INDICE

1.0 INTRODUCCIÓN

2.0 CONCEPTOS GENERALES

2.1 Características de un Sistema de Potencia

2.2 Perturbaciones en el Sistema de Potencia

2.3 Filosofía del despeje de fallas

2.4 Tiempo requerido para eliminar una falla

3.0 SISTEMA DE PROTECCIÓN

3.1 Objetivo

3.2 Características

3.3 Componentes

4.0 PRINCIPALES FUNCIONES DE PROTECCIÓN

4.1 Función de Sobrecorriente

4.2 Función direccional

4.3 Función de distancia

4.4 Función diferencial

4.5 Función de oscilación de potencia

4.6 Función de Verificación de sincronismo

4.7 Función de Recierre

4.8 Función de Falla del interruptor

4.9 Otras funciones

4.10Esquemas de Teleprotección

FUNDAMENTOS BÁSICOS DE LA PROTECCIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS

1.0 INTRODUCCIÓN

El presente documento pretende ilustrar los fundamentos básicos de la protección que se dan en los Sistemas de Potencia, particularmente en el Sistema de Transmisión, asimismo servirá como guía práctica al personal de REP de los diferentes Departamentos de Transmisión entre operadores, técnicos e ingenieros que se encuentran involucrados en la operación y mantenimiento de los relés de protección.

2.0 CONCEPTOS GENERALES

2.1 Características de un Sistema de Potencia

El estado de operación en un Sistema de Potencia es variable en el tiempo debido a la entrada y salida de cargas en forma de potencia activa y reactiva, asimismo es necesario que el usuario final reciba la potencia requerida con los niveles de tensión adecuados que no ocasionen daños a sus equipos.

Un sistema de potencia está conformado por la generación, transmisión, distribución y utilización; abarcando niveles de extra alta (>220 kV), muy alta (<220 kV y >138 kV), alta (<138 kV y >33 kV), media (<33 kV y >1 kV) y baja tensión (<1 kV). En el Perú predominan los niveles de tensión de 10, 22.9, 33, 60, 66, 138 hasta 220 kV.

Componentes de un Sistema de Potencia

La generación esta conformada por las plantas de generación de energía eléctrica las cuales pueden ser hidráulicas, térmicas, eólicas, etc según sea el recurso energético que se use, abarcando niveles de tensión de generación de hasta 20 kV, esta limitación es debida por el aislamiento de los devanados del grupo generador. Dicha tensión es elevada a los niveles de transmisión a través de una subestación elevadora.

GENERACIÒN TRANSMISIÒ DISTRIBUCIÓN UTILIZACIÓN

20 kV 220 kV

60 kV

10 kV

220 kV0,22 kV0,38 kV

60 kV

220 kV

SUBTRANSMISIÓN

La transmisión está conformada por las líneas de alta tensión y las subestaciones las cuales pueden ser de transformación, de reducción ó de elevación, en ellas se encuentran instalados transformadores de potencia, equipos de compensación reactiva (condensadores, reactores, SVC, etc), equipos de maniobra y medida, etc. La transmisión se realiza en niveles de alta, muy alta y extra alta tensión con la finalidad de reducir las pérdidas que se generan en los conductores por el paso de altas corrientes, ya que al transmitir niveles altos de potencia con niveles altos de tensión se consiguen corrientes reducidas. Las líneas transmiten potencia aparente conformado por dos componentes, la potencia activa y la potencia reactiva (la cual puede ser inductiva o capacitiva). La potencia reactiva inductiva se transmite desde una barra de mayor tensión a otra de menor tensión y la potencia activa desde una barra de mayor ángulo eléctrico a otra de menor según se indica en la figura. Se considera que la potencia (activa o reactiva inductiva) es positiva cuando el sentido del flujo es saliente de la barra, y negativa cuando es entrante.

Flujo de potencia en un Sistema de Transmisión

En una línea de transmisión dada la diferencia que existen en las capacitancias de una fase respecto a tierra y las capacitancias mutuas existentes entre fase y fase suele suceder que la capacitancia resultante en una de las fases sea mayor respecto a las otras lo que ocasiona que la tensión en dicha fase se eleve respecto a las otras originando un desbalance de tensiones la cual se incrementa cuando la línea es larga; por tal motivo se realiza lo que se conoce con el nombre de transposición que consiste en el cambio de la posición de las fases con el fin de equilibrar el desbalance de tensiones.

La distribución está conformada por las redes de media tensión, los transformadores reductores de media a baja tensión y las redes de baja tensión hasta el medidor ó punto de suministro del usuario. La distribución se realiza en niveles de media y baja tensión debido a que los niveles de potencia que se transmiten son reducidos en comparación con el sistema de transmisión. Los niveles mas frecuentes de media tensión son el de 10 kV aislado, empleado para la electrificación en zonas urbanas y el de 22.9 kV, empleado para la electrificación rural. Los niveles de baja tensión utilizados son el de 220 V para consumo domiciliario y el de 380 y 440 V para consumo industrial.

La utilización comprende las redes instaladas desde el medidor hasta los puntos de carga del usuario consumidor. La utilización se realiza en niveles de baja tensión.

P2(-)

Q2(-)

P1(+)

Q1(+)

P1 P2

Q1 Q2

V1 V2

1 2

Q

P

V1L1 V2L2

S = (P2 + Q2)

2.2 Perturbaciones en el Sistema de Potencia

Las perturbaciones en el Sistema de potencia son originadas por fallas que pueden ser ocasionados por sobrecorrientes, sobrecargas, fluctuaciones de potencia, caídas de tensión, etc. producidas ya sea por cortocircuitos, descargas atmosféricas, contaminación salina o industrial, daños en las instalaciones, entradas y salidas de grandes cargas, etc.

Se identifican dos tipos de fallas:

Fallas Tipo derivaciónCaracterizada por flameos entre fases o entre fase y tierra;

Falla tipo serieCaracterizada principalmente por la interrupción del circuito de corriente en una o varias fases.

Cerca del 85% de las fallas son del tipo derivación las cuales corresponden a fallas de fase a tierra de caracter transitorio.

2.3 Filosofía de despeje de fallas

La filosofía para el despeje de las fallas depende de cómo el sistema de potencia ha sido planeado y diseñado. El presente item estará orientado a la filosofía de despeje de fallas en los sistemas de transmisión, dichos sistemas están diseñados de tal forma que si una línea sale fuera de servicio por alguna falla este no genere ninguna salida de servicio importante, pero si a consecuencia de dicha falla sale una segunda línea esta situación podría traer graves consecuencias. Por esta razón es necesario que el sistema de protección sea selectivo es decir que solo la parte fallada debe ser desconectada, asimismo dicha falla debe ser despejada en forma rápida con la finalidad de no ocasionar inestabilidad en el sistema.

Según sea la característica radial o enmallada del sistema de transmisión, se desarrollan sistemas de protección adecuados desde el punto de vista de la confiabilidad.

Se entiende por confiabilidad a la probabilidad de no tener un disparo incorrecto. Un disparo incorrecto es la combinación de disparos indeseados y omisión de disparos. Incrementar la confiabilidad es incrementar la fiabilidad y la seguridad.

Se entiende por fiabilidad a la probabilidad de no tener una omisión de disparo. Incrementar la fiabilidad significa asegurar la operación del disparo.

Se entiende por seguridad a la probabilidad de no tener un disparo indeseado. Incrementar la seguridad significa implementar permisivos que aseguren que la protección opere correctamente.

Incremento de Fiabilidad Incremento de seguridad

Característica de Confiabilidad del Sistema de Transmisión

Normalmente los sistemas de protección de líneas son diseñados prefiriendo disparos indeseados es decir, diseñado con alta fiabilidad, en el caso de un sistema enmallado un disparo indeseado no tiene normalmente consecuencias severas.

