Título: Análisis de la Protección de Barras en la subestación principal
del Sistema Aislado Cayo Santa María
Autor: Diego Eduardo Urquía López
Tutores: MSc. Ing. Emilio Francesena Bacallao
Ing. Rolando Pérez Gattorno
, Julio 2019
Departamento de Electroenergética
, Julio 2019
Title: Bus Protection Analysis in the main substation of the Isolated
System Cayo Santa María
Author: Diego Eduardo Urquía López
Thesis Directors: MSc. Ing. Emilio Francesena Bacallao
Ing. Rolando Pérez Gattorno
Electroenergetic Department
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DEDICATORIA
A mis padres Yamila y Wilfredo por ser las personas más importantes en mi vida y quienes
han estado a mi lado todo el tiempo, brindándome su apoyo.
Al resto de mi familia que de una forma u otra han estado presente y me han apoyado y
ayudado cundo lo necesitaba.
A todos mis amigos por su amistad incondicional.
AGRADECIMIENTOS
A mis tutores Emilio y Rolando que con su paciencia, esfuerzo y dedicación hicieron posible
la culminación de este trabajo de diploma.
A mis amigos de la carrera: Anai, Cristian y Rolando Mena de los cuales tanta ayuda recibí.
A Rocio, amiga inigualable, por su comprensión y mucha paciencia en momentos difíciles.
A los trabajadores del departamento de protecciones de la Empresa Eléctrica de Villa Clara
por la atención prestada.
A los profesores que tuve durante los cinco años de carrera que me transmitieron sus
conocimientos.
RESUMEN
La protección de las barras es de gran importancia y debe ser algo prioritario en una
subestación tomando en consideración su importancia relativa dentro del sistema del que
forma parte.
La protección de barra de la subestación principal del Sistema Aislado Cayo Santa María
(SACSM) no es de las clásicas, sino que está implementada a partir de cierta automática
contra averías o fallas, es por ello que los especialistas en protecciones de la Unión Eléctrica
la llaman Protección Especial de Barra. En los últimos tiempos esta Protección Especial de
Barra ha ocasionado disparos no selectivos y ha fallado o retardado su operación en varias
ocasiones, con la consecuente afectación al sistema turístico de Cayo Santa María y a la
economía del país.
De ahí que el objetivo del trabajo sea analizar la protección de barras en la subestación
principal del Sistema Aislado Cayo Santa María para lograr una respuesta selectiva y en el
menor tiempo posible ante cortocircuitos para los que debe operar.
Tras evaluar el desempeño de la Protección Especial de Barra contra cortocircuitos se llegó a
la conclusión que esta protección, como está implementada actualmente, tiene grades
probabilidades de presentar operaciones no selectivas para cortocircuitos para los que no
debe operar. A partir de ahí, se propusieron modificaciones en el sistema actual y se
presentaron otros esquemas de protección que pueden ser usados, todos con el objetivo de
lograr la selectividad requerida y en otros casos también, una mayor rapidez de operación.
Palabras Clave: protección de barra, Sistema Aislado Cayo Santa María, Protección
Especial de Barra, operaciones no selectivas, selectividad, rapidez de operación.
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 1
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES
UTILIZADAS .......................................................................................................................... 4
1.1 Introducción ............................................................................................................ 4
1.2 Sistemas de barras en subestaciones y su clasificación .................................... 4
1.2.1 Arreglo de barra simple................................................................................... 5
1.2.2 Arreglo de barra simple o principal con barra de transferencia .................. 6
1.2.3 Arreglo de barra doble .................................................................................... 7
1.2.4 Arreglo de barra doble y barra de transferencia ........................................... 7
1.2.5 Configuración en anillo ................................................................................... 8
1.2.6 Configuración de interruptor y medio ............................................................ 8
1.2.7 Arreglo de doble barra y doble interruptor .................................................... 9
1.3 Protección de barras. Tipos ................................................................................... 9
1.3.1 Esquemas clásicos de protección de barras. Tipos y características ....... 11
1.3.1.1 Protección diferencial con relé de sobrecorriente ............................... 11
1.3.1.2 Protección diferencial de alta impedancia ............................................ 13
1.3.1.3 Protección de porcentaje diferencial .................................................... 15
1.3.1.4 Protección diferencial con acopladores lineales ................................. 17
1.4 Otros esquemas de protección de barras ........................................................... 18
1.4.1 Protección diferencial parcial ....................................................................... 19
1.4.2 Protección de barras por zonas interbloqueadas ....................................... 20
1.4.3 Protección de barra por arco eléctrico ........................................................ 23
1.5 Consideraciones finales del capítulo .................................................................. 24
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y
CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS ................................................. 25
2.1 Introducción .......................................................................................................... 25
2.2 Esquema de suministro ....................................................................................... 25
ÍNDICE
2.3 Protecciones utilizadas en generación y alimentadores ................................... 28
2.3.1 Protecciones en celdas de Generación relacionadas con la PEB.............. 31
2.3.2 Protecciones en celdas de Alimentadores relacionadas con la PEB ........ 31
2.3.3 Protecciones en celda de Enlace de Barras relacionadas con la PEB ...... 32
2.4 Características de los transformadores de corriente utilizados ....................... 33
2.5 Esquema de barra de la subestación principal. Características y ventajas ..... 34
2.6 Protección Especial de Barras. Características y principio de funcionamiento
35
2.6.1 Principio de funcionamiento ......................................................................... 35
2.7 Fallas de operación de la Protección Especial de Barra en este sistema ........ 39
2.8 Consideraciones finales del capítulo .................................................................. 41
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE
BARRAS DEL SACSM. MODIFICACIONES Y NUEVOS ESQUEMAS ............................... 42
3.1 Introducción .......................................................................................................... 42
3.2 Descripción y simulación de fallas de operación de la Protección Especial de
Barras............................................................................................................................... 42
3.2.1 Análisis de operación no selectiva de protección de barra en subestación
Remedios 110 kV ......................................................................................................... 42
3.2.2 Simulación de operación no selectiva de la PEB en el SACSM ................. 47
3.3 Propuesta de nuevos esquemas de protección de barra y modificaciones al
existente .......................................................................................................................... 50
3.3.1 Protección por zonas de bloqueo usando la lógica cableada .................... 50
3.3.2 Protección por zonas de bloqueo usando comunicación por mensajes
GOOSE de la norma IEC 61850 ................................................................................... 52
3.3.3 Protección diferencial parcial con TC auxiliares ......................................... 55
3.3.3.1 Protección diferencial parcial combinada con la protección por arco59
3.4 Consideraciones finales del capítulo .................................................................. 60
CONCLUSIONES ................................................................................................................. 61
RECOMENDACIONES ......................................................................................................... 62
BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................... 63
ANEXOS .............................................................................................................................. 65
ANEXO I.1. Ventajas y desventajas de los arreglos de barras ..................................... 65
ÍNDICE
ANEXO I.2. Ajuste y sensibilidad de las protecciones diferenciales de barra descritas
.......................................................................................................................................... 67
i. Protección diferencial con relé de sobrecorriente ............................................. 67
ii. Protección diferencial de alta impedancia .......................................................... 67
iii. Protección de porcentaje diferencial ............................................................... 68
iv. Protección diferencial con acopladores lineales ............................................ 69
ANEXO I.3. Comparación entre los esquemas clásicos de protección de barra ........ 70
ANEXO I.4. Operación de la protección diferencial parcial para varias fallas ............ 71
ANEXO III.1. Grabación de eventos para falla en la subestación Remedios 110 kV... 72
ANEXO III.2. Carga nominal en cada sección de barra ................................................. 74
1
INTRODUCCIÓN
Dentro de los Sistemas Eléctricos de Potencia, las barras colectoras o simplemente barras
como se le conoce en Cuba, son elementos que sirven para conectar dos o más circuitos en
una subestación. Estas barras tienen diferentes configuraciones, como son: barra sencilla;
configuración en anillo; barra principal y barra de transferencia; interruptor y medio; doble barra
con un interruptor y barra de transferencia y doble barra con doble interruptor.
La protección de las mismas es muy importante ya que, aunque no sean tan frecuentes y
diversas como en otros elementos, una falla en ellas, cualquiera que sea, puede llegar
ocasionar disturbios muy severos en el sistema eléctrico de potencia y en el suministro de la
energía eléctrica a los consumidores que se alimentan directamente de ellas o de otros
componentes interconectados con las mismas.
