NUEVOS ESQUEMAS ............................... 42

3.1 Introducción .......................................................................................................... 42

3.2 Descripción y simulación de fallas de operación de la Protección Especial de

Barras............................................................................................................................... 42

3.2.1 Análisis de operación no selectiva de protección de barra en subestación

Remedios 110 kV ......................................................................................................... 42

3.2.2 Simulación de operación no selectiva de la PEB en el SACSM ................. 47

3.3 Propuesta de nuevos esquemas de protección de barra y modificaciones al

existente .......................................................................................................................... 50

3.3.1 Protección por zonas de bloqueo usando la lógica cableada .................... 50

3.3.2 Protección por zonas de bloqueo usando comunicación por mensajes

GOOSE de la norma IEC 61850 ................................................................................... 52

3.3.3 Protección diferencial parcial con TC auxiliares ......................................... 55

3.3.3.1 Protección diferencial parcial combinada con la protección por arco59


CONCLUSIONES ................................................................................................................. 61

RECOMENDACIONES ......................................................................................................... 62

BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................... 63

ANEXOS .............................................................................................................................. 65

ANEXO I.1. Ventajas y desventajas de los arreglos de barras ..................................... 65

ÍNDICE

ANEXO I.2. Ajuste y sensibilidad de las protecciones diferenciales de barra descritas

.......................................................................................................................................... 67

i. Protección diferencial con relé de sobrecorriente ............................................. 67

ii. Protección diferencial de alta impedancia .......................................................... 67

iii. Protección de porcentaje diferencial ............................................................... 68

iv. Protección diferencial con acopladores lineales ............................................ 69

ANEXO I.3. Comparación entre los esquemas clásicos de protección de barra ........ 70

ANEXO I.4. Operación de la protección diferencial parcial para varias fallas ............ 71

ANEXO III.1. Grabación de eventos para falla en la subestación Remedios 110 kV... 72

ANEXO III.2. Carga nominal en cada sección de barra ................................................. 74

1

INTRODUCCIÓN

Dentro de los Sistemas Eléctricos de Potencia, las barras colectoras o simplemente barras

como se le conoce en Cuba, son elementos que sirven para conectar dos o más circuitos en

una subestación. Estas barras tienen diferentes configuraciones, como son: barra sencilla;

configuración en anillo; barra principal y barra de transferencia; interruptor y medio; doble barra

con un interruptor y barra de transferencia y doble barra con doble interruptor.

La protección de las mismas es muy importante ya que, aunque no sean tan frecuentes y

diversas como en otros elementos, una falla en ellas, cualquiera que sea, puede llegar

ocasionar disturbios muy severos en el sistema eléctrico de potencia y en el suministro de la

energía eléctrica a los consumidores que se alimentan directamente de ellas o de otros

componentes interconectados con las mismas.

Es por esto que la protección de las barras debe ser algo prioritario en una subestación y debe

de realizarse un estudio para proteger de forma selectiva a dicho elemento, en dependencia

de su importancia relativa dentro del sistema del que forma parte.

Con esto en mente es fácil inducir que en el Sistema Aislado de Cayo Santa María, donde

existe solamente una subestación principal, como un nodo donde se vierte toda la generación

procedente de los generadores de distintas tecnologías y de donde parten todos los

alimentadores para los consumidores del polo turístico del norte de Villa Clara, el problema

planteado cobra dimensiones mayores, ya que una falla en estas barras provoca la afectación

completa a todas las dependencias relacionadas con la infraestructura del Cayo, ocasionada

por un blackout en el sistema.

El sistema de protección contra las fallas en las barras de dicha subestación, llamada en el

argot de los especialistas eléctricos Subestación CR por las siglas del suministrador de su

tecnología, no cuenta con una protección de barras de las clásicas, sino que está

implementada a partir de cierta automática contra averías o fallas, es por ello que los

especialistas en protecciones de la Unión Eléctrica la llaman Protección Especial de Barra.

En los últimos tiempos esta Protección Especial de Barra ha ocasionado disparos no selectivos

y ha fallado o retardado su operación en varias ocasiones, con la consecuente afectación al

sistema turístico de Cayo Santa María y a la economía del país, además automáticas similares

instaladas en otras subestaciones como por ejemplo, la de la zona de Remedios, han tenido

INTRODUCCIÓN

2

operaciones no selectivas o han dejado de operar para fallas en las que debía ser selectiva y

suficientemente rápida, como se explicará en el desarrollo del trabajo.

A partir de estos antecedentes y teniendo en cuenta la solicitud de este estudio por parte de

la Empresa Eléctrica Provincial de Villa Clara y particularmente de la Subdirección de

Operaciones y el Departamento de Protecciones Eléctricas, el trabajo responde a la siguiente

interrogante científica:

¿Cómo lograr que las barras de la subestación principal del Sistema Aislado de Cayo Santa

María cuenten con una protección rápida y selectiva ante las fallas?

Para solucionar el problema científico se plantea el siguiente objetivo general:

Analizar la protección de barras en la subestación principal del Sistema Aislado Cayo

Santa María para lograr una respuesta selectiva y en el menor tiempo posible ante

cortocircuitos para los que debe operar.

Para cumplir con dicho objetivo se plantean los objetivos específicos siguientes:

Describir los métodos para lograr la operación selectiva y rápida de las protecciones

de barras en un Sistema Eléctrico de Potencia.

Realizar la actualización del monolineal y esquema de protección de barras en el

SACSM y su posible simulación, en caso necesario, en software especializado.

Evaluar el desempeño de la Protección Especial de Barra contra cortocircuitos en la

subestación principal del SACSM u otro similar en el que esté instalada.

Proponer acciones en el sistema actual y/o recomendar otros esquemas, para una

mejor operación de la protección de barras en el SACSM.

Para dar cumplimiento a los objetivos planteados se definen las siguientes tareas científicas:

Estudio de las principales configuraciones de barras en subestaciones y métodos para

lograr una selectiva y rápida operación de las protecciones eléctricas en tal sentido.

Actualización del monolineal de la subestación del SACSM y detalles en los circuitos

secundarios de protección y corriente operativa necesarios para el estudio, posible

simulación o auxilio de productos de software a utilizar convenientemente.

Estudio de filosofía y secuencia de operación, cálculo de fallas, temporización y

chequeo de sensibilidad de las protecciones contra cortocircuitos en las barras de la

subestación del SACSM y fuera de ellas.

Verificación de operación selectiva y rápida de la protección de barras en la

subestación del SACSM.

Propuesta de acciones inmediatas sobre el sistema actual o posibles inversiones

futuras para mejorar la respuesta ante fallas internas en las barras, y selectividad ante

INTRODUCCIÓN

3

cortocircuitos externos en la subestación del SACSM, su posible extensión a otras

similares.

Confección del informe de la investigación según normativas vigentes en la actualidad.

Organización del trabajo:

En el presente trabajo se abordan diferentes aspectos relacionados con las protecciones de

barras, los cuales se muestran en el informe escrito, que contiene una introducción, un

desarrollo agrupado en tres capítulos, conclusiones, recomendaciones, y por último la

bibliografía utilizada, así como anexos para posible ampliación de la información brindada.

En el primer capítulo se hace un análisis bibliográfico de conceptos y teorías imprescindibles

para el cumplimiento de los objetivos de este trabajo, haciendo énfasis en los métodos para

lograr la operación selectiva y rápida de las protecciones de barras en un Sistema Eléctrico de

Potencia.

En el segundo capítulo se describe la subestación del SACSM y las protecciones utilizadas

ante cortocircuitos, mostrando esquemas y características distintivas en cada caso,

fundamentalmente lo referente a la Protección Especial de Barras utilizada.

En el tercer capítulo se evalúa la respuesta que tiene dicha Protección Especial de Barra ante

cortocircuitos internos y externos. A partir de ahí se elaboran un conjunto de recomendaciones

para la realización de nuevos ajustes y/o corrección de los ya existentes. Además, se pretende

proponer otros posibles esquemas que mejoren dicha protección.

Se ofrecen un conjunto de conclusiones, y se emiten recomendaciones que deben tenerse en

cuenta para la correcta protección de las barras del SACSM en las condiciones actuales y

futuras.

4

CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y

PROTECCIONES UTILIZADAS

1.1 Introducción

Una subestación es una instalación eléctrica que sirve como punto de interconexión de líneas

de transmisión, distribución, generación o cargas. De su correcto funcionamiento depende el

buen desempeño de un sistema eléctrico. La configuración de barra usada determina, en gran

medida, la complejidad de una subestación.

La selección de un arreglo de barras en particular, así como su representación en un diagrama

unifilar, requieren de un estudio previo donde se determinan: los requerimientos de la demanda

de energía, las aplicaciones del sistema y la afectación que este puede tener, la flexibilidad y

la facilidad para el mantenimiento, así como los costos de los equipos necesarios en cada tipo

de arreglo de barras [1].

Las barras son partes vitales de un Sistema Eléctrico de Potencia ya que son los nodos donde

convergen varios circuitos como la generación, transmisión y/o cargas. Las fallas más

habituales que pueden ocurrir en ellas son los cortocircuitos entre fases o a tierra y aunque

son poco frecuentes, dan lugar a la circulación de elevadas corrientes que producen grandes

esfuerzos electromecánicos en todos los elementos conectados a esta, incluyendo la propia

barra e incluso pueden afectar la estabilidad del sistema. Es por eso que se hace necesario la

limpieza de la falla lo más rápido posible para limitar las afectaciones que se pueden producir.

En este capítulo se analizan los principales arreglos de barras usados en una subestación, así

como los métodos para lograr una operación selectiva y en el menor tiempo posible de las

protecciones de barras.

1.2 Sistemas de barras en subestaciones y su clasificación

Los arreglos de barras no son más que la forma en que se organizan los equipos de una

subestación para proporcionar diferentes niveles de flexibilidad, seguridad y confiabilidad. Esto

incide directamente en la funcionalidad y el costo de una subestación, y su selección

dependerá de la importancia que esta posea dentro de un Sistema Eléctrico de Potencia. Los

arreglos de barra se dividen en dos grupos o tendencias:

Tendencia europea o de conexión de barras

CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS

5

a. Arreglo de barra simple

b. Arreglo de barra simple o principal con barra de transferencia

c. Arreglo de barra doble

d. Arreglo de barra doble y barra de transferencia

Tendencia americana o de conexión de interruptores

a. Configuración en anillo

b. Configuración de interruptor y medio

c. Configuración de doble barra y doble interruptor

Existen diversas configuraciones de barras, por una parte, la tendencia americana en donde

los circuitos se conectan a las barras o entre ellas por medio de interruptores, hallándose

configuraciones de anillo, interruptor y medio y doble interruptor con doble barra. Por otro lado,

la tendencia europea en que cada circuito tiene un interruptor con la posibilidad de conectarse

a una o más barras por medio de seccionadores, de esta forma se pueden encontrar

disposiciones como barra de trasferencia y doble barra [2]. A continuación, se describirán las

principales configuraciones usadas.

1.2.1 Arreglo de barra simple

Como su nombre lo indica, esta es la configuración más sencilla debido a que sólo posee una

barra a la cual se conectan los diferentes circuitos que confluyen a la subestación. Su uso es

exclusivo para subestaciones de distribución y transmisión con bajos niveles de voltaje [3].

Carece de flexibilidad, confiabilidad y seguridad. En la figura 1.1 se muestra el diagrama unifilar

de esta configuración donde se muestra la zona de protección de la barra delimitada por los

transformadores de corriente (TC) de los circuitos asociados a la barra.

Figura 1.1: Arreglo de barra simple [3].

Para lograr mayor nivel de maniobra y hacer más confiable el arreglo, se puede usar un bypass

o seccionalizar la barra. Esta confiabilidad se debe a la posibilidad de mantener parte del

suministro de energía en caso de una falla o mantenimiento de la barra o alguno de los

interruptores. En la figura 1.2 se muestra el esquema de barra simple seccionalizada y las


6

zonas de protección para ambas secciones de barras, donde se observa que existe un

solapamiento alrededor del interruptor del enlace de barra.

Figura 1.2: Arreglo de barra simple seccionalizada [3].

Si bien es cierto que el uso de la configuración de barra simple seccionalizada en

subestaciones brinda mayor confiabilidad, el esquema de protección de barra que se necesita,

en este caso, también es mucho más complejo. Es por ello que su adopción depende de las

necesidades que se tengan en cuanto a continuidad del servicio y la protección de barras que

se desee implementar.

1.2.2 Arreglo de barra simple o principal con barra de transferencia

Este esquema presenta una barra principal a la cual se encuentran interconectados los

distintos elementos de la subestación y una barra auxiliar que sólo se usa cuando es necesario

transferir las cargas por motivo de un mantenimiento o falla de algún interruptor de las líneas

de salida, además, dispone de un interruptor de enlace (I.E). Esta configuración aporta una

confiabilidad a medias ya que una falla en la barra principal ocasiona una desenergización

total. En la figura 1.3 se muestra el diagrama unifilar donde se observa el interruptor de enlace

o transferencia, así como las cargas de la subestación.

Figura 1.3: Arreglo de barra simple o principal con barra de transferencia [3].

En estado normal de operación, el interruptor de enlace se encuentra abierto y la barra de

transferencia fría. En caso de ser necesario se procede a transferir las cargas cerrando I.E,

manteniendo así el servicio.


7

1.2.3 Arreglo de barra doble

Como se muestra en la figura 1.4, esta configuración usa dos barras principales que se acoplan

entre sí mediante el interruptor de acople. Aunque presenta el mismo número de dispositivos

que el arreglo de barra simple con barra de transferencia, en este caso se permite operar

ambas barras al mismo tiempo o una como respaldo de la otra [2], [4].

Figura 1.4: Arreglo de barra doble [3].

El interruptor de acople se puede usar como un seccionalizador de barra, lo que permite la

conexión de los circuitos de salida a una barra u otra según sean las condiciones de operación

o el estado de las propias barras [5]. En esta configuración debe ser instalada una protección

para cada barra.

1.2.4 Arreglo de barra doble y barra de transferencia

Este arreglo utiliza la flexibilidad de conexión a través de cuchillas a barras de preferencia

(Barra 1 o Barra 2), además de contar generalmente con interruptores de acople de barras.

Adicionalmente, se cuenta con otra barra para transferir el circuito que requiere de

mantenimiento. Representa un arreglo muy confiable, pero muy costoso en comparación con

otros, por lo que su uso es restringido a instalaciones que sean subestaciones elevadoras con

alta capacidad [2].


8

Figura 1.5: Arreglo de barra doble y barra de transferencia [3].

Este arreglo de barra es muy similar al de doble barra, con la única diferencia que se añade

una barra de transferencia lo cual mejora considerablemente su confiablidad, seguridad y

flexibilidad. Al igual que en el coso anterior, se debe instalar una protección para cada barra.

1.2.5 Configuración en anillo

Esta configuración consiste en que los interruptores y seccionadores forman un anillo, lo que

mejora la confiabilidad de la subestación. En la figura 1.6 se representa el diagrama unifilar

típico de este arreglo donde se observa que posee un interruptor por cada circuito, lo que

representa un uso mínimo de dispositivos.

Figura 1.6: Configuración en anillo [3].