Los sistemas de protección de barras son diseñados prefiriendo omisión de disparos es decir, diseñado con alta seguridad, en el caso de un sistema radial una omisión de disparo no tiene normalmente consecuencias severas gracias a la protección de respaldo.

2.4Tiempo requerido para eliminar una falla

Según las estadísticas reunidas de años pasados las consecuencias severas frente a una falla se dan para fallas eliminadas en un tiempo mayor a los 100 ms.

Con los relés de estado sólido que a continuación se describen, se consiguen tiempos de operación de hasta 10 ms, e interruptores con tiempos de apertura de 2 ciclos (32 ms), dando un tiempo total de despeje de fallas menores a los 50 ms. Cuando se tienen esquemas de teleprotección es necesario agregar de 10 a 20 ms que es el tiempo del canal para la transmisión de disparo.

3.0 SISTEMA DE PROTECCIÓN

3.1 Objetivo

El sistema de protección es un conjunto de elementos destinados a detectar, localizar y despejar una falla del Sistema de Potencia a través de la medición de los siguientes parámetros:- Corriente- Tensión- Potencia- Impedancia- Frecuencia- Dirección de flujo de potencia

La falla deberá ser localizada de la manera mas exacta posible y ella deberá alertar a quien opera el sistema a través de alarmas, señalizaciones y según sea el caso despejar la falla a través de la apertura de interruptores de modo de aislar el defecto y manteniendo el resto del sistema en operación normal y dando seguridad a las personas.

3.2 Características

El sistema de protección puede dividirse en:

3.2.1 Según su aplicación

a) Protección principal

El sistema de protección se encuentra estructurado en zonas y se pueden dividir en zona de protección de líneas, zona de protección de barras, zona de protección de transformadores y zona de protección de generadores y motores. En el caso de los sistemas de compensación reactiva (reactores, condensadores, SVC, etc.) ellos se instalan con su propio sistema de protección y representan una zona. La protección principal es la encargada de proteger dichas zonas en primera instancia, es decir cuando ocurre una falla dentro de una zona sus relés principales deben disparar los interruptores de esa zona. (Ver figura adjunta).

Zonas de la Protección Principal

De la figura se observa que existen zonas de superposición tal que al ocurrir una falla en esta zona dispararían mas interruptores del mínimo necesario, pero en caso no la hubiera ante una falla entre dichas zonas (interruptor y transformador de corriente) la protección de una de ellas no operaría, caso contrario operaría en tiempo mayor, por lo tanto es recomendable que exista superposición. La zona de superposición está determinada por los transformadores de corriente según se indica en las siguientes figuras.

Zona de superposición

En los interruptores de tanque vivo por razones económicas se instala un solo transformador de corriente según se indica en la figura, al no existir superposición se genera una “zona muerta” . Para fallas en esta zona muerta se pueden detectar con relés de respaldo local.

Fallas en zona muerta

b) Protección de respaldo

Es la protección que protegerá las zonas de protección en segunda instancia es decir en caso de que la protección principal no la haya despejado. La protección de respaldo forma parte del sistema de protección adicional y cuya justificación debe evaluarse. Se justifica la protección de respaldo para la protección contra cortocircuitos (falla de alta probabilidad de ocurrencia).

3.2.2 Según su función

a) Protección Absolutamente Selectiva

La protección opera dentro de una zona que está completamente definida, esta protección no tiene respaldo (Ejm. la protección diferencial).

b) Protección Relativamente Selectiva

La zona de protección no está completamente definida, esta protección tiene respaldo. (Ejm. protección de distancia).

3.3 Componentes

Zona muerta

Zona 1

Zona 2

Zona 1

Zona 2

Los elementos de la cadena de protección son los siguientes:

- Relés de protección- Relés auxiliares- Servicios auxiliares de cc.- Transformadores de corriente- Transformadores de tensión- Interruptor- Equipos complementarios (RTU, teleprotección, etc.)

A continuación se pasará a describir algunos de estos elementos:

3.3.1 Relés de Protección

Los relés tienen diferentes técnicas de funcionamiento y pueden ser:

a) Relés electromecánicos , cuyo principio de funcionamiento se basa en la atracción ó la inducción electromagnética.

b) Relés Estáticos , construidos con dispositivos electrónicos de bajo consumo, cualquier regulación se efectúa por la variación física de reóstatos ó capacitancias.

c) Relés de estado sólido , construidos con microprocesadores cuyos parámetros o ajustes se realizan a través de un software incluyendo adicionalmente a la protección funciones de monitoreo, autodiagnóstico y registro oscilográfico de eventos.

El relé de estado sólido puede ser analógica, digital o numérica. En el analógico la señal de entrada es comparada contra una señal de referencia para la operación de la protección. En la protección digital las señales análogas son convertidas en ondas cuadradas y la evaluación es efectuada por la comparación del ángulo de fase relativo a una señal de referencia. En la protección numérica la señal de entrada es conectada a través de un multiplexor a un convertidor análogo/digital a una cierta tasa de muestreo, convirtiéndolo a un valor numérico en cada muestreo empleando algoritmos estos valores obtenidos en tiempo real son comparados con valores predeterminados para la operación de la protección.

3.3.2 Relés auxiliares

Son relés que están provistos de contactos con diversas funcionalidades tales como la señalización, el bloqueo de otras protecciones, caracterización del estado de posición, energizar otros dispositivos, transferencia de comandos, etc.

3.3.3 Servicios auxiliares

Conformado por los servicios en corriente alterna y corriente contínua. Cada subestación deberá estar provista de éstos servicios para alimentar el sistema de control y mando, protecciones, comunicaciones y otros servicios.

Generalmente para los sistemas de control y comunicaciones se hace uso de un conjunto de baterías de 48 Vcc, del mismo modo la alimentación del sistema de mando y de relés proviene de un conjunto de baterías 125 Vcc (Sistema americano) ó 110 Vcc (Sistema europeo); en ambos casos con dos cargadores rectificadores.

Generalmente para los circuitos de fuerza se hace uso de una alimentación alterna proveniente del devanado del transformador de potencia a través de un transformador de SS.AA. ó por medio de un circuito externo. En caso halla una salida de éste servicio, a través de un tablero de transferencia automática entrará en servicio un grupo generador que generalmente alimenta a las cargas que se consideran como primarias ó esenciales. En algunos casos para la alimentación de circuitos de sistemas electrónicos ó cargas consideradas de emergencia es preferible utilizar una fuente ininterrumpida de alimentación alterna ó UPS el cual se alimenta del banco de baterías 125 Vcc y del transformador de SS.AA.

3.3.4 Transformadores de corriente

Son elementos de medida ubicado estratégicamente en el sistema reproduciendo proporcionalmente en su secundario la corriente del primario adecuadas para alimentar a los medidores y relés, asimismo aislan a estos equipos del circuito de alta tensión.

Para la protección de líneas de transmisión es costumbre hacer uso de dos núcleos, uno para la protección principal y otro para la de respaldo y un solo núcleo para la medición.

Ip Ip

* * * *

Is Is

Diagrama de Transformador de Corriente

Regla: En el TC la corriente primaria Ip entra por la marca de polaridad y la corriente secundaria Is sale por la marca, asimismo Ip e Is están en fase.

Polaridad

La polaridad se determina por el neutro a la barra o a línea

A la Barra A la Línea

Relación de transformación

En el TC la relación Ip / Is es inversamente proporcional a la relación del número de espiras, es decir:

Los valores nominales de corrientes en el secundario comúnmente utilizados son 1A (tendencia europea) y 5A (tendencia americana), asimismo existen los transformadores de una relación y los de multirelación.