Es por esto que la protección de las barras debe ser algo prioritario en una subestación y debe
de realizarse un estudio para proteger de forma selectiva a dicho elemento, en dependencia
de su importancia relativa dentro del sistema del que forma parte.
Con esto en mente es fácil inducir que en el Sistema Aislado de Cayo Santa María, donde
existe solamente una subestación principal, como un nodo donde se vierte toda la generación
procedente de los generadores de distintas tecnologías y de donde parten todos los
alimentadores para los consumidores del polo turístico del norte de Villa Clara, el problema
planteado cobra dimensiones mayores, ya que una falla en estas barras provoca la afectación
completa a todas las dependencias relacionadas con la infraestructura del Cayo, ocasionada
por un blackout en el sistema.
El sistema de protección contra las fallas en las barras de dicha subestación, llamada en el
argot de los especialistas eléctricos Subestación CR por las siglas del suministrador de su
tecnología, no cuenta con una protección de barras de las clásicas, sino que está
implementada a partir de cierta automática contra averías o fallas, es por ello que los
especialistas en protecciones de la Unión Eléctrica la llaman Protección Especial de Barra.
En los últimos tiempos esta Protección Especial de Barra ha ocasionado disparos no selectivos
y ha fallado o retardado su operación en varias ocasiones, con la consecuente afectación al
sistema turístico de Cayo Santa María y a la economía del país, además automáticas similares
instaladas en otras subestaciones como por ejemplo, la de la zona de Remedios, han tenido
INTRODUCCIÓN
2
operaciones no selectivas o han dejado de operar para fallas en las que debía ser selectiva y
suficientemente rápida, como se explicará en el desarrollo del trabajo.
A partir de estos antecedentes y teniendo en cuenta la solicitud de este estudio por parte de
la Empresa Eléctrica Provincial de Villa Clara y particularmente de la Subdirección de
Operaciones y el Departamento de Protecciones Eléctricas, el trabajo responde a la siguiente
interrogante científica:
¿Cómo lograr que las barras de la subestación principal del Sistema Aislado de Cayo Santa
María cuenten con una protección rápida y selectiva ante las fallas?
Para solucionar el problema científico se plantea el siguiente objetivo general:
Analizar la protección de barras en la subestación principal del Sistema Aislado Cayo
Santa María para lograr una respuesta selectiva y en el menor tiempo posible ante
cortocircuitos para los que debe operar.
Para cumplir con dicho objetivo se plantean los objetivos específicos siguientes:
Describir los métodos para lograr la operación selectiva y rápida de las protecciones
de barras en un Sistema Eléctrico de Potencia.
Realizar la actualización del monolineal y esquema de protección de barras en el
SACSM y su posible simulación, en caso necesario, en software especializado.
Evaluar el desempeño de la Protección Especial de Barra contra cortocircuitos en la
subestación principal del SACSM u otro similar en el que esté instalada.
Proponer acciones en el sistema actual y/o recomendar otros esquemas, para una
mejor operación de la protección de barras en el SACSM.
Para dar cumplimiento a los objetivos planteados se definen las siguientes tareas científicas:
Estudio de las principales configuraciones de barras en subestaciones y métodos para
lograr una selectiva y rápida operación de las protecciones eléctricas en tal sentido.
Actualización del monolineal de la subestación del SACSM y detalles en los circuitos
secundarios de protección y corriente operativa necesarios para el estudio, posible
simulación o auxilio de productos de software a utilizar convenientemente.
Estudio de filosofía y secuencia de operación, cálculo de fallas, temporización y
chequeo de sensibilidad de las protecciones contra cortocircuitos en las barras de la
subestación del SACSM y fuera de ellas.
Verificación de operación selectiva y rápida de la protección de barras en la
subestación del SACSM.
Propuesta de acciones inmediatas sobre el sistema actual o posibles inversiones
futuras para mejorar la respuesta ante fallas internas en las barras, y selectividad ante
INTRODUCCIÓN
3
cortocircuitos externos en la subestación del SACSM, su posible extensión a otras
similares.
Confección del informe de la investigación según normativas vigentes en la actualidad.
Organización del trabajo:
En el presente trabajo se abordan diferentes aspectos relacionados con las protecciones de
barras, los cuales se muestran en el informe escrito, que contiene una introducción, un
desarrollo agrupado en tres capítulos, conclusiones, recomendaciones, y por último la
bibliografía utilizada, así como anexos para posible ampliación de la información brindada.
En el primer capítulo se hace un análisis bibliográfico de conceptos y teorías imprescindibles
para el cumplimiento de los objetivos de este trabajo, haciendo énfasis en los métodos para
lograr la operación selectiva y rápida de las protecciones de barras en un Sistema Eléctrico de
Potencia.
En el segundo capítulo se describe la subestación del SACSM y las protecciones utilizadas
ante cortocircuitos, mostrando esquemas y características distintivas en cada caso,
fundamentalmente lo referente a la Protección Especial de Barras utilizada.
En el tercer capítulo se evalúa la respuesta que tiene dicha Protección Especial de Barra ante
cortocircuitos internos y externos. A partir de ahí se elaboran un conjunto de recomendaciones
para la realización de nuevos ajustes y/o corrección de los ya existentes. Además, se pretende
proponer otros posibles esquemas que mejoren dicha protección.
Se ofrecen un conjunto de conclusiones, y se emiten recomendaciones que deben tenerse en
cuenta para la correcta protección de las barras del SACSM en las condiciones actuales y
futuras.
4
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y
PROTECCIONES UTILIZADAS
1.1 Introducción
Una subestación es una instalación eléctrica que sirve como punto de interconexión de líneas
de transmisión, distribución, generación o cargas. De su correcto funcionamiento depende el
buen desempeño de un sistema eléctrico. La configuración de barra usada determina, en gran
medida, la complejidad de una subestación.
La selección de un arreglo de barras en particular, así como su representación en un diagrama
unifilar, requieren de un estudio previo donde se determinan: los requerimientos de la demanda
de energía, las aplicaciones del sistema y la afectación que este puede tener, la flexibilidad y
la facilidad para el mantenimiento, así como los costos de los equipos necesarios en cada tipo
de arreglo de barras [1].
Las barras son partes vitales de un Sistema Eléctrico de Potencia ya que son los nodos donde
convergen varios circuitos como la generación, transmisión y/o cargas. Las fallas más
habituales que pueden ocurrir en ellas son los cortocircuitos entre fases o a tierra y aunque
son poco frecuentes, dan lugar a la circulación de elevadas corrientes que producen grandes
esfuerzos electromecánicos en todos los elementos conectados a esta, incluyendo la propia
barra e incluso pueden afectar la estabilidad del sistema. Es por eso que se hace necesario la
limpieza de la falla lo más rápido posible para limitar las afectaciones que se pueden producir.
En este capítulo se analizan los principales arreglos de barras usados en una subestación, así
como los métodos para lograr una operación selectiva y en el menor tiempo posible de las
protecciones de barras.
1.2 Sistemas de barras en subestaciones y su clasificación
Los arreglos de barras no son más que la forma en que se organizan los equipos de una
subestación para proporcionar diferentes niveles de flexibilidad, seguridad y confiabilidad. Esto
incide directamente en la funcionalidad y el costo de una subestación, y su selección
dependerá de la importancia que esta posea dentro de un Sistema Eléctrico de Potencia. Los
arreglos de barra se dividen en dos grupos o tendencias:
Tendencia europea o de conexión de barras
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
5
a. Arreglo de barra simple
b. Arreglo de barra simple o principal con barra de transferencia
c. Arreglo de barra doble
d. Arreglo de barra doble y barra de transferencia
Tendencia americana o de conexión de interruptores
a. Configuración en anillo
b. Configuración de interruptor y medio
c. Configuración de doble barra y doble interruptor
Existen diversas configuraciones de barras, por una parte, la tendencia americana en donde
los circuitos se conectan a las barras o entre ellas por medio de interruptores, hallándose
configuraciones de anillo, interruptor y medio y doble interruptor con doble barra. Por otro lado,
la tendencia europea en que cada circuito tiene un interruptor con la posibilidad de conectarse
a una o más barras por medio de seccionadores, de esta forma se pueden encontrar
disposiciones como barra de trasferencia y doble barra [2]. A continuación, se describirán las
principales configuraciones usadas.
1.2.1 Arreglo de barra simple
Como su nombre lo indica, esta es la configuración más sencilla debido a que sólo posee una
barra a la cual se conectan los diferentes circuitos que confluyen a la subestación. Su uso es
exclusivo para subestaciones de distribución y transmisión con bajos niveles de voltaje [3].
