REQUISITOS MINIMOS PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN DEL SEIN

Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN

COES - 2014

REQUISITOS MINIMOS PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN

DEL SEIN

Julio 2014


COES – 2014 2

REQUISITOS MINIMOS

PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN DEL SEIN

Capítulo 1 INTRODUCCION

1.1 El Sistema Eléctrico de Potencia

1.2 Objetivo del Sistema de Protección

1.3 Definición de un Sistema de Protección

1.3.1 Zonas de Protección

1.3.2 Componentes de los Sistemas de Protección

1.3.3 Concepción Sistémica de la Protección

1.4 Operación de los Sistemas de Protección

1.4.1 Automatismos de regulación

1.4.2 Niveles de actuación

1.4.3 Recierre automático

1.4.4 Apertura y bloqueo

1.5 Comportamiento de los Sistemas de Protección

1.6 Desempeño de la Protección

1.6.1 Causas de las Fallas

1.6.2 Causas de Operaciones Incorrectas de la Protección

1.6.3 Índice de Confiabilidad del sistema de protección

Capítulo 2 REQUERIMIENTOS GENERALES DE LAS PROTECCIONES

2.1 Relés de Protección

2.1.1 Características Funcionales

2.1.2 Características Requeridas por la Protección

2.1.3 Normas Aplicables

2.2 Interruptores




2.3 Transformadores de Tensión




2.4 Transformadores de Corriente




2.5 Enlaces de Comunicaciones




2.6 Fuentes de Alimentación Auxiliar




2.7 Cableado de Control





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Capítulo 3 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS CENTRALES

DE GENERACION

3.1 Criterios Generales

3.2 Esquemas eléctricos centrales de generación

3.3 Requerimientos de protección contra fallas internas en la instalación

3.3.1 Fallas por cortocircuito en un generador

3.3.2 Fallas a tierra en las instalaciones a la tensión de generación

3.3.3 Fallas por cortocircuito en un transformador de potencia

3.3.4 Fallas por cortocircuito en los servicios auxiliares

3.3.5 Fallas por cortocircuito en barras

3.4 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema

3.4.1 Cortocircuito externo a la Central

3.4.2 Sobrecarga

3.4.3 Carga no balanceada

3.4.4 Pérdida de Sincronismo del Generador

3.5 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de los Equipos

3.5.1 Sobretensiones del generador

3.5.2 Sobreexcitación del generador y/o transformador

3.5.3 Motorización del generador

3.5.4 Pérdida de excitación del generador

3.5.5 Frecuencias anormales en el generador

3.6 Falla de Interruptor

3.7 Definición de las Protecciones de las Centrales de Generación

3.8 Requisitos Mínimos de Protección de las Centrales de Generación

Capítulo 4 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS

SUBESTACIONES

4.1 Objetivo de la Protección

4.2 Esquema General de las Subestaciones

4.3 Sistema de Barras

4.4 Requerimientos de protección contra fallas internas en la instalación

4.4.1 Fallas por cortocircuito en el sistema de barras

4.4.2 Fallas por cortocircuito en un transformador

4.4.3 Fallas por cortocircuito en un autotransformador

4.4.4 Fallas por cortocircuito en un reactor en derivación

4.4.5 Fallas por cortocircuito en un banco de capacitores

4.4.6 Fallas por cortocircuito en el transformador de servicios auxiliares

4.5 Requerimientos de Protección por funcionamiento anormal del sistema

4.5.1 Cortocircuitos y fallas a tierra externos a los transformadores

4.5.2 Sobrecarga en transformadores (o autotransformadores)

4.5.3 Armónicos en capacitores

4.5.4 Niveles de tensión máximos y mínimos en equipos de compensación

4.6 Requerimientos de protección por estado inapropiado de los equipos


4.8 Definición de las Protecciones de las Subestaciones

4.9 Requisitos Mínimos de Protección de las Subestaciones

Capítulo 5 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS LINEAS DE

TRANSMISION


5.2 Configuraciones de las Líneas de Transmisión

5.2.1 Línea de dos Terminales


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5.2.2 Líneas en anillo

5.2.3 Líneas paralelas de dos ó más circuitos

5.2.4 Línea con transformadores en derivación

5.2.5 Líneas con compensación en derivación

5.2.6 Líneas con compensación serie

5.3 Conexión al Sistema de Potencia

5.3.1 Sistema de puesta a tierra

5.3.2 Flujo de potencia

5.3.3 Alimentación débil (Weak infeed)

5.3.4 Resistencia de arco y resistencia de falla

5.4 Longitud de la Línea

5.5 Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación

5.5.1 Fallas por cortocircuito entre fases

5.5.2 Fallas por cortocircuitos de una fase y tierra con alta impedancia


5.6.1 Cortocircuito externo a la Línea

5.6.2 Sobretensiones permanentes

5.7 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de las Líneas

5.7.1 Rotura de un Conductor

5.8 Consideraciones para la Teleprotección

5.8.1 Sistemas de Telecomunicaciones

5.8.2 Sistemas de Teleprotección Analógica

5.8.3 Sistemas de Teleprotección Lógica


5.10 Definición de la Protección de las Líneas de Transmisión

5.11 Requisitos Mínimos de Protección de las Líneas de Transmisión

Capítulo 6 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS PARA LAS PROTECCIONES SISTEMICAS

6.1 Objetivo de la Protección Sistémica

6.2 Requerimientos de Protección contra Fallas del Sistema

6.2.1 Pérdida de Sincronismo en las Máquinas

6.2.2 Colapso de tensión


6.3.1 Bajas frecuencias por déficit de potencia activa

6.3.2 Sobretensiones y sobrefrecuencias por rechazo de carga

6.3.3 Otras sobretensiones temporarias

6.4 Requerimientos de protección por estado inapropiado del sistema

6.4.1 Sobretensiones por exceso de potencia reactiva

6.4.2 Subtensiones por déficit de potencia reactiva

6.5 Requisitos mínimos de protecciones sistémicas


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Capítulo 1 INTRODUCCION

1.1 El Sistema Eléctrico de Potencia

Un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) tiene por finalidad garantizar el suministro regular de

energía eléctrica dentro de su área de aplicación, para lo cual debe operar garantizando el

abastecimiento (1)

al mínimo costo y con el mejor aprovechamiento de los recursos

energéticos; pero, al mismo tiempo, debe cumplir con los niveles de calidad (2)

establecidos en

la norma técnica (3) correspondiente.

El SEP está constituido por diversas instalaciones que deben ser interconectadas, ya que los

centros de generación se encuentran en distintos lugares de los centros de demanda de energía

eléctrica. Por tal motivo se distingue los siguientes componentes: Generación que son las

Centrales Eléctricas incluyendo las instalaciones de conexión al Sistema de Transmisión;

Transmisión que son las Líneas de Transmisión y las Subestaciones (incluyendo los equipos

de compensación reactiva) que interconectan las instalaciones de generación con las de

distribución; y Distribución que son las Líneas y Subestaciones de subtransmisión, así como

las Redes de Distribución

El SEP debe atender la demanda de potencia eléctrica, la cual debe ser permanentemente

equilibrada por la generación (oferta). Esta situación de equilibrio corresponde a la operación

de régimen permanente; sin embargo, se pueden producir perturbaciones cuando se altera el

equilibrio de potencia activa o de potencia reactiva en el sistema, lo cual determinará cambios

que lo llevan a una nueva situación de régimen permanente. Durante este proceso que se

repite constantemente se producen oscilaciones de las máquinas que son parte de su operación

normal en estado estacionario.

El SEP puede también ser sometido a solicitaciones que no corresponden a la atención de la

demanda, las cuales se presentan como eventos transitorios que ocasionan perturbaciones

importantes ya sea sobretensiones y/o sobrecorrientes que pueden producir oscilaciones de las

máquinas, las cuales deben amortiguarse; caso contrario, serán peligrosas para su

funcionamiento, afectando su estabilidad y provocando la desconexión de las mismas con lo

cual se deja de atender la demanda.

Los eventos antes mencionados han sido clasificados en tres tipos, según la rapidez de los

mismos y son los siguientes:

Clase A: Transitorios ultrarrápidos

Clase B: Transitorios rápidos o dinámicos

Clase C: Transitorios moderados o de estado cuasi estacionario

Clase D: Transitorios lentos o de estado estacionario

En la figura 1.1 se muestra gráficamente la duración en el tiempo de los transitorios que se

presentan en los sistemas de potencia.

(1)

Ver la Ley de Concesiones Eléctricas, DL No. 25844, Art. 2do. (2)

Ver el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, DS 009-03-EM, Art. 64. (3)

Ver la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, DS No. 020-97-EM


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ESTADO

NORMAL

ESTADO DE ESTADO DE

ALERTA RESTABLECIMIENTO

ESTADO DE

EMERGENCIA COLAPSOCOLAPSO

Figura 1.1 – Transitorios en los sistemas de potencia

Esta dinámica operativa determina que se tenga distintos estados de operación (4) del SEP que

son los siguientes: Estado Normal, de Alerta, de Emergencia y de Restablecimiento. La

operación del SEP resulta ser un ciclo de estados como el que se muestra en la figura 1.2; y

para manejarlo, se requiere de una acción de control coordinada y permanente. En la

NTCOTR se detalla los distintos aspectos que se debe considerar con la finalidad de asegurar

su adecuada operación, con los mejores criterios de seguridad, calidad y economía.

Figura 1.2 – Estados de Operación del SEP

En la operación del SEP se debe considerar que algunos fenómenos transitorios de Clase A

pueden ocasionar fenómenos de la Clase C. En consecuencia, el SEP debe estar diseñado para

atender la demanda de potencia; pero, también debe estar dotado de los recursos necesarios

para prevenir la aparición de estos fenómenos; y si ocurren, para controlarlos de manera de

(

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

(NTCOTR.)


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SUBESTACION A SUBESTACION B

INGENIERIA DE PROTECCION

Y

ANALISIS DE FALLAS

MEDIDOR DE

FACTURACION

MEDIDOR DE

FACTURACION

COMERCIALIZACION

DE ENERGIA

CONTROL DE

SUBESTACIÓN

RELE DE

PROTECCION

RELE DE

PROTECCION

REGISTRO DE

OSCILOGRAFIA

REGISTRO DE

OSCILOGRAFIA

RELE DE

PROTECCION

REGISTRO DE

OSCILOGRAFIA

MEDIDOR DE

FACTURACION

CENTRO DE

CONTROL

CONTROL DE

SUBESTACIÓN

RELE DE

PROTECCION

REGISTRO DE

OSCILOGRAFIA

MEDIDOR DE

FACTURACION

SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES

que el sistema pueda restablecerse prontamente y no colapse, para que siga en Estado Normal

atendiendo la demanda. Los recursos que requiere el Sistema de Potencia para operar con

seguridad, calidad y economía son:

Sistema de Supervisión y Control (SCADA)

Es el sistema de adquisición de datos y de supervisión de las magnitudes eléctricas del

sistema y de los estados de los equipos, con la finalidad de tomar acciones

preventivas. Asimismo, el sistema se complementa con el sistema de control (manual

o automático) necesario para conducir la operación del SEP

Sistema de Protección

Es el sistema de supervisión de las magnitudes eléctricas que permite detectar las

fallas en los equipos y/o instalaciones del sistema, las condiciones anormales de

operación del sistema y el estado inapropiado de los equipos con la finalidad de tomar

las acciones correctivas de manera inmediata.

Sistemas de Registro de Perturbaciones

Es el sistema que permite hacer acopio de información de las magnitudes eléctricas

del sistema, de manera de analizar dichas perturbaciones con la finalidad de tomar las

acciones correctivas que permitan evitar se repitan en el futuro.

Sistema de Medición de Energía

Es el sistema que permite hacer acopio de información de las magnitudes eléctricas

del sistema relativas a las potencias y energías entregadas en determinados puntos del

sistema eléctrico con fines comerciales y/o estadísticos.

Sistema de Telecomunicaciones

Es el sistema que sirve de infraestructura para la mejor operación de los sistemas

antes mencionados; y además, sirve como medio de comunicación de voz para las

actividades de operación del SEP.

Figura 1.3 – Estructura de Operación del SEP


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1.2 Objetivo del Sistema de Protección

Tal como ha sido definido, el Sistema de Protección de los equipos y/o instalaciones del

sistema tiene los siguientes objetivos:

1. Aislar las fallas tan pronto como sea posible con la finalidad de minimizar las

pérdidas económicas que se pudiesen producir como consecuencia de las fallas.

2. Alertar sobre las condiciones anormales de operación del sistema con la finalidad de

tomar las acciones preventivas que permitan evitar pérdidas económicas por posibles

desconexiones. De acuerdo a la gravedad de la situación efectuar operaciones

automáticas de conexiones y/o desconexiones pertinentes.

3. Alertar sobre el estado inapropiado de los equipos con la finalidad de tomar las

acciones preventivas que permitan evitar pérdidas económicas por posibles fallas en

dichos equipos. De acuerdo a la gravedad de la situación aislar al equipo del sistema.

En consecuencia, el Sistema de Protección tiene un beneficio económico que compensa su

costo, lo cual puede ser evaluado con la finalidad de justificar su inversión. Los costos

corresponden a los equipos necesarios para su implementación y los beneficios son aquellos

que permiten minimizar las pérdidas económicas derivadas de las posibles fallas en el SEP.

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

calificación del riesgo, haciendo un análisis del costo o impacto de una falla y su probabilidad

de ocurrencia. De esta manera, se puede tener el valor esperado que será:

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

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

Para una sobretensión será función de la sobretensión y de la duración de la misma, lo

que se traduce en una degradación del aislamiento que disminuye la vida útil del

equipo.

Para una sobrecorriente será función del costo del equipo y de la energía disipada en

los equipos que depende del cuadrado de la corriente de cortocircuito y del tiempo de

duración de la falla.

En ambos casos se tiene que el costo de la falla depende de la duración total de la misma, la

cual a su vez depende de la actuación de la protección; en consecuencia, se tiene una relación

del costo de la falla con la protección que se utiliza, por lo que se debe decidir sobre la base

de la experiencia y la buena práctica.

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

Costo Total de la Falla y su Probabilidad de ocurrencia. A título orientativo, en la tabla 1.1 se

presenta una matriz de esta categorización.


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

COSTO DE LA

FALLA

PROBABILIDAD DE FALLA

BAJA MEDIA ALTA

ALTO

Protecciones Rápidas

Protecciones de Respaldo


Protecciones Redundantes


Protecciones Ultra rápidas



Monitoreo del Equipo

MEDIO

Protecciones Normales







BAJO Protecciones Normales

Respaldo del Sistema

Protecciones Normales




Los costos de la falla corresponden a cada caso específico; pero, de manera referencial se

puede mencionar lo siguiente:

Costos altos: Generadores de gran tamaño, Transformadores de gran tamaño,

Equipos Compensadores Estáticos SVC

Costos medios: Generadores de tamaño mediano, Transformadores de tamaño

mediano, Reactores, Barras de Subestaciones, Líneas de Transmisión

Costos bajos: Líneas de Subtransmisión, Capacitores, Equipos de Alta Tensión

(interruptores, transformadores de medida, etc.)

La probabilidad de ocurrencia se puede estimar de las estadísticas de fallas. En general, las

fallas más frecuentes ocurren en las líneas de transmisión. Una estadística de fallas del SEIN

muestra que la mayor cantidad de fallas se presenta en el sistema de transmisión y

distribución. Ver tabla 1.2. Adicionalmente, se debe mencionar que las fallas más frecuentes

son los cortocircuitos monofásicos a tierra. Ver tabla 1.3.

Tabla 1.2 – Estadística de Fallas en el SEIN

(2001-2005)

Área Eléctrica Generación Transmisión Total

Número de Fallas 299 318 617

Porcentaje 48.46% 51.54% 100.00%

Tabla 1.3 – Estadística de Tipos de Fallas en el SEIN 2006

Monofásicas Bifásicas Trifásicas Total

146 35 12 193

75.7 % 18.1% 6.2% 100.00%


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AL RELE ZONA 2

TRANSF DE

CORRIENTE

TRANSF DE INTERRUPTOR

CORRIENTE

AL RELE ZONA 1

1.3 Definición de un Sistema de Protección

1.3.1 Zonas de Protección

Para definir la protección del SEP se le divide en zonas, constituyéndose así un Sistema de

Protección. En los límites de estas zonas de protección se instalan interruptores para aislar las

fallas y transformadores de tensión y corriente para detectar las respectivas tensiones y

corrientes en dichos límites, cuyas señales sirven para alimentar a los correspondientes relés

de protección. De esta manera, al producirse una falla, los relés darán la orden de apertura de

los correspondientes Interruptores aislando la zona fallada. Ver un caso sencillo en la figura

1.4

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

corriente que son los elementos sensores de las corrientes que entran o salen a la zona de

protección. Esta delimitación requiere de un traslape de las mismas con la finalidad de no

dejar ninguna parte del sistema eléctrico sin protección. La aplicación típica viene dada según

el esquema mostrado en la figura 1.5

Figura 1.4 – Zonas de Protección

Figura 1.5 – Traslape de las Zonas de Protección

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1.3.2 Componentes de los Sistemas de Protección

El Sistema de Protección queda constituido por el conjunto de las protecciones de las distintas

zonas de protección como las que se han definido en la figura 1.4, en las cuales se puede

distinguir los siguientes componentes:

1) Relés de Protección

2) Interruptores de Potencia

3) Transformadores de Tensión

4) Transformadores de Corriente

5) Enlaces de Comunicación entre los Relés de distintas estaciones

6) Fuentes de Alimentación de los circuitos de protección

7) Cableado de Control

Al diseñar un Sistema de Protección se debe especificar todos estos componentes, de manera

de obtener la mejor operación posible del Sistema de Protección. Estos trabajan como un

conjunto, en el cual una deficiente operación de uno de ellos traerá como consecuencia una

mala operación de todo el Sistema de Protección.

1.3.3 Concepción Sistémica de la Protección

El Sistema de Protección debe ser concebido para atender la posibilidad de una contingencia

doble; es decir, se debe considerar que es posible que se produzca un evento de falla en el

SEP, al cual es posible le siga una falla del Sistema de Protección. Por tal motivo, se establece

las siguientes instancias:

1. Protecciones Preventivas

2. Protecciones Incorporadas en los Equipos

3. Protecciones Principales

4. Protecciones de Respaldo

Protecciones Preventivas

Una Protección Preventiva consiste en la utilización de dispositivos que son capaces

de dar señales de alarma antes de que suceda una falla; es decir, no esperan que ésta

se produzca sino que actúan con cierta anticipación a la falla.

Modernamente, con la técnica digital, se utiliza equipos con capacidad de efectuar un

monitoreo de los parámetros de las máquinas con la finalidad de dar las alarmas

correspondientes; y más aún, de efectuar una supervisión de los parámetros,

evaluando su variación (derivada con respecto del tiempo) y el cambio de su variación

(segunda derivada con respecto del tiempo). Estos dispositivos suelen aplicarse en

forma individual o como parte de un Sistema de Control (SCADA) de las

instalaciones.

Protecciones Incorporadas en los Equipos

Las Protecciones Propias son dispositivos incorporados en los mismos equipos, según

sus propios diseños de fabricación, de manera que se pueda supervisar sus

condiciones de operación como son: temperaturas, presiones, niveles, etc. Estas

protecciones suelen ser definidas por los fabricantes de los equipos, según su diseño y

experiencia, con la finalidad de dar las garantías por los suministros. La utilización de

esta protección es esencial al Sistema de Protección.


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Protecciones Principales

Las Protecciones Principales constituyen la primera línea de defensa del Sistema de

Protección y deben tener una actuación lo más rápida posible (instantánea).

En algunas ocasiones, el sistema de protección tiene dos protecciones redundantes

que se denominan Protección Principal y Secundaria. La actuación de ambas

(Principal y Secundaria) es simultánea y no es necesaria ninguna coordinación, ya que

la actuación de la protección puede ser efectuada de manera indistinta por cualquiera

de ellas, la que actúe primero.

La redundancia de una protección puede ser total o parcial. En el primer caso se

requiere que se tenga una duplicación de todos los componentes como se muestra en

la Figura 1.6 y se tendrá:

Dos relés de protección

Dos bobinas de mando de los interruptores

Dos juegos de transformadores de tensión

Dos juegos de transformadores de corriente

Dos enlaces de comunicación entre los relés de distintas estaciones

Dos fuentes de alimentación de los circuitos de protección

Dos juegos de cables de control

Figura 1.6 – Protecciones Redundantes

Sin embargo, a veces no es muy práctico duplicar todos los componentes y la

duplicación es sólo parcial, por lo que debe ser efectuada en los elementos esenciales.

Por ejemplo: se puede tener un solo juego de transformadores de corriente, pero se

emplea dos secundarios diferentes; y si sólo se emplea un secundario de los

transformadores de tensión, en este caso se puede hacer una duplicación parcial

segregando los circuitos en la salida de los transformadores de tensión.


Las Protecciones de Respaldo constituyen la segunda instancia de actuación de la

protección y deberán tener un retraso en el tiempo, de manera de permitir la actuación

de la protección principal y/o secundaria en primera instancia. Este comportamiento

implica efectuar una Coordinación de las Protecciones a fin de obtener un mejor

desempeño del Sistema de Protección.

No se debe confundir a la Protección Secundaria con la Protección de Respaldo. La

Protección Secundaria debe diseñarse para actuar en primera instancia y no necesita

esperar a la Protección Principal. La Protección Secundaria no reemplaza a la


COES – 2014 13

Protección de Respaldo; sin embargo, en el caso de las centrales eléctricas hace el

papel de respaldo por el hecho de ser otro dispositivo independiente.

Tal como han sido definidas, la Protección Principal, la Secundaria y la de Respaldo deben ser

tres dispositivos distintos, de manera que la ausencia de un dispositivo puede ser causa de

pérdida de la protección correspondiente; pero, nunca deberá causar la pérdida de las otras dos

protecciones.

Para la definición de la Protección Principal, Secundaria y de Respaldo, la buena práctica

recomienda emplear equipos de modelos diferentes, de manera de asegurar la mejor operación

de la protección mediante el empleo simultáneo de distintas metodologías de trabajo.

Por otro lado, una buena práctica de protección exige el uso de dispositivos de probada

confiabilidad; por tal motivo, salvo casos especiales, no es recomendable el uso de

dispositivos de última tecnología o de modelos de equipos que aún no tienen experiencia en la

industria eléctrica.

1.4 Operación de los Sistemas de Protección

Tal como ha sido mencionado, la actuación de la protección consiste en efectuar la apertura

de los interruptores para aislar la zona donde se ha producido la falla; sin embargo, para

cumplir con su cometido, los Sistemas de Protección operan, a veces, de otra manera, la cual

puede tener distintas instancias o procedimientos, lo que debe ser aplicado de acuerdo a la

buena práctica de ingeniería.

1.4.1 Relés de Protección como parte de automatismos de regulación

Una práctica utilizada en el diseño de los Sistemas de Protección consiste en utilizar los relés

como parte de automatismos de regulación. Por ejemplo, para arrancar los ventiladores de un

transformador de potencia al detectar elevación de temperatura en la máquina. Otro caso es

cuando se utiliza al relé para controlar la tensión; por ejemplo, para accionar el conmutador

bajo carga de un transformador de potencia.

1.4.2 Niveles de actuación de los Relés de Protección

En el diseño de los Sistemas de Protección se puede aplicar niveles de actuación de los relés

de protección. De esta manera se puede establecer por lo menos dos niveles básicos que son:

1) Alarma que corresponde a la actuación de los relés en forma preventiva antes de que se

llegue a tener una situación inaceptable para la operación de un equipo y/o instalación.

Esta alarma permite continuar con la operación sin restringir la disponibilidad de los

mismos.

2) Disparo que corresponde a un segundo nivel de actuación y se ejecuta cuando se ha

llegado a una situación de:

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

cortocircuito.

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

una máquina.

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


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1.4.3 Recierre Automático

La apertura de los interruptores tiene por objetivo eliminar la falla; pero, como lo más

frecuente en el SEP son las fallas en las líneas de transmisión, que suelen ser de naturaleza

temporal, una vez que se ha recuperado el aislamiento de la zona fallada, y transcurrido un

lapso prudencial, es posible volver a energizar la instalación porque la falla ha desaparecido.

Por tal motivo, es práctica frecuente, en la protección de las líneas de transmisión, efectuar un

recierre automático. Estos recierres pueden ser unipolares y/o tripolares.

Para el recierre se suele considerar un tiempo de espera que debe ser suficiente para permitir

la extinción del arco en el lugar de la falla. La razón de hacer un recierre es que se considera

que la falla se ha producido en el aire donde el aislamiento es regenerativo; y en

consecuencia, una vez eliminada la alimentación a la falla se recupera las propiedades

aislantes y es posible proceder a la energización. En todos los casos, el tiempo del recierre

debe ser menor que el tiempo crítico estimado para asegurar la estabilidad del sistema de

potencia.

El procedimiento de recierre recomendado es el de seleccionar a un extremo para ser el

primero en efectuar el recierre, al cual se le denomina “maestro” y hacer que el otro extremo

haga el recierre en segunda instancia, por lo que se le denomina “seguidor”. Se selecciona

como “maestro” al extremo más cercano a una central de generación; y en otros casos el

extremo con mayor nivel de cortocircuito.

Para los recierres tripolares, el extremo “maestro” cierra en condición de línea muerta; es

decir, sin tensión en la línea; en cambio, el extremo “seguidor” debe cerrar con línea

energizada, para lo cual debe efectuar una supervisión de tensión trifásica para asegurar en lo

posible el éxito del recierre.

Para los recierres unipolares, que es la práctica mas frecuente en líneas de transmisión, los

interruptores se pueden recerrar siguiendo la secuencia anterior o pueden recerrar al mismo

tiempo.

1.4.4 Apertura y Bloqueo

Cuando la falla se produce en una parte de la instalación donde se tiene aislamiento no

regenerativo entonces se efectúa la apertura de los interruptores para aislar la zona protegida;

pero, además, se hace un bloqueo del cierre para permitir la revisión del estado del equipo y la

verificación de que el aislamiento está en condiciones de ser nuevamente energizado.

El procedimiento de disparo y bloqueo se utiliza solo en los casos de transformadores,

reactores, capacitores, barras e interruptores.

1.5 Comportamiento de los Sistemas de Protección

Un Sistema de Protección debe tener varias características de comportamiento para que pueda

asegurar el cabal cumplimiento de sus funciones. Las principales son:

A) Sensibilidad

Es la capacidad de detectar una falla por muy pequeña o incipiente que sea. La mayor

sensibilidad viene a ser la capacidad para diferenciar una situación de falla con una situación

de no existencia de falla.