En estado normal de operación todos los interruptores y seccionadores se encuentran

cerrados. Para una falla en un interruptor, los adyacentes a este operan y dejan fuera de

servicio dos circuitos. En el caso de que la falla sea en una línea, sólo los interruptores que

convergen a esta despejan la falla, permitiendo el funcionamiento normal del sistema.

Es económica, segura y confiable si todos sus interruptores están cerrados. Para efectos de

distribución de corrientes, los circuitos conectados en anillo se deben distribuir de tal manera

que las fuentes de energía se alternen con las cargas [5].

1.2.6 Configuración de interruptor y medio

El esquema posee dos barras que operan energizadas a las cuales se conectan los

interruptores, teniendo en cuenta que son tres interruptores por cada dos circuitos, o bien 112⁄

interruptores por línea, lo que da nombre al arreglo. En la figura 1.7 se muestra esta

configuración con la cantidad mínima de elementos necesarios para su correcto

funcionamiento.


9

Figura 1.7: Configuración de interruptor y medio [4].

Es flexible, confiable y seguro para fallas en los interruptores, en las líneas y en las barras.

Normalmente se usa en redes de transmisión con voltajes de 220 kV, 230 kV o superiores [1].

1.2.7 Arreglo de doble barra y doble interruptor

Este arreglo resulta la mejor opción en cuanto a flexibilidad y confiabilidad, es utilizado en

casos en donde la continuidad del servicio es muy importante, tanto en condiciones de fallas

como en mantenimiento. Su nombre se refiere a que cada circuito cuenta con dos interruptores

exclusivos permanentemente energizados y conectados a barras distintas [1].

Figura 1.8: Configuración de doble barra y doble interruptor [3].

Es la más costosa de todas las configuraciones a expensas de su seguridad desde el punto

de vista del suministro, por lo cual su adopción en un caso particular requiere una justificación

cuidadosa [4]. El costo elevado de este arreglo es por el hecho de que existe duplicidad de

dispositivos para su correcta operación.

Hasta aquí se describieron las principales características que poseen estos arreglos o

configuraciones de barra según la tendencia dentro de la cual se clasifican. En el Anexo I.1 se

resumen las ventajas y desventajas que presentan cada uno de los arreglos descritos.

1.3 Protección de barras. Tipos

Las barras colectoras son el punto de unión de diferentes circuitos, incluyendo la generación.

Una falla en estas provoca grandes niveles de corrientes de cortocircuito circulando por la


10

barra y todos los elementos conectados a esta. Con el objetivo de limitar los esfuerzos

mecánicos y eléctricos que se puedan presentar, así como las posibles afectaciones a la

estabilidad del sistema, la protección de barras debe ser capaz de eliminar una falla lo más

rápido posible y de forma selectiva.

En la protección de barras se confrontan los problemas más serios de saturación de los

transformadores de corriente. Ello se debe a que para fallas externas el transformador de

corriente de la línea fallada recibe la corriente total de contribución de la barra a la falla,

mientras que por los restantes transformadores circulan solamente las contribuciones

individuales de las respectivas fuentes de generación. Estas corrientes dan lugar a grandes

diferencias en los niveles de saturación en los transformadores de corriente, y provocan

valores relativamente altos de la corriente de error del esquema, si es de tipo diferencial. En

resumen, el problema de la protección de barras consiste en lograr tiempos reducidos de

eliminación de los cortocircuitos, en condiciones de saturación probablemente severa de los

transformadores de corriente [6].

En los esquemas sencillos de barras, para niveles de 34,5 kV y menos, por lo general no se

emplean protecciones especiales, sino que las barras son indirectamente protegidas por las

protecciones de los elementos adyacentes [6]. Por otra parte, en algunas barras se emplean

protecciones de corriente, direccionales o distancia, pero con relativamente poca frecuencia.

Así, la primera forma de protección de barras colectoras fue proporcionada por los relevadores

de los circuitos en los que se suministraba corriente a una barra colectora [7]. En otras

palabras, se incluyó la barra colectora dentro de la zona de disparo retardado (en algunas

bibliografías se les llama de respaldo) de estos relevadores. Este método fue de relativamente

baja velocidad, y las cargas derivadas de las líneas se interrumpirían en forma innecesaria,

pero era inefectivo de otro modo. En muchos casos se prefirió este método a aquel en el cual

el funcionamiento accidentado de un solo relevador dispararía todas las conexiones a la barra

colectora.

Posteriormente se han empleado métodos que, a diferencia de lo anterior, la protección de las

barras se realiza por principios y/o medios destinados a su protección específicamente, ya

sea, mediante automáticas y bloqueos o mediante relevadores que en general siguen un

principio de comparación o diferencial, cuyas características fundamentales se exponen para

las distintas variantes en los siguientes epígrafes. De los métodos existentes para evitar la

operación incorrecta de los relevadores diferenciales por efecto de la saturación de los

transformadores de corriente, los más aplicables en los esquemas de protección de barras son

los relevadores de porcentaje diferencial y los diferenciales de alta impedancia.


11

1.3.1 Esquemas clásicos de protección de barras. Tipos y características

Los esquemas de protección diferencial son los más usados para la protección de barras por

las prestaciones y características que poseen, que permiten eliminar fallas selectivamente y

en muy poco tiempo. Estas protecciones constituyen sistemas de protección absolutamente

selectivos o “cerrados”, es decir, sistemas en los cuales la operación y la selectividad

dependen únicamente de la comparación de las intensidades de cada uno de los extremos de

la zona protegida [8].

El principio de operación de la protección diferencial tiene como base la suma vectorial de las

corrientes que confluyen sobre un elemento de la red ubicado dentro de la zona delimitada por

los transformadores de corriente, en estado nominal de operación o para falla externa esta

suma será cero, es decir, por el relé no circula corriente. La suma de esos vectores dejará de

ser cero si aparece un cortocircuito en el elemento protegido. En la práctica existen corrientes

diferenciales de forma permanente debido a, entre otros factores, los errores de

transformación de los TC.

1.3.1.1 Protección diferencial con relé de sobrecorriente

Una forma simple de proporcionar cierto grado de protección a una barra colectora es

colocando un relé de sobrecorriente conectado en el secundario de los TC de manera

diferencial. En la figura 1.9 se representa el esquema de protección diferencial para una barra

con cuatro circuitos, en la cual se muestra la circulación de las corrientes hacia una falla

externa F, suponiendo que existen fuentes de generación en las líneas no falladas. Todos los

TC están interconectados de tal forma, que para corriente de carga o para corriente que fluye

hacia una falla externa más allá de los TC de cualquier circuito, no deberá fluir corriente a

través de la bobina del relevador, suponiendo que los TC no tienen errores de relación o de

ángulo de fase [6], [7].

Preferiblemente, los TC deben presentar la misma relación y en caso de que esto no sea así

se pudiera utilizar TC auxiliares lo que pudiera incrementar la carga del TC principal y hacer

de la saturación un problema más serio [3].


12

Figura 1.9: Protección diferencial con relé de sobrecorriente [6].

En la situación mostrada en la figura 1.9, el TC4 tiene mayor tendencia a la saturación que los

restantes. EI valor máximo posible de la corriente diferencial de error ocurre cuando TC4 se

satura completamente, y los otros transformadores de corriente no se saturan. En la figura

1.10 se muestra el circuito equivalente de esta situación, donde TC1, TC2 y TC3 se comportan

de manera ideal y TC4 se considera tan saturado que se desprecia la impedancia de la rama

de magnetización (Zm = 0) [6].

Figura 1.10: Circuito equivalente con TC4 totalmente saturado [6].

La corriente diferencial de error que presenta el esquema está dada por:

𝐼𝑑 =𝑅𝑐+𝑅𝑠

𝑅𝑐+𝑅𝑠+𝑅𝑑∙

𝐼

𝑛𝑇𝐶 (1.1)

Donde:

𝑅𝑆 es la resistencia del devanado secundario de TC4 y la de sus terminales

𝑅𝐶 es la resistencia de los conductores entre TC4 y el punto de unión en paralelo de todos los

transformadores de corriente en el patio de la subestación

𝑅𝑑 es la resistencia de la rama diferencial del esquema

𝑛𝑇𝐶 es la relación de transformación de los TC


13

Para fallas entre fases el valor de Rc es el de la resistencia de un solo conductor, mientras que

para fallas a tierra Rc incluye la resistencia de los dos conductores (ida y retorno) [6].

Las falsas operaciones por la saturación de un TC pueden ser solucionadas dando un retardo

al disparo (produce daños), disponer de un relé de actuación rápida que opere antes que se

sature el TC o aumentar la impedancia de la rama diferencial, lo que insensibilizaría el relé y

para un cortocircuito interno mínimo este pudiera no detectar la falla.

Para ajustar esta protección se determina la corriente de arranque del relé teniendo en cuenta

la máxima corriente diferencial que puede circular por el relevador. En el caso de la

comprobación de la sensibilidad se tiene en cuenta el cortocircuito interno mínimo. Para más

detalles en el ajuste y la sensibilidad de esta protección consultar sección i del Anexo I.2.

1.3.1.2 Protección diferencial de alta impedancia

En general, se puede señalar que una de las protecciones más utilizadas en protecciones de

barras son las de alta impedancia, por cumplir con el requisito de ser de alta velocidad y poder

utilizar transformadores de intensidad convencionales [9].

Esta protección se basa en el principio de que, si se aumenta la impedancia de la rama

diferencial, para falla externa, la corriente diferencial de error es pequeña. Para lograr un alto

valor de resistencia de esta rama se conecta una unidad de sobrevoltaje que representa una

carga muy alta (entre 1000 y 2000 ohms) en la rama diferencial. El relé de sobrevoltaje de la

figura 1.11 está conectado en serie con un filtro LC que es usado para limitar las falsas

operaciones por el efecto de la componente aperiódica y los armónicos que pueden estar

presentes cuando hay saturación severa de un TC [6], [10].

Figura 1.11: Protección diferencial de alta impedancia [6].

El esquema de protección diferencial de alta impedancia requiere que el valor de la resistencia

de los conductores y la del secundario de los TC sea pequeño. Ello hace recomendable utilizar

transformadores de corriente de resistencia de secundario baja, y hacer la conexión en


14

paralelo de todos los transformadores en un punto equidistante de todos ellos. Los

transformadores de corriente deben tener iguales relaciones de transformación para evitar la

necesidad de utilizar transformadores de corriente auxiliares [6].

En condiciones normales de operación o en cortocircuito externo sin llegar a la saturación de

algún TC, la corriente por la rama diferencial es aproximadamente cero lo que provoca una

caída de tensión que no es suficiente para poner en marcha el relé de sobrevoltaje. Para falla

externa y con saturación severa del TC del alimentador fallado, como la impedancia del

secundario del TC y de los conductores desde el TC hasta el punto de conexión es mucho

menor que en la rama diferencial, la corriente diferencial de error es forzada a circular por los

TC y no por la bobina de operación del relé provocando una caída de tensión pequeña lo que

no ocasiona el disparo de la protección. Durante una falla interna, la suma de las corrientes

por secundario de todos los TC circula por el relevador lo que genera que la caída de tensión

en el relé de alta impedancia sea grande, haciendo que este opere.

Como el varistor se encuentra en paralelo con el relé, ante la presencia de altos voltajes, este

disminuye su magnitud, haciendo pasar una considerable magnitud de corriente por su rama

y disminuyendo así, la corriente que pasa por el relé de alta impedancia, haciendo que

disminuya su tensión también. En serie con LV se coloca un relevador de sobrecorriente

instantáneo RSC para acelerar la operación del esquema para fallas internas de altos valores

de corriente; esto, además, implica cierta redundancia en el relevador, y eleva su fiabilidad.

Este esquema tiene tiempos de operación entre 8 y 16 ms y de no tener el relé de

sobrecorriente instantáneo su tiempo es de 20 a 30 ms [6], [11], [12].

Para el ajuste de la protección se tiene en cuenta que son dos elementos de protección los

que hay en el esquema: uno de sobrevoltaje y otro de sobrecorriente, cada uno con sus

particularidades. En ambos casos se necesita conocer la característica de excitación

secundaria de los TC, las cuales pueden variar considerablemente dentro de la misma clase

de precisión. Es posible que se requieran pruebas de excitación para determinar con precisión

los valores utilizados para determinar la corriente mínima de sensibilidad [13]. En la sección ii

del Anexo I.2 se muestra con más detalle el cálculo del ajuste y la sensibilidad de estos

relevadores.

Generalmente no es recomendado otras protecciones en el mismo circuito secundario de los

transformadores de corriente donde están conectados las protecciones de alta impedancia,

debido a que la carga adicional puede incrementar la tendencia de saturación del

transformador de corriente o puede resultar en un ajuste que caiga fuera del rango permitido

por la protección diferencial [11].


15

1.3.1.3 Protección de porcentaje diferencial

La protección de porcentaje diferencial, también llamada en ocasiones como protección de

baja impedancia, brinda una correcta operación incluso con saturación severa de un TC. Este

esquema posee elementos de retención o restricción y elementos de operación, los cuales

provocan o evitan el disparo en dependencia de donde sea la falla.

Para este esquema se conecta un devanado de restricción a cada circuito que sea una fuente

considerable de corriente de cortocircuito. En la figura 1.12a se muestra el esquema unifilar

de la protección para una barra sencilla con generación en sus cuatro circuitos, por lo que se

requiere un relevador con cuatro elementos de retención. En el caso de la figura 1.12b se han

eliminado algunas fuentes de generación y se considera que la contribución de estos circuitos

a una falla es muy pequeña lo que permite conectar los TC de dichos circuitos en paralelo. Los

relevadores de porcentaje diferencial para protección de barras tienen por lo general seis

elementos de retención. Si la barra tiene más circuitos es necesario utilizar más de un

relevador por fase [6], [14].

Figura 1.12: Protección de porcentaje diferencial [6].

La protección basa su funcionamiento en comparar básicamente dos corrientes; una que es la

suma fasorial de las corrientes de los circuitos de la barra, denominada corriente de operación

o corriente diferencial, y la otra que es la suma de las magnitudes o módulos de estas

corrientes llamada corriente de retención. Las ecuaciones que determinan la corriente de

operación y las posibles formas en que se puede formar la señal de retención, en esta última

se incluyen “suma”, “promedio” y “máximo” de las corrientes de barra, como las más comunes,

se muestran a continuación [3], [11], [12], [14]:

Corriente de operación o diferencial

𝐼𝑂𝑃 = |𝐼1 + 𝐼2 + ⋯+ 𝐼𝑛 | (1.2)

Corriente de retención

Suma de las corrientes de barra ⟶ 𝐼𝑟𝑒𝑡 = |𝐼1 | + |𝐼2 | + ⋯+ |𝐼𝑛 | (1.3)


16

Promedio de las corrientes de barra ⟶ 𝐼𝑟𝑒𝑡 =1

𝑛(|𝐼1 | + |𝐼2 | + ⋯+ |𝐼𝑛 |) (1.4)

Máximo de las corrientes de barra ⟶ 𝐼𝑟𝑒𝑡 = 𝑀𝐴𝑋(|𝐼1 |, |𝐼2 |,⋯ , |𝐼𝑛 |) (1.5)

Donde I1, I2 e In son las corrientes por secundario de los TC.