Carece de flexibilidad, confiabilidad y seguridad. En la figura 1.1 se muestra el diagrama unifilar
de esta configuración donde se muestra la zona de protección de la barra delimitada por los
transformadores de corriente (TC) de los circuitos asociados a la barra.
Figura 1.1: Arreglo de barra simple [3].
Para lograr mayor nivel de maniobra y hacer más confiable el arreglo, se puede usar un bypass
o seccionalizar la barra. Esta confiabilidad se debe a la posibilidad de mantener parte del
suministro de energía en caso de una falla o mantenimiento de la barra o alguno de los
interruptores. En la figura 1.2 se muestra el esquema de barra simple seccionalizada y las
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
6
zonas de protección para ambas secciones de barras, donde se observa que existe un
solapamiento alrededor del interruptor del enlace de barra.
Figura 1.2: Arreglo de barra simple seccionalizada [3].
Si bien es cierto que el uso de la configuración de barra simple seccionalizada en
subestaciones brinda mayor confiabilidad, el esquema de protección de barra que se necesita,
en este caso, también es mucho más complejo. Es por ello que su adopción depende de las
necesidades que se tengan en cuanto a continuidad del servicio y la protección de barras que
se desee implementar.
1.2.2 Arreglo de barra simple o principal con barra de transferencia
Este esquema presenta una barra principal a la cual se encuentran interconectados los
distintos elementos de la subestación y una barra auxiliar que sólo se usa cuando es necesario
transferir las cargas por motivo de un mantenimiento o falla de algún interruptor de las líneas
de salida, además, dispone de un interruptor de enlace (I.E). Esta configuración aporta una
confiabilidad a medias ya que una falla en la barra principal ocasiona una desenergización
total. En la figura 1.3 se muestra el diagrama unifilar donde se observa el interruptor de enlace
o transferencia, así como las cargas de la subestación.
Figura 1.3: Arreglo de barra simple o principal con barra de transferencia [3].
En estado normal de operación, el interruptor de enlace se encuentra abierto y la barra de
transferencia fría. En caso de ser necesario se procede a transferir las cargas cerrando I.E,
manteniendo así el servicio.
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
7
1.2.3 Arreglo de barra doble
Como se muestra en la figura 1.4, esta configuración usa dos barras principales que se acoplan
entre sí mediante el interruptor de acople. Aunque presenta el mismo número de dispositivos
que el arreglo de barra simple con barra de transferencia, en este caso se permite operar
ambas barras al mismo tiempo o una como respaldo de la otra [2], [4].
Figura 1.4: Arreglo de barra doble [3].
El interruptor de acople se puede usar como un seccionalizador de barra, lo que permite la
conexión de los circuitos de salida a una barra u otra según sean las condiciones de operación
o el estado de las propias barras [5]. En esta configuración debe ser instalada una protección
para cada barra.
1.2.4 Arreglo de barra doble y barra de transferencia
Este arreglo utiliza la flexibilidad de conexión a través de cuchillas a barras de preferencia
(Barra 1 o Barra 2), además de contar generalmente con interruptores de acople de barras.
Adicionalmente, se cuenta con otra barra para transferir el circuito que requiere de
mantenimiento. Representa un arreglo muy confiable, pero muy costoso en comparación con
otros, por lo que su uso es restringido a instalaciones que sean subestaciones elevadoras con
alta capacidad [2].
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
8
Figura 1.5: Arreglo de barra doble y barra de transferencia [3].
Este arreglo de barra es muy similar al de doble barra, con la única diferencia que se añade
una barra de transferencia lo cual mejora considerablemente su confiablidad, seguridad y
flexibilidad. Al igual que en el coso anterior, se debe instalar una protección para cada barra.
1.2.5 Configuración en anillo
Esta configuración consiste en que los interruptores y seccionadores forman un anillo, lo que
mejora la confiabilidad de la subestación. En la figura 1.6 se representa el diagrama unifilar
típico de este arreglo donde se observa que posee un interruptor por cada circuito, lo que
representa un uso mínimo de dispositivos.
Figura 1.6: Configuración en anillo [3].
En estado normal de operación todos los interruptores y seccionadores se encuentran
cerrados. Para una falla en un interruptor, los adyacentes a este operan y dejan fuera de
servicio dos circuitos. En el caso de que la falla sea en una línea, sólo los interruptores que
convergen a esta despejan la falla, permitiendo el funcionamiento normal del sistema.
Es económica, segura y confiable si todos sus interruptores están cerrados. Para efectos de
distribución de corrientes, los circuitos conectados en anillo se deben distribuir de tal manera
que las fuentes de energía se alternen con las cargas [5].
1.2.6 Configuración de interruptor y medio
El esquema posee dos barras que operan energizadas a las cuales se conectan los
interruptores, teniendo en cuenta que son tres interruptores por cada dos circuitos, o bien 112⁄
interruptores por línea, lo que da nombre al arreglo. En la figura 1.7 se muestra esta
configuración con la cantidad mínima de elementos necesarios para su correcto
funcionamiento.
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
9
Figura 1.7: Configuración de interruptor y medio [4].
Es flexible, confiable y seguro para fallas en los interruptores, en las líneas y en las barras.
Normalmente se usa en redes de transmisión con voltajes de 220 kV, 230 kV o superiores [1].
1.2.7 Arreglo de doble barra y doble interruptor
Este arreglo resulta la mejor opción en cuanto a flexibilidad y confiabilidad, es utilizado en
casos en donde la continuidad del servicio es muy importante, tanto en condiciones de fallas
como en mantenimiento. Su nombre se refiere a que cada circuito cuenta con dos interruptores
exclusivos permanentemente energizados y conectados a barras distintas [1].
Figura 1.8: Configuración de doble barra y doble interruptor [3].
Es la más costosa de todas las configuraciones a expensas de su seguridad desde el punto
de vista del suministro, por lo cual su adopción en un caso particular requiere una justificación
cuidadosa [4]. El costo elevado de este arreglo es por el hecho de que existe duplicidad de
dispositivos para su correcta operación.
Hasta aquí se describieron las principales características que poseen estos arreglos o
configuraciones de barra según la tendencia dentro de la cual se clasifican. En el Anexo I.1 se
resumen las ventajas y desventajas que presentan cada uno de los arreglos descritos.
1.3 Protección de barras. Tipos
Las barras colectoras son el punto de unión de diferentes circuitos, incluyendo la generación.
Una falla en estas provoca grandes niveles de corrientes de cortocircuito circulando por la
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
10
barra y todos los elementos conectados a esta. Con el objetivo de limitar los esfuerzos
mecánicos y eléctricos que se puedan presentar, así como las posibles afectaciones a la
estabilidad del sistema, la protección de barras debe ser capaz de eliminar una falla lo más
rápido posible y de forma selectiva.
En la protección de barras se confrontan los problemas más serios de saturación de los
transformadores de corriente. Ello se debe a que para fallas externas el transformador de
corriente de la línea fallada recibe la corriente total de contribución de la barra a la falla,
mientras que por los restantes transformadores circulan solamente las contribuciones
individuales de las respectivas fuentes de generación. Estas corrientes dan lugar a grandes
diferencias en los niveles de saturación en los transformadores de corriente, y provocan
valores relativamente altos de la corriente de error del esquema, si es de tipo diferencial. En
resumen, el problema de la protección de barras consiste en lograr tiempos reducidos de
eliminación de los cortocircuitos, en condiciones de saturación probablemente severa de los
transformadores de corriente [6].
En los esquemas sencillos de barras, para niveles de 34,5 kV y menos, por lo general no se
emplean protecciones especiales, sino que las barras son indirectamente protegidas por las
protecciones de los elementos adyacentes [6]. Por otra parte, en algunas barras se emplean
protecciones de corriente, direccionales o distancia, pero con relativamente poca frecuencia.
Así, la primera forma de protección de barras colectoras fue proporcionada por los relevadores
de los circuitos en los que se suministraba corriente a una barra colectora [7]. En otras
palabras, se incluyó la barra colectora dentro de la zona de disparo retardado (en algunas
bibliografías se les llama de respaldo) de estos relevadores. Este método fue de relativamente
baja velocidad, y las cargas derivadas de las líneas se interrumpirían en forma innecesaria,
pero era inefectivo de otro modo. En muchos casos se prefirió este método a aquel en el cual
el funcionamiento accidentado de un solo relevador dispararía todas las conexiones a la barra
colectora.