Clase de precisión

Cuentan con núcleos de protección y medición, y su precisión está dado en porcentaje de error de la corriente nominal.

El núcleo de medición debe mantener su precisión para las corrientes de carga, es recomendable que la carga supere el 25% de la corriente nominal caso contrario la precisión disminuye. Los valores comúnmente usados son 0.2, 0.5 y 1.0 (tendencia europea) y 0.3, 0.6 y 1.2 (tendencia americana). El núcleo de protección del TC debe ser preciso para corrientes de cortocircuito, por lo tanto la sección transversal de su núcleo es más grande para no saturarlo en el momento del cortocircuito. Los valores comúnmente usados son 5P10 y 5P20 (tendencia europea, es decir -5% de error para 10 y 20 veces la corriente nominal), y 2.5P20 y 10P20 (tendencia americana).

Consumo

Es la capacidad máxima de potencia aparente en VA que podría consumir la carga conectada al secundario, dicha carga está dada por

Ip = Ns Is Np

Barra

Línea

1s11s2

1s1

1s2

1s1

1s2

Barra

Línea

1s1

1s2

1s1

1s2

1s1

1s2

el consumo de los relés, medidores y los cables de baja tensión desde el equipo hasta el relé o medidor.

Nota: En condiciones de operación la bobina del secundario del transformador de corriente no debe ser abierta ya que debido a la alta relación entre sus espiras generaría en el secundario una tensión muy alta que dañaría severamente a los equipos conectados a el.

3.3.5 Transformadores de tensión

Son elementos de medida que reproduce proporcionalmente en su secundario la tensión del primario adecuadas para alimentar a los medidores y relés, asimismo aislan a estos equipos del circuito de alta tensión. Existen transformadores de tensión del tipo inductivo (fabricados hasta niveles de 60kV) y los del tipo capacitivo (mayores a 60 kV).

Para la protección de líneas de transmisión es costumbre hacer uso de un núcleo tanto para la protección como para la medición.

Diagrama de Transformador de Tensión del tipo inductivo

Polaridad

Regla: En el TT el Vp y Vs están en fase.

Relación de transformación

En el TT del tipo inductivo la relación Vp / Vs es directamente proporcional a la relación de sus espiras, es decir:

Los valores nominales de tensión en el secundario comúnmente utilizados son 110/3 (tendencia europea) y 115/3 (tendencia americana)

R

S

T

r

s

t**

o

o

V p = Np Vs Ns

Clase de precisión

El núcleo de medición del TT cuentan con clases de precisión similares que los TC y el núcleo de protección con clases 3P y 6P (tendencia europea, es decir ±3% y ±6% de error) y 1.2% (tendencia americana)

Consumo

En consumo del TT respecto al TC es bastante bajo ya que debido a la alta impedancia de las bobinas de tensión de los equipos de medición y protección la corriente se hace reducida.

Utilidades del Transformador de tensión capacitivo

El siguiente diagrama representa el esquema eléctrico de un transformador de tensión capacitivo a partir del cual se obtendrá el circuito thevenin equivalente, donde la tensión Vth e impedancia Zth de thevenin son:

Donde:Z : Carga de los instrumentos

;

Del circuito la inductancia L es colocada con la finalidad de entrar en resonancia con la impedancia thevenin es decir la suma de impedancias es nula, garantizando de esta forma que la tensión Ep es igual a E2 que está en fase con ELT, siendo la tensión en el secundario:

Con ésta premisa será fácil poder entender la utilidad que se le da al transformador de tensión capacitivo en la transmisión y recepción por el sistema de onda portadora que es una señal de alta frecuencia

**

Ep Es

L

C1

C2E2

ELT

Z

**

Ep EsE2 = C1.ELT

C1+C2

Z

LC1+C2

Vth = E2 Zth = - 1 . jw(C1+C2)

Es = Ep = C1 . E LT . RTC (C1+C2). RTC

Fase “R”

mayor a los 10 kHz que se transmite de una subestación a otra a través de la línea de alta tensión. La energía eléctrica es transmitida a 60 Hz. A continuación se representa el principio de funcionamiento de la transmisión y recepción por onda portadora.

Esquema de funcionamiento de la Tx y Rx por Onda Portadora

Del gráfico se aprecia la llegada de la línea de transmisión, el transformador de tensión capacitivo, la trampa de onda y el equipo de onda portadora el cual transmite y recibe señales de alta frecuencia.

La impedancia de la trampa de onda es:

La impedancia de los condensadores C1 y C2 es:

Cuando se reciben señales de alta frecuencia la impedancia XL es bastante alta y la impedancia XC1 y XC2 son bastante bajas, por lo tanto las señales no ingresan a la barra sino ingresan por los condensadores formando un potencial en la bobina “g” la cual es captada por el equipo de onda portadora. Asimismo las señales transmitidas a la frecuencia industrial de 60 Hz tales como la potencia y corriente ingresan a la barra y no a los condensadores dado que la impedancia XL es muy baja y el XC es muy alta.

3.3.6 Interruptor

Encargada de conectar y desconectar corrientes de carga y de falla. La corriente de falla o cortocircuito son desconectadas por medio de

**

Z

Línea Fase “R”

Bobina de Bloqueo

Generador o receptorde carrier

f

X

XC

XLXC

XL

XC = 1 = 1 . wC 2fC

XL = wL = 2fL

la orden de disparo de los relés de protección a través de sus bobinas de disparo. Debido a su alto costo el interruptor no es duplicado en lugar de ello como medida de respaldo se utilizan comúnmente dos bobinas de disparo una para la protección principal y otra para la de respaldo.

Los interruptores resisten una secuencia de operación especificada, según norma IEC la más usada es:

O - 0.3 seg – CO – 3 min – CO; donde O : Abierto y C : Cerrado

Como parte de su mantenimiento es costumbre medir la discordancia de tiempo que existe entre sus polos dado en milisegundos y este debe ser no mayor que 5 ms.

Actualmente es costumbre para efectos de especificación exigir que los fabricantes demuestren por medio de simulaciones la capacidad de sus interruptores para interrumpir satisfactoriamente corrientes dados en diversas condiciones según sea el caso tales como:

- Apertura y cierre de corrientes capacitivas- Apertura de pequeñas corrientes inductivas- Apertura frente a fallas evolutivas

El medio de extinción del arco eléctrico en el interior del interruptor que se da en el momento de la conexión o desconexión puede ser aire, aceite ó SF6 (Hexafloruro de Azufre). Según sea el medio de interrupción se cuentan con los siguientes tipos de interruptor:

Interruptor en aireEl espacio que existe entre los contactos es soplado hacia fuera por aire comprimido hasta extinguir el arco. Según el nivel de tensión el arco se puede extinguir desde más de un punto.

Interruptor de aceiteExisten los interruptores de pequeño y gran volumen de aceite. En el primero el espacio que existe entre los contactos es soplado a través de un conducto lleno de aceite el cual se encuentra a presión. En el segundo las cámaras de extinción están dentro de un tanque de aceite el cual no se encuentra a presión.

Interruptores en SF6Son los más usados y su principio de interrupción se da a través de la extinción del arco con SF6 a presión, los interruptores recientes son del tipo autosoplado en donde el SF6 se comprime canalizando el flujo de SF6 para que el arco sea transferido a la cámara de extinción, en los primeros modelos se tenían compresoras auxiliares de gas y se efectuaba un soplado similar a los interruptores de aire.

Existen también interruptores de tanque muerto en donde el SF6 se encuentran en tanques a cierta presión, en las subestaciones encapsuladas éste es el tipo de interruptor que se usa.