La protección genera una señal de disparo si la corriente de operación (Iop) es mayor que la

corriente de operación mínima (Iopa mín) y si es mayor también, que un porcentaje de la corriente

de retención (Iret), definido por un ajuste de pendiente [12], [13], [14]. Ambas condiciones se

muestran a continuación:

1. 𝐼𝑜𝑝 > 𝐼𝑜𝑝𝑎 𝑚í𝑛

2. 𝐼𝑜𝑝 > 𝐾 ∙ 𝐼𝑟𝑒𝑡

La característica de operación de la protección (figura 1.13) es una línea recta de pendiente 𝐾

dada por la ecuación 1.6. Esta no parte desde el origen de coordenadas para evitar falsas

operaciones por ausencia de corriente de retención.

𝐼𝑜𝑝𝑎 = 𝐾 ∙ 𝐼𝑟𝑒𝑡 + 𝐼𝑜𝑝𝑎 𝑚𝑖𝑛 (1.6)

Figura 1.13: Característica de operación de la protección de porcentaje diferencial.

De forma general, el ajuste del relé de porcentaje diferencial está basado en el cálculo de los

parámetros de la ecuación 1.6. Para más detalles consultar Anexo I.2 en su sección iii.

Actualmente, los relés modernos de baja impedancia no necesitan de TC exclusivos para el

esquema y eliminan la necesidad de usar TC con igual relación ya que internamente se

produce una compensación de la relación de transformación de los TC [3]. Esta característica

hace de esta protección una solución factible en aquellas subestaciones con TC de diferentes

relaciones. Se ha desarrollado un método avanzado de protección de porcentaje diferencial

en el cual, además de realizarse la compensación interna de los TC de diferentes relaciones,

también se permite la configuración de zonas dinámicas con la cual el relé discrimina

correctamente la operación cuando se manipulan seccionadores en los circuitos.


17

1.3.1.4 Protección diferencial con acopladores lineales

La utilización de transformadores de corriente con núcleo de aire o con entrehierro constituye

una solución al problema de los errores por saturación en los esquemas de protección

diferencial de barras. Un acoplador lineal consiste en un devanado dispuesto sobre un núcleo

toroidal de material no ferromagnético, que es el devanado secundario; el primario está

formado por el propio conductor de la fase de la línea, que se hace pasar por el interior del

toroide. Dado el bajo nivel de acoplamiento magnético entre primario y secundario, este tiene

un número de vueltas elevado y se comporta como un devanado de potencial, de modo que

el acoplador lineal hace una conversión corriente-voltaje. En estos tipos de TC la corriente

secundaria puede llegar a ser muy pequeña, debido a que la fuerza magnetomotriz primaria

es consumida en la magnetización del núcleo [1], [6].

Los acopladores lineales de todos los circuitos asociados a la barra, se conectan en serie,

como se observa en la figura 1.14, y producen un voltaje de salida en sus terminales

proporcional a la corriente primaria de cada uno. El relevador usado es de sobrevoltaje al igual

que en el esquema de alta impedancia.

Figura 1.14: Protección de barra con acopladores lineales [3].

La tensión en el secundario de cada acoplador lineal está dada por la siguiente ecuación:

𝑉𝑠𝑒𝑐 = 𝐼𝑝𝑟𝑖𝑚 ∙ 𝑋𝑚 (1.7)

Donde 𝑋𝑚 es la reactancia mutua del acoplador linear, que ha sido diseñada para ser de 0,005

Ω a 60 Hz. De ese modo, un voltaje secundario de 5 V es inducido por cada 1000 amperes

primarios [3], [14].

Para determinar el voltaje a través del relevador se aplica la segunda ley de Kirchhoff o ley de

Kirchhoff de voltajes (LKV) sumando las tensiones en el secundario de los TC como indica la

ecuación siguiente:

𝑉𝑟 = ∑𝑉𝑠𝑒𝑐 = ∑𝐼𝑝𝑟𝑖𝑚 ∙ 𝑋𝑚 (1.8)

En condición nominal de operación del sistema o para un cortocircuito externo, el voltaje

resultante en el relevador de sobrevoltaje es aproximadamente cero lo que no resulta en una


18

operación del relé. Para fallas en barra, las corrientes fluyen hacia esta y el voltaje en los

terminales del relé es la suma de la tensión de los acopladores produciéndose el disparo de la

protección. Ambas condiciones se muestran en la figura 1.15, en la cual se supone que no hay

aporte de algunas líneas al fallo.

Figura 1.15: Operación de la protección de barra con acopladores lineales [3]: a) Para cortocircuito

externo. b) Para cortocircuito interno.

Para ajustar la protección se calcula el voltaje mínimo de operación teniendo en cuenta que

este debe ser mayor que la tensión secundaria que aparece en el relevador debido a una falla

externa máxima. Para ampliar lo mencionado anteriormente consultar Anexo I.2 en su sección

iv.

La protección diferencial con acopladores lineales es muy simple, fiable, de fácil

mantenimiento y maniobrabilidad, y se puede aplicar a un número ilimitado de circuitos. El

tiempo de operación es de menos de 16 ms, lo que la hace una protección de barras que

cumple con el requerimiento de limpiar una falla lo más rápido posible. El inconveniente que

posee son los propios acopladores lineales, los cuales no pueden ser usados en otros

esquemas de protección [14], [15].

La mayoría de las protecciones de barra descritas hasta aquí tienen en común la rapidez de

operación, por lo cual se deben tener en cuenta otros aspectos para la selección de un

esquema de protección en particular. En el anexo I.3 se hace una comparación de las

protecciones de barra descritas.

1.4 Otros esquemas de protección de barras

Para la protección de barras en una subestación donde los TC poseen diferentes

características y relación de transformación, los esquemas clásicos de protección diferencial

dejan de ser la forma idónea de proteger las barras ante las fallas que se puedan presentar,

es por eso que se recurre a otros métodos que cumplen la misma función, aunque de forma

distinta. El uso de estos esquemas puede hacer más económico implementar una protección


19

de barras, aunque los tiempos de operación son mayores que para las protecciones

diferenciales, lo que pude traer consigo algunas afectaciones para fallas de gran envergadura.

1.4.1 Protección diferencial parcial

El esquema diferencial parcial se usa con frecuencia para brindar protección a las barras en

subestaciones industriales y de distribución de baja tensión. Es aplicable cuando hay circuitos

de alimentación que (1) suministran corrientes despreciables a fallas en barra y (2) no tienen

TC adecuados o convenientes para una aplicación diferencial completa [14].

Este esquema es una modificación de la protección diferencial con relé de sobrecorriente, en

la cual sólo se conectan en paralelo los TC de las fuentes de generación de las barras, ya sea

por ausencia de estos en los alimentadores de carga o porque los existentes no cumplen con

los requisitos para ser usados en el esquema diferencial. En ocasiones este esquema es usado

como respaldo de las protecciones de barra y de los alimentadores. La figura 1.16 representa

dos esquemas aplicados a una barra simple seccionalizada con interruptor de enlace [6], [10].

Los esquemas de protección diferencial parcial utilizan relés de sobrecorriente de tiempo

inverso. Cada relé proporciona protección primaria a su sección de barra correspondiente y

protección de respaldo a los alimentadores conectados a esta sección de barra. Por lo tanto,

cada relé de sobrecorriente debe coordinarse con los relés de sobrecorriente de estos

alimentadores. El resultado es la eliminación de fallos de la barra con retardo de tiempo.

Deben tener, también, una puesta en trabajo más elevada que la corriente total de carga

máxima de todos los circuitos de la fuente [7], [13].

Figura 1.16: Protección diferencial parcial [13].

Para fallas en la fuente o en la otra sección de barra la suma de las corrientes a través del

relevador es aproximadamente cero y no hay disparo. En caso de que el fallo sea en uno de

los alimentadores de la sección de barra protegida debe existir una coordinación en tiempo

con el relé del alimentador fallado, como ya se vio anteriormente, para evitar disparos


20

indeseados. En caso de una falla en barra la suma de las corrientes que circulan por el

relevador dejará de ser cero y se produce la operación de la protección. En el Anexo I.4 se

muestran los casos descritos anteriormente.

Otra forma de implementar una protección diferencial parcial es con el uso de relevadores de

distancia (Figura 1.17) en lugar de los de sobrecorriente. Este método es usado cuando todos

los circuitos de los alimentadores poseen reactores limitadores de la corriente de cortocircuito.

En este caso no se requieren ajustes de selectividad con las protecciones de los alimentadores

y así se evita el retraso en tiempo necesario con unidades de sobrecorriente, el inconveniente

que posee es que se añade un dispositivo más al esquema de protección, en este caso, un

transformador de potencial (TP) [6], [7], [14], [16].

Figura 1.17: Protección diferencial parcial con relevadores de distancia [7].

Los relevadores se ajustan a una impedancia menor que la más pequeña de los reactores, de

modo que operen para fallas en la barra, y no para fallas en las líneas de salida. Esto hace

que la protección pueda ser instantánea, pero no brinda respaldo. Este esquema es más

complejo y caro que el basado en relevadores de sobrecorriente [6].

1.4.2 Protección de barras por zonas interbloqueadas

La protección exclusiva de barras, como alta o baja impedancia, es usual para los sistemas de

transmisión y subtransmisión. Esto garantiza una rápida eliminación de fallas, funcionando en

subciclo en algunos casos [17]. En las subestaciones de distribución la situación es un poco

diferente, pues normalmente existe una gran cantidad de circuitos de alimentadores y de

generación, lo que hace necesario buscar una solución alternativa más económica.

Una alternativa a la protección diferencial de barra es un esquema de zona interbloqueada o

por zonas de bloqueo, que utiliza la información de los relés en cada uno de los circuitos

derivados de la barra para determinar si una falla es interna o externa a esta. Para barras con

múltiples fuentes, el esquema requiere relés direccionales en los circuitos de fuente. En


21

sistemas radiales, el esquema sólo requiere relés de sobrecorriente. Para implementar este

esquema con los dispositivos existentes, se usan los elementos direccionales y de

sobrecorriente disponibles en los relés multifuncionales de cada circuito derivado [13].

El rendimiento de este esquema es casi independiente de la relación, las características y el

rendimiento de los TC. Esta independencia sustancial hace que el esquema sea adecuado

para subestaciones que tienen TC de diferentes tipos y/o relaciones, especialmente cuando

no se requiere una alta velocidad de operación. Sin embargo, en aplicaciones con TC de muy

bajo rating de voltaje, la saturación del TC puede causar un mal funcionamiento del esquema

para fallas externas. Este esquema sólo es aplicable para configuraciones de interruptor

simple, requiere un pequeño retraso de tiempo para la coordinación con los elementos de

bloqueo y es más complejo que un esquema diferencial de barras [13].

Dos de los métodos utilizado para lograr el intercambio de señales entre los relevadores de

los circuitos de entrada de generación y de salida de carga son [17]:

1. Una lógica cableada a partir relés auxiliares tales como temporizadores, magnéticos,

entre otros

2. Comunicación a través de mensajes GOOSE (Generic Object-Oriented Substation

Event) de la norma IEC 61850.

Principio de funcionamiento

El principio de funcionamiento de este esquema, ya sea con relés electromecánicos o basados

en microprocesador, es básicamente el mismo y tiene como base el bloqueo de las

protecciones de los circuitos de fuente cuando la falla es en un alimentador de salida. En la

figura 1.18 se representa un esquema típico de una protección por zonas de bloqueo en un

sistema con dos circuitos de fuentes. Ambos circuitos de fuente poseen elementos

direccionales para detectar fallas al igual que en el autotransformador pues es una fuente de

corriente de secuencia cero. En el caso de los alimentadores, se colocan relés instantáneos

de sobrecorriente siempre que el aporte por estos a una falla en barra sea despreciable.


22

Figura 1.18: Protección por zonas de bloqueo [12].

Cuando la falla es en barra o en un alimentador de salida, los elementos direccionales detectan

la falla en el sentido de la barra y envían información de disparo si la corriente que circula por

ellos es superior a la de ajuste, no obstante, este no se produce instantáneamente ya que se

necesita una coordinación en tiempo con los elementos de sobrecorriente de los alimentadores

para evitar falsas operaciones. Sólo si no se recibe señal de bloqueo de los relés de los

alimentadores, se produce el disparo de los interruptores de las entradas.

La señal de bloqueo no bloquea los elementos de tiempo inverso de los relés multifuncionales

de las entradas de generación, sino que evita la operación de la función de tiempo constante

que ha sido ajustada específicamente para la protección de barras [18].

Mensajes GOOSE

GOOSE (Generic Object-Oriented Substation Event) es un servicio de comunicación horizontal

utilizado para transmitir datos de alta prioridad en tiempo real entre Dispositivos Electrónicos

Inteligentes (IED), principalmente en aplicaciones de alta tensión, sustituyendo a las señales

tradicionales por cableado. Estos datos se transmiten entre los IED a través de fibra óptica

haciendo uso del estándar de redes Ethernet. Los mensajes del servicio GOOSE son de tipo

multicast, es decir, que son enviados por un “publicador” a varios dispositivos de la red, los

cuales están suscritos para recibir el mensaje y posteriormente procesarlos. Estos datos son

organizados en un DataSet, como se muestra en la figura 1.19 [19], [20].

Un mensaje de “keep alive” es enviado periódicamente por el publicador para detectar un

posible fallo. En este mensaje se indica que el próximo mensaje GOOSE será enviado en T0

segundos, donde T0 es un tiempo definido por el usuario. Cuando no hay eventos, los

mensajes GOOSE se envían repetidamente con el intervalo de tiempo máximo T0. Si existe

un cambio en el estado del mensaje se transmite en un breve intervalo de repeticiones (T1).


23

El intervalo aumentará rápido o lentamente (T2, T3) hasta el intervalo de tiempo máximo T0 si

no hay perturbaciones en el sistema. Un cambio en los mensajes de GOOSE podría ser un

cambio de posición del interruptor o un cambio de medición en los valores de voltaje, corriente,

potencia real, potencia reactiva, etc. [21].

Figura 1.19: Transmisión de mensajes GOOSE [21].

El uso de la norma IEC 61850 y del servicio de comunicación GOOSE hacen de la protección

por zonas de bloqueo un esquema que ahorra materiales en la implementación, eliminando la

gran cantidad de cables a utilizar en una lógica cableada. Además, proporciona el protocolo

de comunicación que deben poseer los IED para una correcta interoperabilidad

independientemente cuál sea la marca o el fabricante del dispositivo y las informaciones

pueden ser enviadas con velocidades entre 1 y 2 ms [21].

1.4.3 Protección de barra por arco eléctrico

El arco eléctrico es un fenómeno que se produce como resultado de una descarga. Esto ocurre

cuando la tensión entre dos puntos supera el límite de rigidez dieléctrica del gas interpuesto.

En presencia de las condiciones adecuadas, se forma un plasma que conduce la corriente

eléctrica hasta que interviene la protección aguas arriba [22]. El arco se pude formar durante

la apertura de interruptores o en cortocircuitos entre fases.

Para limitar los efectos destructivos del arco, una vez que se ha producido, se instalan en el

cuadro dispositivos que detectan el flujo luminoso asociado al fenómeno del arco eléctrico

(detectores de arco). La lógica de funcionamiento es la siguiente: el fenómeno del arco, una

vez se ha producido en el cuadro, lleva asociada una intensa radiación luminosa, que es

detectada por el detector de arco. El relé detecta el fenómeno y envía una señal de apertura

al interruptor [22].