COES – 2014 15

B) Selectividad

Es la capacidad de detectar una falla dentro de la zona de protección. La mayor selectividad

viene a ser la capacidad de descartar una falla cercana a la zona de protección.

C) Velocidad

Es la capacidad de respuesta con el mínimo tiempo. La necesidad de tener una rápida

respuesta está relacionada con la minimización de los daños por causa de la falla.

D) Fiabilidad (“dependability”)

Es la capacidad de actuar correctamente cuando sea necesario, aún cuando en condiciones de

falla se produzcan tensiones y corrientes transitorias que puedan perjudicar la capacidad de

detección de la falla.

E) Seguridad

Es la capacidad de no actuar cuando no es necesario, aún cuando en condiciones de falla se

produzcan tensiones y corrientes transitorias, las cuales puedan ocasionar errores en la

discriminación de la falla dentro de la zona de protección.

F) Capacidad de Registro

Es la capacidad de almacenar información relativa a la falla con la finalidad de proporcionar

datos de las fallas.

1.6 Desempeño de la Protección

La confiabilidad de un elemento se define como la probabilidad de cumplir, dentro de un

periodo, con sus funciones especificadas bajo ciertas condiciones operativas, las cuales han

sido fijadas de antemano. En el caso de la protección debe considerarse que es un sistema que

no está en permanente operación, sino que permanece a la espera de un evento para funcionar

(“centinela silencioso”); en consecuencia, la confiabilidad se estima como la probabilidad de

los eventos exitosos. Por esta razón la confiabilidad de la protección integra las características

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

corresponde).

1.6.1 Causas de las Fallas

Las Fallas en el SEP determinan la apertura de los interruptores correspondientes a la zona

donde se ha producido la falla. Estas son las fallas operacionales; pero, como se ha

mencionado, el sistema de protección también puede producir la apertura indeseada de los

interruptores sin que se haya producido una falla real en el sistema eléctrico. De manera

similar, existen causas accidentales que determinan aperturas indeseadas, por lo que se puede

establecer la siguiente categorización de las fallas por su origen:

A. Fallas No Controlables

Fallas de Equipos Principales (FEC)

Fallas por Fenómenos Naturales (FNA)

B. Fallas Controlables

Falla del Equipo de Protección (FEP)

Fallas Humanas (FHU)

Fallas por acción de terceros (EXT)


COES – 2014 16

NiNc

NcPc

AFEPIFEPEFEPDFEPFEP ....

Fallas No identificadas (FNI)

1.6.2 Causas de Falla del Equipo de Protección

La operación incorrecta de la protección se debe a diversas causas que se deben investigar con

la finalidad de mejorar su comportamiento. Las causas pueden ser clasificadas para

identificar en lo posible a aquellas que son inherentes a los mismos equipos. Por tal motivo, se

debe diferenciar lo siguiente:

1) Falla de Diseño (FEP.D)

Es una aplicación inapropiada de la protección: Por ejemplo, usar un relé que no es

direccional en una red que opera en anillo.

2) Falla en el Equipo (FEP.E)

Es una falla debida al equipo propiamente dicho. Se produce porque el diseño o el

funcionamiento del relé determina la operación incorrecta.

3) Falla durante la Instalación o el Mantenimiento (FEP.I)

Se refiere a conexiones erradas en la instalación. También cuando el relé no fue calibrado

con los ajustes establecidos en los cálculos previos.

4) Falla en el Cálculo de Ajuste (FEP.A)

Corresponde a un ajuste proveniente de un cálculo errado.

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

1.6.3 Índice de Confiabilidad del Sistema de Protección

Para evaluar la confiabilidad de una protección se puede usar la probabilidad de una

operación correcta que será:

Donde:

Pc = Índice de desempeño de la protección

Nc = Número de eventos con operación correcta de la protección

Ni = Número de eventos con operación incorrecta de la protección


COES – 2014 17

Capítulo 2 REQUERIMIENTOS GENERALES DE LAS PROTECCIONES

Los requerimientos de protección que se presentan en el presente documento son aplicables a

las nuevas instalaciones del SEIN; Pero, también son aplicables a las futuras reposiciones o

renovación de las protecciones existentes, Asimismo, las discrepancias entre los

requerimientos establecidos y las características de las protecciones existentes deben ser

evaluadas caso por caso en función a las estadísticas de fallas, a fin de determinar la necesidad

de una reposición.

2.1 Relés de Protección

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

tensión y/o de corriente, provenientes del SEP, con la finalidad de determinar si existe una

condición de falla en el sistema, de manera de activar una o más señales de salida.

Para cumplir con su finalidad, los relés de protección efectúan un procesamiento

analógico/digital de las señales de entrada y un cálculo numérico (5) de las mismas. El relé así

definido es un elemento basado en un microprocesador, cuyo diseño debe poseer una

arquitectura abierta y utilizar protocolos de comunicación de acuerdo a las normas

internacionales, de manera de evitar restricciones a su integración con otros relés o sistemas

de otros fabricantes.

Los relés de protección deben ser dispositivos de probada confiabilidad en el uso de

protección de sistemas eléctricos; por tal motivo, salvo casos especiales, no es aceptable el

uso de dispositivos de última tecnología o de modelos de equipos que aún no tienen

experiencia en la industria eléctrica.


Para cumplir con su propósito, en función de la aplicación específica en el SEP, los relés de

protección deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales:

Efectuar un permanente autodiagnóstico de su estado con bloqueo automático de su

actuación en caso de defecto y señalización local y remota de la falla.

Disponer de redundancias en su diseño de manera que la falla de un elemento o la

pérdida de un componente no ocasione una degradación en su desempeño final.

Tener la capacidad de admitir dos juegos de ajuste como mínimo, de manera de poder

efectuar una protección con capacidad de adaptación a más de una condición de

operación del sistema eléctrico.

Almacenar información de las señales de entrada para las condiciones de pre-falla,

falla y post-falla, así como de las señales de salida.

Tener capacidad de aislamiento apropiada a su utilización en subestaciones de alta y

muy alta tensión (6).

Atender los requisitos de compatibilidad electromagnética con el grado de severidad

adecuado a su instalación en subestaciones de alta y muy alta tensión.

(5)

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

de tecnologías pasadas como los relés Electromecánicos o Estáticos.

(6) Los relés deben ser apropiados para instalaciones de los SEP y no son aceptables relés de aplicaciones

industriales que no sean aptos para instalaciones de extra alta tensión.


COES – 2014 18

Poseer facilidades de comunicación local y remota con capacidad de acceso a todos

sus datos, magnitudes de entrada, ajustes, registros de eventos y cualquier otra

información disponible en el relé.

Poseer facilidades de comunicación dedicadas para un Sistema de Supervisión y

Control (SCADA).

Poseer una interfase de comunicación local compuesta por una pantalla de

visualización de las magnitudes medidas, calculadas y/o ajustadas, así como un

teclado para su manejo.

Poseer dispositivos que le permitan una intervención de mantenimiento sin que sea

necesaria su desconexión de la instalación.

2.1.2 Características requeridas por la Protección

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

podrá ser aplicado, como Protección Principal (primaria o secundaria), a una zona de

protección. La Protección de Respaldo de una zona será un dispositivo separado de la

protección principal.

Las funciones de protección incorporadas a cada relé de protección serán las apropiadas a

cada zona a ser protegida, según la buena práctica establecida. Su definición será efectuada

para cada caso en particular.

Los relés de protección que estén expuestos a una pérdida accidental de las señales de tensión,

deben poseer una supervisión de estas señales para su bloqueo de operación y alarma.

Los relés de protección deben ser capaces de operar recibiendo y/o entregando señales

digitales, haciendo una lógica de decisión con ellas, de manera de optimizar su

funcionamiento.

Los relés de protección tendrán un tiempo total de actuación menor de dos ciclos (33 ms)

hasta el envío de las señales de disparo a los interruptores.

Los relés de protección deben poseer contactos de salida con la suficiente capacidad para

operar los circuitos de disparo de los interruptores asociados, de manera que no se requiera

relés auxiliares que son causa de retardo de tiempo y una posibilidad de falla.

Los relés de protección deben poseer suficiente cantidad de contactos de salida para operar las

bobinas de apertura de los tres polos del interruptor, o los dos interruptores (7)

si fuese el caso,

de manera que no se requiera relés auxiliares que son causa de retardo de tiempo y una

posibilidad de falla.

Los relés de protección deben poseer facilidades de comunicación local y remota con

capacidad de acceso a todos sus datos, magnitudes de entrada, ajustes y registros de eventos.

Una salida RS232 en la parte frontal es necesaria para acceso o vía a una PC.

Los relés deben poseer facilidades de comunicación dedicadas para un Sistema de

Supervisión y Control (SCADA).

(

7) Si el sistema de barras es Interruptor y Medio, una protección debe abrir dos interruptores. Lo mismo sucede

en el caso del sistema de barras en Anillo.


COES – 2014 19

2.1.3 Normas aplicables

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

IEC 60255-5

Electrical Relays

Part5: Insulation coordination for measuring relays and protection equipment –

Requirements

IEC 60255-11

Electrical Relays

Part 11 Interruptions to and alternating component (ripple) in d.c. auxiliary energizing

quantity of measuring relays

IEC 60255-22-1

Electrical Relays

Part 22-1 Electrical disturbance test for measuring relays and protection equipment

1 MHz burst immunity test

IEC 60255-22-2

Electrical Relays

Part 22-2 Electrical disturbance test for measuring relays and protection equipment

Section 2 – Electrostatic tests

IEC 60255-22-3

Electrical Relays

Part 22-3 Radiated electromagnetic field disturbance test

2.2 Interruptores

Los Interruptores tienen por finalidad cerrar los circuitos estableciendo la correspondiente

corriente, conducir todas las posibles corrientes que puedan circular por dicho circuito (de

carga o de falla) e interrumpir las mismas.


Para cumplir con su propósito, en función de la aplicación específica en el SEP, los

interruptores deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales:

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

potencia.

Cerrar e interrumpir las corrientes de las líneas en vacío sin reencendido de arco.

Cerrar e interrumpir las corrientes de maniobra de los bancos de capacitores.

Cerrar e interrumpir pequeñas corrientes inductivas sin provocar sobretensiones

inadmisibles en el sistema eléctrico.

Cerrar e interrumpir las corrientes que se produzcan sobre una falla trifásica en sus

terminales.

Cerrar e interrumpir las corrientes de una falla kilométrica.

Cerrar e interrumpir las corrientes en oposición de fases.

2.2.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección


COES – 2014 20

En general, los interruptores que sean aplicados a las líneas de transmisión deberán permitir

indistintamente la operación en modo unipolar o tripolar. Solo los interruptores que sean

aplicados a los circuitos de transformadores, reactores y capacitores podrán ser de operación

tripolar, conforme se aprecia en la siguiente tabla.

Tabla 2.1 – Tipos de interruptores según su aplicación

Aplicación 72.5 kV 145 kV 245 kV Muy alta tensión

Línea de

Transmisión

Tripolar

Uni/tripolar

Uni/tripolar

Uni/tripolar

Transformadores

Reactores

Capacitores

Tripolar

Tripolar

Uni/tripolar (*)

Uni/tripolar (*)

(*) de acuerdo al requerimiento de mando sincronizado

Asimismo, los interruptores serán capaces de efectuar recierres rápidos unipolares o

tripolares, según la siguiente secuencia: O - 0.3seg - CO – 3min - CO

Por confiabilidad, todos los interruptores estarán dotados de dos bobinas de apertura en cada

mecanismo de mando; en consecuencia, si el interruptor es de operación unipolar se tendrá

dos boninas en cada polo, con circuitos de control independientes.

Para atender a los requerimientos del sistema, los tiempos mínimos de operación para la

interrupción de las corrientes de cortocircuito será según se indica en la tabla 2.2.

Tabla 2.2 – Tiempos de interrupción de cortocircuitos

Nivel de Tensión Tensiones Tiempos de Interrupción

Muy Alta Tensión 550 kV – 362 kV

2 ciclos = 33 ms

Alta Tensión 245 kV - 145 kV

3 ciclos = 50 ms

Media y Alta Tensión 72.5 kV – 52 kV - 36 kV

4 ciclos = 67 ms


Los interruptores deben atender los requerimientos de las siguientes normas:

IEC 62271-100

High-voltage switchgear and controlgear

Part 100: High-voltage alternating-current circuit-breakers

IEC/TR 62271-308


Part 308: Guide for asymmetrical short-circuit breaking test duty

IEC/TR 62271-310



COES – 2014 21

Part 310: Electrical endurance test for circuit-breakers of rated voltage 72.5 kV and above

IEC/TS 62271-233

High-voltage alternating-current circuit-breakers

Inductive load switching

IEC/TS 62271-633

High-voltage alternating-current circuit-breakers

Guide for short-circuit and switching test procedures for metal enclosed and dead tank

2.3 Transformadores de Tensión

Los Transformadores de Tensión tienen por finalidad proporcionar a los relés de protección

una onda de tensión igual a la que está presente en el sistema de potencia, pero de un valor

reducido en su magnitud con una proporción fijada de antemano.

Para aplicación de media tensión se podrá usar transformadores de tensión del tipo inductivos;

pero en alta y muy alta tensión se usarán transformadores de tensión capacitivos.


Para cumplir con su propósito, los transformadores de tensión deben cumplir con los

siguientes requisitos funcionales:

Entregar la onda de tensión reducida con una precisión que no sea mayor del 3% en

toda circunstancia, aún cuando se tenga sobre tensiones.

Entregar una onda de tensión que no debe ser distorsionada por la componente de

corriente continua de la corriente de cortocircuito.

Deberán tener una adecuada respuesta frente a transitorios, de manera de no

distorsionar la onda de tensión que se entrega a los relés de protección.

No deberán ocasionar fenómenos de ferrorresonancia por oscilaciones de baja

frecuencia en el sistema.


Los Transformadores de Tensión tendrán dos secundarios para ser utilizados por los circuitos

de protección: uno para la Protección Primaria y el otro para la Protección Secundaria.

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

Para asegurar un buen comportamiento en transitorios, los Transformadores de Tensión

Capacitivos deberán tener Extra Alta Capacitancia según se indica:

Para 550 kV : 5,000 pF

Para 245 kV : 10,000 pF

Para 145 kV : 17,000 pF

Para 72.5 kV : 20,000 pF


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


COES – 2014 22

ANSI/IEEE C57.13

Standard Requirements for Instrument Transformers

ANSI C93.3.1

Requirements for Power-Line Carrier Coupling Capacitors and Coupling Capacitor Voltage

Transformers (CCVT)

2.4 Transformadores de Corriente

Los Transformadores de Corriente tienen por finalidad proporcionar a los Relés de Protección

una onda de corriente igual a la que está fluyendo por el sistema de potencia, pero de un valor

reducido en su magnitud con una proporción fijada de antemano.


Para cumplir con su propósito, los transformadores de corriente deben cumplir con los


Entregar la onda de corriente reducida con una precisión que no será menor del 5% en

ninguna circunstancia, aún cuando se tenga elevadas corrientes como las que fluyen

durante un cortocircuito.

Entregar una onda de corriente que no debe ser distorsionada por la componente de

corriente continua de la corriente de cortocircuito.

Soportar térmica y dinámicamente las altas corrientes de cortocircuito, sin

recalentamientos ni daños mecánicos que lo perjudiquen.

No deben saturarse por causa de las elevadas corrientes del cortocircuito.

No deben ser afectados en su precisión por causa de cualquier flujo magnético

remanente que pudiere presentarse en su operación.


Los Transformadores de Corriente tendrán dos secundarios para ser utilizados por los

circuitos de protección: uno para la Protección Primaria y el otro para la Protección

Secundaria. La clase de precisión mínima debe ser del 5% para 20 veces la corriente nominal

Los Transformadores de Corriente serán dimensionados según los niveles de cortocircuito

definidos para el sistema de acuerdo a lo que se indica en la siguiente tabla:

Tabla 2.3 - Corriente Nominal de los Transformadores de Corriente

Corriente de Cortocircuito

del Sistema de Potencia [kA]

Corriente Nominal mínima del

Transformador de Corriente [A]

40

1600 – 2000

31.5

1250 - 1600

25

1000 - 1250

16

600 - 800


COES – 2014 23

El objetivo del requerimiento de la Tabla 2.3, es que los transformadores de corriente sean

aptos para la corriente de cortocircuito de diseño. Esto significa que una corriente de falla del

orden de la corriente de diseño no debe saturar al transformador. Por ejemplo, una clase 5P20

solo garantiza la operación sin saturación (5% de error) hasta 20 veces la corriente nominal.

Por tanto, si se tiene una corriente nominal de 500 A, no habrá saturación hasta 10 kA; luego,

si se tiene una falla de 15 kA es probable que el transformador no opere correctamente.


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

IEC 60044-1

Instrument transformers

Part 1: Current transformers.

IEC 60044-6

Instrument transformers

Part 6: Requirements for protective current transformers for transient performance.

2.5 Enlaces de Comunicaciones

Los Enlaces de Comunicación de Teleprotección tienen por finalidad comunicar a los relés de

dos subestaciones que se encuentran en los extremos de una línea de transmisión. Estos

enlaces sirven para establecer una lógica en la operación de los relés sobre la base de la

información recibida del extremo remoto.


Para cumplir con su propósito, los Enlaces de Comunicaciones deben cumplir con los


Transmitir las señales en condiciones adversas de señal/ruido debido a la presencia de

las líneas de alta tensión energizadas a 60 Hz, las cuales están además expuestas a

cortocircuitos a tierra, así como a descargas atmosféricas.

Transmitir las señales en condiciones adversas incluyendo la posibilidad de ruptura de

uno de los conductores de la línea de alta tensión.

Transmitir las señales de teleprotección en canales de transmisión de datos y de voz,

priorizando las funciones de protección en condiciones de falla.

2.5.2 Características requeridas por los Sistemas de Protección

Los Enlaces de Comunicaciones serán de los siguientes tipos: Onda Portadora, Fibra Óptica,

Microondas y Radio Digital.

Se requiere por lo menos dos canales de teleprotección con frecuencias de operación

diferentes: uno para la Protección Primaria y otro para la Protección Secundaria. En total se

tendrá un mínimo de cuatro señales de teleprotección.

La utilización de sistemas de transferencia de disparo directo será efectuando la utilización de

dos señales en paralelo, una en cada uno de los dos canales de frecuencia diferentes.


COES – 2014 24

Los términos más utilizados en teleprotección son:

Enlace: Es el medio de transmisión de alta frecuencia. En el caso de la onda portadora será

la misma línea de transmisión de potencia en alta tensión, pero que solamente

utiliza una o dos fases. En el caso de la fibra óptica será la fibra utilizada.

Canal: Es una transmisión de señales en alta frecuencia de un ancho de banda especificado.

En un mismo enlace puede haber varios canales. En el caso de la onda portadora

(rango 40 khz – 400 khz), se envía una señal limitada, ejemplo: 120 khz – 128 khz.

Señales: Son las comunicaciones entre los reles, las cuales se envían por medio de los

canales.


IEC 60834-1

Teleprotection equipment of power systems – Peformance testing

Part 1 Command systems

IEC 60834-1

Peformance and testing of teleprotection equipment of power systems

Part 2 Analogue comparison systems

2.6 Fuentes de Alimentación Auxiliar

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

protección.


Para cumplir con su propósito, las Fuentes de Alimentación auxiliar deben cumplir con los


Proporcionar energía en forma ininterrumpida y durante periodos que comprenden la

ausencia de energía del SEP.

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


Las fuentes de alimentación de los Sistemas de Protección serán del tipo: Batería –

Rectificador en carga flotante. El sistema será de polos aislados de tierra.

Se debe considerar dos Sistemas de Corriente Continua: uno para la Protección Primaria y

otro para la Protección Secundaria.

Se debe disponer de una supervisión permanente de los circuitos de protección, incluyendo

los relés, apertura y cierre de interruptores, equipos de teleprotección, de manera de señalizar

y dar alarma ante una falta de suministro.


IEEE Std 450

Maintenance, Testing and Replacement of Large Stationary Type Power Plant and Substation

Lead Storage Batteries


COES – 2014 25

IEEE Std 484

Large Lead Storage Batteries for Generating Stations and Substations

ANSI C34.2

Semiconductor Power Rectifiers

2.7 Cableado de Control

El Cableado de Control tiene por finalidad interconectar los Transformadores de Tensión y

Corriente con los Relés de Protección, así como los Relés de Protección con los Interruptores.


Para cumplir con su propósito, el Cableado de Control debe cumplir con los siguientes

requisitos funcionales:

Efectuar por separado las conexiones de los Sistemas de Protección Principal y

Secundaria, con cables diferentes para cada caso.

Eliminar toda posibilidad de señales espurias llevando todas las señales por un

mismo cable, de manera que la suma de las corrientes en un cable sea siempre cero.


Se debe considerar el cableado independiente de Protección Primaria y otro para la Protección

Secundaria. Es decir, se debe utilizar dos cables independientes del tipo apantallado, por lo

menos para las siguientes conexiones:

Desde las Fuentes de Alimentación a los Tableros de Control.

Desde los Transformadores de Medida a los Tableros de Control.

Desde de los Tableros de Telecomunicaciones a los Tableros de Control..

Desde de los Tableros de Control al Interruptor de Potencia.


IEC 60227-7

Test for electric cables under fire conditions – Circuit integrity

Part 7 Flexible cables screened and unscreened with two or more conductors

IEC 60331-31

Test for electric cables under fire conditions – Circuit integrity

Part 31 Procedures and requirements for fire with shock – Cables of rated voltage up

to and including 0.6/1 kV

IEEE Std 383-1974

Standard for Type Test of Class 1E Electrical Cables, Field Splices and Connections for

Nuclear Power Generating Stations


COES – 2014 26

Capítulo 3 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA

LAS CENTRALES ELECTRICAS.

3.1 Criterios Generales

Tal como ha sido definido, el SEP tiene por finalidad garantizar el suministro regular de

energía eléctrica cumpliendo con los niveles de calidad

establecidos en la norma técnica

correspondiente. Esto representa un reto ya que se debe mantener la continuidad del servicio,

pero respetando las tolerancias en los niveles de tensión, frecuencia, contenido de armónicos

y/o flicker que se produzcan.

Como se ha explicado, el SEP puede ser sometido a solicitaciones de sobretensiones y/o

sobrecorrientes que pueden producir oscilaciones de las máquinas, las cuales deben

amortiguarse; para no afectar su estabilidad y evitar la desconexión de las mismas, con lo cual

se deja de atender la demanda. Por tanto, en las centrales eléctricas se requiere contar con un

sistema de protección que permita:

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

2. Detectar las condiciones anormales de operación del sistema y tomar las acciones

preventivas que permitan minimizar su impacto en los equipos de la central.

3. Detectar el estado inapropiado de los equipos de la central con la finalidad de tomar

las acciones conducentes a evitar perturbaciones en el sistema.

A continuación se presentan los Requisitos Mínimos de Protección de los Generadores, de

manera de atender los requerimientos de la operación del SEP. Se debe aclarar que no se

incluye todas las necesidades de protección de los equipos e instalaciones, las cuales deben

ser definidas según los criterios de diseño de cada proyecto y siguiendo las recomendaciones

de los fabricantes de los equipos, las cuales usualmente están vinculadas a las garantías que

otorgan los suministradores. Sin perjuicio de lo antes dicho, los requerimientos de protección

expuestos serán una guía o referencia para la definición de las protecciones.

3.2 Esquemas Eléctricos de las Centrales de Generación

La selección de la protección de una central está determinada por su esquema eléctrico

general, el cual establece no solamente su conexión a los motores primos (sean máquinas

hidráulicas o térmicas) y sus auxiliares, sino fundamentalmente su conexión al SEP.

Adicionalmente, se debe considerar que la operación de las centrales tiene un procedimiento

de arranque y parada, los cuales no son simples conexiones o desconexiones del SEP. Por

tanto, la selección de uno de estos esquemas depende de los criterios de diseño del proyecto y

de la operación prevista para la central, incluyendo la posibilidad de arrancar sin necesidad

del sistema (blackstart).

En lo que respecta al sistema de protección de un generador, se debe considerar que su

actuación ocasionará una parada de emergencia del mismo, lo cual incluye la apertura

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

En función de lo expuesto, con la finalidad de establecer un marco de referencia al sistema de

protección, se presenta los esquemas unifilares o configuraciones de las unidades de

generación que son los más usados.


COES – 2014 27

A) Unidad Generador – Transformador de Potencia

Se tiene un generador con sus auxiliares el cual se conecta a un transformador elevador, cuyo

lado de alta tensión se conecta al SEP. En este caso, se puede tener o no interruptor de grupo

entre el generador y el transformador de potencia.

BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA ELECTRICO

Figura 3.1 – Esquema Unifilar de Unidad Generador – Transformador

B) Conexión de dos Generadores con un Transformador de Potencia

Se tiene dos generadores, cada uno con sus auxiliares, los cuales se conectan a un

transformador elevador que tiene tres devanados: dos de baja tensión para los generadores y

un tercero de alta tensión, el cual se conecta al SEP. En este caso, se puede tener o no

Interruptores de Grupo entre los generadores y el transformador de potencia.

BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE POTENCIA

Figura 3.2 – Esquema Unifilar de dos Generadores con un Transformador


COES – 2014 28

C) Conexión de dos o más Generadores en paralelo y un Transformador de Potencia

Se tiene dos (o más) generadores, cada uno con sus auxiliares, los cuales se conectan a una

barra de generación, la cual también puede ser de distribución. La conexión al SEP se efectúa

con uno (o más) transformadores elevadores.

BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE POTENCIA

Figura 3.3 – Esquema Unifilar de Generadores y un Transformador


3.3.1 Fallas por Cortocircuito en un Generador

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

tierra.

a) Cortocircuito entre fases y contacto a tierra

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA

Esta falla se produce por contacto entre los bobinados cuando se pierde el aislamiento o se

produce algún daño físico del mismo. Como consecuencia de la falla se puede producir una

propagación de la misma y hasta causar incendio en la máquina.

PRINCIPIO DE DETECCION

Para la detección de la falla se utiliza el principio diferencial que permite determinar la

diferencia en las corrientes de entrada y salida del elemento protegido. Para ello se debe medir

la corriente de cada fase a la entrada y la salida del generador constituyendo una protección

diferencial (87). Asimismo, la diferencia de la corriente residual con la corriente en el neutro

puesto a tierra del generador permite una protección diferencial restringida a tierra (87GN).

Ver la figura 3.4.

El Relé de Protección Diferencial calculará la diferencia de las corrientes en cada fase, lo que

permitirá determinar que existe una falla entre fases. De la misma manera, la evaluación de la

diferencia entre la suma de las corrientes de fase a la salida del generador y la corriente en el

neutro permitirá determinar que hay una falla a tierra.