Existen basicamente tres tipos de mecanismo de operación del interruptor por medio del cual almacena energía ya sea para abrir o cerrar el interruptor:

NeumáticoEn el cual la energía se almacena en forma de aire comprimido almacenado generalmente en una planta de aire para toda la subestación. Este mecanismo se recarga periódicamente por medio de un motor-compresor que mantiene la presión de aire constante, debido a las fugas que normalmente se presentan, asimismo deben garantizar que la energía almacenada sea la suficiente para efectuar tres operaciones completas O-C-O.

ResortesEn el cual la energía se almacena a través de la carga de resortes tanto para la apertura como para el cierre. En este interruptor luego de efectuado el cierre se cargan los resortes de apertura no siendo necesario efectuar cargas periódicas.

HidráulicoDicho mecanismo es similar al neumático y opera en base a la presión de aceite (hidrolina). Algunos fabricantes combinan el sistema hidráulico con el de resortes que lo hace mas confiable.

3.3.7 Equipos complementarios

Unidad Terminal Remota RTU

Es el último elemento del sistema de control, supervisión y adquisición de datos. Esta unidad realiza en forma segura y confiable la supervisión y el telemando del sistema de potencia permitiendo la operación del mismo.

La RTU recibe señales digitales y análogas (señales de entrada) y entrega simultáneamente señales digitales (señales de salida). Las señales a transmitirse podrían ser:

Telemedida (aquí se transmiten los parámetros de algunos indicadores de medida)

- Potencia Activa- Potencia Reactiva- Voltaje- Corriente

Teleseñal (aquí se transmiten los estados de posición de algunos equipos)

- Interruptores (abierto-cerrado)- Seccionadores (abierto-cerrado)- Cuchillas de tierra (abierto-cerrado)- Posición de Taps del transformador de potencia- Selectores de mando (local- remoto), etc.

Telealarmas (aquí se transmiten las señales de alarma de los equipos de protección)- Fallas en barras- Disparo de línea- Disparo de transformador- Disparo de unidad generadora- Falla de servicios auxiliares- Alarmas de la UTR o Sistema de Comunicación

Telemandos (aquí se transmiten señales de mando a equipos)- Interruptores - Abrir/Cerrar- Taps del transformdor de potencia - Subir/Bajar

Cuenta con un registro secuencial de eventos (SOE) que permite con precisión de milésimas de segundo, imprimir por ejemplo la secuencia en la que actuaron las protecciones de una línea facilitando posteriormente efectuar el análisis de fallas.

Las unidades de transmisión y recepción de la UTR se acoplan al sistema de comunicaciones por medio de módems; el sistema de comunicaciones es vía onda portadora, microondas ó enlace de fibra óptica.

Equipos de Teleprotección

Son equipos que transmiten y reciben las señales requeridas por los relés de protección, generalmente de distancia 21 (principal y respaldo), de sobrecorriente direccional a tierra 67N, de falla del interruptor 50BF y diferencial de barras 87B. Estas señales según sea el esquema de teleprotección empleado enviarán ó recepcionarán órdenes de disparo ó bloqueo a los interruptores de la misma subestación ó adyacentes a ella.

4.0 PRINCIPALES FUNCIONES DE PROTECCIÓN

4.1 Función de Sobrecorriente

Son relés que actúan ante una corriente mayor que la de su ajuste y son utilizados en protecciones de sistemas radiales.

Según su principio de operación los relés de sobrecorriente pueden ser temporizados o instantáneos.

4.4.1 Relé de sobrecorriente Temporizado 51

Su actuación ocurre después de un cierto tiempo, los relés de sobrecorriente temporizados pueden ser:

- De tiempo definido, el relé actúa en un tiempo definido para una corriente mayor que la de su ajuste

- De tiempo inverso, el relé actúa bajo una curva la cual es escogida según la coordinación que existe entre los relés que forman parte del sistema de protección. Los fabricantes de relés asignan diferentes curvas los cuales pueden ser de característica normalmente inversa, muy inversa y extremadamente inversa. A continuación se muestra una curva normalmente inversa según IEC:

DondeTMS : Factor multiplicador de tiempok = 0.02 : Factor I : Corriente de arranque

Dicha función es comunmente usada como una función de corriente de emergencia en el caso de protección de distancia 21P y 21S y como un respaldo en el caso de protección de transformadores.

Características de operación de los relés de sobrecorriente

x In

Tiempo

Normalmente Inversa

Muy Inversa

Extremadamente Inversa

1 1,5

Instantáneo

t = 0,14 x TMS (I/I)0.02 - 1

En el sistema eléctrico de potencia existe una gran variedad de relés de diferentes fabricantes, líneas de transmisión de diferentes longitudes e incorporación de diversos elementos como los fusibles que cuentan con una curva de fusión extremadamente inversa. Esto hace que el uso de diferentes curvas se haga de utilidad.

Según la longitud de las líneas se acostumbra asignar las siguientes protecciones:- En líneas de transmisión cortas en donde no existe mucha

variación de las corrientes de cortocircuito en todo el recorrido se recomienda el uso de relés con curva extremadamente inversa.

- En líneas de transmisión medias se recomienda el uso de relés con curva muy inversa.

- En líneas de transmisión largas se recomienda el uso de relés con curva normalmente inversa.

Dependiendo de la corriente de cortocircuito el 51 se ajusta según la siguiente relación:

1,5 x Inominal carga Iajuste Icc mín. al final de la línea / 1,5

4.4.2 Relé de sobrecorriente Instantáneo 50

Su actuación es instantánea para cualquier corriente mayor que la de su ajuste y se utilizan cuando la corriente de corto circuito en el sitio del relé es por lo menos tres veces la corriente de corto circuito en el extremo opuesto de la línea.

Dependiendo de la corriente de cortocircuito el 50 se ajusta según la siguiente relación:

Iajuste instantáneo Icc3 a 85% de la LT

Usualmente se ajusta a una corriente para un cortocircuito 3 a 85% de la línea.

Ajuste del relé de sobrecorriente

4.4.3 Relé de sobrecorriente de Neutro 50N, 51N

La protección de sobrecorriente del neutro sensa la corriente correspondiente a la secuencia cero o corriente residual. Para

Instantáneo

Temporizado

Icc 3 85%LT

5051

Barra Barra

sistemas con cargas ligeramente equilibradas el ajuste del relé de neutro debe cumplir la siguiente relación:

Iajuste de relé neutro Icc 1 mín. al final de la línea / 1.5

Teniendo en cuenta el desbalance de carga que generalmente existe entre las fases R, S y T se considera que el ajuste del relé del neutro debe estar entre el 10% y el 45% de la corriente nominal.

4.2 Función Direccional

Para sistemas en anillo son impracticables el uso de relés de sobrecorriente debido a la dificultad que habría en la coordinación de la protección, para lo cual es necesario añadir una característica direccional.

4.2.1 Relé direccional 67

El relé de sobrecorriente direccional (67) es un dispositivo que actúa cuando la corriente tiene un sentido preestablecido según su referencia de polarización. Dicho relé presenta dos características de actuación:1.- La polarización, que puede ser con tensión o corriente, siendo la

tensión la más usada.2.- La operación, caracterizada generalmente por la corriente.La direccionalidad está dada por la comparación fasorial de las posiciones de la corriente de operación Ia y la tensión de polarización Vbc, éste desfasaje produce el sentido o dirección del flujo de energía de la corriente de operación o de cortocircuito. Durante el cortocircuito y debido a que la línea es fuertemente inductiva la corriente Ia es bastante desfasada de la tensión Van.

a : Diagrama Unifilar b : Diagrama Fasorial – Polarización 90º

Característica de direccionalidad del 67Donde:Øa, Øp : Flujo magnético creado por la corriente de operación Ia y

la corriente de polarización Ip.