Los sensores de luz utilizados para esta protección pueden ser de dos tipos, cada uno con sus

ventajas y desventajas. Por un lado, se encuentran los sensores de punto los cuales brindan

un área de detección del arco en forma de cúpula. El otro sensor usado es el de fibra óptica el

cual es empleado en la protección de barras que comparten varios cuadros o celdas ya que la

zona de detección es alrededor de la fibra óptica [22], [23], [24]. Muchos fabricantes solamente

utilizan los sensores de punto para su protección por arco.


24

En general, se recomienda montar 1 o 2 sensores por cubículo para cubrir todas las barras

colectoras horizontales y verticales, compartimentos de interruptor, cajones y cualquier lugar

donde se pueda producir una falla por arco eléctrico [23]. Para determinar la mejor ubicación

de los sensores es necesario realizar previamente un estudio detallado de los posibles lugares

en donde se pueda producir un arco eléctrico y el área a cubrir.

En aquellos casos en que los detectores arco puedan verse expuestos a una fuente luminosa

intensa (flash de una cámara, etc.), puede instalarse un sensor de corriente adicional en la

entrada del interruptor principal [22]. La supervisión del detector de arco con un elemento de

sobrecorriente mejora la seguridad de la protección, aunque puede verse afectado su tiempo

de operación si se coloca un relevador con tiempos mayores al del detector de arco. El sistema

de protección debe poseer una lógica que permita la operación de la protección cuando

coexistan ambas condiciones (sobrecorriente y arco eléctrico) y así evitar fallas de operación.

En la siguiente figura se muestra la lógica de operación de la protección por arco con la

detección de sobrecorriente.

Figura 1.20: Protección por arco eléctrico con elemento de sobrecorriente.

1.5 Consideraciones finales del capítulo

Las barras juegan un papel muy importante dentro de un Sistema Eléctrico de Potencia

ya que son el punto de interconexión de distintos circuitos en una subestación.

Existen diferentes arreglos de barras en subestaciones las cuales brindan, en mayor o

menor medida, cierto grado de seguridad, fiabilidad y confiabilidad.

Los esquemas de protección con acopladores lineales, de alta impedancia y de

porcentaje diferencial cumplen con la necesidad de despejar una falla rápidamente y

de forma selectiva, convirtiéndolos en la primera opción para la protección de barras.

En subestación con TC de diferentes relaciones y características es usual utilizar otros

esquemas de protección los cuales poseen mayor tiempo de operación.

25

CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA,

SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU

PROTECCIÓN DE BARRAS

2.1 Introducción

El Sistema Aislado Cayo Santa María es el encargado de suministrar la energía eléctrica a

varios de los hoteles de mayor categoría dentro del país, lo que hace de esta zona turística

una de las más importantes de Cuba. En los últimos años se han ido aumentando las

inversiones en la red eléctrica y en la subestación del SACSM, para proveer de un servicio de

calidad, fiable y sin interrupciones, para satisfacer todas las necesidades y el aumento

constante de la carga.

El SACSM se caracteriza por constituir un sistema eléctrico aislado, esta situación lo hace

totalmente dependiente de la generación local, la cual está compuesta por máquinas de baja

inercia de tecnología MAN, Hyundai y MTU (chinas y alemanas). La baja inercia de las

máquinas puede provocar problemas de estabilidad producidas por perturbaciones del

sistema, las cuales conllevan a la desconexión de cargas o generación para evitar el colapso

del sistema. El servicio se brinda a todos los consumidores con el uso de líneas soterradas a

una tensión de 13,8 kV.

La subestación del SACSM está compuesta por dos secciones de barra (Barra 1 y Barra 2)

acopladas por un interruptor de enlace. Además, posee celdas de entrada de generación y de

alimentadores de carga, todas con interruptores ABB de SF6 de 24 kV.

En el presente capítulo se describe la subestación del SACSM y las protecciones utilizadas en

las celdas de alimentadores y entrada de generación, así como las características del esquema

de protección de barra implementado.

2.2 Esquema de suministro

La subestación de fabricación italiana está compuesta por 22 celdas de las cuales,

actualmente, siete son de entrada de generación y en un futuro cercano, totalizarán nueve. En

la figura 2.1 se muestra el diagrama unifilar de la Subestación Principal, nombrada CR por las

siglas del suministrador de su tecnología, donde se observa la distribución de los distintos

circuitos.

CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS

26

Figura 2.1: Monolineal de la Subestación Principal CR.

Las celdas de entrada de generación 9, 10, 11 y 12, correspondientes a las principales

unidades generadoras, presentan doble desconectivo de barra, por lo que pueden conmutar

su conexión a ambas barras. La técnica instalada no permite la conexión a ambas barras a la

vez como se muestra en la figura 2.2.

Figura 2.2: Esquema típico de celdas con doble desconectivo de barra.

La generación está agrupada en baterías de 2, 3, 4 u 8 generadores del mismo fabricante, con

entradas por las celdas de generación y conectadas a una u otra barra. Actualmente está

compuesta por 26 generadores de tecnología MAN, HYUNDAI y MTU que totalizan cinco

baterías, como se describe a continuación:

Una batería de ocho generadores MTU de fabricación alemana alimentados con

combustible diésel. Cada máquina tiene una potencia de 1,9 MW (para un total de 15,2

MW) con tensión nominal de 0,48 kV.


27

Dos baterías de seis generadores MTU de fabricación china alimentados con

combustible diésel. Cada máquina tiene una potencia de 2,1 MW (para un total de 25,2

MW) con tensión nominal de 0,48 kV.

Una batería de cuatro generadores HYUNDAI alimentados con combustible fuel oil.

Cada máquina tiene una potencia de 1,7 MW (para un total de 6,8 MW) con tensión

nominal de 4,16 kV.

Una batería de dos generadores MAN, alimentados con combustible fuel oil. Cada

máquina tiene una potencia de 3,85 MW (para un total de 7,7 MW) con tensión nominal

de 13.8 kV.

Están en proceso de inversión dos nuevas baterías con dos generadores MAN cada

una y tensión nominal de 4,16 kV. Cada máquina tiene una capacidad de 3,85 MW

para un total entre ambas baterías MAN, de 15,4 MW de potencia instalada.

En el futuro se espera la instalación de dos parques fotovoltaicos de 1 MW cada uno.

La potencia total instalada en generación actualmente es de 54,9 MW, considerablemente

superior al valor de demanda máxima, que en el año 2018 fue de 18,3 MW. Con la puesta en

servicio de estos cuatro generadores de tecnología MAN, la potencia instalada llegaría hasta

los 70,3 MW.

La cantidad de generadores sincronizados y la potencia a la cual es fijada su operación se

programa en regímenes de trabajo, los cuales están relacionados con los horarios típicos de

explotación de un Sistema Eléctrico de Potencia (día, pico y madrugada) y términos

económicos relacionados con el consumo de combustible de las máquinas. La tabla 2.1

muestra los regímenes de operación en cuanto a potencia que entregan las máquinas y el

modo en el que trabajan.

Tabla 2.1: Régimen y modo de trabajo de los generadores.

Máquinas Régimen de trabajo

(MW) Modo

MAN 2,2 a 2,7 Droop

HYUNDAI 1,2 a 1,4 Droop

MTU China 1,5 Droop

MTU Alemana 1,4 Fija

Los generadores MAN, HYUNDAI y MTU chinos son los encargados de la regulación, de ahí

que trabajen en modo droop. Aunque los tres grupos de generadores regulan frecuencia, se

diferencian en el escalón en el que lo hacen. Las MTU alemanas siempre trabajan en modo


28

carga fija, aunque también se puede usar en modo carga fija cualquiera de los restantes

generadores.

Para establecer cada régimen de trabajo y mantener una elevada eficiencia de explotación en

el SACSM, hay que tener en cuenta algunos criterios de seguridad como los mostrados a

continuación:

La reserva rodante (diferencia entre la potencia nominal del generador y la potencia

con que opera) tiene que ser mayor que la potencia de operación de la mayor máquina

sincronizada.

La reserva rodante debe estar repartida entre las unidades que regulan.

En la madrugada debe estar conectada como máximo una unidad en modo carga fija.

En el día y en horario pico deben estar conectadas como máximo dos unidades en

modo carga fija.

Las MTU chinas y alemanas sincronizadas deben estar repartidas equitativamente

entre las entradas, de forma tal que si existe un fallo no salgan todas o la mayoría de

las máquinas.

2.3 Protecciones utilizadas en generación y alimentadores

Las protecciones instaladas en las salidas de carga y entradas de generación son MiCOM

P142 y P143 respectivamente y pertenecientes a la firma Areva T&D, las cuales poseen un

número elevado de funciones que pueden ser implementadas. Presentan posibilidad de

lógicas programables y varios grupos de ajuste; además ofrecen una protección integral de

sobrecorriente de fase y tierra, secuencia negativa y conductor roto, haciéndolas adecuadas

para aplicaciones en redes eléctricas aisladas.

Seguidamente se resumen las potencialidades generales que poseen estos relés, en cuanto

a las funciones de protección que pueden ser implementadas [25] [26]:

Protección de sobrecorriente trifásica (50/51P), (67P): Se proveen cuatro umbrales

de medida de sobrecorriente para cada fase, que pueden seleccionarse ya sea como

no direccional, direccional hacia adelante o direccional hacia atrás. Se pueden

configurar los umbrales 1 y 2 como de tiempo inverso (IDMT) o de tiempo definido (DT);

los umbrales 3 y 4 sólo pueden ser configurados de DT.

Protección de falla a tierra (50/51N) (67N): Se proporcionan tres elementos de falla

a tierra independientes: protección de falla a tierra derivada, medida y sensible. Cada

elemento presenta cuatro umbrales que pueden ser seleccionados


29

independientemente, ya sea como no direccional, direccional hacia adelante o

direccional hacia atrás.

Protección de sobrecorriente de secuencia negativa (46): Se proveen cuatro

umbrales que pueden seleccionarse ya sea como no direccional, direccional hacia

adelante o direccional hacia atrás y proporciona una protección remota de respaldo

para fallas de fase-tierra y fase-fase.

Protección de mínima y máxima tensión (27/59): Dos umbrales, configurables para

mediciones fase-fase o fase-neutro. El umbral 1 puede seleccionarse como IDMT o DT

y el umbral 2 sólo como DT.

Protección de sobretensión de secuencia negativa (47): Elemento temporizado de

tiempo definido para proporcionar una función de disparo o de enclavamiento en la

detección de tensiones de alimentación desequilibradas.

Protección de admitancia de neutro (YN): Funciona a partir del TI FTS o del TI FT

para proporcionar elementos de admitancia, conductancia y susceptancia de umbral

sencillo.

Protección de sobretensión residual (desplazamiento del neutro (59N):

Proporciona un método adicional para la detección de fallas a tierra y presenta dos

umbrales; el umbral 1 puede seleccionarse ya sea como IDMT o como DT y el umbral

2 sólo como DT.

Protección de sobrecarga térmica: Proporciona características térmicas adecuadas

tanto para cables como para transformadores. Se proporcionan umbrales de alarma y

de disparo.

Protección de frecuencia (81U/O/R): Proporciona una protección con 4 umbrales de

mínima frecuencia, 2 umbrales de sobrefrecuencia, y también un elemento avanzado

de velocidad de variación de la frecuencia, de 4 umbrales.

Detección de conductor roto (46BC): Para detectar las fallas de circuito abierto.

Protección de fallo de interruptor (50BF): Protección de fallo de interruptor de dos

umbrales con entradas de inicio monofásicas o trifásicas.

Protección de sobrecorriente controlada por tensión (51V): Proporciona una

protección de respaldo para fallas remotas entre fases aumentando la sensibilidad de

los umbrales 1 y 2 de la protección de sobrecorriente.

Auto-reenganche (79): Reenganche automático integral trifásico de órdenes múltiples

con iniciación externa.


30

Comprobación de sincronismo (25): Posee 2 umbrales con característica avanzada

de división de sistema y tiempo de compensación de cierre de interruptor.

La diferencia en las funciones de protección disponibles entre los relés P142 y P143 es

precisamente esta última función, de ahí que los P143 sean usados para la protección en las

celdas de entrada de generación, mientras que los P142 en la protección de los alimentadores

de carga.

En todos los circuitos asociados a las barras, ya sean entradas de generación, salidas hacia

las cargas o el enlace de barra, hay ubicados relés multifuncionales P142 o P143 los cuales

tienen ajustadas diferentes funciones de protección tales como sobrecorriente, bajo y alto

voltaje, alta y baja frecuencia, entre otras. En la figura 2.3 se muestra el diagrama unifilar de

la subestación principal del SACSM con la ubicación física de los relés por circuito.

Figura 2.3: Ubicación de los relés P142 y P143 en las celdas de la subestación.


31

2.3.1 Protecciones en celdas de Generación relacionadas con la PEB

Cada celda de generación posee un relé P143, excepto la 16 que en un inicio estaba destinada

a ser una celda de salida, ajustado para detectar fallas tanto de fase como de tierra, así como

malas condiciones de operación del sistema (bajo voltaje, baja y alta frecuencia, fallo de

interruptor, etcétera). A continuación, se describen las funciones que son de interés para el

estudio de la PEB:

Sobreintensidad Direccional de Fase con escalones Forward (hacia barra) y Reverse

(hacia generación).

De forma general, la función de sobrecorriente direccional de fase está ajustada con tres

umbrales de protección:

El primer umbral posee dirección Forward con una característica de tiempo

inverso (IDMT) IEEE muy inversa.

El segundo umbral posee dirección Reverse con una característica de tiempo


El tercer umbral posee dirección Forward y está configurado como tiempo

definido (DT).

En el caso de las celdas 7, 8, 15 y 16 la protección está configurada como tiempo definido (DT)

con tres umbrales: Forward el primero y tercero, y Reverse en el segundo umbral.

Sobrecorriente Direccional de Tierra con escalones Forward (hacia barra) y Reverse

(hacia generación).

Generalmente, la función de sobrecorriente direccional de tierra está ajustada con dos

umbrales de protección (tres umbrales para la celda 9):

El primer umbral posee dirección Forward y está configurado como tiempo

definido (DT).

El segundo umbral posee dirección Reverse y está configurado como tiempo

definido (DT).

Para la celda 9, el tercer umbral posee dirección Forward y está configurado

como tiempo definido (DT).

Las celdas 7, 8, 15 y 16 poseen tres umbrales de protección configurados como tiempo

definido (DT) con dirección Forward en todos los casos.

2.3.2 Protecciones en celdas de Alimentadores relacionadas con la PEB

Cada celda de alimentadores de carga posee un relé P142 ajustado para detectar fallas tanto

de fase como de tierra, así como malas condiciones de operación del sistema (bajo voltaje,


32

baja frecuencia, conductor roto, etcétera). A continuación, se describen las funciones con son

de interés para el estudio de la PEB:

Sobrecorriente no direccional de Fase

De forma general, la función de sobrecorriente no direccional de fase está ajustada con tres

umbrales de protección:

El primer umbral está configurado con una característica de tiempo inverso

(IDMT).

El segundo umbral está configurado como tiempo definido (DT).

El tercer umbral está configurado como tiempo definido (DT).

Sobrecorriente no direccional de Tierra

La función de sobrecorriente no direccional de tierra está ajustada con tres umbrales de

protección:

El primer umbral está configurado con una característica de tiempo inverso

(IDMT).

El segundo umbral está configurado como tiempo definido (DT).