COES – 2014 29

Figura 3.4 – Esquema de la Protección Diferencial

Se requiere además que una falla externa no provoque una diferencia en el cálculo que

ocasione un disparo indeseado. Para ello, se usa como referencia la suma de las corrientes que

se le denomina la corriente de estabilización y la característica de operación del Relé será un

porcentaje de esta corriente de estabilización como se muestra en la figura 3.6.

Figura 3.5 –Operación de la Protección Diferencial

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

tener en cuenta lo siguiente:

87G-87GN

87U


COES – 2014 30

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

en las corrientes de fase como consecuencia de las corrientes de magnetización. Esto

determina una zona de pendiente cero.

Se debe tener en cuenta cualquier posible error por las diferentes relaciones de

transformación de los transformadores de corriente. Esto determina una zona, hasta

aproximadamente la corriente nominal del generador, con una pendiente para tomar

en cuenta estos errores. Valores entre 10% - 20% son usuales.

Se debe considerar cualquier error debido a la operación de los transformadores de

corriente en su zona de saturación. Para ello se debe considerar una falla externa

cercana al generador. Esto determina una tercera zona con una pendiente que impida

cualquier falsa operación por esta causa.

Una cuarta zona se puede considerar para corrientes diferenciales elevadas que

corresponden a fallas en bornes del generador. Este criterio se aplica para corrientes

diferenciales entre el 300% - 700% de la corriente nominal.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION

Al producirse una falla se debe dar la apertura del interruptor del grupo y se debe hacer una

parada de emergencia del motor primo.

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

b) Cortocircuito entre espiras


Esta falla se produce cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico del

mismo y ocasiona un cortocircuito entre espiras. Como consecuencia de la falla se puede

producir una propagación de la misma y hasta causar un incendio en la máquina.

PRINCIPIO DE DETECCION (87GTT)

La mayoría de los Generadores tiene un bobinado en cada fase y no será posible tener una

protección dedicada a esta falla, la cual requiere, para su detección, que el generador tenga

por lo menos dos bobinados en cada fase. Un bobinado dividido en dos partes iguales

significa que se tiene corrientes iguales en cada rama en paralelo; luego, una diferencia en

estas corrientes indica que hay una falla entre espiras.


Al producirse una falla se debe dar la apertura del interruptor del generador y se debe hacer

una parada de emergencia del motor primo.

Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada.

3.3.2 Falla a Tierra en las instalaciones a la tensión de generación


Esta falla se produce por contacto a tierra sea en el propio generador o cualquier punto

externo en el sistema conectado a la tensión del generador como son los bobinados de media

tensión del Transformador de Potencia y del Transformador de Servicios Auxiliares, así como

todas las conexiones en media tensión existentes en la Central.

Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar

incendio en las instalaciones.


COES – 2014 31


Para la detección de esta falla se debe medir la corriente que fluye por el neutro del generador,

la cual se usa directamente como indicador de falla; o alternativamente, se mide la tensión que

esta corriente determina en el neutro del generador, de acuerdo a la configuración que se haya

definido para la puesta a tierra del neutro del generador.

Si se tiene Puesta a Tierra de Baja Impedancia con una Resistencia se puede medir la

Corriente Homopolar; pero, si se tiene una Puesta a Tierra de Alta Impedancia con un

Transformador se puede medir la tensión que se genera en una Resistencia de Carga

conectada en su secundario; e incluso, se puede medir la corriente en este circuito secundario.

Ver la figura 3.6.

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


Al producirse una falla se debe dar la apertura del interruptor del grupo y se debe hacer una

parada de emergencia del motor primo.

Es necesario contar con la indicación del tipo de falla.

3.3.3 Fallas por Cortocircuito en un Transformador de Potencia



produce algún daño físico del mismo. Como consecuencia de la falla se puede producir una

propagación de la misma y hasta causar incendio en la máquina.




la corriente de cada fase a la entrada y la salida del Transformador, así como la corriente

residual en el neutro del lado de alta tensión. Ver la figura 3.4.

El principio es el mismo que el descrito para el Generador; pero, se debe considerar que

existen varios aspectos adicionales que son:

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

hay que homogeneizar; pero, sobre todo, la relación no es siempre la misma si se

tienen diferentes tomas o gradines (taps) en el lado de alta tensión.

50N51N 59N

51N

50N51N 59N

51N


COES – 2014 32

Al momento de su energización el transformador tiene una alta corriente de inserción,

la cual sirve para magnetizarlo y provoca una fuerte diferencia de corrientes entre

ambos extremos de la zona protegida. También existe una pequeña corriente de

magnetización permanente que implica una pequeña diferencia, la cual es también

constante, pero no es por causa de una falla.

Debido a las distintas conexiones trifásicas en el lado de alta tensión, se tiene un

desfasaje de las corrientes en ambos extremos de la zona protegida que es causa de

una diferencia en los valores instantáneos de las corrientes.

Figura 3.7

Protección Diferencial

del Transformador de

Potencia


Al producirse una falla se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al mismo tiempo se

debe proceder con una parada de emergencia del motor primo (o de los motores primos) que

sean impedidos de seguir entregando energía al sistema como consecuencia de la desconexión

del sistema.


3.3.4 Fallas por Cortocircuito en los Servicios Auxiliares


Una falla en el Transformador de Servicios Auxiliares afectará directamente al Generador por

estar conectado directamente al mismo ocasionando una alta corriente de falla. En cambio,

una falla en los circuitos de los auxiliares será de un valor reducido por la impedancia del

Transformador de Servicios Auxiliares. Por tal motivo, por su relevancia, lo importante es

proteger a este Transformador.


Para la detección de fallas en el Transformador de Servicios Auxiliares se puede utilizar el

mismo principio diferencial; o alternativamente se puede considerar una Protección

Diferencial de Unidad que incluya al Generador, el Transformador de Potencia y al

Transformador de Servicios Auxiliares. Ver la figura 3.8.


Al producirse una falla en el Transformador de Servicios Auxiliares se debe dar la apertura

del lado de alta tensión del grupo; y al mismo tiempo, se debe proceder con una parada de

emergencia del correspondiente motor primo.


COES – 2014 33

87TS.A

87T

CONEXIONALTERNATIVA

CT’S AUX

87TS.A

87T

CONEXIONALTERNATIVA

CT’S AUX


Figura 3.8 Protección del

Transformador de Servicios

Auxiliares

3.3.5 Fallas por Cortocircuito en Barras


Los cortocircuitos en las Barras de Alta Tensión afectarán directamente todos los Generadores

conectados a dicha barra, ocasionando una alta corriente de falla. Como la falla se produce en

un aislamiento en aire no se produce mayores daños en la instalación; pero, las altas corrientes

de cortocircuito ocasionan exigencias térmicas y mecánicas en los generadores.


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

debe poder identificar la barra fallada para proceder a aislar sólo la barra fallada.

En el capítulo de Protección de las Subestaciones se explica con mayor detalle la Protección

Diferencial de Barras.


Al producirse una falla se debe desconectar todos los grupos conectados a la barra fallada. Por

tal motivo, si la Central tiene doble barra debe despachar la energía en dos bloques a fin de

evitar una salida de servicio de toda la central.


3.4 Requerimientos de Protección por Condiciones Anormales del Sistema

3.4.1 Cortocircuito externo a la Central


Los cortocircuitos externos afectan a los Generadores en la medida que no sean despejados en

un tiempo corto. Estas fallas serán más perjudiciales a las máquinas, a medida que se

encuentren más cerca de la Central; y en este caso, provocarán un perfil de tensiones hasta


COES – 2014 34

cero en el punto de falla. Esto significa que en los bornes mismos del Generador se tendrá

una tensión reducida por la caída de tensión en la impedancia propia de la máquina.


Las Barras a las cuales se conecta la Central cuentan con una protección especial; de la misma

manera, todas las Líneas de Transmisión a la salida de la Central cuentan con sus respectivas

protecciones con suficiente redundancia y respaldo, por lo que no es necesaria ninguna

protección dedicada adicional. Sin embargo, como complemento, se considera lo siguiente:

Un Relé de Mínima Impedancia (21) que permita eliminar el aporte de cada máquina

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

se emplea, como alternativa, un Relé de Sobrecorriente con aceleración por reducción

de la tensión (Overcurrent with Voltage Restraint). En la figura 3.9 se muestra las

conexiones de estos relés.

Figura 3.9 – Protecciones contra Cortocircuitos

Un Relé de Sobrecorriente (51) en el punto conexión al sistema de potencia; es decir,

en el lado de alta tensión del Transformador de Potencia con la finalidad de eliminar

el aporte de cada máquina a la falla cuando no haya sido despejada por las

protecciones de las Barras o de las Líneas, según sea el caso. Este Relé se puede

complementar con un Relé de Sobrecorriente a Tierra (51N) en el neutro del

Transformador de Potencia. Ver Figura 3.9. Las corrientes que miden estos relés son

el aporte del grupo generador a las corrientes de falla, ya que la corriente de falla total

tiene el aporte de las varias contribuciones del sistema como se puede ver en la figura

3.10.

Figura 3.10 – Protecciones contra Cortocircuitos

2151V 51

TN

512151V 51

TN

51

IF5

IF5

IF5 IF2

IF1

IFtotIF5IF5

IF5IF5

IF5 IF2

IF1

IFtot


COES – 2014 35


Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al

mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo.

Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseados que hayan

sido alcanzados.

3.4.2 Sobrecarga


La sobrecarga de un Generador se produce como parte de su normal operación y tiene como

limitación su propia capacidad. En la sobrecarga se debe considerar la potencia aparente que

esta vinculada a la potencia total, activa y reactiva. Para ello, se definen dos niveles:

El funcionamiento a régimen nominal que incluye la posibilidad de una sobrecarga

permanente. Bajo esta condición el grupo puede admitir una sobrecarga, pero que no

suele usarse porque corresponde a una exigencia que acorta la vida útil de la máquina.

La Sobrecarga transitoria que admite la máquina durante un corto periodo. La norma

ANSI C50.13 establece los porcentajes de sobrecarga que deben admitir los

Generadores. Ver Tabla 3.1.

Tabla 3.1 – Capacidad de Sobrecarga de Generadores

Corriente (% de In)

226 154 130 116

Tiempo (segundos)

10 30 60 120


Para la detección de una sobrecarga se establece una característica de corriente – tiempo

debajo de la establecida por la norma y se verifica que no se exceda este límite.

Se debe considerar que en una operación de la máquina existe una carga variable por lo que el

estado de la máquina no será el mismo al tomar una sobrecarga habiendo estado a media

carga nominal que después de estar operando a plena carga. Por tal motivo, modernamente se

emplea un Relé que hace el seguimiento de la curva de carga del fabricante de la máquina, de

manera que cuando la medida de la intensidad supera la máxima permanente se inicia un

conteo proporcional a la constante de calentamiento y con un totalizador proporcional al

punto de la curva que se haya alcanzado. Si desaparece la sobrecarga, se inicia un conteo

hacia atrás. Este Relé permite obtener características de disparo por altas temperaturas en el

estator y el rotor, mediante la simulación de la evolución térmica de la máquina.





sido alcanzados.

3.4.3 Carga No Balanceada



COES – 2014 36

Hay una serie de condiciones que pueden ocasionar corrientes desiguales en las tres fases de

un Generador. La causa más común son las asimetrías como son las cargas no balanceadas,

las líneas no transpuestas o circuitos abiertos en una fase.

En todos los casos se producen corrientes de secuencia negativa que provocan corrientes en la

máquina del doble de la frecuencia nominal. Estas corrientes por su alta frecuencia pueden

ocasionar altas y peligrosas temperaturas en corto tiempo.


Para la detección de esta condición anormal del sistema se mide la corriente de secuencia

negativa con la finalidad de determinar si supera los límites definidos en la norma ANSI

C50.13 que están indicados en la tabla 3.2.

Estos límites son válidos siempre que la corriente máxima del Generador no supere el 105%

de su valor nominal; y además, no se sobrepase la potencia nominal.

Tabla 3.2 – Corriente de Secuencia Negativa Admisible

Tipo de Generador Corriente de Secuencia

Negativa (% de In)

Rotor

Cilíndrico

Refrigeración indirecta 10

Refrigeración

directa

0 – 960 MVA 8

960 – 1200 MVA 6

1201 – 1500 MVA 5

Polos Salientes Con arrollamiento amortiguador 10

Sin arrollamiento amortiguador 5

Para la verificación de estos límites se utiliza un Relé de Secuencia Negativa con umbrales de

tiempo; o alternativamente, se utiliza una característica de tiempo inverso.





sido alcanzados.

3.4.4 Pérdida de Sincronismo del Generador


La inestabilidad del Generador puede ser causada por tiempos prolongados de despeje de

fallas, baja tensión del sistema, baja excitación de la máquina, alta impedancia entre el

generador y el sistema, así como por maniobras de desconexión de líneas. Cuando un

Generador pierde sincronismo resultan altos picos de corriente o una operación de

desplazamiento de la frecuencia que causa solicitaciones a los arrollamientos, torques

pulsantes en la máquina y hasta puede producirse una resonancia que es potencialmente

peligrosa para el Generador. Para minimizar la posibilidad de daño por esta causa, el

Generador debería ser desconectado sin demora, preferentemente durante el primer ciclo del

deslizamiento o la condición de Pérdida de Sincronismo.

El Relé de Pérdida de Excitación, por su característica de Impedancia, puede proveer algún

grado de protección para esta condición indeseada; pero, no puede detectar la Pérdida de

Sincronismo bajo todas las condiciones de operación del sistema. En consecuencia, si durante

una Pérdida de Sincronismo el centro eléctrico está ubicado en la región que comprende la


COES – 2014 37

impedancia del Transformador de Potencia y el Generador, se requiere una protección

dedicada a la Pérdida de Sincronismo de la máquina.


Para detectar la Pérdida de Sincronismo se debe analizar la variación de la impedancia

aparente como es vista en los terminales de los elementos del sistema. Durante una Pérdida de

Sincronismo entre dos áreas o entre un Generador y un Sistema, la impedancia aparente

(como es vista en una línea o en los terminales del generador) variará como una función de la

impedancia del generador y del sistema, y la separación angular entre los sistemas.

En la figura 3.11 se muestra, para una pérdida de sincronismo del generador, la variación de la

impedancia como es vista desde los terminales de la máquina para tres diferentes impedancias

del sistema. El punto P es la impedancia de carga inicial, el punto S es la impedancia al

momento del cortocircuito y el punto R es la impedancia al instante de despejar la falla. En

todos los casos, la inestabilidad fue causada por el prologado despeje de una falla trifásica

cercana a los bornes del lado de alta tensión del transformador elevador. Los lugares

geométricos de la variación de la impedancia son aproximadamente circulares que se mueven

en el sentido contrario a las manecillas del reloj.

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

El esquema básico para la detección de la pérdida de sincronismo de un generador es uno

denominado de simple anteojera (single blinder scheme) y está constituido por un Relé con

característica Mho que se utiliza con dos recortes laterales (blinders) a manera de visera. De

esta manera, cuando se detecta que el lugar geométrico de la impedancia aparente atraviesa

esta zona es porque se produce la pérdida de sincronismo, conforme se puede apreciar en la

figura 3.12. Si se produce una entrada parcial; es decir, que no atraviesa esta zona, es porque

se trata de una oscilación de potencia que no implica pérdida de sincronismo.

ZsysXt = Transformer ReactanceX’d = Gen. Transient Reactance

Xt P

X’d

Zsys = .4

Zsys = .2

Zsys = .06

0.8 0.4 -X 0.4 0.8

-R R

X

2.4

2.0

1.6

1.2

0.8

0.4

0.4

ZsysXt = Transformer ReactanceX’d = Gen. Transient Reactance

Xt P

X’d

Zsys = .4

Zsys = .2

Zsys = .06

0.8 0.4 -X 0.4 0.8

-R R

X

2.4

2.0

1.6

1.2

0.8

0.4

0.4


COES – 2014 38




Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores que hayan sido

alcanzados.

Figura 3.12

Esquema de Protección de

Pérdida de Sincronismo

Single Blinder Scheme

3.5 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de los Equipos

3.5.1 Sobretensiones del Generador


Un rechazo de carga puede embalar a la máquina hasta el 200% de su velocidad nominal; y

bajo esta condición, la relación Tensión/Frecuencia (V/Hz) puede no ser excesiva, pero la

tensión generada en forma sostenida puede superar los límites permisibles por la máquina. En

general, este no es un problema de las máquinas térmicas porque sus sistemas de control de

velocidad y de tensión tienen una rápida respuesta; pero, suele presentarse en los

hidrogeneradores en los cuales puede ocurrir una Sobretensión sin necesidad de exceder los

límites de la relación Tensión/Frecuencia de la máquina.

También puede presentarse una Sobretensión si hubiese un funcionamiento anormal o una

falla del Regulador de Tensión.


Para detectar la condición indeseada se utiliza un Relé de Tensión ajustado a los límites

permisibles.



mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo (o de los

motores primos) que sean impedidos de seguir entregando energía al sistema como

consecuencia de la desconexión del sistema.

Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores de tensión alcanzados.

SYSTEM

TRANS

MHOELEMENT

BLINDERELEMENTS

GENX’d

ELEMENTPICKUP

ELEMENTPICKUP

A B

C

A B

MHF

R

D

X

NP

O

G

SYSTEM

TRANS

MHOELEMENT

BLINDERELEMENTS

GENX’d

ELEMENTPICKUP

ELEMENTPICKUP

A B

C

A B

MHF

R

D

X

NP

O

G


COES – 2014 39

3.5.2 Sobreexcitación del Generador y/o Transformador


Las normas ANSI para Generadores y Transformadores establecen que deben operar

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

siguientes condiciones simultáneas:

Con la relación Voltios/Hertz no mayor de 1.05

Con un Factor de Potencia mayor del 80%

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

Cuando la relación Voltios/Hertz supera el valor de 1.05 se produce un incremento del Flujo

Magnético de diseño de la máquina; y si es mayor, se puede producir la saturación del núcleo

magnético. Como consecuencia de ello, se producen calentamientos excesivos en el

Generador y/o Transformador, lo que puede causar una falla del aislamiento.

Una causa de la excesiva relación Voltios/Hertz es la operación del Generador durante el

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

Sobreexcitación cuando se produce un rechazo de carga, el cual deja conectadas a la Central a

las Líneas de Transmisión en vacío.


Para detectar esta condición indeseada se mide la relación Voltios/Hertz. Se puede establecer

umbrales de actuación o adoptar una característica de tiempo inverso.





sido alcanzados.

3.5.3 Motorización del Generador


La motorización del generador ocurre cuando la máquina recibe energía activa del sistema y

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

producir como consecuencia de la pérdida de energía en el motor primo.

Esta condición indeseada de funcionamiento de la máquina afecta de manera diferente a los

distintos motores primos, según su naturaleza, como se indica:

Entre las máquinas térmicas, en las turbinas de vapor y de gas los efectos de la

motorización provocan mayores perjuicios. En los motores diesel existe el peligro de

explosión.

Entre las turbinas hidráulicas, las Kaplan son las más afectadas, las Francis son menos

sensibles y las Pelton casi no son afectadas por este fenómeno.

Se debe considerar que el Generador puede recibir energía del sistema cuando se produce la

sincronización de la máquina con el sistema; es decir, se puede llegar a una motorización

durante esta maniobra. Sin embargo, esta es una situación transitoria y no es una condición

indeseada de la máquina.


Para detectar la motorización se utiliza un Relé Direccional de Potencia, el cual debe

discriminar la condición indeseada de aquella que es momentánea debido a posibles

oscilaciones de potencia como ocurre durante la sincronización de la máquina.


COES – 2014 40




Es necesario contar con la indicación del tipo de evento y de los valores indeseados que hayan

sido alcanzados.

3.5.4 Pérdida de Excitación del Generador


La pérdida de excitación de un Generador puede ser causada por diversas circunstancias como

son: falla del sistema de excitación, pérdida de suministro al circuito de excitación, apertura

accidental del interruptor de campo, o cuando se abre el circuito de excitación.

Cualquiera que sea la causa, una pérdida de excitación constituye una condición indeseada

que puede afectar al sistema y a la misma máquina, ya que el Generador empieza a tomar

potencia reactiva del sistema y tiende a embalarse. Esta situación será más crítica cuanto

mayor haya sido la potencia que estuvo generando; y en el caso de haber estado operando a

plena carga, las corrientes en el estator y el campo pueden llegar a ser el doble de los valores

nominales, con los consiguientes mayores esfuerzos térmicos y mecánicos. Además de ello, al

embalarse el Generador es probable que se pierda el sincronismo, afectando al sistema.


Para detectar esta condición indeseada lo más usual es medir la Impedancia del sistema en los

bornes del Generador con la finalidad de determinar si la máquina se comporta como una

Reactancia Capacitiva.

En la figura 3.13 se muestra la variación de la Impedancia vista en los bornes del Generador.

El punto C representa la operación a plana carga y al perderse la excitación la Impedancia se

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

perderse la excitación la Impedancia se mueve al punto G.

Figura 3.13

Comportamien

to de la

Impedancia

con la Pérdida

de Excitación

En función de lo expuesto, la protección se realiza con un Relé tipo Mho, desplazado del

origen un valor igual a la mitad de la Reactancia Transitoria del Generador, con dos zonas de

operación. Para mayor detalle, ver la figura 3.14.




Es necesario contar con la indicación del tipo de falla.

R

-R

X

-x

0.5

1.0

2.0

1.0 2.0 3.0

C

E

D

G

LXd

F (b)

(a)

R

-R

X

-x

0.5

1.0

2.0

1.0 2.0 3.0

C

E

D

G

LXd

F (b)

(a)


COES – 2014 41

Figura 3.14

Protección de Pérdida

de Excitación del

Generador

3.5.5 Frecuencias anormales en el Generador


La operación de los Generadores a frecuencias anormales resulta generalmente de rechazos de

carga total o parcial, lo cual produce sobrefrecuencia; o de sobrecarga, lo que produce baja

de frecuencia.

La situación más crítica corresponde a la sobrecarga que reduce la frecuencia, lo que ocasiona

una reducción de la capacidad de suministro del grupo generador. Esta reducción es en cierta

medida, proporcional a la reducción de la frecuencia y ocurre precisamente cuando el grupo

esta siendo sobrecargado.


Para detectar esta condición indeseada se mide la frecuencia de operación con la finalidad de

determinar la capacidad admisible de la máquina. En la figura 3.15 se muestra una curva

típica de la capacidad de generación a frecuencia reducida

MFR2 y MFR1 son curvas para

generadores de dos polos y

cuatro polos

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

+X

-X

+R-R

OFFSET = X’d/2

DIAMETER = 1.0 P.U.

DIAMETER = Xd

+X

-X

+R-R

OFFSET = X’d/2

DIAMETER = 1.0 P.U.

DIAMETER = Xd

92 93 94 95 96 97 98 99 100

88

90

92

94

96

98

100

FREQUENCY IN PERCENT

MA

XIM

UM

KV

A I

N P

ER

CE

NT

MRF 1

MRF 2

92 93 94 95 96 97 98 99 100

88

90

92

94

96

98

100


MA

XIM

UM

KV

A I

N P

ER

CE

NT

MRF 1

MRF 2


COES – 2014 42





sido alcanzados.



Cuando un Relé de Protección ha dado la orden de apertura de un Interruptor existe el peligro

de que no se produzca la apertura del circuito por falla del Interruptor en efectuar dicha

maniobra. En esta situación, dada la condición de falla, no se debe demorar la apertura del

circuito, por lo que es necesario un esquema de protección para prevenir la Falla del

Interruptor. Esta falla se puede producir por diversas razones como son:

Falla del cableado de control

Falla de las Bobinas de Apertura

Falla del mecanismo propio del interruptor

Falla del Interruptor al extinguir el arco dentro del equipo


El principio de detección se basa en la medición de la corriente que circula por el interruptor,

la cual debe ser cero al haberse efectuado la apertura exitosa del circuito, después de un

mando de apertura por protecciones.


Al producirse una Falla de Interruptor se debe proceder de la siguiente manera:

En primera instancia se debe efectuar una orden de apertura a ambas Bobinas de

Apertura del Interruptor.

En segunda instancia se debe proceder con la apertura de los Interruptores vecinos de

manera que se pueda obtener la apertura del circuito deseado, al mismo tiempo que se

consigue aislar al Interruptor fallado.

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

fallado hasta detectar la causa de la falla.

3.7 Definición de las Protecciones en las Centrales Eléctricas

Las Protecciones de las Centrales deben ser efectuadas con Relés Multifunción, los cuales

deben ser aplicados en bloques diferenciando lo siguiente:

Protecciones del Generador

Protecciones de los Transformadores

Protecciones de los Equipos de Alta Tensión (Sistema de Barras).

Asimismo, las protecciones serán segregadas para distinguir lo siguiente:

Protecciones Principales, las cuales deben ser conectadas a un juego de

Transformadores de Corriente y Tensión.

Protecciones Redundantes y de Respaldo, las cuales deben ser conectadas a un juego

diferente de Transformadores de Corriente y Tensión de los utilizados por las

Protecciones Principales.


COES – 2014 43

Las Protecciones de Falla de Interruptor se aplicarán junto con la Protección de Barras. Si no

hubiese esta protección, por la naturaleza del sistema de barras, su aplicación será parte de la

Protección de Respaldo de cada equipo.

Por otra parte, sobre la base de esta segregación se procederá a definir las tensiones de

alimentación a las protecciones en corriente continua de la siguiente manera:

Sistema 1 de Corriente Continua Rectificador-Batería

Protecciones Propias de los Equipos


Falla interruptor




Falla interruptor

Adicionalmente a las Protecciones mencionadas, se debe considerar la utilización de

dispositivos de protección preventiva para el Generador y el Transformador de Potencia. En

particular, se considera que se debe supervisar, por lo menos, las temperaturas y las corrientes

del Generador y el Transformador de Potencia.

3.8 Requisitos Mínimos de Protección de las Centrales Eléctricas

Los Requisitos Mínimos de Protección para las Centrales Eléctricas se establecen según las

potencias de los grupos. En tal sentido se define los siguientes rangos para las unidades de

generación:

Mini Centrales Grupos con Potencia menor que 1 MVA

Grupos Pequeños Potencia mayor o igual a 1 MVA y menor que 5 MVA

Grupos Medianos Potencia mayor o igual a 5 MVA y menor que 50 MVA

Grupos Grandes Potencia mayor o igual a 50 MVA

En el Plano RP-CE-01 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas para

los grupos pequeños. Se ha considerado como esquema general de la central la de varias

unidades en paralelo con solo un transformador, que es el esquema más usual para estos

grupos.


los grupos medianos. Se ha considerado como esquema general de la central dos grupos

conectados a un único transformador elevador, que es el esquema más usual para estos

grupos.


los grupos grandes. Se ha considerado como esquema general de la central la conexión

generador–transformador, ya que es el esquema más usual para estos casos que es el esquema

más usual para estos grupos.