**

*

*

Ip

Ia

Circuito Protegido

Barra Fase “A”

r

Normal

Van

Ia

ØIa

VbcIp

Øp

Vbc

Zona deOperación

Im

Zona de noOperación Límite de

Operación

r : Angulo de máximo torque motor propio de la característica de fabricación del relé. En los relés de estado sólido la direccionalidad puede modificarse según sea el requerimiento.

Im : Corriente Pick-up.

4.2.2 Relés direccionales de falla a tierra 67N

Hay fallas a tierra que requieren de relés direccionales para obtener una buena discriminación de la falla. Debido a que la corriente residual puede ser originado en cualquier fase, es necesario obtener una tensión que sea función de la corriente y de la fase fallada tal es la tensión residual del sistema el cual aparece en el momento de la falla o desequilibrio de cargas. Los relés de estado sólido realizan internamente la sumatoria de tensiones a diferencia de otros que hacen uso de transformadores auxiliares que son conectados en delta abierto.

Esquema de conexión 67N

Vamos a considerar que el relé 67N fue fabricado con un ángulo de máximo torque de -60º que es un valor comúnmente usado para éste relé. Del gráfico anterior se tiene:

R

S

T

Ia

**

oo

*o

67N

*

*

Ib Ic

3Io = Ia+Ib+Ic

3Vo = Va+Vb+Vc

Va

Vb

Vc

Va

Ic

Vc Ib VbVa3Vo = Va + Vb + Vc

Ia

Ib + Ic

Característica de direccionalidad 67N

Del diagrama fasorial, para que el relé tenga un torque positivo y opere debe invertirse la polaridad de la bobina de corriente ó de la bobina de tensión del relé de neutro.

4.3 Función de Distancia

Los relés de distancia son muy usados para la protección de líneas de transmisión y requiere de la medición de las tres corrientes y tensiones de cada línea midiendo el cociente V / I considerando el ángulo entre ambos fasores, dicho cociente es comparado con el valor de ajuste, entonces el relé dispara cuando el valor medido sea menor que el ajustado. Como el relé no puede medir directamente las tensiones y corrientes lo hace a través de transformadores de medida donde:

Normalmente las líneas de transmisión tienen impedancias de 0,4 a 0,5 ohm/km con un ángulo de 80 a 85º.

Con la finalidad de brindar respaldo remoto el relé de distancia consta de varias unidades de medida que se ajustan con diferentes alcances ó zonas del relé cada una con diferente tiempo de operación para lograr selectividad.Generalmente los relés de distancia tienen tres zonas direccionales (hacia delante) y pueden tener una cuarta zona hacia atrás que brinda respaldo a los relés diferenciales.

- Zona 1 : del 80 a 90% de la línea, con el fin de minimizar los errores introducidos por los transitorios de corrientes,

3Io = Ia + Ib + Ic 3Io

3Vor = - 60º

Vsecundario = Vprimario . Relacción TT

Isecundario = Iprimario . Relacción TC

Zsecundario = Vsecundario . Isecundario

= Zprimario x Relación TC . Relación TT

los transformadores de medida y los valores de impedancia de línea.

- Zona 2 : 120% de la línea o 100% de la línea + 50% de la línea adyacente mas corta, con el fin de proteger el tramo restante de la línea que no alcanza a cubrir la unidad de la Zona 1, asimismo debe ajustarse para que opere aún para fallas resistivas en dicho tramo final, motivo por el cual su zona de alcance se extiende mas allá del terminal de la línea.

- Zona 3 : 120% de la propia línea más la línea adyacente más larga. Pero si la línea tiene una sola línea adyacente el ajuste debe cubrir el 25% de la línea subsiguiente mas corta, con el fin de respaldar a la protección de la línea contigua.

- Zona 4 : Protección hacia atrás que se ajusta al 20% de la línea mas corta, con el fin de respaldar a la protección diferencial de barras.

Para fallas cercanas al relé, la tensión puede caer a valores que no permiten determinar la direccionalidad. En los relés de última generación (los de tecnología numérica esto se corrige utilizando polarización cruzada (ó polarización con tensiones cuyas fases estén sanas)Los relés de distancia denominados por el número 21, presentan las siguientes clases:

4.3.1 Relé de impedancia

La región de operación ó diagrama fasorial X-R está representado por una circunferencia según se muestra a continuación.

Característica de operación del relé tipo impedancia- El límite de operación se da con la impedancia posicionada sobre

la circunferencia.

R

Límite de Operación

Región de

Operación

NoOpera

jX

- La operación del relé 21 se da con la impedancia posicionada dentro de la región del circulo. Fuera de dicha región el relé no opera.

Debido ésta característica el relé actuaría para fallas adelante y atrás por lo tanto se hace necesario que cuente con una direccionalidad para lo cual debe ir acoplado a un relé direccional, obteniéndose la siguiente diagrama:

Característica de operación del relé tipo impedancia con direccionalidad

4.3.2 Relé de admitancia o tipo Mho

Contiene la misma filosofía del relé de impedancia cuya región de operación está representado por una circunferencia, observándose además una característica de direccionalidad, según se muestra en la figura:

Característica de operación del relé tipo Mho

Debido a la característica de inclinación de la circunferencia, se produce que el ángulo de máximo torque del relé no coincide con el ángulo natural de la línea que se está protegiendo, el ajuste del relé en las diferentes zonas deben ser corregidas según se muestra en la siguiente figura:

R

Límite deMáximo Torque

jX

Z1Z2

Z3

R

Impedanciade Línea

jX

r

jX

Corrección de zonas de operación del relé tipo Mho

En donde los valores de ajuste del relé en las zonas 1, 2 y 3 son las siguientes:

El efecto de arco en este tipo de relés es más significativo en líneas cortas originado por el cambio del ángulo de falla el cual puede quedar por debajo del alcance o zona de protección. En líneas largas este efecto puede despreciarse.

4.3.3 Relé de reactancia

El relé de reactancia tiene la característica particular de actuar solamente con la sensibilidad a la reactancia del sistema según se muestra en la siguiente figura:

R

r

A B C

C

B

A

ZAB ZBC

Z3A

Z2A

Z1A

Z3p

Z2p

Z1p Z1p = 80%ZAB

Z2p = ZAB + ZBC/2

Z3p = ZAB + ZBC

Z1A = 80%ZAB . Cos(AB – r)

Z2A = ZAB + ZBC/2 Cos(2 – r)

Z3A = ZAB + ZBC . Cos(3 – r)

A

2

3

Característica de operación del relé tipo Reactancia

Este relé presenta ventajas frente a los relés de impedancia y admitancia ante fallas a tierra con presencia de resistencias de arco eléctrico ya que el punto de impedancia vistos por estos relés se encontrarían fuera de su zona de actuación, asimismo presenta ventajas para protección de tramos de línea muy cortas ya que no se ve afectado por la resistencia de arco que para éste caso es muy grande comparada con la impedancia de la línea.

La desventaja se presenta para casos en que la carga en un momento presenta un alto factor de carga capacitivo ó inductivo, por este motivo el relé de reactancia actúa acoplado a un relé de admitancia garantizando la operación del relé para cualquier variación o fluctuación de carga.

Característica de operación del relé tipo Reactancia - Mho

Con la tecnología numérica se hace uso actualmente de los relés cuadrilaterales las cuales se aplica contra fallas a tierra en líneas cortas o medianas con fuentes fuertes y tienen la característica de direccionalidad según se muestra en la figura:

R

Opera

jX No opera

R

Z1

jXRelé de Admitancia

Z2

Z3

ZLínea

jX

Característica de operación del relé tipo Reactancia - Cuadrilateral

4.3.4 Impedancia vista por el relé

Para una falla 1 a tierra en una línea de simple terna se tiene:

El circuito equivalente según la teoría de componentes simétricas es el siguiente:

Los relés actualmente efectúan internamente el cálculo de la ecuación indicada compensando así la componente de secuencia cero no siendo de esta manera necesaria la modificación de la impedancia o distancia al punto de falla indicada por el relé.