El tercer umbral está configurado como tiempo definido (DT).

2.3.3 Protecciones en celda de Enlace de Barras relacionadas con la PEB

En la celda del enlace de barras se ubica un relé P143 el cual tiene configuradas varias

funciones de protección. A continuación, se describen las funciones con son de interés para el

estudio de la PEB:

Sobrecorriente Direccional de Fase con escalones Forward (hacia barra 2) y Reverse

(hacia barra 1).

La función de sobrecorriente direccional de fase está ajustada con tres umbrales de protección:






definido (DT).

Sobrecorriente Direccional de Tierra con escalones Forward (hacia barra 2) y Reverse

(hacia barra 1).

La función de sobrecorriente direccional de tierra está ajustada con tres umbrales de

protección:


33






definido (DT).

2.4 Características de los transformadores de corriente utilizados

En el SACSM los TC utilizados en cada celda que compone la subestación principal poseen

diferentes relaciones de transformación y características. En la siguiente tabla se muestra el

tipo de TC utilizado en cada celda, así como las características que estos poseen.

Tabla 2.2: Características de los TC en cada celda de la subestación.

Celda TC

Tipo/Fabricante RAPP./Clase

1 ASR24L 24kV /

CGS 50/5A 20VA-10P20 Ith=25kAx1"

2 ASR24L 24kV /

CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20

Ith=25kAx1"

3 ASR24L 24kV /

CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20

Ith=25kAx1"

4 ASR24L 24kV /

CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20

Ith=25kAx1"

5 ASR24L 24kV /

CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20

Ith=25kAx1"

6 ASR24L 24kV /

CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20

Ith=25kAx1"

7 IWR20K /

WATTSUD 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20

Ith=25kAx1"

8 IWR20RL / WATTSUD

1000-2000/5-5-5A 15VA-0,5 7,5/15VA-10P20 7,5/15VA-10P20 Ith=25kAx1"

9 IWR20RL / WATTSUD

400-800/5-5-5A 20VA-0,5 10/20VA-10P20 10/20VA-10P20 Ith=25kAx1"

10 IWR20SL / WATTSUD

300-600/5-5A 20VA-0,5 10/20VA-10P20 Ith=25kAx1"


300-600/5-5A 20VA-0,5 10/20VA-10P20 Ith=25kAx1"


300-600/5-5A 20VA-0,5 10/20VA-10P20 Ith=25kAx1"

13 IWR20RL / WATTSUD

1000-2000/5-5A 20VA-0,5 15/20VA-10P20 Ith=25kAx1"

14 IWR20RL / WATTSUD

1000-2000/5-5-5A 15VA-0,5 7,5/15VA-10P20 7,5/15VA-10P20 Ith=25kAx1"

15 ASR24L 24kV /

CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20

Ith=25kAx1"


34

16 ASR24L 24kV /

CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20

Ith=25kAx1"

17 ASR24L 24kV /

CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20

Ith=25kAx1"

18 ASR24L 24kV /

CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20

Ith=25kAx1"

19 ASR24L 24kV /

CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20

Ith=25kAx1"

20 ASR24L 24kV /

CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20

Ith=25kAx1"

21 ASR24L 24kV /

CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20

Ith=25kAx1"

22 ASR24L 24kV /

CGS 50/5A 20VA-10P20 Ith=25kAx1"

Los TC ubicados en las celdas de entrada de generación poseen hasta dos tap de conexión

por primario y 5 A por secundario. El TC de medición asimila una carga o burden de 20 VA (R

= 0,8Ω) con una precisión de 0,5% dentro del rango de carga que estos poseen. Los TC de

protección presentan clase 10P20 lo que significa que tienen una precisión del 10% en la zona

lineal de la característica de saturación del TC y que asimilan hasta 20 veces la corriente

nominal por secundario (20xIn) sin saturarse dentro del rango de carga de estos TC.

Adicionalmente, soportan térmicamente hasta 25 kA por 1 segundo.

2.5 Esquema de barra de la subestación principal. Características y ventajas

La subestación principal del SACSM cuenta con dos barras unidas a través de un enlace de

barra el cual funciona normal cerrado. Esta configuración de barra es conocida como arreglo

de barra simple seccionalizada y proporciona mayor nivel de seguridad y flexibilidad en la

operación y el mantenimiento dentro de la subestación que una barra simple.

Las líneas de salida hacia las cargas y las unidades generadoras se encuentran distribuidas

en ambas barras, lo que permite, en caso de ser necesario, que se divida el sistema en dos

subsistemas independientes, operando cada sección de barra con sus cargas y sus entradas

de generación. Las celdas con doble seccionador de barra flexibilizan la operación de la

Subestación ante situaciones anormales. A continuación se mencionan las ventajas

fundamentales del esquema de barra del SEACSM:

Continuidad del suministro de energía a la sección de barra no fallada o en

mantenimiento

Requiere reducida área para su construcción y montaje


35

2.6 Protección Especial de Barras. Características y principio de

funcionamiento

La protección de barras actualmente instalada en la subestación principal del SACSM no

constituye una protección diferencial clásica, sino que está implementada a partir de una

automática de disparos y bloqueos. Esta protección es conocida en Cuba como Protección

Especial de Barras (PEB), aunque en la bibliografía se hace referencia a ella como Protección

por Zonas de Bloqueo y Comparación Direccional.

La PEB utiliza la información que brindan los relevadores multifuncionales P142 y P143 de las

entradas de generación y alimentadores, para determinar si la falla es en barra o fuera de esta.

En este caso, como la barra está seccionalizada existen dos PEB, una para cada barra. Ambas

PEB presentan el mismo principio de funcionamiento, en la figura 2.4 se observa un esquema

simplificado de la conexión de los distintos circuitos de la barra 1 a la PEB 1.

Figura 2.4: Esquema simplificado de la conexión a la Protección Especial de Barra 1.

Para el envío de la información del estado de cada circuito se utiliza una lógica cableada con

cobre a través de los relés digitales (P142-143), relés auxiliares y temporizadores los cuales

bloquean y transfieren disparos a los interruptores correspondientes para aislar la falla en

barra.

2.6.1 Principio de funcionamiento

El funcionamiento de la PEB 1 y PEB 2 es similar, sólo cambia la sección de barra que

protegen. Cada PEB posee una lógica que permite la operación o no para fallas en barra o

externas a esta. A continuación, se describe con más detalle el funcionamiento de cada una.

PEB correspondiente a la Barra 1 (PEB 1)


36

La PEB 1 se inicia por los arranques de los escalones de sobrecorriente con dirección Forward

(hacia barra 1) de la función direccional de fase o tierra de los relevadores de las celdas de

entrada de generación conectadas a la barra 1 y/o por el arranque del escalón de

sobrecorriente direccional de fase o tierra con dirección Reverse (hacia barra 1) de la celda

enlace de barras. La señal de salida de los relevadores digitales, al cumplirse los arranques

de los escalones que inician la PEB 1, se encuentra temporizada en 100 ms por programación

Programmable Scheme Logic (PSL). El arranque de cualquier elemento de sobrecorriente de

fase o tierra de los alimentadores de carga correspondientes a la barra 1 inhabilita o bloquea

instantáneamente la activación de la PEB 1. En la figura siguiente se muestra la lógica

implementada para la operación de esta protección de barra.

Figura 2.5: Diagrama simplificado de la PEB 1 utilizando compuertas lógicas.

La activación de la PEB 1 envía disparos transferidos a los interruptores correspondientes a

las celdas de entrada de generación conectados en la barra 1 y al interruptor V2040 de la celda

enlace de barras para despejar la falla.

PEB correspondiente a la Barra 2 (PEB 2)

La PEB 2 se inicia por los arranques de los escalones de sobrecorriente con dirección Forward

(hacia barra 2) de la función direccional de fase o tierra de los relevadores de las celdas de

entrada de generación conectadas a la barra 2 y/o por el arranque del escalón de

sobrecorriente direccional de fase o tierra con dirección Forward (hacia barra 2) de la celda

enlace de barra. La señal de salida de los relevadores digitales, al cumplirse los arranques de

los escalones que inician la PEB 2, se encuentra temporizada en 100 ms por programación

PSL. El arranque de cualquier elemento de sobrecorriente de fase o tierra de los alimentadores

de carga correspondientes a la barra 2 inhabilita o bloquea instantáneamente la activación de

la PEB 2. En la figura siguiente se muestra la lógica implementada para la operación de esta

protección de barra.


37

Figura 2.6: Diagrama simplificado de la PEB 2 utilizando compuertas lógicas.

La activación de la PEB 2 envía disparos transferidos a los interruptores correspondientes a

las celdas de entrada de generación conectados en la barra 2 y al interruptor V2040 de la celda

enlace de barra para despejar la falla.

Los circuitos auxiliares implementados en la PEB 1 y PEB 2, usados para lograr el bloqueo o

la operación, se muestran en las figuras 2.7 a y b, en estas se observa el uso de dispositivos

electromecánicos como temporizadores, contactores o relés auxiliares, entre otros. El uso de

estos dispositivos pudiera ocasionar un error de operación de la PEB de no efectuarse el

mantenimiento y diagnostico periódico.


38

Figura 2.7: Cableado de cobre para la PEB. a) PEB 1. b) PEB 2.

Para explicar el funcionamiento de la lógica cableada y tomando como referencia la PEB 1

(figura 2.7 a), se tiene que:

Para una falla en un alimentador (desde la celda 17 a la 22) de la sección de barra 1, el

contacto F1 del relevador digital de la celda en fallo cierra y se energiza la bobina del magnético

KD1 la cual abre el contacto normal cerrado KD1, de esta forma se evita que se puedan

energizar las máquinas de tiempo (temporizadores) KTD1 y KT1 produciéndose el bloqueo de

la Protección Especial de Barra 1.

Para una falla en la barra 1 los escalones Forward de las protecciones direccionales de la

generación y el escalón Reverse de la protección direccional del enlace de barra detectan

fallos hacia esta y cierran el contacto F1 después de 100 ms, quedando energizado los

temporizadores KTD1 y KT1. Este último, cierra el contacto KT1 energizándose las bobinas

de los magnéticos KPEB1 y KPEB11 los cuales provocan la activación o disparo de la PEB

(desconectando la generación en esa sección de barras y abriendo el seccionador de barra) y

además el envío de señalización respectivamente.

Las celdas de entrada de generación 9, 10, 11 y 12 presentan en el esquema secundario

contactos auxiliares de posición de los desconectivos de barra, de esta manera sólo será

iniciada la PEB correspondiente a la barra donde se encuentra conectada la celda con

posibilidad de conmutación (Ver figura 2.8).


39

Figura 2.8: Esquema típico de la señal de salida al esquema de PEB en celdas con doble

desconectivo de barra.

2.7 Fallas de operación de la Protección Especial de Barra en este sistema

Este sistema de protección, como está implementado actualmente, está expuesto a fallas de

operación u operación no selectiva, que pueden impedir el suministro de energía eléctrica a

los distintos hoteles del polo turístico de Cayo Santa María. En la práctica se han producido

operaciones no deseadas de la PEB, no sólo en el SACSM sino también en la subestación

Remedios 110 kV, debido fundamentalmente al no adecuado modo de implementación del

esquema de protección.

Para una mejor comprensión de los posibles fallos de operación que se pueden presentar, se

describen algunos casos reales de fallas en alimentadores, generación y en las barras.

Caso 1. Fallo perteneciente a una celda de alimentador de carga de la barra 1 con

generación sincronizada en ambas barras.

La PEB 1 será iniciada por el arranque direccional sobrecorriente (100 ms) de la(s) celda(s)

de entrada de generación sincronizada(s) a la barra 1 (de ser sensible al cortocircuito) y/o por

el arranque direccional sobrecorriente (100 ms) de la celda enlace de barra (de ser sensible al

cc); al unísono, será inhabilitada por el arranque sobrecorriente (instantáneo) de la celda del

alimentador de carga con presencia de fallo.

La PEB 2 será iniciada de igual forma por el arranque direccional sobrecorriente (100 ms) de

la(s) celda(s) de entrada de generación sincronizada(s) a la barra 2 (de ser sensible al

cortocircuito); pero al no producirse arranque sobrecorriente de una celda de alimentador de

carga conectada a la barra 2, la activación de la PEB 2 dependerá del tiempo total de

aislamiento de falla de la celda del alimentador de carga correspondiente, el cual estará

determinado por:

Top.prot (Tiempo de operación del relevador)


40

Terr (Tiempo de error del relevador)

Top.CB (Tiempo de operación del interruptor)

Terr.TC (Tiempo de error de los TC)

De resultar el tiempo total de aislamiento de falla mayor que 100 ms, se producirá la activación

de la PEB 2 y por consiguiente la apertura de las celdas de entrada de generación

correspondientes a la barra 2 y enlace de barra, lo cual constituye una operación no selectiva.

Caso 2. Fallo perteneciente a una celda de entrada de generación de la barra 1

con generación sincronizada en ambas barras.




cortocircuito); al unísono la PEB 2 será iniciada de igual forma por el arranque direccional

sobrecorriente (100 ms) de la(s) celda(s) de entrada de generación sincronizada(s) a la barra

2 (de ser sensible al cortocircuito). Al no producirse arranque sobrecorriente de una celda de

alimentadores de carga, la activación de la PEB 1 y PEB 2 dependerá del tiempo total de

aislamiento de falla de la celda de entrada de generación.

De resultar el tiempo total de aislamiento de falla mayor que 100 ms, se producirá la activación

de la PEB 1 y PEB 2, y por consiguiente la apertura de todas las celdas de entrada de

generación, lo cual constituye una operación no selectiva y en este caso se produciría un

blackout.

Caso 3. Fallo en la barra 1 con generación sincronizada en ambas barras.




cortocircuito); al unísono la PEB 2 será iniciada de igual forma por el arranque direccional

sobrecorriente (100 ms) de la(s) celda(s) de entrada de generación sincronizada(s) a la barra

2 (de ser sensible al cortocircuito).

Al no producirse arranque sobrecorriente de una celda de alimentadores de carga, se producirá

la activación de la PEB 1 y PEB 2, y por consiguiente la apertura de todas las celdas de entrada

de generación, lo cual constituye una operación no selectiva y se produciría un blackout en

este sistema.


41


La generación instalada del SACSM es suficiente para satisfacer las necesidades de

máxima demanda; la baja inercia que poseen los generadores puede ocasionar

problemas con la estabilidad del sistema ante situaciones anormales y fallas.

Los relevadores MiCOM P142 y P143 poseen una amplia gama de funciones de

protección que pueden ser implementadas, lo que les permite su adaptación a distintos

sistemas y esquemas de protección.

Las barras de la subestación principal del SACSM poseen una configuración de barra

simple seccionalizada lo cual compromete la explotación del sistema eléctrico ante la

necesidad de aislar una de las barras ya sea por avería o mantenimiento.

Para el bloqueo y la operación de la Protección Especial de Barras se utiliza una

automática mediante lógica cableada a través de relés auxiliares tales como

magnéticos, temporizadores, etcétera, que pueden provocar una disminución en la

fiabilidad del esquema.

La PEB, tal y como se encuentra implementada desde la puesta en servicio de la

Subestación, presenta posibilidad de operación no selectiva para fallas externas a las

barras, además no discrimina fallas en la barra 1 o barra 2.