COES – 2014 44

GE

GE

GE

50/51

32 27/59

40 81-O

81-U4664R

51V

49 51N

49

G-01 G-02 G-03

PROTECCIONES

IGUALES A LAS

DEL G-01

PROTECCIONES

IGUALES A LAS

DEL G-01

SS.AA

49

63

71

87T

50 51 51N

51 67

49 63 71

50 51 50N

87T

LEYENDA

27 Protección de Mínima Tensión

32 Protección de Inversión de Potencia

40 Protección de Perdida de Excitación

46 Protección de Corriente de Secuencia Negativa

49 Protección Térmica

50 Protección de Sobrecorriente Instantanea

51 Protección de Sobrecorriente Temporizada

51N Protección de Sobrecorriente Homopolar

51V Protección de Sobrecorriente Cont. por tensión

59 Protección de Sobretensión

63 Protección de Flujo y Sobrepresión (Buchholz)

64R Protección de puesta a tierra del rotor

67 Protección de Sobrecorriente Direccional71 Protección de Nivel de Aceite

81-O Protección de Sobre-frecuencia

81-U Protección de Sub-frecuencia

87G Protección de Diferencial del Generador

87T Protección de Diferencial del Transformador

REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

20/11/02 R.T.A.

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--

RP - CE - 01DOCUMENTO N°:

16/11/05

16/11/05

16/11/05

16/11/05

FECHA

R. TAFURDIBUJO

L VALDIVIA

L VALDIVIA

L VALDIVIAAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

CONTRATISTA:

LUIS VALDIVIA

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE

CENTRAL CON GRUPOS PEQUEÑOSSISTEMA DE PROTECCION

B ACTUALIZACION AÑO 2008

51N 46

25

87G

25 Sincronismo

50N Protección de Sobrecorriente Homopolar Inst.


COES – 2014 45

GE

G E

27/59

32 24

81-O40

87G

46

49

81-U

49

87GN

G-01 G-02

PROTECCIONES

IGUALES A LAS

DEL G-01

SS.AA

87T

50 51 51N

51 46

49 63 71

87T

LEYENDA













67 Protección de Sobrecorriente Direccional

71 Protección de Nivel de Aceite




87GN Protección de Difl del Gen. Rest. A Tierra


REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

20/11/02 R.T.A.

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--


16/11/05

16/11/05

16/11/05

16/11/05

FECHA

R. TAFURDIBUJO

L VALDIVIA

L VALDIVIA

L VALDIVIAAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

CONTRATISTA:

LUIS VALDIVIA

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE

CENTRAL CON GRUPOS MEDIANOSSISTEMA DE PROTECCION


27/59

24

81-O

81-U46

40

32

51V59N

64R

NA NC

24 Protección de Volt/Hz

59N Protección Sobretensión neutro (falla a tierra)

67

25

25 Sincronismo


COES – 2014 46

GE

49

27/59

32

24 81-O

40

87G

46

49

81-U

87GN

G-01

SS.AA

51A

87U

49 63 71

87T

LEYENDA














71 Protección de Nivel de Aceite




87GN Protección de Difl del Gen. Rest. A Tierra


REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

20/11/02 R.T.A.

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--


16/11/05

16/11/05

16/11/05

16/11/05

FECHA

R. TAFURDIBUJO

L VALDIVIA

L VALDIVIA

L VALDIVIAAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

CONTRATISTA:

LUIS VALDIVIA

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE

CENTRAL CON GRUPOS GRANDESSISTEMA DE PROTECCION


27/59 24 81-O 81-U

464032

7859N64R

59N Protección Sobretensión neutro (falla a tierra)

49 63 71

87A

51AN

51U

51N

51T

21

PROTECCION

DE BARRA

21 Protección de Impendacia

25

78 Protección de Perdida de paso

24 Protección de de Volt/Hz25 Sincronismo


COES - 2014

Capítulo 4 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION

PARA LAS SUBESTACIONES


Tal como ha sido definido, el SEP tiene por finalidad garantizar el suministro regular de

energía eléctrica cumpliendo con los niveles de calidad

establecidos en la norma técnica

correspondiente. Esto representa un reto ya que se debe mantener la continuidad del servicio,

a pesar solicitaciones de Sobretensiones y/o Sobrecorrientes que se presentan en la operación

del sistema de potencia, las cuales pueden ser peligrosas para su funcionamiento, afectando

sus instalaciones y provocando la desconexión de todo o una parte de las mismas, con lo cual

se deja de atender la demanda. Por tal motivo, en las Subestaciones de Alta Tensión se

requiere contar con un Sistema de Protección que permita:

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


preventivas que permitan minimizar su impacto en los equipos de la subestación.

3. Detectar el estado inapropiado de los equipos de la subestación con la finalidad de

tomar las acciones conducentes a evitar perturbaciones en el sistema.

A continuación se presentan los Requisitos Mínimos de Protección que deben ser aplicados en

las Subestaciones de Alta Tensión, de manera de atender los requerimientos de la operación

del SEP. Se debe aclarar que no se incluye todas las necesidades de protección de los equipos

e instalaciones que incorpora el fabricante, las cuales deben ser definidas según los criterios

de diseño de cada proyecto y siguiendo sus recomendaciones, las cuales usualmente están

vinculadas a las garantías que ellos otorgan. Sin perjuicio de lo antes dicho, los

requerimientos de protección expuestos serán los requisitos mínimos para las protecciones.

4.2 Esquema General de las Subestaciones

La selección de la protección de una subestación está determinada por su esquema eléctrico

general, el cual establece su conexión al SEP, así como la provisión de sus servicios

auxiliares. La selección de este esquema depende de los criterios de diseño del proyecto y de

la operación prevista para la subestación.

Una Subestación de Alta Tensión comprende una o más barras del sistema de potencia donde

se conectan los demás componentes de la red que son las unidades de generación, las cargas y

las líneas de transmisión. También se conectan a las barras de las subestaciones equipos de

compensación reactiva como son los reactores, los capacitores y los equipos de compensación

estática (SVC). Cuando se tiene más de una barra, cada una corresponde a un nivel de tensión

diferente y se encuentran interconectadas por uno más transformadores o autotranformadores

en paralelo.

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

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


COES – 2014 48

Subestaciones de Interconexión cuando el sentido del flujo de potencia activa puede

ser bidireccional en los transformadores. En este caso, existe generación en ambos

extremos de los equipos, los cuales pueden alimentar una falla en la subestación.

Subestaciones de alimentación radial cuando el flujo de potencia activa sólo tiene una

dirección, debido a que sólo se tiene generación en un lado de la subestación.

Generalmente es en el sentido de la mayor a la menor tensión porque se reduce la

tensión para la subtransmisión o distribución. En este caso, para una falla en la

subestación sólo se tiene una alimentación radial a la misma.

En forma general se puede considerar que una subestación está compuesta por una barra de un

nivel de tensión del sistema de potencia, en la cual se efectúa la maniobra de los circuitos que

se conectan a la misma. También se puede tener barras de otros niveles de tensión

interconectados por uno más transformadores o autotranformadores en paralelo,

constituyéndose así una subestación más compleja. En la figura 4.1 se muestra un típico

Esquema General de esta clase de Subestaciones.

.

Figura 4.1 – Esquema General de una Subestación de Interconexión

Las conexiones trifásicas de los transformadores se seleccionan según el criterio de proyecto y

dependen del tipo de Subestación. En general, se puede considerar lo siguiente:

Lineas de Transmisión

Transformadores o

Autotransformadores

En Paralelo


BARRA DE TENSION AT2

Compensacion

En Serie

Compensación

En derivación


Servicios Auxiliares

Banco de Capacitores

Reactores de Compensación

Equipos SVC

Distribución

BARRA DE TENSION MT


Transformadores o

Autotransformadores

En Paralelo



Compensacion

En Serie

Compensación

En derivación


Servicios Auxiliares

Banco de Capacitores

Reactores de Compensación

Equipos SVC

Distribución

BARRA DE TENSION MT


COES – 2014 49

En Subestaciones de Interconexión se tiene Autotransformadores o Transformadores

con conexión en Estrella – Estrella – Delta (en el terciario), estando ambas estrellas

con su neutro puesto a tierra.

En Subestaciones de alimentación radial se puede tener solamente dos barras y en este

caso las conexiones preferidas son Delta – Estrella con el neutro puesto a tierra, De

esta manera, el lado de la fuente del sistema queda con conexión en delta mientras

que el lado de la carga queda con alimentación con el neutro a tierra. Si se tiene tres

barras, se utiliza el mismo criterio; es decir, el lado de la fuente en delta y los demás

en Estrella con el neutro puesto a tierra.

4.3 Sistema de Barras

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

circuitos de los componentes del sistema de potencia (generaciones, cargas y líneas de

transmisión) a la barra de la subestación. Existen varios esquemas y se pueden aplicar

diversas variantes según el criterio de diseño de la subestación; pero, los esquemas básicos

que son los más utilizados son los siguientes:

A. Barra Simple

B. Barra Simple con Barra de Transferencia

C. Barra Seccionada

D. Barra Doble

E. Barra Doble con Doble Interruptor

F. Barra Doble con Interruptor y Medio

G. Barra en Anillo

En las figuras 4.2, 4.3, 4.4, 4.5, 4.6, 4.7 y 4.8 están mostradas cada una de estas

configuraciones, mostrando la Protección de Barras delimitada por la posición de los

respectivos Transformadores de Corriente.

Figura 4.2 – Barra Simple y su Protección de Barras

87B87B


COES – 2014 50

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

Figura 4.4 – Barra Simple Seccionada con Interruptor Acoplador con sus dos

Protecciones de Barras

En la figura 4.5, se muestra la protección diferencial de barras para una configuración de

doble barras, en esta configuración es necesario la señal de posición de los seccionadores.

NO

NC

NO

NC

NO

NC

NO

NC NC

87B

BARRA DE TRANSFERENCIA

BARRA

PRINCIPAL

INTERRUPTOR DE

TRANSFERENCIA

NO

NC

NO

NC

NO

NC

NO

NC

NO

NC

NO

NC

NO

NC

NO

NC NC

87B87B

BARRA DE TRANSFERENCIA

BARRA

PRINCIPAL

INTERRUPTOR DE

TRANSFERENCIA

87B

BARRA1 BARRA2

BARRA2

87B

BARRA1

87B

BARRA1 BARRA2

BARRA2

87B

BARRA1


COES – 2014 51

Figura 4.5 – Barra Doble con sus dos Protecciones de Barras

Figura 4.6 – Barra Doble con sus dos Protecciones de Barras

87B

B

A

BARRA B

87BBARRA A

87B87B

B

A

BARRA B

87B87BBARRA A

BARRA A

BARRA B

87B BARRA A

87B BARRA B

BARRA A

BARRA B

87B BARRA A87B BARRA A87B87B BARRA A

87B BARRA B87B BARRA B87B87B BARRA B


COES – 2014 52

Figura 4.7 – Barra Doble con Interruptor y Medio con sus dos


Figura 4.8 – Barra en Anillo mostrando que las Protecciones de Barras

están incluidas en las Protecciones de los circuitos

BARRA A

BARRA B

87B BARRA A

87B BARRA B

BARRA A

BARRA B

87B BARRA A87B BARRA A87B87B BARRA A

87B BARRA B87B BARRA B87B87B BARRA B

L1

L1 L2

L2L1L1

L1 L2

L2L2


COES – 2014 53


4.4.1 Fallas por Cortocircuito en el Sistema de Barras


Esta falla se produce por contacto entre las fases o contacto a tierra por objetos extraños que

ocasionan la falla. Como la falla se produce normalmente en el aire y no en el aislamiento de

un equipo, no hay un daño físico; pero, como consecuencia de las altas corrientes de

cortocircuito, se producen esfuerzos térmicos y mecánicos importantes en todos los equipos

de la barra por esta causa. Si bien los equipos están diseñados para las magnitudes de las

corrientes que se producen, estas fallas resultan en una merma de la vida útil de los equipos.

Por esta razón, es deseable tener un sistema de protección con una alta velocidad de

operación, a fin de reducir el tiempo de duración de los cortocircuitos.

PRINCIPIO DE DETECCION (87B)

La detección se basa en el principio de la corriente diferencial, ya que la sumatoria de todas

las corrientes que se conectan a la barra debe ser cero. Existen dos metodologías que son:

Corriente Diferencial con Alta Impedancia Se evalúa la tensión sobre una Alta Impedancia a la cual se conectan todos los circuitos de la

Barra. Si la suma de las corrientes es cero no hay tensión en esta impedancia; luego, al

producirse una falla interna aparece una corriente diferencial que produce la tensión de

operación del Relé. Ver la figura 4.9. Este sistema es preferido por su seguridad frente a fallas

externas ya que se calcula para impedir una falsa actuación en este caso.

Diferencial Porcentual

Se determina la corriente diferencial como un porcentaje de la suma de las corrientes, de

manera de obtener la máxima sensibilidad. En la figura 4.10 se muestra la característica de

operación. A este sistema también se le denomina de Baja Impedancia en oposición al

anterior, ya que no se emplea ninguna Impedancia.

Figura 4.9 – Protección Diferencial de Alta Impedancia (Z)

52-452-352-252-1

HI-

Z

HI-

Z

HI-

Z86-1 86-2 86-3

A B C A B C A B C A B C

A

B

C

52-452-352-352-252-252-152-1

HI-

Z

HI-

Z

HI-

Z86-1 86-2 86-3

A B C A B C A B C A B C

A

B

C


COES – 2014 54

Figura 4.10 – Característica de la Protección Diferencial Porcentual

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA

Al producirse una falla en barras, se debe efectuar el disparo a todos los interruptores de la

barra fallada en forma instantánea; al mismo tiempo, se debe efectuar un bloqueo de cierre de

estos interruptores.

En el caso de la Doble Barra, se usa doble Relé, uno para cada barra, por lo que se debe

efectuar la apertura de los circuitos conectados a la barra fallada. La selección del circuito se

hace según la posición de los seccionadores de barra.

4.4.2 Fallas por Cortocircuito en un Transformador



produce algún daño físico del mismo. La falla puede ser en los bobinados, en el cambiador de

tomas o gradines (taps), en los aisladores pasatapas (bushings), o en el núcleo. También se

producen fallas en la caja de los terminales de las conexiones del cableado de control.


incendio en el transformador.





la corriente de cada fase a la entrada y la salida del Transformador.

Para la aplicación de esta protección existen varios aspectos que deben ser evaluados:

Se tiene diferentes relaciones de transformación en el lado de alta y baja tensión que

hay que homogeneizar; pero, sobre todo, la relación no es siempre la misma si en el

lado de alta tensión se tienen diferentes tomas o gradines (taps).


COES – 2014 55

Al momento de su energización el transformador tiene una alta corriente de inserción,

la cual sirve para magnetizarlo y provoca una fuerte diferencia de corrientes entre

ambos extremos de la zona protegida. También existe una pequeña corriente de

magnetización permanente que implica una pequeña diferencia, la cual es también

constante, pero no es causa de una falla.

Debido a las distintas conexiones trifásicas en el lado de alta tensión, se tiene un

desfasaje de las corrientes en ambos extremos de la zona protegida que es causa de

una diferencia en los valores instantáneos de las corrientes.

Un Transformador de Puesta a Tierra dentro de la protección diferencial constituye

una fuente de corrientes homopolares; y por tanto, será causa de una corriente

diferencial, a menos que se incluya algún filtro especial para estas corrientes.

Protección Diferencial Restringida a Tierra

Para la protección de los bobinados conectados en estrella se puede considerar la protección

diferencial restringida a tierra con la finalidad de tener una detección más sensible de estas

fallas. Ver la figura 4.11.

Figura 4.11 Protección Restringida a Tierra

Protección de Sobrecorriente La Protección de Sobrecorriente se puede aplicar para detectar las fallas en el transformador.

Por ser una protección que no es totalmente selectiva, cubre fallas externas al transformador y

en ambas direcciones, por lo que resulta una protección complementaria a las protecciones

totalmente selectivas como la protección diferencial.

Protección de Distancia La Protección de Distancia también puede aplicarse para detectar las fallas dentro del

transformador. Es una protección que no es totalmente selectiva ya que cubre fallas externas

al transformador, por lo que resulta una protección complementaria.


Al producirse una falla se debe dar la apertura de los dos o tres interruptores que conectan el

transformador al sistema de potencia; al mismo tiempo, se debe bloquear su cierre mediante

L1

L2

L3

L1

L2

L3

IL1

IL2

IL3

Isp 3Io’=Isp

3Io = IL1 + IL2 + IL3

L1

L2

L3

L1

L2

L3

IL1IL1

IL2IL2

IL3IL3

IspIsp 3Io’=Isp

3Io = IL1 + IL2 + IL3


COES – 2014 56

un relé auxiliar para impedir la reconexión hasta que se verifique la causa de la falla y que el

equipo esté en condiciones de ser nuevamente energizado.

Se debe identificar la falla y registrar la información de la misma.

4.4.3 Fallas por Cortocircuito en un Autotransformador


Las fallas que se presentan en estos equipos son las mismas que las que han sido mencionadas

para los Transformadores.


Protección Diferencial Para la detección de las fallas se utiliza la misma protección diferencial en los dos o tres

terminales del equipo, de manera que su aplicación es similar a la indicada para el

Transformador.

Protección Diferencial Restringida a Tierra

Debido a que se tiene los lados de alta y baja tensión con un neutro único, la protección

diferencial restringida a tierra debe ser aplicada en un solo bloque a todo el conjunto. De esta

manera se logra una protección más completa del equipo que la del caso de los

transformadores donde está limitada solamente al bobinado en estrella.

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

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


Al igual que en el caso del Transformador, al producirse una falla se debe dar la apertura de

los dos o tres Interruptores que conectan el Autotransformador al sistema de potencia; al

mismo tiempo, se debe bloquear su cierre mediante un relé auxiliar para impedir la

reconexión hasta que se verifique la causa de la falla y que el equipo está en condiciones de

ser nuevamente energizado.

Se debe identificar la falla y registrar los valores de la misma.


COES – 2014 57

Figura 4.12 – Protección de Autotransformadores

4.4.4 Fallas por Cortocircuito en un Reactor en Derivación

a) Cortocircuito entre fases y contacto a tierra



produce algún daño físico del mismo. La falla puede ser en los bobinados, en los aisladores

pasatapas (bushings), o en el núcleo. También se producen fallas en la caja de los terminales

de las conexiones del cableado de control.


incendio en el reactor.



El Relé de Protección Diferencial calculará la diferencia de las corrientes en cada fase, lo que

permitirá determinar que existe una falla entre fases. De la misma manera, la evaluación de la

diferencia entre la suma de las corrientes de fase entrando al Reactor y la corriente en el

neutro permitirá determinar que hay una falla a tierra.

Se requiere además que una falla externa no provoque una diferencia en el cálculo que

ocasione un disparo indeseado. Para ello, se usa como referencia la suma de las corrientes que

se le denomina la corriente de estabilización y la característica de operación del Relé será un

porcentaje de esta corriente de estabilización.

Protección de Sobrecorriente de Respaldo

Es conveniente utilizar la Protección de Sobrecorriente como un respaldo a la Protección

Diferencial; sin embargo, para su correcta aplicación se debe tener en cuenta lo siguiente:

Para una falla monofásica externa, cercana al Reactor, se produce una disminución de

la tensión que ocasiona un desbalance de las corrientes de fase.

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

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

Neutro.

51N5051

87TN

87T

51N

5051

5051

AT1

AT2

MT

51N5051

87TN

87T

51N51N

50515051

50515051

AT1

AT2

MT


COES – 2014 58

Para una falla monofásica interna cerca del neutro las corrientes en la entrada al

Reactor son similares a la corriente nominal y no pueden ser detectadas por los Relés

de Corriente Residual en el lado de alta tensión.


Al igual que en el caso del Transformador, al producirse una falla se debe dar la apertura del

Interruptor que conecta el Reactor al sistema de potencia; al mismo tiempo, se debe bloquear

su cierre mediante un relé auxiliar para impedir la reconexión hasta que se verifique la causa

de la falla y que el equipo esté en condiciones de ser nuevamente energizado.

Se debe identificar la falla y registrar su informacion.

b) Cortocircuito entre espiras


Esta falla se produce cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico del

mismo y ocasiona un cortocircuito entre espiras. Como consecuencia de la falla se puede

producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en el reactor.


Protección Diferencial de Bobinados Divididos

En este método de detección de la falla se requiere que el Reactor tenga por lo menos dos

bobinados en cada fase. Con un bobinado dividido en dos partes iguales se tiene corrientes

iguales en cada rama en paralelo; luego, una diferencia en estas corrientes indica que hay una

falla entre espiras. Este esquema requiere de Transformadores de Corriente dedicados a este

fin y usualmente están incorporados en el equipo.

Protección por Desbalance de Tensión

Al producirse un cortocircuito entre espiras se tendrá un desbalance de impedancias que

provocará un desbalance de tensiones y corrientes de fase en el Reactor; en consecuencia,

mediante un Relé Direccional de Corriente Homopolar mirando hacia el Reactor se puede

detectar esta falla. Ver la figura 4.13.

Figura 4.13 – Protección de Reactor en Derivación


COES – 2014 59


Al producirse una falla se debe dar la apertura del Interruptor que conecta el Reactor al

sistema de potencia; al mismo tiempo, se debe bloquear su cierre mediante un relé auxiliar

para impedir la reconexión hasta que se verifique la causa de la falla y que el equipo este en

condiciones de ser nuevamente energizado.

Se debe identificar la falla y registrar su información.

4.4.5 Fallas por Cortocircuito en un Banco de Capacitores

a) Cortocircuito en las Unidades


Cada Banco de capacitores está formado por un conjunto de unidades en paralelo, las cuales a

su vez se conectan en serie. Cada unidad viene en un tanque y suele ser a su vez un conjunto

de capacitores internos. Cuando el dieléctrico de los capacitores pierde sus propiedades se

empieza a producir un calentamiento que termina en una falla del correspondiente elemento y

para su protección se utiliza fusibles. Esta protección viene a ser una protección propia del

equipo, ya que es proporcionada por el fabricante. Al respecto se debe aclarar que existen las

tecnologías siguientes:

Fusibles Externos, donde cada unidad tiene su fusible instalado encima de la misma

unidad en forma expuesta. Cuando se produce una falla se pierde solo una unidad,

pero el resto del banco sigue funcionando.

Fusibles Internos, donde cada elemento interno cuenta con su propio fusible y la falla

de uno de estos componentes determina la actuación de su correspondiente fusible, lo

que implica que la unidad pierde su capacidad en forma gradual. En este caso se

pierde elementos, pero el resto del banco sigue funcionando. Ver la figura 4.14.

(1) Resistencia de Descarga interna

(2) Fusible interno

(3) Elemento de Capacitor dentro de la Unidad

Figura 4.14 – Capacitor con Fusibles internos

Cuando se produce un cortocircuito interno, los fusibles de protección actúan desconectando

al correspondiente elemento fallado. La corriente de falla proviene no solamente del sistema

sino también de las demás unidades que están en paralelo y que descargan sobre el elemento

fallado. Después de producirse la falla de un elemento, se produce un desbalance de tensiones,

lo que genera una sobretensión en las unidades que permanecen en servicio: De esta manera,

después de la desconexión de varios elementos se puede llegar a tener sobretensiones lo

suficientemente peligrosas para originar sobrecorrientes que pueden provocar más fallas en

otros elementos.


COES – 2014 60


La detección de las fallas de los elementos de un Banco de Capacitores depende de sus

conexiones trifásicas, las cuales se muestran en la figura 4.15. Las conexiones aceptadas son

las de Simple Estrella (c) y la Doble Estrella (d), ambas aisladas de tierra, para evitar

corrientes homopolares y/o armónicas a través del banco que son perjudiciales al equipo y al

sistema.

Figura 4.15 – Conexiones trifásicas de Bancos de Capacitores

Banco conectado en Estrella Aislada

Para la detección de una Sobretensión en las Unidades se mide la Tensión del corrimiento del

neutro por lo que se requiere un Relé de Sobretensión (59N) conectado a un transformador de

tensión en el neutro del banco conectado a tierra. Ver figura 4.16(b). También se puede usar el

esquema mostrado en la Figura 4.16(c). No son aceptables los esquemas mostrados en las

figuras 4.16(a) ni en 4.16(d) para evitar las puestas a tierra con baja impedancia.

Banco conectado en Doble Estrella Aislada

Para la detección de una Sobretensión en las Unidades se mide la Corriente entre los neutros

de ambas estrellas por lo que se requiere un Relé de Sobrecorriente (51N) conectado a un

transformador de corriente conectado entre los neutros de ambos bancos. Ver figura 4.17(a).

También se puede aceptar el esquema mostrado en la figura 4.17(b). Los esquemas mostrados

en las figuras 4.17(c) y en 4.17(d) no son aceptables.


Al detectarse sobretensiones peligrosas para los elementos del banco, como consecuencia de

la salida de varias unidades, se debe proceder con la apertura y el bloqueo de cierre del

Interruptor del Banco de Capacitores, con la finalidad de proceder a una inspección, y sobre

todo, con la reposición de los elementos fallados. Después de la inspección se procederá a

energizarlo, asegurando que no habrá sobretensiones en las unidades.

(a) (b) (c)

(d) (e)

(a) (b) (c)(a)(a) (b)(b) (c)(c)

(d)(d) (e)(e)


COES – 2014 61

Figura 4.16 – Protección de Banco de Capacitores en Estrella

Figura 4.17 – Protección de Banco de Capacitores de Doble Estrella

(a)

595959

59 N 86

VT

86

59 NSurge

Arrester

(b)

8659 NGap or

Surge

Arrester

(c)

(d)

86

59N

(a)

595959

59 N 86

VT

595959

59 N 86

VT

86

59 NSurge

Arrester

86

59 NSurge

Arrester

(b)

8659 NGap or

Surge

Arrester

8659 NGap or

Surge

Arrester

(c)

(d)

86

59N

86

59N

(b)

(c) (d)

(a)

CT

51N

VT

59N

87

VT59 N

(b)

(c) (d)

(a)

CT

51N

CT

51N

CT

51N

VT

59N

VT

59N

8787

VT59 N

VT59 N

VT59 N


COES – 2014 62

b) Cortocircuito entre fases


Aunque no es frecuente, suelen presentarse fallas entre fases las cuales pueden afectar a las

conexiones del banco de capacitores.