Posteriormente se han empleado métodos que, a diferencia de lo anterior, la protección de las
barras se realiza por principios y/o medios destinados a su protección específicamente, ya
sea, mediante automáticas y bloqueos o mediante relevadores que en general siguen un
principio de comparación o diferencial, cuyas características fundamentales se exponen para
las distintas variantes en los siguientes epígrafes. De los métodos existentes para evitar la
operación incorrecta de los relevadores diferenciales por efecto de la saturación de los
transformadores de corriente, los más aplicables en los esquemas de protección de barras son
los relevadores de porcentaje diferencial y los diferenciales de alta impedancia.
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
11
1.3.1 Esquemas clásicos de protección de barras. Tipos y características
Los esquemas de protección diferencial son los más usados para la protección de barras por
las prestaciones y características que poseen, que permiten eliminar fallas selectivamente y
en muy poco tiempo. Estas protecciones constituyen sistemas de protección absolutamente
selectivos o “cerrados”, es decir, sistemas en los cuales la operación y la selectividad
dependen únicamente de la comparación de las intensidades de cada uno de los extremos de
la zona protegida [8].
El principio de operación de la protección diferencial tiene como base la suma vectorial de las
corrientes que confluyen sobre un elemento de la red ubicado dentro de la zona delimitada por
los transformadores de corriente, en estado nominal de operación o para falla externa esta
suma será cero, es decir, por el relé no circula corriente. La suma de esos vectores dejará de
ser cero si aparece un cortocircuito en el elemento protegido. En la práctica existen corrientes
diferenciales de forma permanente debido a, entre otros factores, los errores de
transformación de los TC.
1.3.1.1 Protección diferencial con relé de sobrecorriente
Una forma simple de proporcionar cierto grado de protección a una barra colectora es
colocando un relé de sobrecorriente conectado en el secundario de los TC de manera
diferencial. En la figura 1.9 se representa el esquema de protección diferencial para una barra
con cuatro circuitos, en la cual se muestra la circulación de las corrientes hacia una falla
externa F, suponiendo que existen fuentes de generación en las líneas no falladas. Todos los
TC están interconectados de tal forma, que para corriente de carga o para corriente que fluye
hacia una falla externa más allá de los TC de cualquier circuito, no deberá fluir corriente a
través de la bobina del relevador, suponiendo que los TC no tienen errores de relación o de
ángulo de fase [6], [7].
Preferiblemente, los TC deben presentar la misma relación y en caso de que esto no sea así
se pudiera utilizar TC auxiliares lo que pudiera incrementar la carga del TC principal y hacer
de la saturación un problema más serio [3].
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
12
Figura 1.9: Protección diferencial con relé de sobrecorriente [6].
En la situación mostrada en la figura 1.9, el TC4 tiene mayor tendencia a la saturación que los
restantes. EI valor máximo posible de la corriente diferencial de error ocurre cuando TC4 se
satura completamente, y los otros transformadores de corriente no se saturan. En la figura
1.10 se muestra el circuito equivalente de esta situación, donde TC1, TC2 y TC3 se comportan
de manera ideal y TC4 se considera tan saturado que se desprecia la impedancia de la rama
de magnetización (Zm = 0) [6].
Figura 1.10: Circuito equivalente con TC4 totalmente saturado [6].
La corriente diferencial de error que presenta el esquema está dada por:
𝐼𝑑 =𝑅𝑐+𝑅𝑠
𝑅𝑐+𝑅𝑠+𝑅𝑑∙
𝐼
𝑛𝑇𝐶 (1.1)
Donde:
𝑅𝑆 es la resistencia del devanado secundario de TC4 y la de sus terminales
𝑅𝐶 es la resistencia de los conductores entre TC4 y el punto de unión en paralelo de todos los
transformadores de corriente en el patio de la subestación
𝑅𝑑 es la resistencia de la rama diferencial del esquema
𝑛𝑇𝐶 es la relación de transformación de los TC
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
13
Para fallas entre fases el valor de Rc es el de la resistencia de un solo conductor, mientras que
para fallas a tierra Rc incluye la resistencia de los dos conductores (ida y retorno) [6].
Las falsas operaciones por la saturación de un TC pueden ser solucionadas dando un retardo
al disparo (produce daños), disponer de un relé de actuación rápida que opere antes que se
sature el TC o aumentar la impedancia de la rama diferencial, lo que insensibilizaría el relé y
para un cortocircuito interno mínimo este pudiera no detectar la falla.
Para ajustar esta protección se determina la corriente de arranque del relé teniendo en cuenta
la máxima corriente diferencial que puede circular por el relevador. En el caso de la
comprobación de la sensibilidad se tiene en cuenta el cortocircuito interno mínimo. Para más
detalles en el ajuste y la sensibilidad de esta protección consultar sección i del Anexo I.2.
1.3.1.2 Protección diferencial de alta impedancia
En general, se puede señalar que una de las protecciones más utilizadas en protecciones de
barras son las de alta impedancia, por cumplir con el requisito de ser de alta velocidad y poder
utilizar transformadores de intensidad convencionales [9].
Esta protección se basa en el principio de que, si se aumenta la impedancia de la rama
diferencial, para falla externa, la corriente diferencial de error es pequeña. Para lograr un alto
valor de resistencia de esta rama se conecta una unidad de sobrevoltaje que representa una
carga muy alta (entre 1000 y 2000 ohms) en la rama diferencial. El relé de sobrevoltaje de la
figura 1.11 está conectado en serie con un filtro LC que es usado para limitar las falsas
operaciones por el efecto de la componente aperiódica y los armónicos que pueden estar
presentes cuando hay saturación severa de un TC [6], [10].
Figura 1.11: Protección diferencial de alta impedancia [6].
El esquema de protección diferencial de alta impedancia requiere que el valor de la resistencia
de los conductores y la del secundario de los TC sea pequeño. Ello hace recomendable utilizar
transformadores de corriente de resistencia de secundario baja, y hacer la conexión en
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
14
paralelo de todos los transformadores en un punto equidistante de todos ellos. Los
transformadores de corriente deben tener iguales relaciones de transformación para evitar la
necesidad de utilizar transformadores de corriente auxiliares [6].
En condiciones normales de operación o en cortocircuito externo sin llegar a la saturación de
algún TC, la corriente por la rama diferencial es aproximadamente cero lo que provoca una
caída de tensión que no es suficiente para poner en marcha el relé de sobrevoltaje. Para falla
externa y con saturación severa del TC del alimentador fallado, como la impedancia del
secundario del TC y de los conductores desde el TC hasta el punto de conexión es mucho
menor que en la rama diferencial, la corriente diferencial de error es forzada a circular por los
TC y no por la bobina de operación del relé provocando una caída de tensión pequeña lo que
no ocasiona el disparo de la protección. Durante una falla interna, la suma de las corrientes
por secundario de todos los TC circula por el relevador lo que genera que la caída de tensión
en el relé de alta impedancia sea grande, haciendo que este opere.
Como el varistor se encuentra en paralelo con el relé, ante la presencia de altos voltajes, este
disminuye su magnitud, haciendo pasar una considerable magnitud de corriente por su rama
y disminuyendo así, la corriente que pasa por el relé de alta impedancia, haciendo que
disminuya su tensión también. En serie con LV se coloca un relevador de sobrecorriente
instantáneo RSC para acelerar la operación del esquema para fallas internas de altos valores
de corriente; esto, además, implica cierta redundancia en el relevador, y eleva su fiabilidad.
Este esquema tiene tiempos de operación entre 8 y 16 ms y de no tener el relé de
sobrecorriente instantáneo su tiempo es de 20 a 30 ms [6], [11], [12].
Para el ajuste de la protección se tiene en cuenta que son dos elementos de protección los
que hay en el esquema: uno de sobrevoltaje y otro de sobrecorriente, cada uno con sus
particularidades. En ambos casos se necesita conocer la característica de excitación
secundaria de los TC, las cuales pueden variar considerablemente dentro de la misma clase
de precisión. Es posible que se requieran pruebas de excitación para determinar con precisión
los valores utilizados para determinar la corriente mínima de sensibilidad [13]. En la sección ii
del Anexo I.2 se muestra con más detalle el cálculo del ajuste y la sensibilidad de estos
relevadores.
Generalmente no es recomendado otras protecciones en el mismo circuito secundario de los
transformadores de corriente donde están conectados las protecciones de alta impedancia,
debido a que la carga adicional puede incrementar la tendencia de saturación del
transformador de corriente o puede resultar en un ajuste que caiga fuera del rango permitido
por la protección diferencial [11].