42

CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN

ESPECIAL DE BARRAS DEL SACSM. MODIFICACIONES Y NUEVOS

ESQUEMAS

3.1 Introducción

El hecho de que una operación no selectiva de la PEB pueda ocasionar un cero en las cargas

del SACSM hace necesario realizar un análisis profundo para evitar o disminuir la frecuencia

con que se suspende el suministro de energía eléctrica por esta causa.

Para la simulación de las fallas en el SACSM se utiliza el software Power System eXplorer

(PSX) el cual brinda la posibilidad de simular cortocircuitos trifásicos, bifásicos, bifásicos a

tierra o monofásicos a tierra y bajo ciertas circunstancias (falla a través de impedancia o sin

ella, considerando las condiciones de prefalla o no, etcétera). Es una herramienta que, aunque

no es profesional, puede ser utilizada para desarrollar análisis completos de los Sistemas

Eléctricos de Potencia con resultados satisfactorios.

En el presente capítulo se hace un análisis de la Protección Especial de Barras en el SACSM

teniendo en cuenta las posibles fallas de operación a las que está expuesto este sistema y

otros similares en la provincia. Además, se propondrán modificaciones y nuevos esquemas de

protección que mejoren la selectividad de esta protección de barra.

3.2 Descripción y simulación de fallas de operación de la Protección Especial

de Barras

La Protección Especial de Barras de la subestación principal del SACSM ha presentado

operaciones no selectivas, algunas recientemente han ocasionado Blackout. La simulación de

los eventos ocurridos y las experiencias de operaciones no selectivas de esquemas similares,

es de gran importancia pues permite realizar un análisis completo y profundo de las

modificaciones que necesita este sistema de protección de barra para lograr la selectividad y

confiabilidad requerida.

3.2.1 Análisis de operación no selectiva de protección de barra en subestación

Remedios 110 kV

La Subestación de 110 kV ubicada en el municipio de Remedios, provincia de Villa Clara,

posee una entrada del SEN, dos baterías de grupos electrógenos y cuatro salidas de

CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS

43

alimentadores de carga distribuidas como muestra la siguiente figura. El voltaje nominal en la

barra principal de esta subestación es de 34,5 kV.

Figura 3.1: Diagrama monolineal de Subestación Remedios 110 kV.

La PEB implementada en la Subestación Remedios 110 kV consiste en un esquema de

protección por zonas de bloqueos y comparación direccional a partir de las protecciones

utilizadas en las entradas de generación y alimentadores de carga, la cual utiliza el protocolo

de comunicación IEC 61850 con mensajes GOOSE. En la lógica de la PEB se establece que

el bloqueo se produce por el arranque sobrecorriente de los alimentadores 1365, 1370, 1375

y 1380 o por el arranque sobrecorriente direccional hacia generación de las Baterías 1 y 2

(6254 y 6250 respectivamente).

Falla de operación ocurrida el día 17 de mayo del 2018

En el momento del fallo en la barra de 34,5 kV de la subestación, se encontraba en línea

solamente la Batería 1 y la alimentación proveniente del SEN. La Batería 2 estaba fuera de

servicio, aunque el interruptor 6250 se encontraba cerrado, manteniéndose energizado el

transformador de esta batería.

Durante el cortocircuito monofásico en la fase A de la barra de 34,5 kV de la subestación, la

PEB presentó una no operación selectiva al quedar bloqueada por el arranque indebido de la

protección de fase (50/51) de un alimentador y por el arranque sobrecorriente direccional hacia

generación de la protección de fase del 6250.

El bloqueo de la PEB por el arranque de la protección de sobrecorriente de fase del

alimentador se produjo por un desbalance en las corrientes que se creó debido al aporte de

las unidades generadoras de los centrales azucareros conectados aguas abajo de dicho

alimentador. Por otro lado, el bloqueo de la PEB por el arranque direccional de sobrecorriente

(hacia generación) de la protección de fase de la Batería 2 se debió a la circulación de corriente

de secuencia cero por el neutro del transformador de esa entrada de generación, el cual posee


44

conexión estrella aterrada–delta (Ynd) (Ver anexo III.1). Este fenómeno se explica

detalladamente a continuación.

Análisis de una situación similar en la subestación principal del SACSM

Una situación similar a la ocurrida en la subestación Remedios 110 kV puede acontecer en el

SACSM debido al gran número de transformadores con conexión Ynd de las baterías de

generación MTU china y MTU alemana. Con el objetivo de estudiar esta situación, se simula

una falla bifásica a tierra en la barra 2 de 13,8 kV de la subestación y se analiza la circulación

de corriente por la línea de unión de las máquinas MTU alemanas de la celda 14 con la barra

1. La sección del monolineal de la subestación del SACSM utilizada en la simulación de esta

falla y los detalles de la celda 14 son mostradas a continuación.

Figura 3.2: Esquema de la subestación del SACSM y detalles en la celda 14.

Para la realización de la simulación se tomaron dos máquinas sincronizadas en esta celda y

el resto de los transformadores energizados los cuales poseen conexión Ynd. Las corrientes

por el circuito de la entrada de generación analizada y los niveles de voltaje en la barra 1 se

muestran a continuación.

Figura 3.3: Corriente por la celda 14 y voltajes en la barra 1.

Para el estudio de la operación de la protección direccional de fase y tierra de esta celda se

seleccionan las corrientes que circulan por el recibo de la línea L370 ya que las corrientes en


45

el PSX se orientan hacia las líneas y precisamente la que circula por el recibo posee la

direccionalidad de la protección analizada (Forward o hacia barra).

El diagrama fasorial de las corrientes y voltajes que intervienen en la conexión de los relés

durante la falla simulada se muestra en la figura 3.4. La corriente y el voltaje de secuencia cero

se representan como 3I0 y 3V0 respectivamente. El relé de la celda 14 tiene un ajuste

sobrecorriente direccional de fase (hacia generación) de 1250 A primarios.

Figura 3.4: Diagrama fasorial de las corrientes por la entrada de generación de la celda 14.

Aunque en el diagrama fasorial de la figura anterior se representa el voltaje 3V0, realmente el

relé MiCOM utiliza como voltaje de polarización para la protección de tierra -3V0 de ahí que el

análisis para determinar la dirección de operación de la protección se haga con este voltaje.

El ángulo característico o ángulo de sensibilidad máxima para la protección de tierra es -45°,

es por ello que la línea de torque máximo se encuentre atrasada 45° al voltaje de polarización

-3V0 como se muestra en la figura siguiente.

Figura 3.5: Determinación de la zona de operación de la protección de tierra.


46

Se observa que la protección de tierra entró en zona de operación Forward (hacia barra) lo

cual es correcto ya que la falla involucró tierra. Teniendo en cuenta esto, se puede decir que

el direccional de tierra no presenta posibilidad de operación incorrecta ya que este quedará

orientado hacia la falla.

Para el análisis de la protección direccional de fase se tiene en cuenta que el ángulo

característico es de 45°, de ahí que la línea de torque máximo se encuentre adelanta 45° al

voltaje de polarización correspondiente a la fase analizada. Para la falla descrita en el SACSM

en [7] se plantea que al menos una de las fases debe provocar la operación de la protección,

en este caso, un posible bloqueo de la PEB. En la figura 3.6 se muestra la determinación de

la zona de operación para las fases A y C de esta protección.

Figura 3.6: Determinación de la zona de operación para la fase A y C.

Se observa que las fases Ia e Ic las cuales se polarizan con Vbc y Vab respectivamente

entraron en zona de operación Reverse (hacia generación) y en ambos casos se superó el

ajuste del escalón Reverse (2100 A > 1250 A y 1462 A > 1250 A), por lo que con una lógica

similar a la de Remedios la protección de la barra 1 hubiera bloqueado por orientación errónea

hacia la generación. Un análisis similar al efectuado para la protección direccional de las fases

A y C (figura 3.6) se le realiza a la fase Ib la cual se polariza con Vca, determinándose que

esta fase entró correctamente en zona de operación Forward (hacia barra).

Actualmente no existen fuentes de cortocircuito en los alimentadores de salida de la

subestación, por lo que la contribución hacia fallas en barras o en la generación es nula, por

consiguiente, los relés de los alimentadores no van presentar problemas por desbalances de

las corrientes debido a contribuciones desde las cargas.

Se demuestra que este sistema está expuesto a los errores que pueden presentar las

funciones direccionales de fase de los relés en aquellas entradas de generación cuyo


47

interruptor se encuentra cerrado y la generación fuera de servicio debido a la circulación de la

componente de secuencia cero por la conexión estrella aterrada de los transformadores

conectados entre los generadores y la barra.

Solución al error de operación de la función direccional de fase

La solución para contrarrestar este fenómeno es implementar una lógica en los archivos

Programmable Scheme Logic (PSL) en el relevador de cada celda de generación que posea

transformadores intermedios entre el generador y la barra, es decir, todas las celdas de

entrada de generación excepto la 10 correspondiente a la batería MAN. Esta propuesta se

debe tener en cuenta en aquellas modificaciones en las que intervengan los escalones de la

protección de fase con dirección hacia generación para el bloqueo de la PEB. Básicamente, el

método descrito en [27] se basa en la supervisión de la protección direccional de fase con la

función de sobrecorriente no direccional de tierra como se muestra en la figura siguiente.

Figura 3.7: Lógica programable usando el método de supervisión de la protección direccional de fase

con la función de sobrecorriente no direccional de tierra.

El cuarto escalón de la protección de tierra estaría ajustado como no direccional siendo usado

solamente con el objetivo de supervisar la función direccional de fase, por lo que su operación

no provocaría el disparo de interruptores. El valor de ajuste de corriente de este umbral sería

el ajuste más sensible de los escalones direccionales de tierra del relé en el cual se programa

la lógica.

Este método supervisa en todo momento el arranque, en este caso, del segundo escalón de

la protección direccional de fase de forma tal que si hay arranque direccional de fase hacia

generación y no hay arranque de la función de sobrecorriente no direccional de tierra (falla

entre fases en la generación) la PEB es bloqueada por el arranque sobrecorriente direccional

hacia generación de la protección de fase. En el caso de que exista arranque de la función de

sobrecorriente no direccional de tierra (falla a tierra en barra o en generación) la PEB sólo será

bloqueada por el arranque sobrecorriente direccional hacia generación de la protección de

tierra.

3.2.2 Simulación de operación no selectiva de la PEB en el SACSM

Una operación no selectiva presentada por la PEB ocurrió durante un cortocircuito en la salida

de la batería MTU china de la celda 16, lo que representa una falla externa a la barra y en


48

dirección Reverse para la protección direccional de sobrecorriente de dicha celda. Para este

cortocircuito, la PEB se inició por el arranque de los escalones de sobrecorriente con dirección

hacia barra de las generaciones sincronizadas. Debido a los retardos de tiempos de los

escalones sobrecorriente con dirección Reverse de las celdas de entrada de generación,

necesarios para una correcta coordinación con las protecciones aguas abajo, la falla no se

aisló antes del tiempo de operación de la PEB 1 y 2 (100 ms) lo que ocasionó un cero eléctrico

en el SACSM.

Para demostrar lo sucedido en el SACSM se simula un cortocircuito bifásico entre las fases A

y B de la barra de salida de la batería MTU china de la celda 16 y se determina si existe

arranque sobrecorriente direccional hacia barra de al menos una de las celdas de entrada de

generación correspondiente a cada barra. En la figura 3.8 se muestra la configuración y

características que posee la celda 16 en la cual se realizó la simulación.

Figura 3.8: Configuración de la batería MTU china de la celda 16.

Para la simulación de esta falla se considera el SACSM trabajando en el régimen de máxima

demanda (2 MAN, 4 HYUNDAI, 2 MTU alemanas y 6 MTU chinas), además no se consideraron

las condiciones de prefalla y el tiempo de duración de la falla simulada fue de 0 segundo, es

decir, se tomaron las corrientes y voltajes en el momento del cortocircuito. La celda 9 estaba

conectada a la barra 2 y la celda 10 a la barra 1. Las corrientes por las líneas L369, L370,

L373, L511, L512, L513 y L514 correspondientes a las celdas 9, 14, 10, 16, 15, 8 y 7

respectivamente, así como los voltajes en ambas barras se muestran a continuación.


49

Figura 3.9: Corrientes y voltajes obtenidos durante la simulación.

Por los relés de las celdas 7 y 15 no circula corriente ya que el cortocircuito simulado no

involucró tierra y la generación en estas celdas no estaba sincronizada. Haciendo uso de los

datos mostrados en la figura 3.9 se analizó la direccionalidad de los relés de cada celda para

determinar si alguno de ellos inició la PEB para un fallo externo a las barras.

Para realizar el diagrama fasorial se tuvo en cuenta que la corriente seleccionada está en

correspondencia a la dirección analizada de la protección, por tanto, se escoge aquella

corriente que circule hacia la barra. Además, se usó la conexión en cuadratura o 90° de la

función direccional. En la siguiente figura se muestran los diagramas fasoriales por los relés

de las principales entradas de generación correspondientes a las baterías Hyundai y MAN

(celda 9 y 10 respectivamente) y por el relé de la celda fallada.

Figura 3.10: Diagrama fasorial por las celdas de entrada de generación. (a) Celda 9. (b) Celda 10. (c)

Celda 16.

El análisis realizado arrojó que los relés de las celdas 8 y 10 provocaron el inicio de la PEB 1

y los relés de las celdas 9 y 14 de la PEB 2. El relevador de la celda 16 determinó

correctamente la dirección del fallo (hacia generación).

De esta forma queda demostrada la operación no selectiva de la PEB para fallas externas a

las barras. Es por ello que se hace necesario, con el objetivo de evitar futuras fallas de


50

operación de esta protección de barra, implementar una lógica que logre la selectividad

requerida.

3.3 Propuesta de nuevos esquemas de protección de barra y modificaciones al

existente

Como se ha explicado la PEB implementada en el SACSM está expuesta a operaciones no

selectivas. Es por eso que se hace necesario modificar la lógica existente para la protección

de barra y proponer nuevos esquemas que eviten su operación para fallas externas y que lo

hagan correctamente para fallas en las barras. Las propuestas que se describen a

continuación tienen como objetivo mejorar la selectividad de la protección de barra.

3.3.1 Protección por zonas de bloqueo usando la lógica cableada

Manteniendo la lógica cableada utilizada actualmente y con el objetivo de mejorar la

selectividad de los esquemas de Protección Especial de Barras implementados en la

subestación principal del SACSM, se le realizan algunas modificaciones al esquema actual

que aseguran una correcta operación de ambas PEB para fallas externas o internas. El

principio de operación propuesto para la PEB 1 y 2 está determinado por la lógica mostrada

en la figura siguiente.

Figura 3.11: Lógica para la activación de la PEB 1 y 2.

La operación de la PEB 1 se produce por el arranque de la protección de sobrecorriente

direccional hacia barra de al menos una entrada de generación de la barra 1 o del enlace de

barra en dirección Reverse (hacia barra 1). Adicionalmente, no puede haber señal de bloqueo


51

debido al arranque de las protecciones de sobrecorriente de las celdas de alimentadores de

carga, de las celdas de entrada de generación con dirección Reverse (hacia generación en

barra 1) ni del enlace de barra con dirección Forward (hacia barra 2). El tiempo de operación

de la PEB es de 100 ms por programación y al cumplirse se transfieren los disparos a los

interruptores de las celdas de generación conectadas en la barra 1 y al enlace.