Para la detección de las sobrecorrientes se utiliza Relés de Sobrecorriente de Fase. Estos relés

de sobrecorriente deben ser sensibles a las armónicas.


Al detectarse una sobrecorriente en el banco se debe proceder con la apertura y el bloqueo de

cierre del Interruptor del Banco de Capacitores, con la finalidad de proceder a una inspección

que permita determinar el origen de la falla. Posteriormente se podrá proceder a energizarlo,

asegurando que no habrá sobretensiones en las unidades.

4.4.6 Fallas por Cortocircuito en el Transformador de Servicios Auxiliares


Una falla en el Transformador de Servicios Auxiliares afectará a la instalación a la cual se

conecta. En tal sentido, como se suele conectar al terciario (o a veces al secundario) de los

transformadores principales, se debe considerar una zona de protección independiente de la

que corresponde a estos equipos, con la finalidad de no interferir con la correcta operación del

equipamiento principal.


Para la detección de estas fallas se utiliza Relé de Sobrecorriente o Fusibles Rápidos que

aíslan al equipo fallado.


Se debe identificar la falla y dar señales de alarma. La falta de servicios en corriente alterna

no debe afectar el cabal funcionamiento de los servicios de corriente continua.

4.4.7 Puesta a tierra en el sistema de corriente continua


El sistema de corriente continua utilizado en las subestaciones es de polos aislados con el

punto medio puesto a tierra; por tal motivo, las fallas más frecuentes son la puesta a tierra de

uno de los polos.

Una falla en el sistema de corriente continua afecta el suministro de energía auxiliar a las

protecciones, el sistema de control y/o las alarmas. La falla no constituye un daño físico

grave, pero representa un gran riesgo para la buena operación del SEP.


Para la detección de los cortocircuitos entre polos se utiliza interruptores termomagnéticos.

Para la puesta a tierra de los polos se utiliza un Relé de Puesta a Tierra que detecta el

desbalance de las tensiones a tierra.


Se debe identificar la falla y dar señales de alarma.


COES – 2014 63


4.5.1 Cortocircuitos y fallas a tierra externos a los Transformadores

(o Autotransformadores)

DESCRIPCION Y RIESGOS

Los cortocircuitos externos a la subestación afectan a los equipos, principalmente a los

transformadores de potencia (o autotranformadores) los cuales requieren asegurar que no

habrá demasiado retardo en la eliminación de las fallas en las zonas vecinas a la del

transformador (o autotransformador), ya que un cortocircuito externo constituye una

solicitación térmica y mecánica a la máquina que reduce su vida útil.


Para la detección se emplea Relés de Sobrecorriente en el secundario del Transformador (o

Autotransformador). Esta protección constituye una protección de respaldo, por lo que debe

ser temporizada lo necesario para permitir la actuación de las respectivas protecciones

principales. El criterio general es supervisar la eliminación de las fallas en las zonas de

protección que son vecinas a la del equipo a proteger; luego, se debe proteger lo siguiente:

a) Falla en Barras del lado secundario o del terciario (Ver figura 4.18, falla F2).

b) Falla en el comienzo de las Líneas conectadas a las barras del lado secundario, así

como del terciario (Ver figura 4.18, falla F2).

c) Falla en el Transformador en paralelo, sea en el secundario o el terciario (Ver

figura 4.18, falla F1).

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

que fluye por el Transformador a la falla; en cambio, en el caso c) operará con el aporte del

sistema a la falla en el Transformador que se protege. Por tanto, cuando se tiene

transformadores en paralelo es necesario considerar la utilización de Relés de Sobrecorriente

Direccional para distinguir apropiadamente las fallas. Ver la figura 4.18.

Figura 4.18 Protección de Fallas Externas

Falla F1

51 51

Corriente para

Falla F151

Corriente para

Falla F2 67

Falla F2

Falla F1

51 51

Corriente para

Falla F151

Corriente para

Falla F2 67

Falla F2


COES – 2014 64


Al detectarse un cortocircuito externo al Transformador se debe proceder con la apertura del

Interruptor correspondiente. Siendo una falla externa, el equipo se encuentra en condiciones

de ser nuevamente energizado; pero, se debe asegurar que no será conectado sobre la falla.

4.5.2 Sobrecarga en Transformadores (o Autotransformadores)


La Sobrecarga que se produce en los Transformadores (o Autotransformadores) de Potencia

puede ocasionar un aumento de temperatura mayor que el de su diseño por causa de las

mayores corrientes.


La detección de la sobrecarga se efectúa mediante relés de imagen térmica de comportamiento

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

secundario y el terciario del transformador.


Al detectarse una sobrecarga en los Transformadores se debe proceder con la apertura del

Interruptor correspondiente. Una vez desconectado el equipo se debe esperar un tiempo antes

de volver a energizarlo, de manera de permitir su enfriamiento.

4.5.3 Armónicos en Capacitores


La presencia de armónicos en el sistema, aún con contenidos bajos, puede ocasionar

corrientes de sobrecarga en los Capacitores, ya que son sensibles a las altas frecuencias.


La detección se efectúa por un relé de sobrecorriente que debe ser sensible a estas armónicas a

fin de poder complementar apropiadamente a la función de sobrecorriente con la sobrecarga

por armónicas. La sobrecorriente medida debe ser la sumatoria de la onda fundamental con las

armonicas. Este relé debe tener dos niveles de actuación, de alarma y disparo.


Tal como se ha descrito anteriormente, al detectarse una sobrecarga en el banco se debe

proceder con la apertura y el bloqueo de cierre del Interruptor del Banco de Capacitores, con

la finalidad de proceder a una inspección que permita determinar el origen de la falla.

Posteriormente se podrá proceder a energizar al banco.

4.5.4 Niveles de Tensión Máximos y Mínimos en Equipos de Compensación


Cuando se tiene niveles de tensión elevados en el sistema se puede afectar a los equipos por

superar la tensión máxima de servicio para la cual están diseñados. Las sobretensiones

permanentes que se aplican a los equipos son causa de una disminución de su vida útil, de

manera que es necesario limitar el tiempo de duración de las sobretensiones, considerando

que cuanto mayor sea la sobretensión, su duración permisible es menor.

Por otro lado, se debe considerar que las sobretensiones son consecuencia de un exceso de

potencia reactiva en la red; por tanto, se debe tener cuidado de no tomar acciones conducentes

a agravar la situación: por ejemplo, después de la desconexión de un reactor se provoca

sobretensiones mayores que las que se tenía antes de su desconexión.


COES – 2014 65


Para la detección de las sobretensiones se emplean relés de sobretensiones (59) y de Mínima

Tensión (27), los cuales deben tener por lo menos dos o tres niveles de actuación. Estos relés

deben estar conectados a las Barras.


Al producirse una sobretensión se requiere efectuar las siguientes acciones:

Nivel Máximo que corresponde a la situación más crítica para la cual se debe efectuar

la desconexión de los equipos.

Nivel Mayor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la

desconexión de los Capacitores que se puedan tener en la Subestación.

Nivel Muy Alto para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la

conexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación.

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

responsable de la operación tome las acciones pertinentes.

Al producirse una disminución de la tensión se requiere efectuar las siguientes acciones:

Nivel Menor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la

conexión de los Capacitores que se pueda tener en la Subestación.

Nivel Bajo para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la

desconexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación.

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

responsable de la operación tome las acciones pertinentes.

4.6 Requerimientos de Protección por estados inapropiados de los Equipos

El estado inapropiado de los equipos de las subestaciones puede impactar en el sistema debido

a su desconexión como consecuencia de llegar a una condición crítica (altas temperaturas, alta

presión de los gases, bajos niveles de los líquidos, etc). Las protecciones propias de los

equipos supervisan esta situación ya que este estado inapropiado es originado en los equipos y

no en el sistema.

Los equipos pasivos de las subestaciones, no afectan la tensión ni la frecuencia del sistema.

Sin embargo, las maniobras de conexión o desconexión, particularmente aquellas que son

fortuitas causan transitorios que perturban el comportamiento de la red.

En consecuencia no se establecen requisitos de proteccion para los estados inapropiados de

los equipos los cuales seran definidos por sus propietarios.







Interruptor.

Esta falla se puede producir por diversas razones como son:






COES – 2014 66









En segunda instancia se debe proceder con la apertura de los Interruptores vecinos de

manera que se pueda obtener la apertura del circuito deseado, al mismo tiempo que se

consigue aislar al Interruptor fallado.


hasta detectar la causa de la falla.

4.8 Definición de las Protecciones de las Subestaciones

Las Protecciones de las Subestaciones deben ser efectuadas con Relés Multifunción, los

cuales deben ser aplicados diferenciando los equipos según se indica:


Protecciones de los Transformadores (o Autotransformadores)

Protecciones de Reactores

Protecciones de Banco de Capacitores

Protecciones de Compensadores estáticos de potencia reactiva (SVC)

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

Protecciones Principales, las cuales deben ser conectadas a un juego de

Transformadores de Corriente y Tensión.

Protecciones Redundantes y de Respaldo, las cuales deben ser conectadas a un juego

diferente de Transformadores de Corriente y Tensión de los utilizados por las

Protecciones Principales.

Las Protecciones de Falla de Interruptor se aplicarán junto con la Protección de Barras. Si no

hubiese esta protección, por la naturaleza del sistema de barras, su aplicación será parte de la

Protección de Respaldo de cada equipo.

Por otra parte, sobre la base de esta segregación se procederá a definir las alimentaciones en

corriente continua a las protecciones, de la siguiente manera:




Falla interruptor




Falla interruptor


COES – 2014 67

Adicionalmente a las Protecciones mencionadas, se debe considerar la utilización de

dispositivos de protección preventiva para los Transformadores de Potencia. En particular, se

considera que se debe supervisar, por lo menos, las temperaturas y las corrientes.

4.9 Requisitos Mínimos de Equipamiento de Protección en Subestaciones

Los Requisitos Mínimos de Protección para las Subestaciones de Transmisión se establecen

por equipos que son:

Transformadores o Autotransformadores

Sistemas de Barras

Reactores en Derivación

Banco de Condensadores

4.9.1 Requisitos Mínimos de Equipamiento de Protección de Transformadores y

Autotransformadores

Transformadores o Autotransformadores, cuyas protecciones son definidas según la potencia

de estos equipos, de acuerdo a lo siguiente:

Pequeños Potencia mayor o igual a 1 MVA y menor que 5 MVA

Medianos Potencia mayor o igual a 5 MVA y menor que 50 MVA

Grandes Potencia mayor o igual a 50 MVA

En el plano RP-SE-01 se muestra las protecciones mínimas que deben ser consideradas para

los transformadores pequeños. Se ha considerado como esquema general una subestación

radial con un único transformador de dos devanados, así como la utilización de dos unidades

en paralelo.


los transformadores medianos. Se ha considerado como esquema general una subestación

radial con un único transformador de tres devanados. Asimismo, se ha considerado el caso de

dos unidades en paralelo.


los transformadores grandes. Se ha considerado como esquema general una subestación de

interconexión con un autotransformador, el cual tiene un terciario conectado en delta.

Asimismo, se ha considerado el caso de dos unidades en paralelo.

1) Requerimientos Generales de las Protecciones de Transformadores y

Autotransformadores

Los Transformadores y Autotransformadores de Potencia, deben contar con protecciones

propias y protecciones eléctricas.

Protecciones Intrínsecas o Propias

Las protecciones propias son aquellas con las cuales los transformadores y

autotransformadores vienen equipados.

El disparo de estas protecciones deberá ejercerse sobre los interruptores del

transformador, en todos sus niveles de tensión.


COES – 2014 68

a) Protección Buchholz Deberá poseer un nivel de alarma por acumulación de gases para fallas

incipientes, de disparo por flujo violento de gases para fallas de desarrollo

violento dentro de la cuba.

b) Protección de Sobrepresión (válvula de alivio de presión). Se la utiliza para detectar fallas internas de desarrollo violento.

c) Imagen Térmica. Deberá poseer un primer nivel de alarma y un segundo nivel de disparo.

Podrán incorporarse a la misma otras funciones, tales como el comando de

ventiladores y de bombas de circulación forzada de fluido refrigerante.

d) Termómetro. Deberá proveer dos señales: indicación de la temperatura y contactos de salida

con nivel de operación predeterminado.

Se tendrá como criterio su utilización a los efectos de alarma y/o comando del

sistema de refrigeración, evitando habilitar la función de disparo sobre los

interruptores, para evitar la sobreprotección.

e) Nivel de Fluido Refrigerante La detección de un nivel deficiente tendrá acciones de alarma y disparo sobre los

interruptores de todos los niveles de tensión.

Protecciones Electricas

Las Protecciones Eléctricas son aquellas que son externas al transformador o

autotransformador, y generalmente son instaladas por el propietario y no por el

fabricante del equipo.

a) Protección Diferencial Total Esta protección se aplica a un transformador para detectar cortocircuito entre

fases o fase a tierra dentro del mismo en tiempo instantáneo.

Esta protección deberá ser del tipo numérica, y la compensación de módulo y fase

de las corrientes entrantes deberán hacerlas internamente.

Deberá contar con bloqueo o restricción de segundo y quinto armónico, para

evitar las desconexiones ante transitorios de energización y sobreexcitación

respectivamente.

Deberá contar con la eliminación de la corriente de secuencia cero de sus cálculos

de corriente diferencial.

Deberá contar con un umbral alto de corriente diferencial con disparo directo y

sin bloqueo de segundo y quinto armónico.

b) Protección de Sobrecorriente

La protección de sobrecorriente es la protección principal ante fallas pasantes en

el transformador y es la protección de respaldo de la protección diferencial del

transformador. Por esta razón deberá implementarse de forma externa a la

protección diferencial del transformador para cada devanado.

Esta protección deberá ser del tipo numérica, y deberá tener funciones tanto de

sobrecorriente de fases y tierra.

Deberá contar con bloqueo o restricción de segundo armónico, para evitar las

desconexiones ante transitorios de energización del transformador.


COES – 2014 69

87T

AT2 AT2

LEYENDA27 Protección de Mínima Tensión




51N Protección de Sobrecorriente a tierra




71 Protección de Nivel de Aceite87T Protección de Diferencial del Transformador

REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

20/11/02 R.T.A.

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--

RP - SE - 01DOCUMENTO N°:

16/11/05

16/11/05

16/11/05

16/11/05

FECHA

R. TAFURDIBUJO

L VALDIVIA

L VALDIVIA

L VALDIVIAAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

CONTRATISTA:

LUIS VALDIVIA

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE

SUBESTACIONES CON TRANSFORMADORES DE DOS BOBINADOS

SISTEMA DE PROTECCIONB ACTUALIZACION AÑO 2008

27/59

51

50

49

50

51

51N

AT1

87T

27/59

67 67N

49

51N

50/51

50/51

AL TRANSFORMADOR

TR-02

TR-01

AT1

TR-02

PROTECCIONES

IGUALES AL

TRANSFORMADOR

TR-01

7163

49

716349

67N Protección de Sobrecorr Dir. a tierra

46

50N

46



COES – 2014 70

87T

AT2










REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

20/11/02 R.T.A.

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--


16/11/05

16/11/05

16/11/05

16/11/05

FECHA

R. TAFURDIBUJO

L VALDIVIA

L VALDIVIA

L VALDIVIAAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

CONTRATISTA:

LUIS VALDIVIA

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE

SUBESTACIONES CON TRANSFORMADORES DE TRES BOBINADOS


27/59

51

50

49

51N

AT1

PROTECCIONES

IGUALES AL

TRANSFORMADOR

TR-01


50/51

51

50

51N

87T

AT2

27/5949

51N

AT1

50/51

50 5150/51 51N 67 67N

AL TRANSFORMADOR

TR-02

M1

TR-01 TR-02

87TN Protección de Dif. del Trafo. Rest. a tierra

716349X =

(X) (X)

46

46

46

46 4659N 59N

46

59N Protección de Sobretensión Homopolar



COES – 2014 71

87T

AT2

LEYENDA










REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

20/11/02 R.T.A.

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--


16/11/05

16/11/05

16/11/05

16/11/05

FECHA

R. TAFURDIBUJO

L VALDIVIA

L VALDIVIA

L VALDIVIAAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

CONTRATISTA:

LUIS VALDIVIA

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE

SUBESTACIONES CONAUTOTRANSFORMADORESSISTEMA DE PROTECCIONB ACTUALIZACION AÑO 2008

27/5949

51N

AT1

PROTECCIONES

IGUALES AL

TRANSFORMADOR

TR-01


21

51

AL TRANSFORMADOR

TR-02

MT TR-01TR-02

716349X =

(X)

51 21N

51N 51MT

87T

AT2

27/5949

51N

AT1

21

51

MT

(X)

51 21N

51N 67

51

67N

21 Protección de Impedancia de Fases

21N Protección de Impedancia de Tierra

51MT Protección de Sobrecorriente devanado MT

46

46

46

46

46

59N

59N


59N Protección de Sobretensión Homopolar


COES – 2014 72

4.9.2 Requisitos Mínimos de Equipamiento de Protección de Barras

Los Requisitos Mínimos de Equipamiento de Protección de Barras, se clasifican de acuerdo al

tipo de Configuración de Barras a proteger

Simple barra

Doble barra con interruptor de acoplamiento

Doble barra con interruptor y medio

Anillo

En el plano RP-BA-01 se muestra las protecciones mínimas de barra que deberán ser

consideradas en las subestaciones de barra simple.

En el plano RP-BA-01 y RP-BA-02 se muestra las protecciones mínimas para

configuraciones de doble barra con acoplamiento, y doble barra con acoplamiento y

seccionador de transferencia respectivamente. Para estos tipos de configuraciones se debe

implementar un rele de sobrecorriente en el acoplamiento.

En el plano RP-BA-03 se muestra las protecciones mínimas para una configuración de doble

barra con interruptor y medio en donde es necesario contar con dos reles diferenciales de

barra.

En el plano RP-BA-04 se muestra el modo de protección de una configuración de barra en

anillo, en la cual están incluidas las protecciones de las líneas.

1) Requerimientos Generales de las Protecciones de Barras

La protección diferencial de barras deberá tener las siguientes características:

La protección diferencial de barras de las subestaciones de 60 kV, 138 kV, 220 kV y

500 kV deberá ser del tipo mínima impedancia.

La protección diferencial de barras de las subestaciones de 220 kV y 500 kV deberán

ser del tipo no centralizado, mientras que para los niveles de 60 kV y 138 kV la

protección diferencial puede ser del tipo centralizado.

El sistema de protección diferencial de barras, en todos los casos deberá estar

constituido por relés trifásicos.

Los relés diferenciales deberán recibir las señales de posición de todos los

seccionadores de barra mediante los contactos normalmente abierto (NO) y

normalmente cerrado (NC).

La función Falla Interruptor (50BF) deberá incluirse dentro de la protección

diferencial de barra. Esta función deberá contar con dos etapas, una etapa de re-

disparo al propio interruptor y una etapa de disparo a los interruptores adyacentes.

Para el caso de doble barra con acoplamiento, se deberá considerar la inclusion de un

relé de sobrecorriente en el acoplamiento.


los transformadores pequeños. Se ha considerado como esquema general una subestación

radial con un único transformador de dos devanados, así como la utilización de dos unidades

en paralelo.


COES – 2014 73

LEYENDA87B Protección Diferencial de Barra

87B-I Protección Diferencial

50BF Protección Falla interruptor

50/51 Protección de Sobrecorriente de fases

50/51N Protección de Sobrecorriente de tierra

REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

17/07/12

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--

RP - BA- 01DOCUMENTO N°:

17/07/12

17/07/12

17/07/12

17/07/12

FECHA

E. TITODIBUJO

E. TITO

Y. JACOME

Y. JACOMEAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE

PROTECCION DE BARRASEN SISTEMAS DE TRANSMISION


BARRA SIMPLE

87B50BF

87B-II Protección Diferencial

TC: Transformador de Corriente opcional

BARRA DOBLE CON ACOPLAMIENTOBARRA I

BARRA II

TC Opcional 87B-I50BF87B-II

50

5150BF

50N

51N


COES – 2014 74

LEYENDA87B-I Protección Diferencial


50/51 Protección de Sobrecorriente de fases

50/51N Protección de Sobrecorriente de tierra


TC: Transformador de Corriente opcional

REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

17/07/12

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--

RP - BB - 02DOCUMENTO N°:

17/07/12

17/07/12

17/07/12

17/07/12

FECHA

E. TITODIBUJO

E. TITO

Y. JACOME

Y. JACOMEAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE


BARRA DOBLE CON ACOPLAMIENTO Y SECCIONADOR DE TRANSFERENCIA BARRA I

BARRA II

TC Optional

87B-I50BF87B-II

50

5150BF

50N

51N



COES – 2014 75

LEYENDABARRA I

BARRA DOBLE CON INTERRUPTOR Y MEDIO

BARRA II

TCs Opcionales

TCs Opcionales

87B-I Protección Diferencial



TCs : Transformadores de corriente opcionales

REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

17/07/12

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--

RP - BB- 03DOCUMENTO N°:

17/07/12

17/07/12

17/07/12

17/07/12

FECHA

E. TITODIBUJO

E. TITO

Y. JACOME

Y. JACOMEAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE


87B-I 50BF


87B-II 50BF


COES – 2014 76

LEYENDAL1 : Salida de Línea L1

L2 : Salida de Línea L2



PL1 : Protección de L1




BARRA EN ANILLO

L1 L2

L3L4

PL1

PL4

PL2

PL3

REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

17/07/12

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--

RP - BB - 04DOCUMENTO N°:

17/07/12

17/07/12

17/07/12

17/07/12

FECHA

E. TITODIBUJO

E. TITO

Y. JACOME

Y. JACOMEAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE




COES – 2014 77

4.9.3 Requisitos Mínimos de Equipamiento de Protección de Reactores y Bancos de

Condensadores


los reactores de alta tensión. En todos los casos se trata de reactores en derivación con sus

devanados conectados en estrella con el neutro puesto a tierra sólidamente o través de una

impedancia.


los bancos de condensadores. Estas protecciones serán definidas según el tipo de conexión del

Banco, ya sea simple o doble estrella.


COES – 2014 78

87R








71 Protección de Nivel de Aceite87R Protección de Diferencial del Reactor

REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

20/11/02 R.T.A.

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--


16/11/05

16/11/05

16/11/05

16/11/05

FECHA

R. TAFURDIBUJO

L VALDIVIA

L VALDIVIA

L VALDIVIAAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

CONTRATISTA:

LUIS VALDIVIA

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE

REACTOR EN DERIVACIONSISTEMA DE PROTECCION


27/59

49

51N

59/81 Protección de Volt/Hz

59/81

AT167N Protección de Sobrecorr Dir. a tierra

87RN Protección de Dif. del Trafo. Rest. a tierra

716349

51

51G

51G Protección de Sobrecorriente del neutro

87RN

REACTOR PEQUEÑO

O MEDIANOREACTOR GRANDE

87R

27/59

49

51N

59/81

AT1

716349

51

51G

87RN

67N


COES – 2014 79






REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

20/11/02 R.T.A.

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--


16/11/05

16/11/05

16/11/05

16/11/05

FECHA

R. TAFURDIBUJO

L VALDIVIA

L VALDIVIA

L VALDIVIAAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

CONTRATISTA:

LUIS VALDIVIA

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE

BANCO DE CAPACITORESSISTEMA DE PROTECCION


27/59

59N Protección de Sobretensión del neutro

AT

27/59

51N 51

51U Protección de Desbalance

59N

27/59

AT

27/59

51N 51

51U


COES – 2014 80

Capítulo 5 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION

PARA LAS LINEAS DE TRANSMISION


Como se ha explicado, el SEP puede ser sometido a solicitaciones de Sobretensiones y/o

Sobrecorrientes que pueden producir Oscilaciones de las Máquinas, las cuales deben

amortiguarse; caso contrario, serán peligrosas para su funcionamiento, afectando su

estabilidad y provocando la desconexión de las mismas, con lo cual se deja de atender la

demanda. Por tanto, en las Líneas de Transmisión se requiere contar con un Sistema de

Protección que permita:

1. Aislar las Fallas en las instalaciones y restablecer el servicio tan pronto como sea posible

en los siguientes casos:

Sobrecorrientes por cortocircuito sólido entres las tres fases

Sobrecorrientes por cortocircuitos de dos fases, permaneciendo la tercera sana. En

este caso puede haber o no contacto a tierra de las fases falladas

Sobrecorrientes por cortocircuitos de una fase y tierra, permaneciendo sanas las

otras dos fases

2. Detectar el estado inapropiado en las líneas con la finalidad de tomar las acciones

conducentes a evitar perturbaciones en el sistema como son:

Apertura de Conductores sin contacto a tierra


preventivas que permitan minimizar su impacto, como son:

Cortocircuitos externos a las líneas

Sobretensiones permanentes

En el presente capítulo se presentan los Requisitos Mínimos de Protección que deben ser

empleados en las Líneas de Alta Tensión, de manera de atender los requerimientos de la

operación del SEP.

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

unitaria, como lo es una protección diferencial longitudinal; o también, una protección

relativamente selectiva o graduada, como una protección de distancia. Es obvio que en el

primer caso se requiere de un sistema de telecomunicaciones que permita obtener las señales

del extremo remoto, las cuales corresponden al sistema de protección a ser empleado. En

consecuencia, la definición completa del sistema de protección de la línea incluirá la

teleprotección a ser empleada.

Se debe aclarar, sin embargo, que en un proyecto de telecomunicaciones debe atenderse no

sólo los requerimientos de la teleprotección, sino también los otros requerimientos como son:

la telemedida, el telemando, la transmisión de datos y la comunicación de voz. Por razones

operativas, la prioridad la tendrá la teleprotección, pero la decisión será en función de todas

las necesidades en su conjunto. Más aún, por su propia naturaleza, los proyectos de

telecomunicaciones son desarrollados considerando un sistema que comprende a las distintas

subestaciones del sistema de potencia.


COES – 2014 81

Sin perjuicio de lo antes dicho, los requerimientos de protección que sean expuestos serán los

requisitos minimos para la definición de las protecciones y teleprotecciones por parte de los

propietarios de las instalaciones.

5.2 Configuraciones de las Líneas de Transmisión

La selección de la protección de una línea de transmisión está determinada por su

configuración y su conexión al SEP. Estos aspectos se definen con los criterios de diseño del

proyecto y de la operación prevista para la línea. Las configuraciones utilizadas en el SEIN

son las siguientes:

A. Líneas de dos terminales

B. Líneas en anillo

C. Líneas paralelas en dos o más circuitos

D. Líneas con transformadores en derivación

E. Líneas con compensación en derivación

F. Líneas con compensación serie

5.2.1 Líneas de dos terminales

La configuración básica de una línea es con dos terminales, ya sea una interconexión o una

alimentación radial, según se tenga un flujo bidireccional o unidireccional respectivamente.