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
15
1.3.1.3 Protección de porcentaje diferencial
La protección de porcentaje diferencial, también llamada en ocasiones como protección de
baja impedancia, brinda una correcta operación incluso con saturación severa de un TC. Este
esquema posee elementos de retención o restricción y elementos de operación, los cuales
provocan o evitan el disparo en dependencia de donde sea la falla.
Para este esquema se conecta un devanado de restricción a cada circuito que sea una fuente
considerable de corriente de cortocircuito. En la figura 1.12a se muestra el esquema unifilar
de la protección para una barra sencilla con generación en sus cuatro circuitos, por lo que se
requiere un relevador con cuatro elementos de retención. En el caso de la figura 1.12b se han
eliminado algunas fuentes de generación y se considera que la contribución de estos circuitos
a una falla es muy pequeña lo que permite conectar los TC de dichos circuitos en paralelo. Los
relevadores de porcentaje diferencial para protección de barras tienen por lo general seis
elementos de retención. Si la barra tiene más circuitos es necesario utilizar más de un
relevador por fase [6], [14].
Figura 1.12: Protección de porcentaje diferencial [6].
La protección basa su funcionamiento en comparar básicamente dos corrientes; una que es la
suma fasorial de las corrientes de los circuitos de la barra, denominada corriente de operación
o corriente diferencial, y la otra que es la suma de las magnitudes o módulos de estas
corrientes llamada corriente de retención. Las ecuaciones que determinan la corriente de
operación y las posibles formas en que se puede formar la señal de retención, en esta última
se incluyen “suma”, “promedio” y “máximo” de las corrientes de barra, como las más comunes,
se muestran a continuación [3], [11], [12], [14]:
Corriente de operación o diferencial
𝐼𝑂𝑃 = |𝐼1 + 𝐼2 + ⋯+ 𝐼𝑛 | (1.2)
Corriente de retención
Suma de las corrientes de barra ⟶ 𝐼𝑟𝑒𝑡 = |𝐼1 | + |𝐼2 | + ⋯+ |𝐼𝑛 | (1.3)
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
16
Promedio de las corrientes de barra ⟶ 𝐼𝑟𝑒𝑡 =1
𝑛(|𝐼1 | + |𝐼2 | + ⋯+ |𝐼𝑛 |) (1.4)
Máximo de las corrientes de barra ⟶ 𝐼𝑟𝑒𝑡 = 𝑀𝐴𝑋(|𝐼1 |, |𝐼2 |,⋯ , |𝐼𝑛 |) (1.5)
Donde I1, I2 e In son las corrientes por secundario de los TC.
La protección genera una señal de disparo si la corriente de operación (Iop) es mayor que la
corriente de operación mínima (Iopa mín) y si es mayor también, que un porcentaje de la corriente
de retención (Iret), definido por un ajuste de pendiente [12], [13], [14]. Ambas condiciones se
muestran a continuación:
1. 𝐼𝑜𝑝 > 𝐼𝑜𝑝𝑎 𝑚í𝑛
2. 𝐼𝑜𝑝 > 𝐾 ∙ 𝐼𝑟𝑒𝑡
La característica de operación de la protección (figura 1.13) es una línea recta de pendiente 𝐾
dada por la ecuación 1.6. Esta no parte desde el origen de coordenadas para evitar falsas
operaciones por ausencia de corriente de retención.
𝐼𝑜𝑝𝑎 = 𝐾 ∙ 𝐼𝑟𝑒𝑡 + 𝐼𝑜𝑝𝑎 𝑚𝑖𝑛 (1.6)
Figura 1.13: Característica de operación de la protección de porcentaje diferencial.
De forma general, el ajuste del relé de porcentaje diferencial está basado en el cálculo de los
parámetros de la ecuación 1.6. Para más detalles consultar Anexo I.2 en su sección iii.
Actualmente, los relés modernos de baja impedancia no necesitan de TC exclusivos para el
esquema y eliminan la necesidad de usar TC con igual relación ya que internamente se
produce una compensación de la relación de transformación de los TC [3]. Esta característica
hace de esta protección una solución factible en aquellas subestaciones con TC de diferentes
relaciones. Se ha desarrollado un método avanzado de protección de porcentaje diferencial
en el cual, además de realizarse la compensación interna de los TC de diferentes relaciones,
también se permite la configuración de zonas dinámicas con la cual el relé discrimina
correctamente la operación cuando se manipulan seccionadores en los circuitos.
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
17
1.3.1.4 Protección diferencial con acopladores lineales
La utilización de transformadores de corriente con núcleo de aire o con entrehierro constituye
una solución al problema de los errores por saturación en los esquemas de protección
diferencial de barras. Un acoplador lineal consiste en un devanado dispuesto sobre un núcleo
toroidal de material no ferromagnético, que es el devanado secundario; el primario está
formado por el propio conductor de la fase de la línea, que se hace pasar por el interior del
toroide. Dado el bajo nivel de acoplamiento magnético entre primario y secundario, este tiene
un número de vueltas elevado y se comporta como un devanado de potencial, de modo que
el acoplador lineal hace una conversión corriente-voltaje. En estos tipos de TC la corriente
secundaria puede llegar a ser muy pequeña, debido a que la fuerza magnetomotriz primaria
es consumida en la magnetización del núcleo [1], [6].
Los acopladores lineales de todos los circuitos asociados a la barra, se conectan en serie,
como se observa en la figura 1.14, y producen un voltaje de salida en sus terminales
proporcional a la corriente primaria de cada uno. El relevador usado es de sobrevoltaje al igual
que en el esquema de alta impedancia.
Figura 1.14: Protección de barra con acopladores lineales [3].
La tensión en el secundario de cada acoplador lineal está dada por la siguiente ecuación:
𝑉𝑠𝑒𝑐 = 𝐼𝑝𝑟𝑖𝑚 ∙ 𝑋𝑚 (1.7)
Donde 𝑋𝑚 es la reactancia mutua del acoplador linear, que ha sido diseñada para ser de 0,005
Ω a 60 Hz. De ese modo, un voltaje secundario de 5 V es inducido por cada 1000 amperes
primarios [3], [14].
Para determinar el voltaje a través del relevador se aplica la segunda ley de Kirchhoff o ley de
Kirchhoff de voltajes (LKV) sumando las tensiones en el secundario de los TC como indica la
ecuación siguiente:
𝑉𝑟 = ∑𝑉𝑠𝑒𝑐 = ∑𝐼𝑝𝑟𝑖𝑚 ∙ 𝑋𝑚 (1.8)
En condición nominal de operación del sistema o para un cortocircuito externo, el voltaje
resultante en el relevador de sobrevoltaje es aproximadamente cero lo que no resulta en una
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
18
operación del relé. Para fallas en barra, las corrientes fluyen hacia esta y el voltaje en los
terminales del relé es la suma de la tensión de los acopladores produciéndose el disparo de la
protección. Ambas condiciones se muestran en la figura 1.15, en la cual se supone que no hay
aporte de algunas líneas al fallo.
Figura 1.15: Operación de la protección de barra con acopladores lineales [3]: a) Para cortocircuito
externo. b) Para cortocircuito interno.
Para ajustar la protección se calcula el voltaje mínimo de operación teniendo en cuenta que
este debe ser mayor que la tensión secundaria que aparece en el relevador debido a una falla
externa máxima. Para ampliar lo mencionado anteriormente consultar Anexo I.2 en su sección
iv.
La protección diferencial con acopladores lineales es muy simple, fiable, de fácil
mantenimiento y maniobrabilidad, y se puede aplicar a un número ilimitado de circuitos. El
tiempo de operación es de menos de 16 ms, lo que la hace una protección de barras que
cumple con el requerimiento de limpiar una falla lo más rápido posible. El inconveniente que
posee son los propios acopladores lineales, los cuales no pueden ser usados en otros
esquemas de protección [14], [15].
La mayoría de las protecciones de barra descritas hasta aquí tienen en común la rapidez de
operación, por lo cual se deben tener en cuenta otros aspectos para la selección de un
esquema de protección en particular. En el anexo I.3 se hace una comparación de las
protecciones de barra descritas.
1.4 Otros esquemas de protección de barras
Para la protección de barras en una subestación donde los TC poseen diferentes
características y relación de transformación, los esquemas clásicos de protección diferencial
dejan de ser la forma idónea de proteger las barras ante las fallas que se puedan presentar,
es por eso que se recurre a otros métodos que cumplen la misma función, aunque de forma
distinta. El uso de estos esquemas puede hacer más económico implementar una protección
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
19
de barras, aunque los tiempos de operación son mayores que para las protecciones
diferenciales, lo que pude traer consigo algunas afectaciones para fallas de gran envergadura.