4.3.5 Efectos en los ajustes de los Relés de distancia

a) Efecto del arcoLa resistencia del arco que se produce en una falla a tierra trae como consecuencia que las zonas de alcance se extiendan y los relés actúen en tiempos de zonas mayores de donde se originó la falla.

Z3

Z2

Z1

No opera

Opera

Direccionalidad

RZ4

Barra 1 Barra 2ZL

21 21

VA

Z1

Z2

Z0

I1

I2

I0

VA = I1 . Z1+ I2 . Z2 + I0 . Z0

ZL = Z1 = Z2

Haciendo el siguiente artificio :

VA = I1 . Z1+ I2 . Z2 + (I0 . Z0 - I0 . ZL)+ I0 . ZL

VA = ZL (I1 + I2 + I0) + I0 ( Z0 - ZL)

IA = I1 + I2 + I0

Donde :

Reemplazando :

VA = ZL . IA + I0 ( Z0 - ZL) VA = IA + I0 ( Z0 - 1) = IA + k0 . 3I0

ZL ZL

Donde :

k0 = 1 ( Z0 - 1) 3 ZL

Por lo tanto :

ZL = VA . IA + k0 . 3I0

VA ; Tensión de la fase A de la Barra 1

I1, I2, I0 : Corriente de secuencia positiva negativa y cero.

IA : Corriente de la fase A

ZL : Impedancia de línea al punto de falla

; Ir = 3 I0 = IA + IB + IC Ir : Corriente de Tierra

k0 : Factor de compensación residual

Z1, Z2, Z0 : Impedancia de secuencia positiva, negativa y cero.

; impedancia vista por el relé en A

El fasor IB / IA x R hace que la impedancia vista por el relé A sea aparentemente más grande.

b) Efecto de una fuente de corriente intermedia (INFEED)Dada la siguiente figura se tiene:

; impedancia vista por el relé en A

Del mismo modo el efecto IB / IA x ZC hace que el relé detecte una impedancia mayor a la real originando que el relé registre una distancia al punto de falla mayor a la de su punto real.

c) Efecto del acoplamiento mutuo

En el caso de una línea de doble terna o líneas próximas en un gran tramo de su recorrido se presenta el efecto de acoplamiento mutuo entre ambas líneas. El acoplamiento de secuencia negativa y positiva son usualmente despreciables por su valor reducido a diferencia del acoplamiento de secuencia cero el cual influye en los alcances de las protecciones de distancia para los

A BZA

IA IB

IA + IBR21 21

ZRelé A = VA

IA

ZRelé A = ZA + R + IB . R

IA

A CZA

IA

IA + IB

21 21

ZRelé A = VA

IA

ZRelé A = ZA + ZC + IB . ZC

IA

ZC

B

21IB

ZB

ZB

ZA + ZB : Impedancia de la línea

casos de fallas 1 a tierra; en el caso de fallas 2 ó 3 dichos alcances no se ven influenciadas.

De la siguiente expresión

La corriente en el relé 1 es:

La tensión en el relé 1 medida en la fase fallada es:

Donde

Z : Impedancia de la línea en ohmzL : Impedancia de la línea en ohm/kmL : Longitud de la línea en km .I01, I03 : Corrientes de secuencia cero vistas por los relés 1 y 3.zm0 : Impedancia mutua en ohm/km

La impedancia medida por el relé 1 es:

Se cumple:

Reemplazando:

La impedancia vista por el relé 3 es:

Barra 1 Barra 2

1

Z = VA . IA + k0 . 3I0

X L-XL

Zm0

3

Z = zL . L

Vr1 = zL . X . (I1 + k0 . 3I01) + zm0 . X . 3I03

3

Ir1 = I1 + k0 . 3I01

Zr1 = Vr1 = zL . X + zm0 . X . I 03

Ir1 (I1 + k0 . 3I01)

I03 (2L – X) = I01 . X ; I1 = 3 I01

Zr1 = zL . X . 1 + km0 X / (2L – X) 1 + k0

Donde : km0 = zm0 3zL

4

2

En el caso de que los circuitos sean alimentados por ambos extremos ya no se cumplen la relación indicada

La impedancia medida por el relé 1 es:

Del mismo modo la impedancia medida por el relé 2 es:

4.4 Función Diferencial

El relé diferencial es una protección absolutamente selectiva cuyo funcionamiento se ilustra a continuación:

Zr3 = Vr3 = zL . (2L – X) . 1 + km0 X / (2L – X) Ir3 1 + k0

Barra 1 Barra 2

1

X L-X

L

Zm0

3

Z = zL . L

4

2

I03 (2L – X) = I01 . X

Zr1 = zL . X . 1 + km0 I03 I1 + k0 . 3I01

Zr1 = zL . (L – X) . 1 + km0 I04 I2 + k0 . 3I02

Característica de operación del relé diferencial

El elemento protegido puede ser un transformador, un sistema de barras ó un generador, asimismo debe existir una adecuada disposición de los transformadores de corriente de tal modo que el relé opere para fallas que se encuentren dentro de la zona protegida, en ese caso por el relé fluirá la diferencia entre las corrientes que entran y salen de dicha zona. El tipo de relé diferencial mas usado es el “diferencial porcentual”.

4.4.1 Protección Diferencial de Barras

Este tipo de fallas son originadas generalmente por algún desprendimiento de cable en el sistema de barras de la subestación ó algunas veces por mala maniobra de los equipos de puesta a tierra, en caso de que no existiera la protección diferencial de barras esta se despejaría por la actuación de los relés de distancia en 2ª zona ó la de 4ª zona (hacia atrás) cuyos tiempos de interrupción son muy altos sobre todo en Sistemas de Transmisión.

La protección de barras se basa en el principio de cantidades diferenciales con tiempos de operación bastante reducidos. En condiciones normales la sumatoria de corrientes entrantes y salientes a la barra es cero, en caso de falla del elemento protegido la sumatoria será diferente de cero. Se deberá tener en cuenta los siguientes aspectos:1. Uniformidad de las polaridades determinadas por el neutro de los

secundarios de los transformadores de corriente a barra ó a línea. (Ver item 3.3.4).

2. Uniformidad de las relaciones de transformaciones.

El esquema de protección permitirá el despeje de todos los interruptores asociados a la barra fallada y pueden ser de dos tipos:

Relé diferencial porcentual

El cual permite algún desbalance o corriente diferencial sin llegar a la operación, estos desbalances pueden originarse debido a la diferencia de transformadores de corriente, permitiendo así el uso de transformadores auxiliares para esta corrección.

Relé

*

o

*

o

I1 – I2 = 0

I1 + I2 I1 + I2

I2

I1

I1

I2

I2

I1

I1 + I2

Falla Externa

Falla Interna

I1 = I2

I1 ≠ I2

Característica de operación del relé diferencial del tipo porcentual

La corriente diferencial requerida para funcionar este relé es de una magnitud variable debido al efecto de la bobina de retención, la corriente diferencial en la bobina de operación es proporcional a (I1 - I2) y la corriente de retención es proporcional (I1 + I2) / 2, ya que la bobina de operación se encuentra conectada en el punto medio de la bobina de retención.

(1) El desbalance es pequeño ≈ 10% de la I nominal

(2) El desbalance aumenta con la Icarga por la diferencia de los TC y el cambio de taps en el caso de la protección diferencial del transformador

(3) Los TC se saturan ante una corriente de falla.