No es recomendable la configuración con más de dos terminales porque los sistemas de

protección son muy sofisticados.

Una línea debe ser considerada como un circuito que tiene solamente dos extremos en dos

subestaciones bien definidas donde se cuenta con los Interruptores para la maniobra y

protección del correspondiente circuito. Se puede considerar las siguientes variantes:

a) Un circuito de línea aérea con cable

La combinación de una Línea Aérea con un Cable Subterráneo o con un Ducto de

Conductores en SF6, en una conexión en serie. Es decir, que existe un tramo aéreo y otro

subterráneo. Esta es una configuración válida y no tiene mayores complicaciones para el

diseño de su protección.

b) Un circuito de línea con transformador

La combinación de una Línea con un Transformador (o Autotransformador) en un extremo

debe ser considerada como dos circuitos en serie. Es decir, se debe tener por lo menos un

Interruptor entre la Línea y el Transformador para maniobra y protección. No es aceptable la

configuración de un solo circuito (línea-transformador) por las dificultades de protección que

se pueden presentar.

Algunas veces se considera, en la combinación de línea con transformador, la instalación de

un Seccionador de Puesta a Tierra para provocar una falla franca que permita detectar fallas

incipientes. Tampoco es aceptable esta configuración porque representa una exigencia al

sistema que se debe evitar.


COES – 2014 82

c) Un circuito de líneas en paralelo

La combinación de dos líneas en paralelo como un circuito único solamente es aceptable

cuando se trata de una alimentación radial en distribución. No es aceptable esta configuración

para una interconexión por las dificultades que se tiene con la detección de las fallas, ya que

se puede tener una línea con falla en paralelo con una línea sin falla.

5.2.2 Líneas en anillo

La configuración básica de una línea es con dos terminales que puede ser alimentada desde

ambos extremos, como una interconexión donde se tiene un flujo bidireccional. En

consecuencia, una línea que forma parte de un anillo corresponde a la configuración general

ya que tiene alimentación por ambos extremos.

5.2.3 Líneas paralelas de dos o más circuitos

En los sistemas eléctricos se suele utilizar líneas paralelas que están instaladas en una misma

franja de servidumbre e incluso utilizan las mismas estructuras soporte. La protección de estas

líneas es afectada por el acoplamiento mutuo entre ambos circuitos. Este acoplamiento no es

significativo para las corrientes de secuencia positiva y negativa, sobre todo si las líneas

cuentan con transposiciones, lo que significa que están adecuadamente compensadas.

Sin embargo, las corrientes homopolares son corrientes iguales en las tres fases y sus efectos

de acoplamiento electromagnético se suman en la línea paralela; por tanto, se tendrá un

significativo acoplamiento mutuo para las fallas a tierra.

5.2.4 Líneas con transformadores en derivación

La instalación de Transformadores en Derivación solo es aceptable en niveles menores a 220

kV, siempre que sean de bajo valor de potencia, de manera que la impedancia de los

transformadores sea mucho mayor que la impedancia de la línea. El criterio general es que la

primera zona de la protección de distancia de la línea no alcance más del 20% de la

impedancia del transformador.

Se recomienda el grupo de conexión en delta en el lado primario conectado a la línea (8) ya

que cuando se tiene la conexión estrella con el neutro a tierra, el transformador constituye una

fuente de corriente homopolar para las fallas en la línea.

5.2.5 Líneas con compensación en derivación

Es frecuente hacer una compensación de las líneas de transmisión, de manera de mejorar su

desempeño tanto durante las maniobras de energización como en la operación en estado

permanente. Lo más usual suele ser utilizar Reactores en Derivación. Estos equipos son parte

de la Subestación donde están instalados y deben contar con una protección dedicada para los

mismos.

Un Reactor en derivación debe tener una protección unitaria y rápida, independientemente

que esté conectado a la línea o a la barra.

Si el Reactor está conectado dentro de la línea; es decir, la derivación al Reactor está antes de

la llegada de la línea, de manera que el Relé de la Línea mide la corriente incluyendo la

(8)

También puede ser estrella con el neutro aislado


COES – 2014 83

compensación, entonces la protección de la línea debe considerar que existe esta posibilidad

operativa. En este caso, una falla dentro del Reactor será también vista por la Protección de la

Línea.

Por otro lado se requiere que la protección del Reactor sea bastante rápida. Además, se debe

tener en cuenta que puede haber corrientes oscilantes entre la Línea y el Reactor que no deben

afectar el desempeño de la protección de la línea.

Por otro lado, cuando se efectúa un recierre en líneas largas, es posible que después de la

apertura de la fase fallada no se extinga el arco porque se sigue teniendo energía a través de

las fases sanas. En este caso, se puede usar un Reactor adicional conectado en el Neutro del

Reactor en Derivación. Este Reactor del Neutro se dimensiona para provocar que la corriente

del arco secundario sea lo suficientemente baja para permitir su extinción (9).

5.2.6 Líneas con Compensación Serie

Los Capacitores Serie suelen estar diseñados para compensar del 25% al 75% de la

Impedancia Serie de la Línea y deben estar convenientemente conectados a la Línea con la

finalidad de no afectar el desempeño del sistema de protección.

Figura 5.1 – Perfil de Tensiones en Línea con Capacitores Serie

Conforme se aprecia en la figura 5.1 los perfiles de tensiones son fuertemente afectados por

los capacitores serie. Por tal motivo lo usual es instalar la compensación en serie en la mitad

de la línea.

5.3 Conexión al Sistema de Potencia

5.3.1 Sistema de puesta a tierra

Las Líneas de Transmisión deben ser alimentadas por un sistema efectivamente puesto a

tierra. El término “efectivamente puesto a tierra” es una definición establecida por las normas

(9)

Ver ANSI/IEEE C37.13 ítem 4.8

A B

B

B

A

A

Va Vb

VbVa

VA VB

XA XBXL

1

2

XC

RelayVr1

RelayVr2

A B

B

B

A

A

Va Vb

VbVa

VA VB

XA XBXL

1

2

XC

RelayVr1

RelayVr2


COES – 2014 84

31

0 X

X

11

0 R

R

para indicar que en todos los puntos de la línea la relación de reactancia de secuencia cero a la

de secuencia positiva no es mayor que tres y que la relación de la resistencia de secuencia

cero a la de secuencia positiva no es mayor que uno, bajo ninguna condición operativa. Es

decir, en ambos extremos de la línea y en cualquier punto intermedio, se debe cumplir lo

siguiente:

Este el criterio para establecer las condiciones del sistema que permiten detectar corrientes de

falla a tierra; por tanto, resulta obligatorio al diseño del sistema eléctrico y deben ser

verificadas en el diseño de la protección. Si estas condiciones no se cumplen, se trata de un

sistema que no esta puesto efectivamente a tierra y requiere sistemas especiales de protección

para la detección de las fallas a tierra, los cuales serán tratados como casos especiales.

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

En la figura 5.2 (extraída del T&D de Westinghouse) se muestra los valores de las corrientes

de falla con respecto a la corriente de falla trifásica en función de la relación de las

Reactancias(X0/X1). En esta evaluación se ha considerado que todas las Resistencias son

iguales a cero. Cuando la relación (X0/X1) aumenta a mas de 3, la corriente de falla disminuye

al 60% de la corriente de falla trifásica.

2L-G Short-Circuit X2/X1 = 0.5



L-G Short-Circuit X2/X1 = 0.5 1.0 1.5

2.0

1.8

1.6

1.4

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

00 1 2 3 4 5 6

Ratio X0/X1

Cu

rre

nt




L-G Short-Circuit X2/X1 = 0.5 1.0 1.5

2.0

1.8

1.6

1.4

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

00 1 2 3 4 5 6

Ratio X0/X1

Cu

rre

nt


COES – 2014 85

max

min)( 2

P

VZc

5.3.2 Flujo de Potencia

Las variaciones del sentido de flujo de potencia en la línea determinará si se tiene una

Interconexión o una Alimentación Radial, según se tenga un flujo bidireccional o

unidireccional respectivamente. Este aspecto es importante porque en el primer caso se tiene

una alimentación a la falla desde ambos extremos de la línea, lo que obliga, en caso de una

falla en la línea, a la apertura de los Interruptores de ambos extremos de la línea. En cambio,

en el segundo caso, será suficiente la apertura del Interruptor que está del lado de la fuente de

alimentación.

La Potencia de Transmisión representa la carga que tiene conectada la Línea. Este es un valor

con el cual se ha diseñado la línea considerando los siguientes aspectos:

La máxima potencia de transmisión en potencia dada por los límites térmico y

mecánico de su diseño.

La máxima potencia de transmisión de acuerdo a los límites de regulación de tensión

establecidos en el sistema.

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

El valor de la Impedancia de Carga conectada a la línea se puede modelar con la tensión de

operación y la potencia de transmisión. Para la protección de la línea es importante el valor

mínimo de esta impedancia que será:

Donde

Zc = Mínima Impedancia de Carga

Vmin = Mínima Tensión de Operación de la Línea

Pmax = Máxima Potencia de Transmisión de la Línea

5.3.3 Alimentación Débil (Weak Infeed)

Un sistema eléctrico puede tener en un lado de la línea una alimentación débil cuando la

potencia de generación es baja; y por consiguiente, su impedancia de fuente es alta., lo que

proporciona bajos valores de corrientes de cortocircuito. Esto se agrava cuando a veces, las

fuentes del lado débil no están conectadas permanentemente.

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

La detección de la falla puede obligar a usar una lógica especial en un sistema de

teleprotección. Se le conoce como lógica eco.

Se debe considerar las distintas configuraciones de operación del sistema con fuentes

en ambos extremos de la línea y en ausencia de una de las fuentes, si fuese el caso.

En ciertas configuraciones, como líneas en paralelo, se puede producir un disparo

secuencial debido a los cambios en las magnitudes de las corrientes. En este caso, se

debe evitar perder la selectividad de la protección.


COES – 2014 86

farcofalla RR 2

PATfarcofalla RRR 1

4.1

)3(8750

I

tvSRarco

4.1

)046.2(28707

I

tvSRarco

5.3.4 Resistencia de Arco y de Falla

Al producirse una falla en una línea, la Impedancia vista por los Relés corresponde al tramo

de la línea donde se produce la falla más una impedancia que incluye lo siguiente:

La Resistencia del Arco que se produce por la falla, el cual se forma en el aire y tiene

una longitud según la distancia del aislamiento correspondiente.

La Resistencia de Puesta a Tierra del punto donde se produce la falla, la cual

corresponde al camino de retorno por tierra hasta la fuente.

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

Si la falla corresponde a un cortocircuito entres una fase y tierra

Donde

Rfalla = Resistencia de Falla

Rarco1f = Resistencia del arco de fase-tierra

Rarco2f = Resistencia del arco de fase-fase

RPAT = Resistencia de Puesta a Tierra en el punto de falla

El valor de la Resistencia del Arco ha sido modelado de diversas maneras y no hay un

consenso sobre su estimación. La fórmula de mayor aceptación es la de Warrington que es la

siguiente:

Donde

S = distancia de aislamiento fase-fase o fase-tierra, según sea el caso [pies]

I = Corriente de cortocircuito [Amperios]

v = Velocidad del viento [millas/hora]

t = Tiempo de duración del cortocircuito [segundos]

En unidades métricas se tiene:

Donde

S = distancia de aislamiento fase-fase o fase-tierra, según sea el caso [metros]

I = Corriente de cortocircuito [Amperios]

v = Velocidad del viento [metros/segundo]

t = Tiempo de duración del cortocircuito [segundos]


COES – 2014 87

1

L

SLs

L

R

Z

Z

V

ZZ

VZV

Z S Z L

Z S I R Z L

V V R

5.4 Longitud de la Línea

Cuando la línea es corta, la Resistencia de Falla resulta comparable con la Impedancia de la

Línea por lo que la medición de su impedancia se ve afectada por dicha resistencia. Una

manera de ponderar la Impedancia de la Línea es compararla con respecto a la Impedancia de

la Fuente, ya que cuanto menor es la Impedancia de la Línea menor es la tensión que se

obtiene al medir su impedancia, dificultándose su evaluación. Para analizar este aspecto se

puede considerar el circuito de un sistema al cual se conecta una simple línea con un Relé que

mide la Tensión y la Corriente en la línea.

Figura 5.3

Tensión en el Relé de Distancia

para una Falla en la Línea

Si se tiene un cortocircuito al final de la línea, sin considerar la Resistencia de falla, la tensión

que mide el Relé será:

Donde

V = Tensión de la Fuente

VR = Tensión en el Relé

ZS = Impedancia de la Fuente

ZL = Impedancia de la Línea

Esta expresión indica que la tensión en el Relé depende de la relación entre las Impedancias

de la Fuente y la Línea que se suele expresar como SIR (Source Impedance Ratio). Con un

SIR de 0.5 la tensión será del 67% del sistema; en cambio, si se tiene un SIR de 4 entonces la

tensión que mide el Relé se reduce al 20% de la tensión del sistema. La norma ANSI/IEEE

C37.113 toma precisamente estos valores para clasificar las líneas. Ver la tabla 5.1.

Tabla 5.1 – Clasificación de las Líneas de Transmisión

CORTAS MEDIANAS LARGAS

SIR Mayor que 4 Entre 0.5 y 4 Menor que 0.5


COES – 2014 88

LxP

V

Z

ZSIR

LccL

S

2

Si se considera que la Impedancia de la Fuente depende de la Potencia de Cortocircuito en el

punto en que se conecta la línea al sistema, entonces se puede definir

Donde

V =Tensión del sistema

Pcc =Potencia de cortocircuito

xL = Reactancia unitaria de la Línea

L = Longitud de la Línea

Las figuras 5.4, 5.5, 5.6 y 5.7 han sido construidas de acuerdo a esta relación, usando valores

de típicos de las Reactancias de las Líneas, con la finalidad de determinar si una línea es corta,

mediana o larga.

Figura 5.4 – Líneas Cortas y Largas de 66 kV

10

100

1,000

10,000

0 20 40 60

Longitud de la Linea [km]

Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4

Lineas

Largas

Lineas

Cortas

10

100

1,000

10,000

0 20 40 60


Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4

SIR = 0.5

SIR = 4

Lineas

Largas

Lineas

Cortas


COES – 2014 89




Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4

10

100

1,000

10,000

0 50 100 150

Lineas

Largas

Lineas

Cortas


Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4

SIR = 0.5

SIR = 4

10

100

1,000

10,000

0 50 100 150

Lineas

Largas

Lineas

Cortas

Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4

10

100

1,000

10,000

100,000

0 50 100 150 200 250 300

Lineas

Largas

Lineas

Cortas


Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4

SIR = 0.5

SIR = 4

10

100

1,000

10,000

100,000

0 50 100 150 200 250 300

Lineas

Largas

Lineas

Cortas



COES – 2014 90

c

I

I

kTMSt

S

1



5.4.1 Fallas por cortocircuito entres fases (dos o tres fases)


Las fallas trifásicas en las líneas de transmisión son producidas por diversas causas; pero, las

más frecuentes son accidentales, sea por acción de terceros o por falla humana del personal

propio. También ocurren fallas por fenómenos naturales como son las descargas atmosféricas,

las cuales afectan a una o dos fases, pero a veces evolucionan a fallas trifásicas.


Protección de Sobrecorriente

La Protección de Sobrecorriente es el tipo de protección más sencillo, el cual mide

permanentemente la corriente de cada fase con la finalidad de detectar las sobrecorrientes que

se presentan si se tiene un cortocircuito. El tiempo de actuación de esta protección es una

función del valor de la corriente y puede ser:

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

operación puede ser instantánea (función 50) o temporizada (función 51).

Tiempo Inverso (función 51) según una función exponencial establecida por las

normas, de acuerdo a la siguiente expresión:

Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4


10

100

1,000

10,000

100,000

0 100 200 300 400 500 600

Lineas

Largas

Lineas

Cortas

Po

ten

cia

de

Co

rto

cir

cu

ito

[MV

A]

SIR = 0.5

SIR = 4

SIR = 0.5

SIR = 4


10

100

1,000

10,000

100,000

0 100 200 300 400 500 600

Lineas

Largas

Lineas

Cortas


COES – 2014 91

Donde

t= Tiempo de actuación del relé (variable dependiente)

I= Corriente que mide el relé (variable independiente)

α= Constante de la curva característica de operación del relé

Is= Corriente de arranque del relé

TMS= Constante de ajuste del relé

k= Constante propia de la característica del relé

c= Constante propia de la característica del relé

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

corriente sino también su sentido; es decir, el sentido del flujo de la potencia entregada, para

lo cual se toma como referencia la tensión del sistema, conformando una Protección de

Sobrecorriente Direccional (función 67).

La Protección de Sobrecorriente se aplica cuando se tiene líneas radiales donde el sentido de

la corriente es siempre el mismo y es irrelevante su dirección. En cambio, cuando se tiene

líneas de interconexión los valores de las corrientes no son los mismos en ambos sentidos; por

tanto, es necesario tener una Protección de Sobrecorriente Direccional.

Las normas establecen las curvas características de operación del Relé según el exponente α,

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

Tabla 5.2 – Relés de Sobrecorriente

IEC/BS

t =0.14

( I / IP )0.02 - 1. TP

t =13.5

( I / IP ) - 1. TP

t =80

( I / IP )2 - 1. TP

t =120

( I / IP ) - 1. TP

t =8.9341

( I / IP )2.0938 - 1+ 0.17966 . D

t =3.922

( I / IP )2 - 1+ 0.0982 . D

t =5.64

( I / IP )2 - 1+ 0.02434 . D

t =5.6143

( I / IP ) - 1+ 2.18592 . D

ANSI

NI

VI

EI

LI

t = Tripping Time

Tp (D) = Setting value of the time multiplier

I = Fault Current

Ip = Setting value of the current

IEC/BS

t =0.14

( I / IP )0.02 - 1. TPt =

0.14

( I / IP )0.02 - 1. TP

t =13.5

( I / IP ) - 1. TPt =

13.5

( I / IP ) - 1. TP

t =80

( I / IP )2 - 1. TPt =

80

( I / IP )2 - 1. TP

t =120

( I / IP ) - 1. TPt =

120

( I / IP ) - 1. TP

t =8.9341

( I / IP )2.0938 - 1+ 0.17966 . D

t =3.922

( I / IP )2 - 1+ 0.0982 . D

t =5.64

( I / IP )2 - 1+ 0.02434 . D

t =5.6143

( I / IP ) - 1+ 2.18592 . D

ANSI

NI

VI

EI

LI

t = Tripping Time

Tp (D) = Setting value of the time multiplier

I = Fault Current

Ip = Setting value of the current


COES – 2014 92

Protección de Distancia

La Protección de Distancia utiliza las corrientes y tensiones para calcular permanentemente

las impedancias vistas en el extremo de la línea: De esta manera, al producirse una falla

dentro de la línea se puede determinar si la impedancia medida por el rele está dentro de la

zona protegida por el Relé (que es la Impedancia total o parcial de la Línea).

En la operación normal se tiene la línea con su carga conectada al final de la misma; luego, si

se produce una falla dentro de la línea, la impedancia vista por el Relé será una fracción de la

Impedancia de la Línea. El Relé tiene la capacidad de ver fallas más allá de la línea protegida;

pero, su actuación dependerá de su ajuste.

La Protección de Distancia se prefiere a la Protección de Sobrecorriente porque la utilización

de esta última depende fundamentalmente de las corrientes de cortocircuito, por lo cual

resulta a veces muy difícil de aplicar.

Hay varios tipos de Protección de Distancia, los principales son los siguientes:

A) Característica de mínima Impedancia

Mide la relación entre la Tensión y la Corriente sin considerar ningún ángulo de fase. Su

característica es un círculo en el plano R-X y opera cuando las impedancias medidas están

dentro de este círculo. Si se desea obtener direccionalidad se necesita una característica

complementaria adicional. Ver figura 5.8.

B) Característica Mho

Su característica es un círculo que pasa por el origen en el plano R-X y su diámetro tiene un

ángulo especificado similar al de las líneas de transmisión. Es direccional por naturaleza y

opera cuando las impedancias medidas están dentro de este círculo. Ver figura 5.8. A veces se

modifica la característica para desplazar ligeramente el círculo, de manera que no pase por el

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

C) Característica Lenticular

Su característica es una superposición de dos características circulares para constituir una

forma de lente. Es direccional por naturaleza y opera cuando las impedancias medidas están

dentro de la zona formada por la lente. Ver figura 5.8.

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

D) Característica Cuadrilateral

Esta característica se consigue con una combinación de características de Reactancia

Direccionales con controles de los alcances Resistivos. Es direccional por naturaleza y opera

cuando las impedancias medidas están dentro del cuadrilátero. Ver figura 5.9.

TRIP ZONE

NON-TRIP ZONE

R

jXjX

R

jX

R

a)Caracteristica tipo impedancia b)Caracteristica tipo mho c)Caracteristica tipo lenticular

TRIP ZONE

NON-TRIP ZONE

R

jXjX

R

jX

R

a)Caracteristica tipo impedancia b)Caracteristica tipo mho c)Caracteristica tipo lenticular


COES – 2014 93

ba

ba

baII

VVZ

Figura 5.9 Relés de Distancia con característica de Reactancia

E) Característica Reactancia con Mho

Esta característica se consigue con una combinación de características de Reactancia

Direccionales con un control de característica Mho. Es direccional por naturaleza y opera

cuando las impedancias medidas están dentro de este círculo. Ver figura 5.9.

Los Relés de Distancia operan normalmente siguiendo una secuencia de arranque, medición y

selección de fase. Para ello, normalmente cuentan con tres unidades de medida fase-fase

independientes en cada zona. Las Impedancias entre fases pueden ser calculadas según el

circuito mostrado en la Figura 21 donde se tiene:

Donde

Va, Vb = Tensiones de fase

Ia, Ib = Corrientes de fase

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

La Protección de Distancia depende no solamente de las corrientes sino también de las

tensiones en la línea; por tanto, están expuestas a falsas operaciones por las oscilaciones de

potencia que se pueden presentar en el sistema, ya que durante estas perturbaciones es posible

jX

R

d)Caracteristica cuadrilateral

ZONE 1

ZONE 2

ZONE 3 ZONE 3

ZONE 2

ZONE 1

e)Caracteristica tipo mho con

Polarización propia

jX

R

jX

R

d)Caracteristica cuadrilateral

ZONE 1

ZONE 2

ZONE 3 ZONE 3

ZONE 2

ZONE 1

e)Caracteristica tipo mho con

Polarización propia

jX

R

IL1

IL2

ZL

ZL

L1

L2

L3

E

UL1-E

UL2-E

IL1

IL2

ZL

ZL

L1

L2

L3

E

UL1-E

UL2-E


COES – 2014 94

que las impedancias vistas por el Relé de Distancia sean variables, y en algún momento de la

oscilación, la impedancia medida puede caer dentro de la zona de operación del Relé. Por tal

motivo, se requiere un Bloqueo por Oscilación de Potencia (función 68) para impedir esta

operación indeseada.

Como la Protección de Distancia depende de las tensiones en la línea tiene problemas de

operación en ausencia de esta tensión, como en los siguientes casos:

Energización de la línea con falla (Switch on to Fault)

El Relé de Distancia debe contar con una función adicional que le permita detectar

una falla al momento de energizar la línea, ya que siempre existe la posibilidad de

energizar sobre una falla.

Pérdida de la Tensión de Medida (Loss of Voltage)

El Relé de Distancia debe contar con un bloqueo de su operación cuando se pierde la

medida de la tensión de la línea. Es evidente que es también necesaria una alarma.

La Protección de Distancia no puede ser ajustada para cubrir el total de la línea porque no se

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

primera zona para cubrir aproximadamente el 85% de la línea y una segunda zona para cubrir

el 120% de la línea, garantizando con ello la cobertura total. Para garantizar la selectividad de

la protección, la segunda zona requiere de un esquema de teleprotección, el cual permite la

transmisión de información lógica para el correcto funcionamiento de la protección, tal como

ha sido antes descrito.


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

ambos extremos mediante un enlace de comunicaciones, el cual suele ser de fibra óptica por

su gran eficiencia, tal como se muestra en la figura 5.11. Esta protección tiene la ventaja de

ser rápida, selectiva y segura cuando utiliza fibra óptica instalada en el cable de guarda

(OPGW) y es inmune a las oscilaciones de potencia.

La característica de operación de esta protección se representa en el plano alfa (), el cual es

un plano complejo donde sé grafica los componentes de la relación de las corrientes remota y

local.

bjaI

I

L

R

Figura 5.11 – Protección Diferencial de Línea

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

Fibra Optica

87L 87L

Fibra Optica

87L 87L


COES – 2014 95

nrestricciooperacion IkI

RLRL IIkII

L

R

L

R

I

Ik

I

I 11

22222 )1()1( bakba

Esto significa que en el plano alfa de las variables a y b se obtiene una característica circular

como la mostrada en la figura 5.12.

Figura 5.12 – Característica de la

protección diferencial en el plano

alfa

Se requiere considerar en la característica de operación una adecuada compensación de la

corriente de carga de la línea, la cual es un valor constante y representa una diferencia de

corrientes que no representa una falla.


La Protección de las fallas entre fases de la línea efectúa disparos de apertura trifásica con

recierre o apertura trifásica definitiva en caso que sólo se utilice el esquema de recierre

monofásico en la línea de transmisión.

5.4.2 Fallas por cortocircuitos de una fase y tierra con alta impedancia


Las fallas monofásicas en las líneas de transmisión son producidas por diversas causas, como

son el contacto de un árbol o una descarga atmosférica en un conductor de una fase de la línea

de transmisión. Al producirse la pérdida del aislamiento fase- tierra como consecuencia de la

falla, se establece una corriente de falla que circula por tierra hasta retornar al(os) neutro(s)

de la(s) fuente(s) donde el sistema está puesto a tierra.

La circulación de la corriente de falla se ve afectada por la Resistencia de Puesta a Tierra en el

punto de falla, la cual teóricamente debe ser baja, menor de 25 Ohmios (10

); pero, por causa de

la naturaleza del terreno (roca o desierto) suele ser del orden de 250 Ohmios. En las líneas

donde se tiene cable de guarda la situación puede ser mejor porque este cable constituye un

camino paralelo de baja resistencia para el retorno de la corriente del punto de falla al(os)

neutro(s) de la(s) fuente(s). La protección para los cortocircuitos fase-tierra debe ser la

apropiada considerando las peores condiciones de la resistencia de puesta a tierra de la linea.