1.4.1 Protección diferencial parcial
El esquema diferencial parcial se usa con frecuencia para brindar protección a las barras en
subestaciones industriales y de distribución de baja tensión. Es aplicable cuando hay circuitos
de alimentación que (1) suministran corrientes despreciables a fallas en barra y (2) no tienen
TC adecuados o convenientes para una aplicación diferencial completa [14].
Este esquema es una modificación de la protección diferencial con relé de sobrecorriente, en
la cual sólo se conectan en paralelo los TC de las fuentes de generación de las barras, ya sea
por ausencia de estos en los alimentadores de carga o porque los existentes no cumplen con
los requisitos para ser usados en el esquema diferencial. En ocasiones este esquema es usado
como respaldo de las protecciones de barra y de los alimentadores. La figura 1.16 representa
dos esquemas aplicados a una barra simple seccionalizada con interruptor de enlace [6], [10].
Los esquemas de protección diferencial parcial utilizan relés de sobrecorriente de tiempo
inverso. Cada relé proporciona protección primaria a su sección de barra correspondiente y
protección de respaldo a los alimentadores conectados a esta sección de barra. Por lo tanto,
cada relé de sobrecorriente debe coordinarse con los relés de sobrecorriente de estos
alimentadores. El resultado es la eliminación de fallos de la barra con retardo de tiempo.
Deben tener, también, una puesta en trabajo más elevada que la corriente total de carga
máxima de todos los circuitos de la fuente [7], [13].
Figura 1.16: Protección diferencial parcial [13].
Para fallas en la fuente o en la otra sección de barra la suma de las corrientes a través del
relevador es aproximadamente cero y no hay disparo. En caso de que el fallo sea en uno de
los alimentadores de la sección de barra protegida debe existir una coordinación en tiempo
con el relé del alimentador fallado, como ya se vio anteriormente, para evitar disparos
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
20
indeseados. En caso de una falla en barra la suma de las corrientes que circulan por el
relevador dejará de ser cero y se produce la operación de la protección. En el Anexo I.4 se
muestran los casos descritos anteriormente.
Otra forma de implementar una protección diferencial parcial es con el uso de relevadores de
distancia (Figura 1.17) en lugar de los de sobrecorriente. Este método es usado cuando todos
los circuitos de los alimentadores poseen reactores limitadores de la corriente de cortocircuito.
En este caso no se requieren ajustes de selectividad con las protecciones de los alimentadores
y así se evita el retraso en tiempo necesario con unidades de sobrecorriente, el inconveniente
que posee es que se añade un dispositivo más al esquema de protección, en este caso, un
transformador de potencial (TP) [6], [7], [14], [16].
Figura 1.17: Protección diferencial parcial con relevadores de distancia [7].
Los relevadores se ajustan a una impedancia menor que la más pequeña de los reactores, de
modo que operen para fallas en la barra, y no para fallas en las líneas de salida. Esto hace
que la protección pueda ser instantánea, pero no brinda respaldo. Este esquema es más
complejo y caro que el basado en relevadores de sobrecorriente [6].
1.4.2 Protección de barras por zonas interbloqueadas
La protección exclusiva de barras, como alta o baja impedancia, es usual para los sistemas de
transmisión y subtransmisión. Esto garantiza una rápida eliminación de fallas, funcionando en
subciclo en algunos casos [17]. En las subestaciones de distribución la situación es un poco
diferente, pues normalmente existe una gran cantidad de circuitos de alimentadores y de
generación, lo que hace necesario buscar una solución alternativa más económica.
Una alternativa a la protección diferencial de barra es un esquema de zona interbloqueada o
por zonas de bloqueo, que utiliza la información de los relés en cada uno de los circuitos
derivados de la barra para determinar si una falla es interna o externa a esta. Para barras con
múltiples fuentes, el esquema requiere relés direccionales en los circuitos de fuente. En
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
21
sistemas radiales, el esquema sólo requiere relés de sobrecorriente. Para implementar este
esquema con los dispositivos existentes, se usan los elementos direccionales y de
sobrecorriente disponibles en los relés multifuncionales de cada circuito derivado [13].
El rendimiento de este esquema es casi independiente de la relación, las características y el
rendimiento de los TC. Esta independencia sustancial hace que el esquema sea adecuado
para subestaciones que tienen TC de diferentes tipos y/o relaciones, especialmente cuando
no se requiere una alta velocidad de operación. Sin embargo, en aplicaciones con TC de muy
bajo rating de voltaje, la saturación del TC puede causar un mal funcionamiento del esquema
para fallas externas. Este esquema sólo es aplicable para configuraciones de interruptor
simple, requiere un pequeño retraso de tiempo para la coordinación con los elementos de
bloqueo y es más complejo que un esquema diferencial de barras [13].
Dos de los métodos utilizado para lograr el intercambio de señales entre los relevadores de
los circuitos de entrada de generación y de salida de carga son [17]:
1. Una lógica cableada a partir relés auxiliares tales como temporizadores, magnéticos,
entre otros
2. Comunicación a través de mensajes GOOSE (Generic Object-Oriented Substation
Event) de la norma IEC 61850.
Principio de funcionamiento
El principio de funcionamiento de este esquema, ya sea con relés electromecánicos o basados
en microprocesador, es básicamente el mismo y tiene como base el bloqueo de las
protecciones de los circuitos de fuente cuando la falla es en un alimentador de salida. En la
figura 1.18 se representa un esquema típico de una protección por zonas de bloqueo en un
sistema con dos circuitos de fuentes. Ambos circuitos de fuente poseen elementos
direccionales para detectar fallas al igual que en el autotransformador pues es una fuente de
corriente de secuencia cero. En el caso de los alimentadores, se colocan relés instantáneos
de sobrecorriente siempre que el aporte por estos a una falla en barra sea despreciable.
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
22
Figura 1.18: Protección por zonas de bloqueo [12].
Cuando la falla es en barra o en un alimentador de salida, los elementos direccionales detectan
la falla en el sentido de la barra y envían información de disparo si la corriente que circula por
ellos es superior a la de ajuste, no obstante, este no se produce instantáneamente ya que se
necesita una coordinación en tiempo con los elementos de sobrecorriente de los alimentadores
para evitar falsas operaciones. Sólo si no se recibe señal de bloqueo de los relés de los
alimentadores, se produce el disparo de los interruptores de las entradas.
La señal de bloqueo no bloquea los elementos de tiempo inverso de los relés multifuncionales
de las entradas de generación, sino que evita la operación de la función de tiempo constante
que ha sido ajustada específicamente para la protección de barras [18].
Mensajes GOOSE
GOOSE (Generic Object-Oriented Substation Event) es un servicio de comunicación horizontal
utilizado para transmitir datos de alta prioridad en tiempo real entre Dispositivos Electrónicos
Inteligentes (IED), principalmente en aplicaciones de alta tensión, sustituyendo a las señales
tradicionales por cableado. Estos datos se transmiten entre los IED a través de fibra óptica
haciendo uso del estándar de redes Ethernet. Los mensajes del servicio GOOSE son de tipo
multicast, es decir, que son enviados por un “publicador” a varios dispositivos de la red, los
cuales están suscritos para recibir el mensaje y posteriormente procesarlos. Estos datos son
organizados en un DataSet, como se muestra en la figura 1.19 [19], [20].
Un mensaje de “keep alive” es enviado periódicamente por el publicador para detectar un
posible fallo. En este mensaje se indica que el próximo mensaje GOOSE será enviado en T0
segundos, donde T0 es un tiempo definido por el usuario. Cuando no hay eventos, los
mensajes GOOSE se envían repetidamente con el intervalo de tiempo máximo T0. Si existe
un cambio en el estado del mensaje se transmite en un breve intervalo de repeticiones (T1).
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
23
El intervalo aumentará rápido o lentamente (T2, T3) hasta el intervalo de tiempo máximo T0 si
no hay perturbaciones en el sistema. Un cambio en los mensajes de GOOSE podría ser un
cambio de posición del interruptor o un cambio de medición en los valores de voltaje, corriente,
potencia real, potencia reactiva, etc. [21].
Figura 1.19: Transmisión de mensajes GOOSE [21].