Curva de operación del relé diferencial del tipo porcentual

Según se muestra en la característica de funcionamiento la relación entre las corrientes de operación y retención es un porcentaje fijo que puede ser ajustado por tramos según su aplicación, permitiendo que dicho relé opere en determinadas condiciones.

Relé diferencial de alta impedancia

*

o

*

o

Bobina de Operación

I2

I1

I1

I2

R(N/2)

R(N/2)

Bobina de Retención

ElementoProtegido

I1 + I2

2

Opera

I1 - I2

2

No Opera

Opera

Opera

Idif >>

Idif >

(1) (2) (3)

En este caso los transformadores de corriente deben ser iguales en relación, precisión y característica de magnetización siendo más sensibles y generalmente mas rápidos.

Ante una falla en barras:- Para configuraciones de Simple Barra, se envía el disparo a todos

los interruptores saliendo fuera de servicio toda la subestación.- Para configuraciones de Doble Barra, se envía disparo a los

interruptores conectados a la barra fallada y al interruptor de acople.

- Para configuraciones de Interruptor y Medio, se envía disparo a los interruptores adyacentes a la barra quedando los circuitos alimentados por la otra barra, es decir ante una falla en barras no se desenergiza ningún circuito.

- Las subestaciones con configuración en Anillo no cuentan con esta protección por no tener barras colectoras, del mismo modo se da en las subestaciones de carga en donde los relés de sobrecorriente son suficientes para detectar fallas en barras.

En algunos tipos de fallas especialmente entre interruptores y transformadores de corriente en donde la falla no puede ser despejada por esta protección se hace necesario el uso de un DDT hacia la subestación vecina el cual es generado por la protección de falla del interruptor.

4.4.2 Protección diferencial del transformador de potencia

Los relés diferenciales son también usados para la protección de transformadores con potencias mayores a los 5 MVA. Existe variación en las corrientes nominales de operación para transformadores con cambiadores de taps, por lo que el relé diferencial es del tipo porcentual con bobina de restricción, asimismo debido al desfasamiento de 30º en transformadores de conexión , es necesario compensarlo con una adecuada conexión de los transformadores de corriente. Se requiere asimismo la distinción entre la corriente nominal y la magnetizante, por tal motivo el relé deberá ser sensible a la onda de magnetización

4.5 Función de Oscilación de Potencia

La oscilación de potencia se produce por cambios que se producen en el sistema tales como el despeje de una falla o variaciones bruscas de carga provocando la aceleración o desaceleración de los generadores originando la pérdida de sincronismo e inestabilidad en el sistema.

La variación compensada de la tensión y corriente, es decir mientras la tensión aumenta la corriente disminuye y viceversa, origina a su vez aumentos y disminuciones de la impedancia vistas por los relés, por ese motivo al relé de distancia se le asigna una zona denominada de Oscilación de Potencia la cual mide el tiempo que toma la oscilación para llegar desde esta zona hasta la zona de apertura del Relé según se muestra en la figura.

Característica de operación del relé de oscilación de potencia

La zona de impedancia que existe entre la zona de operación del relé y la zona de carga es la zona detectora de la oscilación de potencia.

Si el tiempo de tránsito entre los puntos 1 y 2 excede algunos ciclos, es decir existe un cambio progresivo de las impedancias, entonces la protección de oscilación de potencia bloquea el disparo del relé de distancia, en caso de registrar un cambio instantáneo que se presenta en casos de falla, la protección de oscilación de potencia se desbloquea permitiendo el disparo del relé de distancia.

4.6 Función de verificación de sincronismo

El relé de verificación de sincronismo supervisa las condiciones de tensión y fase que existe a ambos lados del interruptor para efectuar el cierre, con la finalidad de descartar la existencia de diferencias de tensión que pueda existir en el polo del interruptor antes del cierre las cuales deben ser mínimas.

Existen barias condiciones de sincronismo:

Para Barra viva – Línea viva, el ajuste del relé considera una diferencia angular de 20º, una diferencia de tensión de 10% y una diferencia de frecuencia de 0.1%. Se puede sincronizar en otras condiciones como:

- Barra muerta – Línea muerta- Barra viva – Línea muerta- Barra muerta – Línea viva

4.7 Función de Recierre 79

Z3Z2Z1

jX

Zona de Carga

Zona de Oscilaciónde Potencia

. .1

2

En un Sistema de Potencia la mayor incidencia de fallas corresponden a cortocircuitos monofásicos a tierra siendo muchos de ellos de carácter transitorio.

La función de recierre permite efectuar la apertura y cierre del interruptor en forma rápida y automática con la finalidad de despejar fallas transitorias. La función de recierre opera solo para fallas 1 en 1ª zona y en 2ª zona con aceleración por teleprotección. El recierre se efectuará generalmente con verificación de sincronismo para los recierres 3 y sin verificación para los recierres 1.

En un Sistema de Transmisión generalmente se efectúa recierres monofásicos con un solo intento de recierre operando momentáneamente con 2 fases energizadas y manteniendo el sincronismo en dichas fases, en este caso el relé abre únicamente la fase fallada cuando ocurre una falla monofásica cerrándola luego de un tiempo muerto, si la falla fuera bifásica ó trifásica no habrá recierre automático en lugar de ello el interruptor disparará las tres fases en forma definitiva.

Luego de realizado un recierre y si es exitoso el relé se bloquea durante un tiempo denominado “tiempo de reclamo”, es decir si después de culminado todos los intentos de recierre ocurriera una nueva falla antes de que el tiempo de reclamo se complete el interruptor disparará en forma definitiva, en caso contrario se iniciará un nuevo ciclo de recierre.

Se consideran tiempos muertos para recierres monofásicos de 300 a 600 ms y para trifásicos de 200 a 400 ms.

En un Sistema de Distribución se permite efectuar recierres trifásicos ya que la energía transmitida es mucho menor que la de un Sistema de Transmisión, asimismo se pueden efectuar 3 ó hasta 4 intentos de recierre. En el recierre trifásico los tres polos del interruptor deben ser abiertos por cualquier tipo de falla, después de un tiempo muerto los tres polos se cerrarán al mismo tiempo.

El tiempo muerto en el recierre monofásico es mayor que en el trifásico debido al acople capacitivo con las fases sanas.

t1 Tiempo transcurrido desde el inicio de la falla hasta la apertura del interruptor en “A”t2-t1 Tiempo transcurrido desde la apertura hasta el recierre del interruptor en “A”

A B

Inicio de la Falla Tiempo Muerto

RecierrePre-falla

Post-falla

t1

t3

t2

A

Bt4

t3 Tiempo transcurrido desde el inicio de la falla hasta la apertura del interruptor en “B”t4-t3 Tiempo transcurrido desde la apertura hasta el recierre del interruptor en “B”

t2-t3 Tiempo transcurrido con interruptores “A” y “B” abiertos.

Característica de operación del relé de recierre

De la figura se observa:- El recierre requiere de un tiempo muerto mayor al tiempo de

desionización del arco eléctrico.- La velocidad de los relés e interruptores benefician a que un recierre sea

exitoso.

Para la configuración interruptor y medio el ciclo de recierre se inicia con la apertura de la fase fallada del interruptor de la barra y apertura trifásica del interruptor de acoplamiento, luego de transcurrido el tiempo muerto el recierre monofásico lo efectúa el interruptor de la barra y si el recierre es exitoso el interruptor de acoplamiento recierra trifásicamente.

Para la configuración en anillo el ciclo de recierre es similar en donde el recierre monofásico se efectúa con uno de los interruptores adyacentes llamado interruptor maestro y el trifásico con el otro interruptor adyacente ó interruptor seguidor.