(10)

Ver Código Nacional de Suministro


COES – 2014 96

EEaaa ZIZIV

E

a

E

a

a

a

IZ

ZI

VZ

Este tipo de fallas es el más frecuente en las líneas de transmisión por lo que es muy

importante contar con una protección muy sensible a estas fallas, sobre todo que tome en

cuenta lo que se ha mencionado con respecto a la corriente de falla.


Protección de Sobrecorriente Homopolar

La detección de las corrientes de falla a tierra puede ser efectuada mediante la medición de la

corriente homopolar la cual teóricamente no debería existir; sin embargo como consecuencia

de alguna carga no balanceada puede tener un valor mínimo.

Si se tiene una línea radial, se requiere coordinar los ajustes de los reles según el flujo de

corriente homopolar hacia la fuente con la finalidad de obtener selectividad en la protección,

conforme se ha mencionado para las corrientes de falla entre fases.

Sin embargo, en líneas de interconexión el sentido del flujo de la corriente de falla será

siempre entrando a la línea, ya que se tiene alimentación a la falla desde ambos extremos. Por

tanto, se requiere detectar el sentido del flujo de la corriente homopolar para lo cual se debe

tomar una referencia o polarización que puede ser:

o Polarización con Tensión Homopolar

o Polarización con Corriente Homopolar

o Polarización de Corriente de Secuencia Negativa

o Polarización Dual (tensión y corriente)

La polarización con tensión es la más usual porque es muy fácil de aplicar, ya que la

polarización de corriente requiere de las corrientes en los neutros de los transformadores que

se conectan a la línea.

Solamente cuando la polarización con tensión homopolar no resulta apropiada para la

protección, se debe considerar la aplicación de una polarización diferente.

Protección de Distancia

La Protección de Distancia utiliza las corrientes y tensiones para calcular permanentemente

las impedancias vistas en el extremo de la línea, de manera que al producirse una falla dentro

de la línea se puede determinar si la impedancia medida por el rele está dentro de la zona de

protección.

Los Relés de Distancia operan normalmente siguiendo una secuencia de arranque, medición y

selección de fase. Para ello, normalmente cuentan con tres unidades de medida fase-tierra

independientes en cada zona. Las Impedancias fase-tierra pueden ser calculadas según el

circuito mostrado en la figura 5.13 donde se tiene:

Donde

Va = Tensión de fase a

Ia = Corriente de fase a

Za = Impedancia de fase a

IE = Corriente de retorno por tierra

ZE = Impedancia del retorno por tierra

Luego, la Impedancia vista por el Relé será:


COES – 2014 97

mcmbaa ZIZIZIV

)( 1001 ZZIZIV aa

)3(3

0

1

10

1

IZ

ZZI

VZ

a

a

Se debe notar que el valor de la Impedancia Za que se mide en el momento de una falla

depende de la longitud de la línea hasta el punto de falla, mientras que la relación de (ZE/Za)

no depende de la longitud de la línea sino solo de los parámetros de la línea.

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

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

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

Donde

Va = Tensión en la fase a

Ia,b,c = Corrientes en las fases b y c

Z = Impedancia propia de la línea

Zm = Impedancia mutua entre las fases

Pero las Impedancias de secuencia positiva (Z1) y de secuencia cero (Zo) son:

Z1 = Z - Zm

Z0 = Z + 2·Zm

Luego, se puede deducir que

De donde se obtiene que

La expresión entre paréntesis viene a ser la relación (ZE/Za) que no depende de la longitud de

la línea y permite calcular la impedancia de la línea fallada. Luego,

IL3

IE ZE

ZL

L1

L2

L3

E

UL3-E

IL3

IE ZE

ZL

L1

L2

L3

E

UL3-E


COES – 2014 98

A

f

fL

A

ffAL

A

A

AI

IRZm

I

IRIZm

I

VZ

1

10

03 Z

ZZ

Z

Zk

L

E

00

13 IkI

VZ

a

a

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

Se debe tomar en cuenta también que el Flujo de Potencia por la línea, en condiciones de pre-

falla, tiene una influencia en la medida de la Impedancia vista por el Relé cuando se tiene una

falla con alto valor de la Resistencia de Puesta a Tierra. Para ello, se puede considerar el

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

tensión y la corriente es igual a:

Figura 5.14 – Falla con Resistencia de Puesta a Tierra

Durante el cortocircuito se tiene la superposición de la corriente del flujo de potencia pre-

falla con la corriente de falla que fluye por la Resistencia de Falla y la Impedancia vista por el

Relé que tiene dos componentes:

La Impedancia correspondiente a la longitud de la línea hasta el punto de falla

La Resistencia de Falla afectada de un factor que es igual a la relación entre la

corriente de falla y la corriente del Relé (If/IA).

En consecuencia, este segundo componente será puramente resistivo solamente si las

corrientes de falla y del Relé tienen el mismo ángulo de fase, lo que significa que se puede

tener un sobrealcance o un subalcance en la medición total del Relé, tal como se muestra en la

figura 5.15.

VS

ZS

ISf

VGf

G

mZL (1-m)ZL

H

VHf IRf

ZR

VR

RfIf

VS

ZS

ISf

VGf

G

mZL (1-m)ZL

H

VHf IRf

ZR

VR

RfIf


COES – 2014 99

MEEEaaa ZIZIZIV

E

a

ME

a

Ea

aa

IZ

ZI

Z

ZI

VZ

Figura 5.15 – Efecto del Flujo de Potencia en la medición de una

Falla con Alta Resistencia

Si se tiene dos líneas paralelas, se tiene un acoplamiento mutuo de secuencia cero entre la

línea fallada y la línea sana. En consecuencia, se puede calcular la Impedancia vista por el

Relé a partir del circuito de la figura 5.16 y se tendrá:

Figura 5.16 – Circuito para calcular la Impedancia en líneas paralelas

Donde:

Va = Tensión de fase a

Ia = Corriente de fase a

Za = Impedancia de fase a

IE = Corriente de retorno por tierra

ZE = Impedancia del retorno por tierra

ZM = Impedancia mutua de secuencia cero entre las líneas paralelas

Luego, la Impedancia vista por el Relé será:

ZA

mZ2

jX B

RA

Rf for arg (Ks)> 0

Rf for arg (Ks)= 0

Rf for arg (Ks)< 0

ZA

mZ2

jX B

RA

Rf for arg (Ks)> 0

Rf for arg (Ks)= 0

Rf for arg (Ks)< 0

ZL IL3

ZE IE

ZM IEP

UL3-E

e.g L3-E

ZL IL3

ZE IE

ZM IEP

UL3-E

e.g L3-E


COES – 2014 100

L

M

a

MM

Z

Z

Z

Zk

000 33 IkIkI

VZ

Ma

aa

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

Luego la Impedancia medida por el Relé será:


Al producirse una falla fase-tierra el Relé detecta la falla y si ha efectuado la correcta

selección de fase puede proceder con una apertura monopolar con la finalidad de proceder a

un Recierre. También se puede efectuar un recierre Tripolar.

En ambos casos se debe hacer una Verificación de Sincronismo o una Supervisión de

Tensión, a fin de que no se produzca un segundo Recierre sobre falla.

5.6 Requerimientos de Protección por funcionamiento anormal del sistema

5.6.1 Cortocircuito externo a la Línea


Al producirse un cortocircuito externo a la línea no se afecta a la línea protegida; más bien, la

protección de la línea sirve de protección de respaldo para despejar estas fallas. Esto es

posible solamente con las protecciones graduadas como son las protecciones de sobrecorriente

y de distancia, pero no es posible con las protecciones unitarias por su propia naturaleza.


Protección de Sobrecorriente

Las Protecciones de Sobrecorriente serán coordinadas para actuar con una temporización

mayor que la protección de sobrecorriente de las líneas siguientes.

Protección de Distancia - Efecto Infeed

La Protección de Distancia cuenta con una segunda y una tercera zona que puede ver las fallas

más allá de la línea protegida. En particular, es deseable que la tercera zona pueda cubrir la

totalidad de las líneas siguientes a la línea protegida. Ver la figura 5.17 donde se muestra una

aplicación típica.


COES – 2014 101

BBAAAA ZIIZIV )(

BAB

A

BA

A

Ale ZKZZ

I

IZ

I

VZ

)1(1Re

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

Sin embargo, cuando se tiene un sistema complejo, en las barras donde convergen las líneas

que conectan varias centrales al sistema, aparecen corrientes que se suman a las que alimentan

una falla, las cuales no son vistas por los Relés de Distancia. Esto se denomina Efecto

“Infeed”, el cual provoca un subalcance. En la figura 5.18 se muestra un sistema complejo y

se puede calcular la impedancia vista por el Relé en la barra A donde se puede apreciar que la

mayor corriente que circula por la línea siguiente ocasiona un efecto de subalcance porque las

fallas se alejan” del relé..

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

Si no hubiese la corriente IB la impedancia medida sería la suma de las impedancias; pero,

como consecuencia de esta corriente, la cual no es registrada por el Relé, existe un

subalcance, ya que se mide una impedancia mayor que la real. En la figura 5.18 se puede

apreciar como la falla en el punto F se aleja como consecuencia del infeed.


Al detectarse una falla externa, la protección actúa con la temporización necesaria para

permitir actuar a las correspondientes protecciones y así evitar disparos indeseados. Los

disparos de las protecciones de segunda y tercera zona son tripolares y definitivos.

A B C

Z1

Z2

Z3

t

L

A B C

Z1

Z2

Z3

t

L


COES – 2014 102

Figura 5.18 – Efecto Infeed

5.6.2 Sobretensiones permanentes


Las líneas de transmisión son instalaciones con aislamiento en el aire, el cual es auto-

regenerativo, por lo que las sobretensiones permanentes de operación no afectan la vida útil

de los aisladores. Más bien, las sobretensiones en el sistema son consecuencia de un exceso de

potencia reactiva en la red, la cual es producida, en parte, por la capacitancia de las líneas. Por

tal motivo, cuando se detectan sobretensiones es posible considerar la desconexion de las

líneas de transmisión; pero, esta protección debe ser calibrada con un criterio de sistema.


Para la detección de las Sobretensiones se emplea Relés de Sobretension (59), los cuales

deben tener por lo menos dos o tres niveles de actuación. Estos relés deben estar conectados a

las Barras.


Al producirse una sobretensión se requiere efectuar las siguientes acciones:


la desconexión de los equipos.

Nivel Mayor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la

desconexión de las Líneas de Transmisión.

Nivel Alto para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la conexión

de Reactores que se pueda tener en la Subestación.

ZA

IA

IR

ZB

IA +IB

A B

F

ZL1

m=slope

Z=m.d

Z=m.d(1+K)

Ubicación real Posición vista

ZA

IA

IR

ZB

IA +IB

A B

F

ZL1

m=slope

Z=m.d

Z=m.d(1+K)

Ubicación real Posición vista


COES – 2014 103

5.7 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de las Líneas

5.7.1 Rotura de un Conductor


La rotura de un conductor de Fase es una falla frecuente en las líneas de transmisión y se

manifiesta como una carga o interconexión asimétrica que ocasionarán corrientes de

secuencia negativa en los generadores.

A veces esta falla está acompañada de la caída al suelo del conductor roto lo que significa que

se tiene una falla fase-tierra.


Se usa una lógica de corrientes que considera que cuando se produce la Rotura de un

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

corrientes de línea, detectará que la corriente que fluye por la fase averiada está debajo del

mínimo valor de la corriente definido para la línea mientras que las corrientes en las fases

sanas están muy encima de este valor.

Esta función es propia de la tecnología digital y no todas las protecciones de líneas lo

disponen, de ahí, que su aplicación se recomienda en las líneas ligadas a los centros de

generación.


Al producirse esta falla se da una alarma para que se proceda con la supervisión de las

magnitudes de la operación de la línea antes de que el operador desconecte la línea.

5.8 Consideraciones para la Teleprotección

5.8.1 Sistemas de Telecomunicaciones

El propósito del empleo de las Telecomunicaciones para fines de teleprotección es conducir

una o más señales del equipo de protección de una subestación a un equipo similar en la

subestación del extremo remoto de la línea de transmisión. Esta transmisión de la señal es

bidireccional, lo que significa que debe permitir la transmisión simultánea de las señales de

una subestación a otra. En la figura 5.19 se muestra un Enlace de Comunicaciones conectado

a una aplicación de Protección. Se debe aclarar que en un Enlace se puede tener otras

aplicaciones, las cuales no han sido representadas.

Figura 5.19 – Sistema de Telecomunicaciones y Teleprotección

ENLACE

DE

TELECOMUNICACIONES

SISTEMA

DE

PROTECCIONRELE DE

PROTECCION

RELE DE

PROTECCION

MEDIO DE TRANSMISION

EQUIPO DE

TELE

COMUNICACIONES

EQUIPO DE

TELE

COMUNICACIONES

EQUIPO DE

TELEPROTECCION

EQUIPO DE

TELEPROTECCION


COES – 2014 104

Los Equipos de Teleprotección constituyen las interfases entre las Telecomunicaciones y los

Relés de Protección. Según la información que debe ser transmitida de una subestación a otra

se puede considerar lo siguiente:

Sistemas de Teleprotección Analógicos cuando se transmite señales que son valores o

funciones del tiempo

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

Un Sistema de Telecomunicaciones debe tener varias características para que pueda asegurar

el cabal cumplimiento de sus funciones como son:

Potencia

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

inevitables atenuaciones y pérdidas que se pueden producir en el medio de

transmisión y que pueden ser críticas en condiciones de falla de la línea.

Ancho de Banda

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

información transmitida es directamente proporcional al ancho de banda utilizado;

pero un mayor ancho de banda está más expuesto a los ruidos que atenúan la señal.

Velocidad

Las señales de protección deben ser transmitidas tan rápido como sea posible con la

finalidad de asegurar una protección rápida.

Fiabilidad (dependability)

Es la capacidad de transmitir y recibir señales correctamente cuando sea necesario,

aún cuando en condiciones de falla el medio de transmisión pueda perjudicar su

desempeño.

Seguridad

Es la capacidad de no aceptar señales espurias como correctas, aún cuando en

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

Capacidad

Es la cantidad de señales que puede ser transmitida dentro de una canal de

comunicación.

Los Sistemas de Comunicaciones que se utilizan para la Teleprotección son básicamente los

siguientes:

a) Hilo Piloto

El sistema de Hilo Piloto consiste de un par de hilos instalados en una línea aérea o cable

subterráneo para transmitir señales como las corrientes, tensiones y/o los valores de fase. Este

sistema tiene el inconveniente de estar expuesto a la permanente interferencia de la línea de

transmisión y es más crítico durante las fallas, en las cuales se puede presentar altas tensiones

inducidas.


COES – 2014 105

Para evitar la interferencia con la línea de transmisión muchas veces se prefiere emplear una

ruta diferente de la línea, lo que trae consigo otras complicaciones para su realización.

La transmisión puede ser efectuada en corriente alterna a la frecuencia del sistema; pero, a

veces se emplea señales moduladas en una frecuencia de audio (2 kHz) o en corriente

continua.

Por las dificultades operativas expuestas este sistema deberá evolucionar y será reemplazado

por el sistema de fibra óptica descrito en el punto c).

b) Onda Portadora

El sistema de Onda Portadora envía señales de alta frecuencia utilizando la misma línea de

transmisión como medio para las telecomunicaciones. Para ello, los Equipos

Transmisores/Receptores de Onda Portadora son acoplados a la Línea de Transmisión a través

de un Capacitor (que usualmente es el mismo del Transformador de Tensión Capacitivo) y se

filtra a la entrada de las señales a la Subestación mediante una Trampa de Onda. Se debe

mencionar que las Cuchillas de Puesta a Tierra de la Línea están ubicadas fuera del Enlace de

Telecomunicaciones por lo que la Puesta a Tierra de la Línea no le afecta a la transmisión de

la alta frecuencia.

Este sistema también tiene el inconveniente de estar expuesto a la interferencia de la línea de

transmisión. En la operación permanente el ruido del efecto corona causa interferencia; pero,

durante las fallas puede ser más crítica la transmisión, ya que la propia falla puede ser causa

de una gran atenuación de la señal. Por esta razón no se utiliza acoplamientos sencillos (fase-

tierra) sino que se prefiere acoplamientos redundantes (fase-fase o mejor terna-terna). En la

figura 5.20 se muestra estos acoplamientos.

Figura 5.20 – Clases de Acoplamientos de la Onda Portadora

A los aparatosde alta

frecuencia


frecuencia

Acoplamiento monofásico Acoplamiento bifásico

Acoplamiento de dobles fases Acoplamiento entre sistemas

Sistema 1

Sistema 2

Condensador de acoplamiento Bloque de alta frecuencia

Transmisor entre líneas (aparato de acoplamiento)


frecuencia


frecuencia

Acoplamiento monofásico Acoplamiento bifásico

Acoplamiento de dobles fases Acoplamiento entre sistemas

Sistema 1

Sistema 2

Condensador de acoplamiento Bloque de alta frecuencia

Transmisor entre líneas (aparato de acoplamiento)


COES – 2014 106

En el acoplamiento monofásico la línea de retorno es aparentemente tierra, cuya resistencia

para la alta frecuencia es relativamente grande; pero, las corrientes en realidad fluyen también

a través de la capacidad con tierra de los conductores no acoplados y de la capacidad entre

ellos mismos. La atenuación y las pérdidas de este proceso perjudican notablemente el

desempeño de este acoplamiento. Es evidente que en el acoplamiento fase-fase se tiene una

redundancia en relación al acoplamiento fase-tierra; pero, sigue siendo crítica la transmisión

en el caso de una falla trifásica en la línea. En el acoplamiento terna-terna se obtiene un mejor

desempeño porque la falla de una línea solo afecta a una parte del conjunto.

La Onda Portadora transmite señales en el rango de 40 kHz – 400 kHz, siendo preferidas las

frecuencias mas bajas sobre todo para las líneas largas. Cada enlace emplea un ancho de

banda de 4 kHz ó 8 kHz en cada sentido. La transmisión puede hacerse con el envío (o no

envío) de la señal; pero, también con el envío de una señal permanente (señal de guarda) en

una determinada frecuencia, la cual se cambia por otra señal de una frecuencia algo diferente

(señal de operación o disparo).

c) Fibra Óptica

El sistema de Fibra Óptica utiliza una fina fibra de vidrio (óxido de silicio y germanio), la

cual tiene una baja atenuación a las ondas de luz que pueden viajar en su interior, debido a su

alto índice de refracción y está rodeado de un material similar con un índice de refracción

menor. De esta manera el cable de fibra óptica actúa como una guía de onda de la luz

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

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

transmisión, ya que por tratarse de la transmisión de luz es totalmente inmune a las

interferencias electromagnéticas de la línea. Además, los Relés normalmente están preparados

para un acoplamiento directo a la Fibra Optica. Por estas razones, este medio resulta de muy

fácil aplicación e integración a la protección de las líneas de transmisión.

Existen enlaces de distinta capacidad y en una aplicación específica de protección, donde se

utiliza señales analógicas y lógicas, es usual emplear enlaces de mediana capacidad con una

velocidad de transmisión de 64 kbits/segundo. Sin embargo, existen enlaces de hasta 2

Mbits/segundo.

d) Radio UHF

El sistema de Radio usado para las telecomunicaciones envía señales en una banda que

requiere una línea de visión entre ambos puntos extremos. Por tanto, muchas veces es

necesario utilizar Estaciones Repetidoras. Este sistema, por su naturaleza, es totalmente

inmune a las interferencias electromagnéticas de la línea.

El Radio transmite sus señales en el rango de 1350 MHz – 39500 MHz, aunque también se

utiliza la banda de 380 MHz – 470 MHz. Cada enlace utiliza un ancho de banda que puede ser

de 200 MHz hasta 2500 MHz, según la aplicación.

5.8.2 Sistemas de Teleprotección Analógica

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

protecciones:


COES – 2014 107

A) Protección Diferencial Longitudinal

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

entrada y salida de la línea. Evidentemente no se debe considerar como falla la diferencia de

corrientes por causa de la corriente de carga de la línea. Para la Protección Diferencial

Longitudinal se puede emplear Hilos Piloto o Fibra Optica.

Figura 5.21 – Protección Diferencial Longitudinal

B) Protección por Comparación de Fase

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

extremos y se puede detectar la falla cuando existe un desfase de 180° que indica que la

corriente no fluye por la línea sino que ambos extremos alimentan una falla. Para la

Protección por Comparación de Fase se puede emplear Onda Portadora o Fibra Óptica.

Figura 5.22 – Protección de Comparación de Fase

Como se aprecia en la figura 5.22, el sistema es sumamente selectivo ya que cuando se

produce una falla externa como las indicadas en F1 y F3 las corrientes en ambos extremos

estarán prácticamente en fase; pero, si se produce una falla interna como la marcada en F2,

ambos extremos alimentarán la falla y las corrientes tendrán un desfase de 180°.

X X

I1

I2

I1

I2

I1 I2

i1 i2

X X

I1

I2

I1

I2

I1 I2

i1 i2


COES – 2014 108

Hay dos sistemas de Comparación de Fase que son:

Sistema con Segregación de Fases en el cual la comparación de fase es efectuada en

cada fase por separado. Prácticamente se trata de una protección por cada fase.

Sistema de Fases No Segregadas en el cual las corrientes de las tres fases son

sumadas geométricamente en una proporción preestablecida, de manera de obtener

una cantidad susceptible de identificar una falla.

En este sistema solamente se necesita entrada de corrientes y no se considera la magnitud sino

el ángulo de fase; por tanto, no es afectado por las oscilaciones de potencia ni tampoco por las

corrientes de secuencia cero inducidas en las líneas paralelas.

5.8.3 Sistemas de Teleprotección Lógica

Se dice que se tiene un Sistema de Teleprotección Lógica cuando se envía señales tipo digital

de una subestación a otra para establecer una lógica que permita decidir si existe una falla con

la finalidad de efectuar el correspondiente disparo de los interruptores. Estos sistemas se

pueden clasificar en los siguientes tipos:

Sistemas de Comparación Direccional que transmiten señales permisivas o de

bloqueo según la dirección de la corriente (entrando o saliendo de la línea). Existen

básicamente los siguientes tipos:

Sistemas para Transferencia de Disparo que transmiten señales directas o permisivas

del disparo cuando se detecta una falla dentro del alcance calibrado en el Relé.

Existen básicamente los siguientes tipos:

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

emplear cualquiera de los Sistemas de Telecomunicaciones antes mencionados; es decir, Hilo

Piloto, Onda Portadora, Radio o Fibra Óptica.

A) Bloqueo por Comparación Direccional (DCB)

En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales podrian estar

ajustados de la siguiente manera:

Zona 1 al 85% de la longitud de la línea


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

En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas en el 85% de la longitud son

despejadas por la Zona 1 y el 15% alejado será despejado por la Zona 2 en un tiempo mayor.

La Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo tiempos más cortos. Para ello,

la Zona 2 está habilitada para actuar sin ninguna temporización, siempre que no se reciba una

señal de bloqueo del extremo remoto. Es importante que el alcance de la Zona R de Bloqueo

sea mayor que la Zona 2. En este caso se indica un ajuste del 50% que es mayor que el exceso

del 20% que tiene ajustada la Zona 2.

Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea por lo

menos del 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo, garantizando

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


COES – 2014 109

Figura 5.23 – Teleprotección con Bloqueo por Comparación Direccional (DCB)

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

un disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia de la falla. Tampoco

existe el peligro de que la falla provoque una atenuación de la señal de bloqueo porque esta

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

En la figura 5.23 se muestra la lógica que se emplea. Se debe notar que es necesario un

tiempo de coordinación para esperar que llegue la señal de bloqueo y no se produzca una falsa

operación por esta causa.

B) Desbloqueo por Comparación Direccional (DCU)



Zona1 al 85% de la longitud de la línea

Zona2 al 120% de la longitud de la línea

ZonaR (Reversa) al 50% de la longitud de la línea mirando hacia atrás

En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas en el 85% de la longitud son


La Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo tiempos más cortos. En este

sistema la Zona 2 es permanentemente deshabilitada por una señal de bloqueo, excepto

durante las fallas internas en que se desbloquea para permitir su actuación sin retardo de

tiempo.

Es importante que el alcance de la Zona R de Bloqueo sea mayor que la Zona 2. En este caso

se indica un ajuste del 50% que es mayor que el exceso del 20% que tiene ajustada la Zona 2.


COES – 2014 110


menos 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo, garantizando con

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

Figura 5.24 – Desbloqueo por Comparación Direccional (DCU)


un disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia de la falla.

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

en una frecuencia que no es la de operación normal, lo que permite verificar que el sistema

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

frecuencia normal y se emite con una mayor potencia, de manera de asegurar la correcta

operación del sistema. Si se produjera una falla en la recepción de la señal de guarda y no hay

recepción de la señal de operación, existe la posibilidad que se deba a una falla en la línea; por

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

C) Transferencia de Disparo Directo (DUTT)





En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas al 85% de la longitud son

despejadas por la Zona1 y el 15% alejado será despejado por la Zona2 en un tiempo mayor.


la Zona1 de la Subestación Remota envía una señal, la cual provoca una acción directa de

disparo del Interruptor Local.

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

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

distance protection). También se dice Interdisparo No permisivo por subalcance de distancia

(Non-permissive underreach distance protection).





COES – 2014 111

Figura 5.25 – Transferencia de Disparo Directo (DUTT)

Si solo se usa un canal de comunicaciones existe el peligro de que un ruido en la línea

provoque una señal espuria y se produzca un disparo indeseado. Por esta razón, es necesario

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

funcionamiento no sea afectado por un ruido.

D) Aceleración de Zona (ZA)





Zona A (Aceleración) al 120% de la longitud de la línea


despejadas por la Zona1 y el 15% alejado será despejado por la Zona2 en un tiempo mayor.


la Zona1 de la Subestación Remota envía una señal, la cual hace intervenir a la ZonaA que

tiene un mayor alcance que la Zona1. Usualmente se utiliza como ZonaA a la Zona2 y se dice

que se acelera su operación porque actúa sin ninguna temporización.





un disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia de la falla. Más bien,

existe el peligro de que la falla en la línea provoque una atenuación de la señal de aceleración.


COES – 2014 112

Figura 5.26 – Teleprotección con Aceleración de Zona

E) Disparo con Subalcance Permisivo (PUTT)

En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales podrían estar







la Zona 1 de la Subestación Remota envía una señal, la cual se convierte en disparo del

Interruptor Local solamente si la falla ha sido vista por la Zona 2 de la Subestación Local. La

señal de la Zona 1 (Subalcance) es sólo permisiva ya que se necesita confirmar la existencia

de la falla por la Zona 2 para que se produzca el disparo.






existe el peligro de que la falla en la línea provoque una atenuación de la señal permisiva.