Para que la PEB 2 opere tiene que existir arranque de la protección de sobrecorriente

direccional hacia barra de al menos una entrada de generación de la barra 2 o del enlace de

barra en esa misma dirección. También debe cumplirse que no haya señal de bloqueo debido

al arranque de las protecciones de sobrecorriente de las celdas de alimentadores de carga, de

las celdas de entrada de generación con dirección Reverse (hacia generación en barra 2) ni

del enlace de barra con dirección Reverse (hacia barra 1). El tiempo de operación de la PEB

es de 100 ms por programación y al cumplirse se transfieren los disparos a los interruptores

de las celdas de generación conectadas en la barra 2 y al enlace.

Para llevar a cabo esta propuesta se utilizarán los contactos de salida disponible en la parte

trasera de los relevadores de las entradas de generación y del enlace de barra. Cada contacto

sería puesto en paralelo con los contactos de salida de los alimentadores que bloquean la PEB

1 o la PEB 2. El cableado utilizando cobre, así como los contactos auxiliares utilizados se

muestran en la siguiente figura, en la cual se representa la propuesta final para la

implementación de la protección de barra con una lógica cableada.


52

Figura 3.12: Propuesta final de la lógica cableada. a) PEB 1. b) PEB 2.

El contacto F1 representa la operación del relevador P143 o P142, el cual al cerrarse envía

una señal para el bloqueo o la operación de la PEB, es necesario aclarar que los contactos de

la parte trasera del relé que se utilizan son diferentes para una u otra función, así, por ejemplo,

el contacto utilizado para el inicio de la PEB 1 por el arranque de la protección de la celda 14

es distinto al que se utiliza para transmitir la señal de bloqueo proveniente de la protección de

esa misma celda. Los contactos K189B1 y K189B2 representan la posibilidad de conmutación

de las celdas 9, 10, 11 y 12 entre una barra y otra.

3.3.2 Protección por zonas de bloqueo usando comunicación por mensajes

GOOSE de la norma IEC 61850

Con el objetivo de mejorar la respuesta de la PEB y con ello su selectividad, se propone realizar

el cambio de la lógica cableada actualmente existente por el esquema lógico usando el

protocolo de comunicación IEC 61850. De forma general, el esquema de protección mantiene

el mismo principio.

La lógica para la PEB 1 y 2 se encontrará en la programación del relé P143 de la celda 13

(enlace de barra). Ambas protecciones de barra tendrán tiempo de operación de 40 ms por lo

que un fallo en barra sería limpiado con mayor rapidez que el esquema actual. En la figura

3.13 se muestra la lógica programable en PSL de la PEB 1 y la PEB 2.


53

Figura 3.13: Lógica por GOOSE de la PEB 1 y 2.

Las Virtual Input son las señales de entrada que utiliza la protección para la comunicación por

GOOSE con los alimentadores y las entradas de generación, mientras que las Virtual Output

son las señales de salida para la transferencia de disparos. En la lógica se propone utilizar un

Retardo de Seguridad para que la señal de salida por GOOSE (disparo) llegue a las celdas

correspondientes.

Operación de la PEB 1 y PEB 2

El bloqueo de la PEB 1 se produce por el arranque de la protección de fase o tierra de los

alimentadores (celdas 17 a la 22) o por el arranque sobrecorriente direccional (hacia

generación) de la protección direccional de fase o tierra de las celdas de generación asociadas

a la barra 1. En el caso de la PEB 2 el bloqueo se producirá por el arranque de la protección

de fase o tierra de los alimentadores (celda 1 a la 6) o por el arranque sobrecorriente

direccional (hacia generación) de la protección direccional de fase o tierra de las celdas de

generación asociadas a la barra 2. En ambos casos se bloquearía el tiempo de activación de

la protección que por programación es de 40 ms.

La PEB 1 quedará iniciada por el arranque sobrecorriente direccional (Reverse o hacia barra

1) de la protección de fase o tierra del enlace de barra, mientras que la PEB 2 quedará iniciada

por el arranque sobrecorriente direccional (Forward o hacia barra 2) de la protección de fase

o tierra del enlace de barra. De esta forma se lograría selectividad para fallos en barra evitando

que se inicie una de las PEB erróneamente. De quedar iniciada la PEB y no llegar bloqueo de

los alimentadores o de los escalones Reverse de la generación antes de 40 ms, se originaría

la operación de la PEB, produciéndose la transferencia de disparos a los interruptores de las


54

celdas de entrada de generación conectadas a la barra fallada y del interruptor del enlace de

barra V2040 para despejar la falla.

Para que se produzca el bloqueo de la PEB debido al arranque direccional de sobrecorriente

hacia generación de la protección de fase o tierra de las celdas 9, 10, 11 y 12 se debe chequear

primero a cuál barra se encuentran conectadas estas entradas. Para ello se inspecciona dicho

arranque con los dos seccionadores de barra que estas poseen, de forma tal que el bloqueo

sólo sea enviado a la PEB asociada a la barra a la cual está conectada la celda. En la siguiente

figura se muestra la lógica que se debe implementar en las celdas antes mencionadas para

un correcto funcionamiento de la protección.

Figura 3.14: Lógica en las celdas 9, 10, 11 y 12 para el envío de bloqueo.

Las Virtual Output 1 y 2 son utilizadas para el envío por GOOSE de la señal de bloqueo de

estas celdas a la PEB 1 o 2 respectivamente.

En los relevadores de las celdas de generación que pueden conmutar su conexión entre una

barra y la otra se debe inspeccionar la señal de transferencia de disparo proveniente de la PEB

1 o 2 con los seccionadores de barra para abrir sólo los interruptores correspondientes como

se muestra en la figura 3.15. De este modo el interruptor local es abierto si se origina la

operación de la PEB asociada a una barra y al mismo tiempo la celda se encuentra conectada

a esa misma barra.

Figura 3.15: Lógica para el disparo del interruptor local en las celdas 9, 10, 11 y 12.

Las señales Virtual Input 1 y Virtual Input 2 corresponden al DataSet enviado por GOOSE

debido a la posible operación de la PEB 1 o la PEB 2 respectivamente (Ver figura 3.13). Estas


55

señales son recibidas por los relevadores de las celdas 9, 10, 11 y 12 y se discrimina la

operación deseada.

La desventaja de este esquema de protección es el relé en el cual se encuentra programada

la lógica para la PEB 1 y 2. En este sentido, si el enlace de barra se encuentra abierto las

barras quedarían sin protección hasta tanto el enlace no sea cerrado nuevamente. Sólo si

existe una protección de barra que funcione en paralelo a la PEB por GOOSE se mantendrían

las barras protegidas durante esta condición.

3.3.3 Protección diferencial parcial con TC auxiliares

La protección diferencial parcial es usada en aquellas subestaciones donde no es posible

aplicar una protección diferencial completa debido a las distintas relaciones de los TC en los

circuitos de alimentadores de carga. Es necesario tener en cuenta que los TC de las entradas

de generación deben tener igual relación y características. Esta protección sólo se podrá usar

si el aporte de corriente de cortocircuito desde los alimentadores para fallas en las barras o en

la generación es nula.

Los TC de las celdas de generación de la subestación principal presentan diferente relación y

características de ahí que no sea posible implementar esta protección diferencial parcial

actualmente pues no se lograría la selectividad requerida para fallas en la generación y las

barras. Es por ello que se propone usar TC auxiliares conectados en el circuito secundario de

los TC principales, con la desventaja de que se pudiera sobrecargar estos TC provocando que

aumenten sus errores. Los TC auxiliares son usados para el macheo de las corrientes que se

hacen llegar al relevador compensando las desiguales relaciones de transformación.

Para implementar la protección diferencial parcial de la barra 1 se conectarían en paralelo los

TC de las celdas 14, 15, 16, 10 y 12 y el devanado de relación 2000/5 A del TC del enlace de

barra, mientras que para la protección diferencial parcial de la barra 2 se conectarían en

paralelo los TC de las celdas 7, 8, 9 y 11 y el devanado de relación 1000/5 A del TC del enlace

de barra. Para el alambraje secundario de los TC se considera a las celdas 9 y 11 conectadas

a la barra 2 y las celdas 10 y 12 a la barra 1. En la rama diferencial de este esquema de

protección se coloca un relé de sobrecorriente de forma tal que por él circule la corriente

aportada por los generadores conectados en paralelo y los de la otra sección de barra. En la

siguiente figura se muestra la implementación de las protecciones de la barra 1 y 2.


56

Figura 3.16: Implementación de la protección diferencial parcial en el SACSM.

La operación de la protección de la barra 1 o la barra 2 envía disparos transferidos a los

interruptores de las celdas de entrada de generación conectadas a la barra y al enlace de

barra. En ambos casos se debe tener en cuenta la posibilidad de conmutación de las celdas

9, 10, 11 y 12 por lo que se necesitaría una lógica cableada o usar el protocolo de

comunicación IEC 61850 para abrir el interruptor correspondiente. Básicamente, en estas

celdas se chequearía los seccionadores de barra que poseen estas entradas de generación

con la señal debido a la operación de la protección, sólo si la protección de una barra opera y

la celda se encuentra conectada a esta misma barra se produce la apertura del interruptor

local.

Para calcular el TC auxiliar a colocar en cada celda se toma como referencia la mayor relación

de los TC del esquema de protección de cada barra, siendo estos 400 (2000/5) para la barra

1 y 200 (1000/5) para la barra 2. Seguidamente se muestra el TC auxiliar que debe ser

colocado en las celdas de generación para el correcto funcionamiento de las dos protecciones.

Tabla 3.1: TC auxiliares en las celdas de entrada de generación.

Protección Barra 1 Protección Barra 2

Celdas nTC TC Celdas nTC TC

14 2 10/5 A 7 1,67 10/5 A

15 3,33 15/5 A 8 - -

16 3,33 15/5 A 9 1,25 10/5 A

10 3,33 15/5 A 11 3,33 15/5 A

12 3,33 15/5 A 13 - -

13 - -

El ajuste de sobrecorriente, independientemente del relevador usado, siempre debe estar por

encima de la carga máxima de la sección de barra protegida. Tomando los valores nominales

de los transformadores de los circuitos de salida de la subestación conectados a una u otra

barra se determina la corriente de carga nominal de cada sección (ver tabla III.2.1 del Anexo

III.2), esta es afectada por el factor de demanda que en [28] se plantea que en instalaciones


57

hoteleras es de 0,75. Finalmente, la corriente de carga máxima determinada se afecta por un

factor de seguridad de valor 1,3, obteniéndose el ajuste de sobrecorriente de fase del relé por

primario. Los resultados de estos cálculos se muestran en la siguiente tabla.

Tabla 3.2: Ajuste de sobrecorriente de fase del relé de la protección diferencial parcial.

Ajuste de sobrecorriente

Barra 1 Barra 2

I carga máx 1446,14 798,83

Tipo Fase Fase

Tiempo definido

(DT)

Iap (A) 1762,46 973,58

Iar (A) 4,4 4,87

Comprobación de selectividad y sensibilidad

Para comprobar la selectividad para fallas en barra de la protección diferencial parcial con TC

auxiliares se simula un cortocircuito trifásico en la barra de la subestación y se determina la

corriente de desbalance que circula por la rama diferencial de la barra contraria. En la siguiente

tabla se muestra la corriente diferencial secundaria ante falla en barra.

Tabla 3.3: Comprobación de selectividad por corriente para falla en barra.

Protección Barra 1 ante fallo máxima en Barra 2

Protección Barra 2

ante fallo máxima en Barra 1

Celda Icc sec (A) Id (A) Celda Icc sec (A) Id fase (A)

14 1,387

1,021

7 0

1,866

15 0 8 8,76

16 4,866 9 3,109

10 5,325 11 0

12 0 13 -13,735

13 -10,557

La tabla 3.3 muestra los resultados de la simulación realizada, se comprobó que ante falla

máxima en barra la protección diferencial parcial de la barra no fallada es selectiva.

Para determinar la sensibilidad de esta protección se simularon cortocircuitos mínimos

(bifásico) en ambas barras de la subestación en el régimen de mínima demanda (2 MAN y 4

HYUNDAI) y se determinó si la protección diferencial parcial es sensible. En la tabla siguiente

se resumen los resultados obtenidos.

Tabla 3.4: Comprobación de sensibilidad de la protección de la barra 1 y barra 2.


58

Protección Barra 1

Celda Icc sec fase a

(A) Icc sec fase b

(A) Icc sec fase c

(A) Id fase a

(A) Id fase b

(A) Id fase c

(A)

14 0 0 0

7.145 7.142 0.138

15 0 0 0

16 0 0 0

10 4.858 4.85 0.058

12 0 0 0

13 2.287 2.292 0.08

Protección Barra 2

Celda Icc sec fase a

(A) Icc sec fase b

(A) Icc sec fase c

(A) Id fase a

(A) Id fase b

(A) Id fase c

(A)

7 0 0 0

11.604 11.595 0.317

8 0 0 0

9 2.859 2.865 0.162

11 0 0 0

13 8.745 8.73 0.155

Se observa que para el cortocircuito mínimo en las barras de la subestación las protecciones

son sensibles a las corrientes por las fases falladas, por lo cual se demuestra que el ajuste

dado es correcto. El coeficiente de sensibilidad para falla mínima en la protección diferencial

parcial de la barra 1 y 2 se comprobó mayor que 1,5 (Ks = 2,38 Barra 2 y Ks = 1,62 Barra 1).

Una de las desventajas que pude presentar este esquema es la pérdida de la selectividad para

fallas en barras o en la generación cuando las celdas 9, 10, 11 o 12 se encuentran conectadas

a la barra contraria a la que fueron alambradas como configuración típica. Otro inconveniente

es el tiempo de operación que se le da a la protección ya que este se debe coordinar con los

alimentadores para una correcta lógica de operación de las protecciones. El tiempo de

operación de ambas protecciones sería de 300 ms, considerando un ∆t de 250 ms por encima

del instantáneo de los alimentadores. Una solución que se pudiera implementar está

relacionada con el envío de bloqueos por el arranque sobrecorriente de las protecciones de

los alimentadores de la barra 1 o 2, de esta forma se elimina la necesidad de coordinar en

tiempo lo cual hace que se puedan poner tiempos de operación más rápidos. El envío de la

señal de bloqueo se puede hacer a través de una lógica cableada o usando mensajes GOOSE

de la norma IEC 61850, de manera general, el bloqueo sería enviado a la protección diferencial

parcial de barra cuyo alimentador está en fallo.


59

3.3.3.1 Protección diferencial parcial combinada con la protección por arco

En los últimos años la protección de barras por arco eléctrico en Cuba ha tenido un gran auge

debido a las prestaciones de estas protecciones. La alta velocidad de operación de este

método de protección es una característica esencial que conjuntamente con la selectividad

que brinda la hacen una opción a considerar para la protección de barras. Además, el hecho

de que en algunos casos se pueda combinar la detección de arco y de sobrecorriente en un

mismo relé o con otro permite una mayor seguridad de operación.

Esta propuesta consiste en colocar en la rama diferencial un relé que combine la detección de

arco y la sobrecorriente (Arc Flash Relay AFR) manteniendo los TC conectados como se

describió y utilizando los TC auxiliares calculados en el epígrafe anterior. En la figura siguiente

se muestra la implementación básica de la protección diferencial parcial combinada con la de

arco con el uso del devanado auxiliar del TC del enlace.