El uso de la norma IEC 61850 y del servicio de comunicación GOOSE hacen de la protección
por zonas de bloqueo un esquema que ahorra materiales en la implementación, eliminando la
gran cantidad de cables a utilizar en una lógica cableada. Además, proporciona el protocolo
de comunicación que deben poseer los IED para una correcta interoperabilidad
independientemente cuál sea la marca o el fabricante del dispositivo y las informaciones
pueden ser enviadas con velocidades entre 1 y 2 ms [21].
1.4.3 Protección de barra por arco eléctrico
El arco eléctrico es un fenómeno que se produce como resultado de una descarga. Esto ocurre
cuando la tensión entre dos puntos supera el límite de rigidez dieléctrica del gas interpuesto.
En presencia de las condiciones adecuadas, se forma un plasma que conduce la corriente
eléctrica hasta que interviene la protección aguas arriba [22]. El arco se pude formar durante
la apertura de interruptores o en cortocircuitos entre fases.
Para limitar los efectos destructivos del arco, una vez que se ha producido, se instalan en el
cuadro dispositivos que detectan el flujo luminoso asociado al fenómeno del arco eléctrico
(detectores de arco). La lógica de funcionamiento es la siguiente: el fenómeno del arco, una
vez se ha producido en el cuadro, lleva asociada una intensa radiación luminosa, que es
detectada por el detector de arco. El relé detecta el fenómeno y envía una señal de apertura
al interruptor [22].
Los sensores de luz utilizados para esta protección pueden ser de dos tipos, cada uno con sus
ventajas y desventajas. Por un lado, se encuentran los sensores de punto los cuales brindan
un área de detección del arco en forma de cúpula. El otro sensor usado es el de fibra óptica el
cual es empleado en la protección de barras que comparten varios cuadros o celdas ya que la
zona de detección es alrededor de la fibra óptica [22], [23], [24]. Muchos fabricantes solamente
utilizan los sensores de punto para su protección por arco.
CAPÍTULO 1. SISTEMAS DE BARRAS EN SUBESTACIONES Y PROTECCIONES UTILIZADAS
24
En general, se recomienda montar 1 o 2 sensores por cubículo para cubrir todas las barras
colectoras horizontales y verticales, compartimentos de interruptor, cajones y cualquier lugar
donde se pueda producir una falla por arco eléctrico [23]. Para determinar la mejor ubicación
de los sensores es necesario realizar previamente un estudio detallado de los posibles lugares
en donde se pueda producir un arco eléctrico y el área a cubrir.
En aquellos casos en que los detectores arco puedan verse expuestos a una fuente luminosa
intensa (flash de una cámara, etc.), puede instalarse un sensor de corriente adicional en la
entrada del interruptor principal [22]. La supervisión del detector de arco con un elemento de
sobrecorriente mejora la seguridad de la protección, aunque puede verse afectado su tiempo
de operación si se coloca un relevador con tiempos mayores al del detector de arco. El sistema
de protección debe poseer una lógica que permita la operación de la protección cuando
coexistan ambas condiciones (sobrecorriente y arco eléctrico) y así evitar fallas de operación.
En la siguiente figura se muestra la lógica de operación de la protección por arco con la
detección de sobrecorriente.
Figura 1.20: Protección por arco eléctrico con elemento de sobrecorriente.
1.5 Consideraciones finales del capítulo
Las barras juegan un papel muy importante dentro de un Sistema Eléctrico de Potencia
ya que son el punto de interconexión de distintos circuitos en una subestación.
Existen diferentes arreglos de barras en subestaciones las cuales brindan, en mayor o
menor medida, cierto grado de seguridad, fiabilidad y confiabilidad.
Los esquemas de protección con acopladores lineales, de alta impedancia y de
porcentaje diferencial cumplen con la necesidad de despejar una falla rápidamente y
de forma selectiva, convirtiéndolos en la primera opción para la protección de barras.
En subestación con TC de diferentes relaciones y características es usual utilizar otros
esquemas de protección los cuales poseen mayor tiempo de operación.
25
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA,
SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU
PROTECCIÓN DE BARRAS
2.1 Introducción
El Sistema Aislado Cayo Santa María es el encargado de suministrar la energía eléctrica a
varios de los hoteles de mayor categoría dentro del país, lo que hace de esta zona turística
una de las más importantes de Cuba. En los últimos años se han ido aumentando las
inversiones en la red eléctrica y en la subestación del SACSM, para proveer de un servicio de
calidad, fiable y sin interrupciones, para satisfacer todas las necesidades y el aumento
constante de la carga.
El SACSM se caracteriza por constituir un sistema eléctrico aislado, esta situación lo hace
totalmente dependiente de la generación local, la cual está compuesta por máquinas de baja
inercia de tecnología MAN, Hyundai y MTU (chinas y alemanas). La baja inercia de las
máquinas puede provocar problemas de estabilidad producidas por perturbaciones del
sistema, las cuales conllevan a la desconexión de cargas o generación para evitar el colapso
del sistema. El servicio se brinda a todos los consumidores con el uso de líneas soterradas a
una tensión de 13,8 kV.
La subestación del SACSM está compuesta por dos secciones de barra (Barra 1 y Barra 2)
acopladas por un interruptor de enlace. Además, posee celdas de entrada de generación y de
alimentadores de carga, todas con interruptores ABB de SF6 de 24 kV.
En el presente capítulo se describe la subestación del SACSM y las protecciones utilizadas en
las celdas de alimentadores y entrada de generación, así como las características del esquema
de protección de barra implementado.
2.2 Esquema de suministro
La subestación de fabricación italiana está compuesta por 22 celdas de las cuales,
actualmente, siete son de entrada de generación y en un futuro cercano, totalizarán nueve. En
la figura 2.1 se muestra el diagrama unifilar de la Subestación Principal, nombrada CR por las
siglas del suministrador de su tecnología, donde se observa la distribución de los distintos
circuitos.
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
26
Figura 2.1: Monolineal de la Subestación Principal CR.
Las celdas de entrada de generación 9, 10, 11 y 12, correspondientes a las principales
unidades generadoras, presentan doble desconectivo de barra, por lo que pueden conmutar
su conexión a ambas barras. La técnica instalada no permite la conexión a ambas barras a la
vez como se muestra en la figura 2.2.
Figura 2.2: Esquema típico de celdas con doble desconectivo de barra.
La generación está agrupada en baterías de 2, 3, 4 u 8 generadores del mismo fabricante, con
entradas por las celdas de generación y conectadas a una u otra barra. Actualmente está
compuesta por 26 generadores de tecnología MAN, HYUNDAI y MTU que totalizan cinco
baterías, como se describe a continuación:
Una batería de ocho generadores MTU de fabricación alemana alimentados con
combustible diésel. Cada máquina tiene una potencia de 1,9 MW (para un total de 15,2
MW) con tensión nominal de 0,48 kV.
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
27
Dos baterías de seis generadores MTU de fabricación china alimentados con
combustible diésel. Cada máquina tiene una potencia de 2,1 MW (para un total de 25,2
MW) con tensión nominal de 0,48 kV.
Una batería de cuatro generadores HYUNDAI alimentados con combustible fuel oil.
Cada máquina tiene una potencia de 1,7 MW (para un total de 6,8 MW) con tensión
nominal de 4,16 kV.
Una batería de dos generadores MAN, alimentados con combustible fuel oil. Cada
máquina tiene una potencia de 3,85 MW (para un total de 7,7 MW) con tensión nominal
de 13.8 kV.
Están en proceso de inversión dos nuevas baterías con dos generadores MAN cada
una y tensión nominal de 4,16 kV. Cada máquina tiene una capacidad de 3,85 MW
para un total entre ambas baterías MAN, de 15,4 MW de potencia instalada.
En el futuro se espera la instalación de dos parques fotovoltaicos de 1 MW cada uno.
La potencia total instalada en generación actualmente es de 54,9 MW, considerablemente
superior al valor de demanda máxima, que en el año 2018 fue de 18,3 MW. Con la puesta en
servicio de estos cuatro generadores de tecnología MAN, la potencia instalada llegaría hasta
los 70,3 MW.
La cantidad de generadores sincronizados y la potencia a la cual es fijada su operación se
programa en regímenes de trabajo, los cuales están relacionados con los horarios típicos de
explotación de un Sistema Eléctrico de Potencia (día, pico y madrugada) y términos
económicos relacionados con el consumo de combustible de las máquinas. La tabla 2.1
muestra los regímenes de operación en cuanto a potencia que entregan las máquinas y el
modo en el que trabajan.
Tabla 2.1: Régimen y modo de trabajo de los generadores.