4.8 Función de Falla del Interruptor 50 BF

La protección 50BF es usada en configuraciones tipo anillo e interruptor y medio y opera de la siguiente manera:

Su arranque se efectúa con la actuación de los relés principal y de respaldo los cuales disparan los interruptores de la línea en caso de falla, posteriormente el relé 50 BF verifica la apertura de los interruptores, si ella no se efectuara por algún motivo (deficiencias en la presión del SF6, falla en los resortes, etc.) el 50BF emite una orden de redisparo, de no tener éxito se ordena el disparo a todos los interruptores adyacentes que alimentan a la falla y según sea el esquema de teleprotección se apertura el interruptor de la línea opuesta al interruptor fallado.

4.9 Otras funciones de Protección y circuitos

4.9.1 Protección por cierre sobre falla 50HS

La protección 50HS es una función de sobrecorriente instantánea que opera cuando una línea es energizada con el seccionador de puesta a tierra conectado ó con tierras temporarias conectadas a la salida de la línea las cuales no fueron retiradas por olvido; en dicha situación la sumatoria de tensiones es equivalente a cero y la corriente muy elevada lo que hace dificil determinar la dirección de la falla, por tal motivo y con la finalidad de determinar dicha dirección el relé de protección de distancia hace uso de una memoria de tensión de 0.5

segundos aproximadamente lo cual no funciona para los casos en que la generación ha sido desconectada por mucho tiempo como es el caso de mantenimiento.

Por tal motivo se crea la función de protección de sobrecorriente rápida denominado 50HS la cual considera las siguientes condiciones para operación:- ∑V ≈ 0, Sumatoria de corrientes equivalente a cero- I>>; presencia de sobrecorriente- Posición del interruptor la cual pasa de la posición abierto a

cerrado.

4.9.2 Protección de tramo de línea - Stub

La protección Stub es una función de sobrecorriente de tiempo definido utilizada para configuraciones de interruptor y medio en casos de mantenimiento de la línea.

En la figura se aprecia que el seccionador de línea se encuentra abierta por mantenimiento en la línea y los interruptores cerrados. Al producirse una falla en el punto indicado se produce una sobrecorriente la cual es despejada por la función Stub. Dicha función considera las siguientes condiciones para su operación:

- I>> presencia de sobrecorriente - Posición del seccionador de línea la cual debe estar en posición

abierto.

4.9.3 Protección por pérdida de tensión ó falla fusible

A B

Línea 1

Línea 2

Esta protección se activa en caso de apertura del circuit breaker del circuito secundario de los transformadores de tensión que alimentan a los relés principal y de respaldo reduciendo el valor de la tensión casi a cero ocasionando el desplazamiento súbito de la impedancia a la zona de operación.

Con el avance de la tecnología los algoritmos desarrollados en los relés de tipo numérico y digital permiten diferenciar este tipo de situaciones bloqueando en primera instancia las funciones 21 y 67N de los relés principal y de respaldo, activando la función 50/51 ó sobrecorriente de emergencia. Es necesario solucionar rápidamente la falla fusible ya que el incremento de la corriente de carga podría operar la función 50/51.

4.9.4 Protección por discordancia de polos

Esta protección bloquea la operación del cierre del interruptor en caso exista una diferencia de tiempo o discordancia entre los polos del interruptor.

4.9.5 Protección 67N por comparación direccional

Existen fallas a tierra de alta impedancia las cuales son vistas por los relés de distancia en 2ª ó 3ª zona, ésta protección permite acelerar la protección 67N a través de un esquema de teleprotección permisivo:

(+

(-)

1 seg

R S T

Contactos dePosición delInterruptor

A B

PLC

(+

(-)

Arranque67N

(+

(-)

Arranque67N

Rx

Bobina delInterruptor

Característica del esquema por comparación direccional

Cuando el relé 67N detecta una falla a tierra en la línea envía una señal permisiva al extremo opuesto, el interruptor asociado a éste relé disparará sólo en caso reciba una señal permisiva del extremo opuesto.

4.9.6 Baja presión de SF6

Generalmente la baja presión de SF6 permite el bloqueo y alarma de la apertura del interruptor cuando éste se encuentra con bajo nivel de presión del SF6.

4.9.7 Supervisión de disparo

Este circuito supervisa permanentemente el circuito de las bobinas de disparo del interruptor verificando que este circuito no se abra en ninguno de sus tramos. Se cuenta para ello con unidades de supervisión para cada bobina de disparo de cada polo del interruptor.

4.10Esquemas de Teleprotección

Se había mencionado que el relé de distancia no podría ajustarse en 1ª Zona la 100% debido a los errores de exactitud de los transformadores de medida y la impedancia de la línea, por lo tanto el ajuste se realiza entre el 80 y 90% de la longitud de la línea quedando un 10 a 20% con tiempos de operación en 2ª Zona. Con la finalidad de efectuar recierres rápidos y exitosos es necesario que el disparo de interruptores en ambos extremos de la línea se efectúen de manera casi simultánea. Para este fin se hace uso de los sistemas de telecomunicaciones que permiten configurar diferentes esquemas de teleprotección siendo los más comunes:

- Esquema de bajo alcance permisivo PUTT- Esquema de sobre alcance permisivo POTT

(+

Relé

Interruptor

Contactos dePosición

RL

Bobina deDisparo

SupervisiónPosición Abierto

(-)

SupervisiónPosición Cerrado

- Esquema con transferencia de disparo directa DDT.

Los sistemas de telecomunicaciones utilizadas son el hilo piloto, la onda portador ó PLC, microondas ó vía enlace por fibra óptica, siendo la mas usada el sistema de onda portadora.

4.10.1 Esquema de teleprotección de bajo alcance permisivo

Dado el siguiente esquema:

Característica del esquema de bajo alcance permisivo

Para una falla cerca al extremo A la protección en A dispara el interruptor local y simultáneamente envía una señal de disparo al otro extremo. En el extremo receptor el disparo del interruptor dependerá del relé permisivo que detecte la falla permitiendo que el interruptor dispare mucho mas rápido que el tiempo de 2ª zona.

4.10.2 Sistema de teleprotección de sobre alcance permisivo

Dado el siguiente esquema:

A B

PLC-A

(+

(-)

(+

(-)

Señal de disparode B (PLC-B) 21-A

(Z1)

Bobina delInterruptor

Z1 - A

Z2 - A

Z1 - BZ2 - B

21-A(Arranque)

21-A(Z1)

Señal dedisparo a B

(+

Esquema Barra “A”

A B

PLC-A

(+

(-)

(+

(-)

Señal de disparode B (PLC-B)

Bobina delInterruptor

Z1 - A

Z1 - B

Z1-A(Arranque)

Señal dedisparo a B

Esquema Barra “A”

Z1-A(Arranque)

Característica del esquema de sobre alcance permisivo

Es el mismo caso anterior solo que la 1ª Zona ha sido extendido del 80% al 120%. Es muy común utilizar este esquema para proteger líneas cortas, ya que se cubren más las fallas resistivas que con el esquema de bajo alcance permisivo.

4.10.3 Sistema de teleprotección de transferencia de disparo directa

En este caso particular el relé no sólo dispara el interruptor local en tiempo de 1ª Zona sino que simultáneamente envía una señal al extremo opuesto la cual dispara directamente el interruptor sin necesidad que el relé opuesto haya detectado la falla. Con la finalidad de efectuar disparos erróneos es necesario contar con canales separados de comunicación, asimismo no es posible utilizar disparos monopolares por lo que se requerirían tres canales independientes.

A B

PLC-A

(+

(-)

(+

(-)

Señal de disparode B (PLC-B)

21-A(Z1)

Bobina delInterruptor

Z1 - A Z2 - A

Z1 - BZ2 - B

Señal dedisparo a B

(+

Esquema Barra “A”

Z1-A(Arranque)

Característica del esquema de transferencia por disparo directo