COES – 2014 113

Figura 5.27 – Teleprotección con Disparo Permisivo por Subalcance (PUTT)

F) Disparo con Sobrealcance Permisivo (POTT)

En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales podrían estar







la Zona 2 de la Subestación Remota envía una señal, la cual se convierte en disparo del

Interruptor Local solamente si la falla ha sido vista por la Zona 2 de la Subestación Local. La

señal de la Zona 2 (Sobrealcance) es sólo permisiva ya que se necesita confirmar la existencia

de la falla por la Zona 2 para que se produzca el disparo.






existe el peligro de que la falla en la línea provoque una atenuación de la señal permisiva.


COES – 2014 114

Figura 5.28 – Teleprotección con Disparo Permisivo por Sobrealcance (POTT)

En la tabla 5.3 se indica de manera resumida los Sistemas de Teleprotección de Líneas

Tabla 5.3 – Esquemas de Teleprotección Lógica

TR

AN

SF

ER

EN

CIA

D

E D

ISP

AR

O

CO

MP

AR

AC

ION

D

IRE

CC

ION

AL

10% ... 80% 90% 100% 110% 120% 130% 150%

Zona1 DETECTA LA FALLA Y OPERA EN t1 = 0 Seg.






DETECCION DE LA FALLA

ZonaR = 50%ZLinea t1 = 0

Zona1, ZonaA, Zona2 y Zona3 con alcances y tiempos similares a Subestacion Local

Zona2 = 120% ZLinea t2 = 0.5 s

Zona3 > 150% ZLinea t3 = 1 s

SUBESTACION REMOTA

NO HAY Disparo NO HAY Señal


Si se recibe Señal POTT Zona2 dispara con t2=0

Zona1 = 85%ZLinea t1 = 0

ZonaA = 120% ZLinea tA = 0





Zona 2 DETECTA LA FALLA

OPERA EN t1 = 1 Seg.

Si se recibe Señal POTT ZonaA dispara con t2=0


FUNCIONAMIENTO SIN

TELEPROTECCION

Disparo por recepción de DUTT con t=0

Zona 1 DETECTA LA FALLA OPERA EN t1 = 0 Seg.

Zona 2 DETECTA LA FALLA OPERA EN t1 = 0.5 Seg.

DUTT

DCU

LINEAS DE TRANSMISION LINEA PROTEGIDA LINEA SIGUIENTE

DCB SI ZonaR opuesta

NO envía Señal DCB Zona2 dispara con t2=0

SUBESTACION LOCAL

NO HAY Disparo ZonaR

envía Señal DCB NO HAY Disparo

ZonaR envía Señal DCB

SI ZonaR opuesta NO envía Señal DCB

Zona2 dispara con t2=0 NO HAY Disparo

ZonaR envía Señal DCB

NO HAY Disparo ZonaR

envía Señal DCB

AZ NO HAY Disparo NO HAY Señal

Si se recibe Señal PUTT Zona2 dispara con t2=0 PUTT

POTT

FU

NC

ION

AM

IEN

TO

C

ON

T

ELE

PR

OT

EC

CIO

N


COES – 2014 115







Interruptor.

Esta falla se puede producir por diversas razones como son:













En segunda instancia se debe proceder con la apertura de los Interruptores vecinos

para abrir el circuito comprometido, al mismo tiempo que se consigue aislar al

Interruptor fallado.


hasta detectar la causa de la falla.

5.10 Definición de la Protección de las Líneas de Transmisión

Las Protecciones de las Líneas deben ser efectuadas con Relés Multifunción, los cuales deben

ser aplicados en forma segregada para distinguir lo siguiente:

Protecciones Principales, las cuales deben ser conectadas a un juego de devanados

secundarios de los Transformadores de Corriente y Tensión.

Protecciones Redundantes y de Respaldo, las cuales deben ser conectadas a

devanados secundarios diferentes de Transformadores de Corriente y Tensión de los

utilizados por las Protecciones Principales.

Por otra parte, sobre la base de esta segregación se procederá a definir las tensiones de

alimentación a las protecciones en corriente continua de la siguiente manera:




Falla interruptor




COES – 2014 116


Falla interruptor

5.11 Requisitos Mínimos de Protección de las Líneas de Transmisión

Los Requisitos Mínimos de Protección para las Líneas de Transmisión se establecen según los

niveles de tensión que son los siguientes:

Líneas de Transmisión con tensión nominal de 60 kV




A su vez, dentro de cada nivel de tensión se debe distinguir dos casos: Líneas Radiales e

Interconexiones; y para estas últimas se define los siguientes rangos:

Líneas Cortas

Líneas Medianas

Líneas Largas

En el plano RP-LT-01, RP-LT-02, RP-LT-03 y RP-LT-04 se muestra las protecciones

mínimas para las líneas (con aporte a la falla por ambos extremos de la línea) de 60 kV, 132

kV, 220 kV y 500 kV, respectivamente. En cada línea se ha considerado tres casos que son:

líneas cortas, líneas medianas y líneas largas.

Los esquemas anteriores se deben tomar como una referencia general y esta orientado a las

nuevas instalaciones. Siempre es importante analizar que esquema se adecua mejor a la línea,

dependiendo de la importancia de la carga que alimenta, su ubicación dentro del Sistema

Interconectado, puede hacer que si la falla tarda unos milisegundo mas, sea crítica para la

operación, etc. Se dan casos por ejemplo, que una línea de interconexión de 138 kV es más

importante que líneas de 220 kV con configuración radial.

5.11.1 Requerimientos Generales de las Protecciones de Línea

TIEMPO DE DESPEJE DE FALLA

Para los niveles inferiores a 138 kV, el tiempo máximo de despeje de falla estará dado por los

requerimientos de estabilidad del sistema ante los distintos tipos de falla. La falla que requiere

menor tiempo de despeje es la falla trifásica. Para los niveles de 138 kV y superiores, el tiempo máximo de despeje de fallas nunca deberá

exceder de 80 ms.

DISPARO RÁPIDO ENTRE EL 0 Y EL 100% LONGITUD DE LÍNEA

Para los niveles de 138 kV y superiores se deberá garantizar el disparo rápido en el 100 % de

la longitud de la línea, para lo cual se deberá implementar protección diferencial de línea o

protección de distancia con teleprotección.

Para los niveles inferiores a 138 kV, el disparo rápido en el 100% de la línea dependerá del

tiempo crítico de despeje de falla[1].

RESPALDO REMOTO

El sistema de protección de la línea deberá garantizar el respaldo remoto para fallas ubicadas

fuera de la línea protegida. Por ello se requiere siempre la función de Protección de Distancia


COES – 2014 117

y la función Protección de Sobrecorriente, independientemente de la utilización o no de la

función de Protección Diferencial de Línea.

CARACTERÍSTICA DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA

La protección de distancia independientemente de su aplicación deberá contar con las

siguientes características:

Deberá tener característica cuadrilateral para fallas fase-tierra, y característica

cuadrilateral o Mho para fallas fase-fase.

El ajuste de los elementos fase-tierra deberá ser independiente del ajuste de los

elementos fase-fase.

Deberá contar con por lo menos 4 zonas de medición.

Dependiendo de la aplicación deberá contar con funciones especiales para aplicarlas

en líneas con compensación serie.

Deberá poder operar con recierre monofásico o trifásico.

Deberá contar con los esquemas de teleprotección con subalcance permisivo (PUTT)

y sobre alcance permisivo (POTT).

Deberá contar con la función de bloqueo y disparo por oscilación de potencia.

Deberá contar la Función de Cierre Sobre Falla (SOTF).

Deberá contar con funciones de sobretensión.

CARACTERÍSTICA DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE LÍNEA

La protección diferencial de línea independientemente de la aplicación deberá

contar con las siguientes características.

Evaluación de la corriente diferencial en módulo y fase, para cada fase.

Función Recierre monofásico y trifásico.

Compensación de la corriente capacitiva en líneas largas.

Compensación del retardo del canal de comunicaciones.

Función de Cierre Sobre Falla (SOTF).

En el caso de fallas de alta impedancia, deberá cambiar su característica o contar con

una función diferencial de secuencia cero o secuencia negativa.

UNIDAD DE MEDICIÓN FASORIAL (PMU)

Los relés de protección de líneas de transmisión de los STTN y STTR, de 220 kV y 500 kV

deberán contar con una unidad de medición fasorial (PMU) con el fin de que sea posible

supervisar la diferencia angular entre dos puntos de interconexión al SEIN y prevenir

problemas de inestabilidad por incremento de la diferencia angular.

Los relés de protección que cuenten con unidades de medición fasorial, deberán ser

sincronizados por GPS con protocolo IRIG B o superior.


COES - 2014

LEYENDA21 Protección de Distancia fases

21N Protección de Distancia de Tierra

25 Función de Sincronismo



68 Bloqueo contra oscilaciones de potencia

79 Función Recierre

REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

20/11/02 R.T.A.

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--

RP - LT - 01DOCUMENTO N°:

16/11/05

16/11/05

16/11/05

16/11/05

FECHA

R. TAFURDIBUJO

L VALDIVIA

L VALDIVIA

L VALDIVIAAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

CONTRATISTA:

LUIS VALDIVIA

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE

LINEAS DE TRANSMISIONCON TENSION HASTA 138 KV


25 67N Protección de Sobrecorr Dir. a tierra79

87

5167 67N

2121N

LINEA CORTA

FIBRA OPTICA

21

79

68

LINEA MEDIANA

F.O. (Nota 1)

68

21N

67N

25

COMP. DIRECCIONAL

POTT

PC

OP

21

79

68

LINEA LARGA

F.O. (Nota 1)21N

67N

25

COMP. DIRECCIONAL

PUTT

PC

OP

67 Protección de Sobrecorr Dir. fases

PFIPFI Protección de Falla Interruptor (50BF)

5167 67N PFI

5167 67N PFI

PC Panel de Comunicaciones

Nota 1 :

El uso de la Onda Portadora es opcional

en caso de contar con fibra óptica.


COES – 2014 119








REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

20/11/02 R.T.A.

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--


16/11/05

16/11/05

16/11/05

16/11/05

FECHA

R. TAFURDIBUJO

L VALDIVIA

L VALDIVIA

L VALDIVIAAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

CONTRATISTA:

LUIS VALDIVIA

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE

LINEAS DE TRANSMISIONCON TENSION DE 138 KV (INCLUYE 132 KV)



LINEA CORTA

FIBRA OPTICA

21

79

68

LINEA MEDIANA

FIBRA OPTICA

25 79

87L21

21N

68

21N

67N

25

COMP. DIRECCIONAL

POTT

PC

OP

21

79

25

LINEA LARGA

21N 59

68

COMP. DIRECCIONAL

PUTT

OP


COMP. DIRECCIONAL

21


COMP. DIRECCIONAL

2121N 68 PFI

PFI Protección Falla interruptor (50BF)

87L

7925 PFI

2121N 6887L

7925 PFI

PUTT

21N 5921

7925 PFI

PC

PUTT

FIBRA OPTICA


68


COES – 2014 120








REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

20/11/02 R.T.A.

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--


16/11/05

16/11/05

16/11/05

16/11/05

FECHA

R. TAFURDIBUJO

L VALDIVIA

L VALDIVIA

L VALDIVIAAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

CONTRATISTA:

LUIS VALDIVIA

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE

LINEAS DE TRANSMISION

CON TENSION DE 220KVSISTEMA DE PROTECCIONB ACTUALIZACION AÑO 2008


LINEA CORTA

F.O. 1

LINEA MEDIANA




25

7987L2121N

68 PFI

25

7987L2121N

68PFI F.O. 2

OP

PC

COMP. DIRECCIONAL

79

6859

87L25

PFI21

21N

67N

79

6821N

PFI

25

5921

67N

POTT ó PUTT

OP

COMP. DIRECCIONAL

7968

21N

PFI

25

5921 67N

7925

21N

PFI

685921

67N

78

78

78 Protección de Pérdida de Paso

78

78

78

78

F.O.


LINEA LARGA

PUTT

PCF.O.

PMU

PMU

PMU

PMU

PMU Unidad de Medicion Fasorial


COES – 2014 121








REV.

EMISION PRELIMINARA

DESCRIPCION DIBUJO

LISTA DE REVISIONES

FECHA

20/11/02 R.T.A.

REVISO

..

PROYECTO

..

APROBO

..

--

FECHA

--


16/11/05

16/11/05

16/11/05

16/11/05

FECHA

R. TAFURDIBUJO

L VALDIVIA

L VALDIVIA

L VALDIVIAAPROBO

REVISO

PROYECTO

NOMBRE

DE 1

HOJA 1

CONTRATISTA:

LUIS VALDIVIA

..

--REVISO

APROBO --

NOMBRE

LINEAS DE TRANSMISIONCON TENSION MAYORES A 245 KV



LINEA CORTA

F.O. 1

LINEA MEDIANA




25 79

87L21

21N 68

PFI

25

7987L21

21N 78

PFIF.O. 2

COMP. DIRECCIONAL

7968

PFI 5925

21

21N 67N

POTT ó PUTT

F.O. 1

25

7987L21

21N

78PFI

78

78 Protección de Pérdida de Paso

78

68

68

59

67N

87L

OP

PCPC

COMP. DIRECCIONAL

POTT ó PUTT


COMP. DIRECCIONAL

7968

PFI 5925

21

21N 67NPUTT

78

87L

OP

PCPC

COMP. DIRECCIONAL

PUTT

25

7987L21

21N

78PFI

68

59

67N

F.O. 2

F.O. 1

F.O. 2

PMU Unidad de Medicion Fasorial

PMU

PMU

PMU

PMU


COES - 2014

Capítulo 6 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS PARA LAS

PROTECCIONES SISTEMICAS

6.1 Objetivo de la Protección Sistémica

Como se ha explicado, el SEP puede ser sometido a solicitaciones de Sobretensiones y/o

Sobrecorrientes que pueden producir Oscilaciones de las Máquinas, las cuales deben

amortiguarse; caso contrario, serán peligrosas para su funcionamiento, afectando su

estabilidad y provocando la desconexión de las mismas, con lo cual se deja de atender la

demanda.

Sin embargo, se debe tener en cuenta que el objetivo final es el funcionamiento del sistema

eléctrico en su conjunto; es decir, no se trata de que la protección tenga la máxima

sensibilidad y la mayor velocidad para detectar y eliminar las condiciones que afectan a los

equipos, ya que muchas veces esta actuación de la protección puede comprometer aún más la

situación del sistema eléctrico para cumplir con su cometido. De esta manera, muchas veces

la mejor solución para el sistema es mantener el equipo que retirarlo del servicio prontamente.

Indudablemente, esto no significa que se deba atentar contra la integridad de los equipos en

forma individual. Lo que se plantea es un compromiso entre la Velocidad y la Seguridad de la

Protección, la cual a su vez está vinculada con la Calidad del Suministro, ya que si bien es

deseable que una falla sea despejada rápidamente, un disparo indeseado o la salida anticipada

de una parte del sistema termina afectando su capacidad para atender la demanda.

Por tanto, se requiere de protecciones que no sean diseñadas en función de los equipos en

forma individual, sino en función del sistema eléctrico en su conjunto. Se les denomina

Protecciones Sistémicas y son adicionales a las de los propios equipos o instalaciones. En

función de lo expuesto, en el Sistema Eléctrico se requiere contar con un Sistema de

Protección que permita:

1. Detectar las fallas de operación del sistema y establecer la secuencia de

operaciones necesaria para minimizar su impacto y permitir el restablecimiento

del servicio tan pronto como sea posible, como son:

a. Pérdida de Sincronismo en las Máquinas

b. Colapso de tensión

2. Detectar el funcionamiento anormal del sistema y tomar las acciones preventivas

que permitan minimizar su impacto, como son:

a. Sobrefrecuencias por pérdida súbita o Rechazo de Carga

b. Bajas frecuencias por desbalance con pérdida de Potencia Activa

3. Detectar el estado inapropiado en el sistema con la finalidad de tomar las acciones

conducentes a evitar perturbaciones en el sistema como son:

a. Sobretensiones por desbalance con pérdida de Potencia Reactiva

b. Subtensiones por desbalance con exceso de Potencia Reactiva

En el presente capítulo se presentan los Requisitos Mínimos de Protección que deben ser

empleados en el Sistema, para atender los requerimientos de la operación del SEP. Se debe

aclarar que estas protecciones suelen formar parte de las propias instalaciones y se aplican a


COES – 2014 123

los equipos en forma individual; pero, también requieren de una aplicación sistémica, la cual

debe ser coordinada con la protección del propio equipo.

6.2 Requerimientos de Protección contra Fallas del Sistema

6.2.1 Pérdida de Sincronismo en las Máquinas


Cuando se produce un desbalance de Potencia Activa en el sistema, aparece una oscilación de

potencia en los generadores. Si esta oscilación se amortigua, se continúa con la operación

normal. Pero, si no se amortigua, se puede llegar a una pérdida del sincronismo, que no le

permite continuar al generador con la operación; y además, le ocasiona fuertes exigencias

mecánicas a la máquina.

Con el fenómeno descrito se produce una inestabilidad en el Sistema Eléctrico.


Para la detección se emplea un Relé de Impedancia en el Generador (78), mirando hacia el

sistema. Cuando se produce una Oscilación de Potencia que deviene en Pérdida de

Sincronismo, la Impedancia vista como el cociente de la tensión y la corriente resulta en un

gráfico como el mostrado en la Figura 6.1.

Figura 6.1 – Impedancia vista en el Generador con Pérdida de Sincronismo


COES – 2014 124

Como consecuencia de la oscilación de potencia, la cual provoca la pérdida de sincronismo, la

impedancia registra un vaivén en forma de círculo alrededor del eje de las impedancias.

Por esta razón la detección de la pérdida de sincronismo se fundamenta en el registro de la

impedancia con el fin de determinar si se produce el vaivén antes mencionado. En la Figura

6.2 se muestra uno de los modelos empleados para la detección de este fenómeno.

Figura 6.2 – Esquema de Protección de Pérdida de Sincronismo

Se utiliza Relés de Pérdida de Sincronismo (78) como protecciones especiales en

determinadas ubicaciones del sistema, de acuerdo a configuraciones especiales que se puedan

dar. En principio debe preverse en las interconexiones entre Subsistemas; pero, también puede

requerirse en otras ubicaciones que no se puede anticipar y será objeto de un análisis en

particular.

La Pérdida de Sincronismo (Out of Step) debe ser analizada con un Estudio de Estabilidad.


Al producirse una Pérdida de Sincronismo la proteccion debe desconectar el generador del

sistema e iniciar una parada del grupo generador. De manera similar, en las interconexiones

debe desconectar la linea.

En el caso de una protección ubicada en una línea de transmisión, se efectúa el disparo local

donde está instalado el Relé y el disparo del extremo remoto se efectúa manualmente.

6.2.2 Colapso de Tensión


Al producirse un cortocircuito cerca de un centro de carga importante se produce la

disminución de la tensión consecuencia de la falla. Esta caída de la tensión desacelera

sensiblemente a los motores cuyo par depende del cuadrado de la tensión. Al mismo tiempo,

este fenómeno puede ser agravado por la disminución de la Potencia Reactiva de los Bancos

de Capacitores, la cual depende igualmente del cuadrado de la tensión. Después de la falla, los

motores tratan de tomar una sobrecorriente para acelerarse; pero, si los generadores no son


COES – 2014 125

capaces de responder a esta súbita exigencia de corriente, se puede producir una masiva

pérdida de carga.

Con el fenómeno descrito se produce una falla de Estabilidad de Tensión en el Sistema

Eléctrico.


La detección de las tensiones criticas de colapso de tensión se efectúa con Relés de Mínima

Tensión.


Al producirse una caída de tensión debe efectuarse los disparos según una secuencia que ha

sido previamente seleccionada de acuerdo a un estudio de estabilidad de tension.

Se debe también indicar que este fenómeno es sumamente crítico dentro de las propias

centrales de generación, donde, dependiendo de la magnitud y duración del colapso de tensión

se pueden perder los motores de los servicios auxiliares. Por tanto, en estas fallas se debe

iniciar la secuencia de disparos y se debe evitar el arranque simultáneo de los motores ante

una pérdida de la tensión.


6.3.1 Bajas frecuencias por déficit de Potencia Activa


Cuando se produce un déficit de Potencia Activa entre la generación y la carga, se produce

una disminución de la velocidad de las máquinas, lo que se traduce en una reducción de la

frecuencia. Este fenómeno puede ser regresivo por dos razones:

Al disminuir la velocidad también se disminuye la ventilación de la máquina y su

potencia nominal disminuye. Ver la Figura 3.

Si se produce la desconexión de un grupo el déficit de potencia reactiva aumenta y

existe la posibilidad de que se produzca una salida sucesiva de los demás grupos del

sistema.

Figura 6.3 Capacidad del Generador en función de la Frecuencia

92 93 94 95 96 97 98 99 100

88

90

92

94

96

98

100


MA

XIM

UM

KV

A I

N P

ER

CE

NT

MRF 1

MRF 2

92 93 94 95 96 97 98 99 100

88

90

92

94

96

98

100


MA

XIM

UM

KV

A I

N P

ER

CE

NT

MRF 1

MRF 2


COES – 2014 126


La detección de esta condición se efectúa con Relés de Mínima Frecuencia (81-u) con la

finalidad de establecer un Sistema de Rechazo de Carga que permita evitar la desconexión de

todas las generaciones y las cargas al mismo tiempo.


La Protección de Sobretensión debe estudiarse a nivel de subsistemas y debe analizarse los

distintos escenarios de operación posible, de manera que se pueda establecer la secuencia de

desconexión mas apropiada. Se emplea un escalonamiento de varios niveles.

6.3.2 Sobretensiones y sobrefrecuencias por Rechazo de Carga


Cuando se produce una pérdida súbita de carga, los generadores tienden a aumentar su

velocidad con el consiguiente aumento de la frecuencia, así como una Sobretensión

permanente. En la Figura 4 se muestra el diagrama vectorial para visualizar el fenómeno.

Figura 6.4 – Sobretensión por Rechazo de Carga


La Sobretensión se detecta con un Relé de Máxima Tensión (59) y la Sobrefrecuencia con

Relés de Máxima Frecuencia (89-o)


COES – 2014 127


Al igual que lo antes mencionado, la Protección de Sobretensión debe estudiarse a nivel de

subsistemas y debe analizarse los distintos escenarios de operación posible, de manera que se

pueda establecer la secuencia de desconexión mas apropiada según los niveles establecidos.

6.3.3 Otras Sobretensiones Temporarias


Las Sobretensiones Temporarias son fenómenos de poco amortiguamiento, más bien son

sobretensiones sostenidas. El caso más crítico es el que se presenta luego del rechazo de

carga; pero, existen otros como son: las Fallas a Tierra, la Resonancia, la Ferrorresonancia y

el Efecto Ferranti.


Las Sobretensiones Temporarias son detectadas con Relés de Máxima Tensión (59).


Conforme a lo antes mencionado, la Protección de Sobretensión debe estudiarse a nivel

subsistema para establecer la secuencia de disparo más apropiada.

6.4 Requerimientos de protección por estado inapropiado del sistema

6.4.1 Sobretensiones por exceso de potencia reactiva


Durante la operación normal del sistema se puede producir en determinadas zonas del sistema

un exceso de Potencia Reactiva por cualquiera de las siguientes causas:

Pérdida de Compensadores de Potencia Reactiva como son los Reactores en

Derivación.

Efecto Ferranti por conexión en cascada de líneas de transmisión o líneas largas en

vacío.

Conexión de Bancos de Capacitores.


Para la detección de las Sobretensiones se emplea Relés de Sobretension (59), los cuales


las Barras y a cada circuito conectado a la Subestación.


La Protección de Sobretensión debe estudiarse a nivel de subsistemas y debe analizarse los


desconexión mas apropiada. En principio, al producirse una sobretensión se requiere efectuar

las siguientes acciones:


la desconexión de toda la barra con la finalidad de proteger a los equipos.

Nivel Mayor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen:

o La desconexión de los Capacitores que se pueda tener en la Subestación.

o La conexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación.

Nivel Alto para el cual sólo se debe dar Alarma.


COES – 2014 128

6.4.2 Subtensiones por déficit de potencia reactiva


Durante la operación normal del sistema se puede producir en determinadas zonas del sistema

un déficit de Potencia Reactiva por cualquiera de las siguientes causas:

Pérdida de Compensadores de Potencia Reactiva como son los Bancos de Capacitores

en Derivación.

Conexión de Reactores .


Para la detección de las Subtensiones se emplea Relés de Mínima tensión (27), los cuales


las Barras y cada circuito conectado a la Subestación.


La Protección de Mínima Tensión debe estudiarse a nivel de subsistemas y debe analizarse los


desconexión mas apropiada. No se debe disparar todos los circuitos simultáneamente.

En principio, al producirse una disminución de la tensión se requiere efectuar las siguientes

acciones:

Nivel Menor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen:

o La conexión de los Capacitores que se pueda tener en la Subestación.

o La desconexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación.

Nivel Mínimo para el cual sólo se debe dar Alarma.

6.5 Requisitos Mínimos de Protecciones Sistémicas

Las protecciones sistémicas deben detectar las oscilaciones de potencia, así como las

tensiones y frecuencias anormales en el sistema; por tanto, lo que se requiere son los

siguientes relés

Relé de Pérdida de Sincronismo (78)

Relé de mínima/máxima tensión (27 / 59)

Relé de mínima/máxima frecuencia (81-u / 81-o)

Estos dispositivos deben contar con varios umbrales de ajuste según la aplicación deseada. En

la Tabla 6.1 se muestra los requisitos mínimos de protecciones sitémicas.


COES – 2014 129

Tabla 6.1 - REQUERIMIENTOS DE PROTECCIONES SISTEMICAS

REQUERMIENTO DE PROTECCION Generador Transformador Reactor Banco de

Capacitores

Línea de

Transmisión

Por Fallas en el

Sistema Eléctrico

Pérdida de Sincronismo

en las Máquinas 78 - - - 78

Colapso de Tensión 27 27 - - 27

Por

funcionamiento

anormal del

Sistema

Bajas frecuencias por

déficit de Potencia

Activa

81-u - - - -

Sobretensiones y

sobrefrecuencias por

Rechazo de Carga

59

81-o 59 59 59 59

Otras Sobretensiones

Temporarias 59 59 59 59 59

Por estado

inapropiado del

sistema

Sobretensiones por

exceso de Potencia

Reactiva

59 - - 59 59

Subtensiones por déficit

de Potencia Reactiva - - 27 - -


COES – 2014 130

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REQUISITOS MINIMOS PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN DEL SEIN

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