Figura 3.17: Protección diferencial parcial combinada con la protección por arco.

La operación de una u otra protección se producirá cuando exista arco eléctrico en la sección

de barra protegida y además la corriente diferencial o de desbalance que circule por el relé

(AFR) sea mayor a la ajustada. El uso de la detección de arco en este esquema de protección

se hace con el objetivo de lograr mayor selectividad para fallas en barra y externas a esta,

además elimina la coordinación con las protecciones de los alimentadores con lo cual se logra

tiempo de operación más rápido.

Para la protección de la barra 1, los sensores de arco serán distribuidos convenientemente

dentro de las celdas por donde corre la barra 1 (generación, alimentadores y enlace) en lugres

que aseguren una correcta detección del arco, como mínimo se deberán utilizar 12 sensores

ópticos. La operación de la protección envía disparos a los interruptores de las celdas de

entrada de generación conectadas a la barra 1 y al enlace de barra. La protección de la barra

2 es muy similar a la usada para la barra 1, sólo que los sensores se distribuyen dentro de las

celdas por donde corre la barra 2, se deberán usar como mínimo 11 sensores ópticos. La


60

operación de la protección envía disparos a los interruptores de las celdas de entrada de

generación conectadas a la barra 2 y al enlace de barra.

La desventaja que posee este método de protección es, precisamente, las celdas que pueden

cambiar su conexión a una u otra barra, ya que si una de estas celdas conmuta su conexión

se pudiera perder la selectividad de la protección. El problema radica en que el alambraje

secundario de los TC no puede ser modificado durante la explotación del sistema y en caso

de cortocircuito en barra a través de arco la protección pudiera presentar fallas de operación

provocando en el peor de los casos un blackout de este sistema.


La protección de barra implementada en la subestación principal del SACSM está

expuesta a varias operaciones no selectivas que pueden provocar un blackout o cero

eléctrico.

Las propuestas de modificaciones en la protección por zonas de bloqueo, usando la

lógica cableada es una solución inmediata para evitar que se produzcan otras fallas de

operación.

La protección por zonas de bloqueo usando mensajes GOOSE mediante el protocolo

de comunicación IEC 61850 brinda una operación confiable, selectiva y rápida; mejor

aún si se utilizan relevadores del mismo fabricante, lográndose tiempos de operación

menores de 50 ms.

La protección diferencial parcial combinada con la de arco eléctrico cumple con la

necesidad de despejar una falla en barra de forma rápida y selectiva.

61

CONCLUSIONES

Las protecciones diferenciales de barra de alta y baja impedancia son los métodos por

excelencia para la protección de barras, aunque en algunos casos se utilizan otros

esquemas que cumplen con la misma función, aunque con estándares de selectividad,

rapidez, sensibilidad y seguridad inferiores.

La actualización del monolineal de la subestación principal del SACSM con el esquema

de protección de barra actualmente instalado y su simulación en el software PSX,

permiten realizar un análisis integral de afectaciones que se pueden presentar, así

como evaluar el desempeño de dicha protección ante cortocircuitos.

Se ofrecen dos propuestas de modificaciones a la Protección Especial de Barras que

está actualmente implementada, una con la lógica cableada y otra a través de

mensajería GOOSE IEC 61850 con los relés existentes, como soluciones inmediatas.

Se propone un método innovador que combina la protección diferencial parcial (usando

transductores auxiliares) con una moderna protección por arco eléctrico, que le confiere

mayor selectividad y velocidad al novedoso esquema.

Con las propuestas de modificación utilizando la norma IEC 61850 y en la protección

diferencial parcial combinada con la protección por arco se lograron tiempos de

operación menores a los 100 ms que tiene el esquema de protección de barra

actualmente.

62

RECOMENDACIONES

Comprobar la velocidad con que se envía la señal de bloqueo transmitida por GOOSE

entre los relevadores para corregir o disminuir el tiempo de operación dado a la

Protección Especial de Barras usando la norma IEC 61850.

Implementar métodos de protección para la línea entre la subestación y los

interruptores aguas abajo de las celdas de generación que aseguren mayor rapidez en

la limpieza de fallas, como son la diferencial de línea por comparación direccional y

esquemas de zonas de interbloqueo.

Realizar estudio de estabilidad considerando los tiempos de operación de los

esquemas de protección de barra y simular los diferentes escenarios posibles,

destacando las modificaciones propuestas a los esquemas de protección y su

influencia en la estabilidad.

Realizar estudios para posibles inversiones en una variante de protección avanzada

de porcentaje diferencial exclusiva para las barras de la subestación.

63

BIBLIOGRAFÍA

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Eléctrica, Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica Unidad Zacatenco,

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64

[13] K. Behrendt, D. Costello, and S. E. Zocholl, "Considerations for Using High-Impedance

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[14] J. L. Blackburn and T. J. Domin, Protective Relaying: Principles and Applications, 4th

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[15] R. L. Andrade Sanchez, "Modelación y Análisis de la Protección Diferencial de Barras

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[19] A. Carvalho and J. Hansson. (2009) Integración eléctrica de vanguardia para una

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[20] J. L. Yépez Nicola and K. A. Granda Bayas, "Implementación de Mensajería GOOSE

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[21] C. H. Goff, "Fast Bus Protection Using IEC 61850," M.S. thesis, University of Tennessee

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[26] O. Avalos Abreu, "Actualización de los ajustes de las protecciones eléctricas en la

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Electroenergética, Universidad Central "Marta Abreu" de Las Villas, Santa Clara, Cuba,

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[28] J. Parmar. (2011, June 10). Demand Factor-Diversity Factor-Utilization Factor-Load

Factor. Available: https://electrical-engineering-portal.com/demand-factor-diversity-

factor-utilization-factor-load-factor

65

ANEXOS

ANEXO I.1. Ventajas y desventajas de los arreglos de barras

Tabla I.1.1: Ventajas y desventajas entre arreglos de barras.

Arreglos Ventajas Desventajas

Barra simple Sencilla

Bajo costo

Se interrumpe el servicio a todos los consumidores para dar mantenimiento a cualquier dispositivo

Una falla en barra provoca la salida de todos los circuitos

No proporciona flexibilidad, fiabilidad ni seguridad

Barra simple o principal con

barra de transferencia

Se pueden transferir las cargas a la barra auxiliar y no detener el servicio

Permite dar mantenimiento a los interruptores (uno a la vez) sin afectar al consumidor correspondiente

Sólo existen fuentes conectadas a la barra principal

Una falla en la barra principal ocasiona la desconexión todos los circuitos

Para dar mantenimiento a la barra es necesario desenergizarla por completo

Barra doble

Alta flexibilidad

Cada línea opera desde cualquier barra

Una barra disponible como barra de transferencia

Una falla o el mantenimiento de un interruptor de salida provoca la salida de las cargas asociadas a este

Requiere gran espacio físico para su construcción

Barra doble y barra de

transferencia

Posee una confiabilidad muy elevada

Permite dar mantenimiento a una barra sin detener el servicio

Se pueden transferir las cargas a la barra de transferencia

Mayor complejidad en su instalación y maniobra

Mayor área para su emplazamiento

Configuración en anillo

Alta flexibilidad

Mínima cantidad de interruptores

La sección de barra es parte de las líneas

Una falla en una línea provoca el disparo de dos interruptores

Respaldo local no es aplicable

El diseño de una protección es más complejo

66

Interruptor y medio

Mayor flexibilidad de operación

Respaldo local no es aplicable


Existen dos zonas diferenciales de barras (una para cada barra)

Doble barra y doble

interruptor

Muy alta flexibilidad

Una falla en barra no interrumpe el servicio

Permite dar mantenimiento a una barra sin afectar a los consumidores

Posee dos interruptores por línea (duplicidad de elementos) lo que aumenta el costo


67

ANEXO I.2. Ajuste y sensibilidad de las protecciones diferenciales

de barra descritas

i. Protección diferencial con relé de sobrecorriente

Ajuste

La corriente de arranque del relé es:

𝐼𝑎𝑟 = 𝐾 ∙ 𝐼𝑑 𝑚𝑎𝑥

Donde

𝐾 es un factor de seguridad que toma valor de 1,5

𝐼𝑑 𝑚𝑎𝑥 es la corriente de desbalance máxima que puede circular por el relé

Sensibilidad

𝐾𝑠 =𝐼𝑐𝑐 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑛𝑜 𝑚𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜

𝐼𝑜𝑝=

𝐼𝑐𝑐 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑛𝑜 𝑚𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜

𝐼𝑎𝑟 ∙ 𝑛𝑇𝐶

Donde 𝐼𝑜𝑝 e 𝐼𝑎𝑟 son la corriente de arranque la protección y del relé respectivamente

ii. Protección diferencial de alta impedancia

Ajuste

Relé de sobrevoltaje

𝑉𝑎𝑟𝑟 𝑚𝑖𝑛 = 𝐾 ∙ 𝑉𝑟

Donde

𝐾 es un factor que representa el nivel de seguridad necesario y el rendimiento del TC, cuyo

valor está, normalmente, entre 1.5 y 2

𝑉𝑟 es el voltaje desarrollado en el relevador de sobrevoltaje

𝑉𝑟 = (𝑅𝑠 + 𝑅𝑐 ∙ 𝐾) ∙𝐼𝐹𝑛𝑇𝐶

Donde

𝐾 es igual a 1 para fallas trifásicas y 2 para fallas monofásicas a tierra

𝐼𝐹 es la corriente de falla externa

𝑛𝑇𝐶 es la relación de transformación del TC

Para fallas entre fases el valor de 𝑅𝑐 es el de la resistencia de un solo conductor, mientras

que para fallas a tierra 𝑅𝑐 incluye la resistencia de los dos conductores (ida y retorno). Se

calcula el valor de 𝑉𝑟 para fallas entre fase y a tierra y se selecciona el valor más alto.

Relé de sobrecorriente (opcional)

Para ajustar la unidad de sobrecorriente instantánea es necesario conocer la característica

del limitador de voltaje.

68

Figura I.2.1 Característica de un varistor.

Sensibilidad

𝐾𝑠 =𝑉𝑅𝑆𝑉

𝑉𝑎𝑟𝑟 𝑚𝑖𝑛> 2

Siendo 𝑉𝑅𝑆𝑉 la tensión que aparece en relé para un cortocircuito interno mínimo.

𝑉𝑅𝑆𝑉 =𝐼𝑐𝑐 𝑖𝑛𝑡 𝑚𝑖𝑛

𝑛𝑇𝐶∙ 𝑅𝑅𝑆𝑉

Siendo 𝑅𝑅𝑆𝑉 la resistencia del relevador de sobrevoltaje.

La corriente secundaria mínima de sensibilidad para fallas internas es:

𝐼𝑠 𝑚𝑖𝑛 =𝑉𝑎𝑟𝑟 𝑚𝑖𝑛

𝑅𝑅𝑆𝑉+ (𝐼𝑣 + 𝑁 ∙ 𝐼𝑒)

Donde:

𝑁 es el número de TC en paralelo con el relé, para una fase

𝐼𝑒 es la corriente de excitación secundaria del TC para la tensión de ajuste

𝑅𝑅𝑆𝑉 es la resistencia interna del relé

𝑉𝑎𝑟𝑟 𝑚í𝑛 es el voltaje de ajuste del relé

𝐼𝑣 es la corriente del varistor al voltaje de ajuste del relé

iii. Protección de porcentaje diferencial

Ajuste

𝐼𝑜𝑝𝑎 𝑚á𝑥 ≥ 𝑘 ∙ 𝐼𝑑 𝑚á𝑥

Donde

𝑘 es un coeficiente de seguridad que puede tomar valor de 1,5

𝐼𝑑 𝑚á𝑥 es la corriente de desbalance máxima por errores de los TC para falla externa máxima

Adicionalmente se determinan:

𝐼𝑟𝑒𝑡 𝑚á𝑥 debido al cortocircuito externo máximo

𝐾 pendiente de la característica de operación de la protección

69

𝐼𝑜𝑝𝑎 𝑚í𝑛 intersecto con el eje “y” de la característica de operación de la protección

Sensibilidad

𝐾𝑠 =𝐼𝑐𝑐 𝑖𝑛𝑡 𝑚í𝑛

𝐼𝑜𝑝𝑠 ∙ 𝑛𝑇𝐶> 2

Donde

𝐼𝑜𝑝𝑠 es la corriente de operación mínima de sensibilidad

𝑛𝑇𝐶 relación de transformación del TC

El cálculo de corriente de operación mínima de sensibilidad se puede determinar mediante

el siguiente método gráfico.

Figura I.2.2: Determinación de la corriente de sensibilidad por método gráfico.

Mediante el método gráfico, se puede tener en cuenta que la falla sea a través de

impedancia y sus valores sean aún menores que los calculados normalmente para fallas

limpias.

iv. Protección diferencial con acopladores lineales

Ajuste

El voltaje mínimo de operación del relé es:

𝑉𝑎𝑟 = 𝐼𝐹 ∙ 2 ∙ 𝑒 ∙ 𝑛𝑇𝐶

Donde:

𝐼𝐹 es la corriente de falla primaria debido al cortocircuito externo máximo

𝑒 es el error del transductor lineal (1%)

𝑛𝑇𝐶 es la relación de transformación del transductor en V/A (5/1000)

Se supone el peor caso en el cual el TC de la línea fallada tiene el error en un sentido y el

resto de los TC en sentido contrario de ahí que se multiplique por 2 el error del transductor

lineal.

70

ANEXO I.3. Comparación entre los esquemas clásicos de

protección de barra

Tabla I.3.1: Comparación entre los métodos de protección de barras.

Sobrecorriente Alta impedancia Baja

impedancia

Acoplador

lineal

Velocidad de

operación Lenta

Rápida (~1,5

ciclos*)

Rápida (<1

ciclo*)

Rápida (<1

ciclo*)

Tipo de TC Convencionales Convencionales Convencionales Núcleo de aire

(acoplador)

Compartir TC Si No Si No

Sensibilidad No muy buena Buena Buena Buena

Selectividad No muy alta Alta Alta Alta

Tipo de relé Sobrecorriente Sobrevoltaje Sobrecorriente Sobrevoltaje

Afectación

por

saturación de

TC

Si No No No

Costo Bajo Bajo Moderado a

alto Elevado

* Con base a 60 Hz.

71

ANEXO I.4. Operación de la protección diferencial parcial para

varias fallas

Figura I.4.1: Protección diferencial parcial: (a) Operación para falla en el lado de la fuente. (b)

Operación para falla en barra y en alimentadores. (c) Operación para falla en barra adyacente.

72

ANEXO III.1. Grabación de eventos para falla en la subestación

Remedios 110 kV

Figura III.1.1: Oscilografía de la falla por el 1370.

Figura III.1.2: Oscilografía de la falla en el 6250.

73

Figura III.1.3: Diagrama fasorial de las corrientes y voltajes de la falla en el 6250.

74

ANEXO III.2. Carga nominal en cada sección de barra

Tabla III.2.1: Carga instalada en las celdas de alimentadores y carga total en cada barra.

Celda Carga

instalada (kVA)

Carga Barra 1 (kVA)

Carga Barra 2 (kVA)

1 100

43207,5 23867,5

2 4875

3 5992,5

4 3150

5 9750

6 -

17 16180

18 12592,5

19 1637,5

20 7822,5

21 4875

22 100

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