Máquinas Régimen de trabajo
(MW) Modo
MAN 2,2 a 2,7 Droop
HYUNDAI 1,2 a 1,4 Droop
MTU China 1,5 Droop
MTU Alemana 1,4 Fija
Los generadores MAN, HYUNDAI y MTU chinos son los encargados de la regulación, de ahí
que trabajen en modo droop. Aunque los tres grupos de generadores regulan frecuencia, se
diferencian en el escalón en el que lo hacen. Las MTU alemanas siempre trabajan en modo
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
28
carga fija, aunque también se puede usar en modo carga fija cualquiera de los restantes
generadores.
Para establecer cada régimen de trabajo y mantener una elevada eficiencia de explotación en
el SACSM, hay que tener en cuenta algunos criterios de seguridad como los mostrados a
continuación:
La reserva rodante (diferencia entre la potencia nominal del generador y la potencia
con que opera) tiene que ser mayor que la potencia de operación de la mayor máquina
sincronizada.
La reserva rodante debe estar repartida entre las unidades que regulan.
En la madrugada debe estar conectada como máximo una unidad en modo carga fija.
En el día y en horario pico deben estar conectadas como máximo dos unidades en
modo carga fija.
Las MTU chinas y alemanas sincronizadas deben estar repartidas equitativamente
entre las entradas, de forma tal que si existe un fallo no salgan todas o la mayoría de
las máquinas.
2.3 Protecciones utilizadas en generación y alimentadores
Las protecciones instaladas en las salidas de carga y entradas de generación son MiCOM
P142 y P143 respectivamente y pertenecientes a la firma Areva T&D, las cuales poseen un
número elevado de funciones que pueden ser implementadas. Presentan posibilidad de
lógicas programables y varios grupos de ajuste; además ofrecen una protección integral de
sobrecorriente de fase y tierra, secuencia negativa y conductor roto, haciéndolas adecuadas
para aplicaciones en redes eléctricas aisladas.
Seguidamente se resumen las potencialidades generales que poseen estos relés, en cuanto
a las funciones de protección que pueden ser implementadas [25] [26]:
Protección de sobrecorriente trifásica (50/51P), (67P): Se proveen cuatro umbrales
de medida de sobrecorriente para cada fase, que pueden seleccionarse ya sea como
no direccional, direccional hacia adelante o direccional hacia atrás. Se pueden
configurar los umbrales 1 y 2 como de tiempo inverso (IDMT) o de tiempo definido (DT);
los umbrales 3 y 4 sólo pueden ser configurados de DT.
Protección de falla a tierra (50/51N) (67N): Se proporcionan tres elementos de falla
a tierra independientes: protección de falla a tierra derivada, medida y sensible. Cada
elemento presenta cuatro umbrales que pueden ser seleccionados
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
29
independientemente, ya sea como no direccional, direccional hacia adelante o
direccional hacia atrás.
Protección de sobrecorriente de secuencia negativa (46): Se proveen cuatro
umbrales que pueden seleccionarse ya sea como no direccional, direccional hacia
adelante o direccional hacia atrás y proporciona una protección remota de respaldo
para fallas de fase-tierra y fase-fase.
Protección de mínima y máxima tensión (27/59): Dos umbrales, configurables para
mediciones fase-fase o fase-neutro. El umbral 1 puede seleccionarse como IDMT o DT
y el umbral 2 sólo como DT.
Protección de sobretensión de secuencia negativa (47): Elemento temporizado de
tiempo definido para proporcionar una función de disparo o de enclavamiento en la
detección de tensiones de alimentación desequilibradas.
Protección de admitancia de neutro (YN): Funciona a partir del TI FTS o del TI FT
para proporcionar elementos de admitancia, conductancia y susceptancia de umbral
sencillo.
Protección de sobretensión residual (desplazamiento del neutro (59N):
Proporciona un método adicional para la detección de fallas a tierra y presenta dos
umbrales; el umbral 1 puede seleccionarse ya sea como IDMT o como DT y el umbral
2 sólo como DT.
Protección de sobrecarga térmica: Proporciona características térmicas adecuadas
tanto para cables como para transformadores. Se proporcionan umbrales de alarma y
de disparo.
Protección de frecuencia (81U/O/R): Proporciona una protección con 4 umbrales de
mínima frecuencia, 2 umbrales de sobrefrecuencia, y también un elemento avanzado
de velocidad de variación de la frecuencia, de 4 umbrales.
Detección de conductor roto (46BC): Para detectar las fallas de circuito abierto.
Protección de fallo de interruptor (50BF): Protección de fallo de interruptor de dos
umbrales con entradas de inicio monofásicas o trifásicas.
Protección de sobrecorriente controlada por tensión (51V): Proporciona una
protección de respaldo para fallas remotas entre fases aumentando la sensibilidad de
los umbrales 1 y 2 de la protección de sobrecorriente.
Auto-reenganche (79): Reenganche automático integral trifásico de órdenes múltiples
con iniciación externa.
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
30
Comprobación de sincronismo (25): Posee 2 umbrales con característica avanzada
de división de sistema y tiempo de compensación de cierre de interruptor.
La diferencia en las funciones de protección disponibles entre los relés P142 y P143 es
precisamente esta última función, de ahí que los P143 sean usados para la protección en las
celdas de entrada de generación, mientras que los P142 en la protección de los alimentadores
de carga.
En todos los circuitos asociados a las barras, ya sean entradas de generación, salidas hacia
las cargas o el enlace de barra, hay ubicados relés multifuncionales P142 o P143 los cuales
tienen ajustadas diferentes funciones de protección tales como sobrecorriente, bajo y alto
voltaje, alta y baja frecuencia, entre otras. En la figura 2.3 se muestra el diagrama unifilar de
la subestación principal del SACSM con la ubicación física de los relés por circuito.
Figura 2.3: Ubicación de los relés P142 y P143 en las celdas de la subestación.
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
31
2.3.1 Protecciones en celdas de Generación relacionadas con la PEB
Cada celda de generación posee un relé P143, excepto la 16 que en un inicio estaba destinada
a ser una celda de salida, ajustado para detectar fallas tanto de fase como de tierra, así como
malas condiciones de operación del sistema (bajo voltaje, baja y alta frecuencia, fallo de
interruptor, etcétera). A continuación, se describen las funciones que son de interés para el
estudio de la PEB:
Sobreintensidad Direccional de Fase con escalones Forward (hacia barra) y Reverse
(hacia generación).
De forma general, la función de sobrecorriente direccional de fase está ajustada con tres
umbrales de protección:
El primer umbral posee dirección Forward con una característica de tiempo
inverso (IDMT) IEEE muy inversa.
El segundo umbral posee dirección Reverse con una característica de tiempo
inverso (IDMT) IEEE muy inversa.
El tercer umbral posee dirección Forward y está configurado como tiempo
definido (DT).
En el caso de las celdas 7, 8, 15 y 16 la protección está configurada como tiempo definido (DT)
con tres umbrales: Forward el primero y tercero, y Reverse en el segundo umbral.
Sobrecorriente Direccional de Tierra con escalones Forward (hacia barra) y Reverse
(hacia generación).
Generalmente, la función de sobrecorriente direccional de tierra está ajustada con dos
umbrales de protección (tres umbrales para la celda 9):
El primer umbral posee dirección Forward y está configurado como tiempo
definido (DT).
El segundo umbral posee dirección Reverse y está configurado como tiempo
definido (DT).
Para la celda 9, el tercer umbral posee dirección Forward y está configurado
como tiempo definido (DT).
Las celdas 7, 8, 15 y 16 poseen tres umbrales de protección configurados como tiempo
definido (DT) con dirección Forward en todos los casos.
2.3.2 Protecciones en celdas de Alimentadores relacionadas con la PEB
Cada celda de alimentadores de carga posee un relé P142 ajustado para detectar fallas tanto
de fase como de tierra, así como malas condiciones de operación del sistema (bajo voltaje,
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
32
baja frecuencia, conductor roto, etcétera). A continuación, se describen las funciones con son
de interés para el estudio de la PEB:
Sobrecorriente no direccional de Fase
De forma general, la función de sobrecorriente no direccional de fase está ajustada con tres
umbrales de protección:
El primer umbral está configurado con una característica de tiempo inverso
(IDMT).
El segundo umbral está configurado como tiempo definido (DT).
El tercer umbral está configurado como tiempo definido (DT).
Sobrecorriente no direccional de Tierra
La función de sobrecorriente no direccional de tierra está ajustada con tres umbrales de
protección:
El primer umbral está configurado con una característica de tiempo inverso
(IDMT).
El segundo umbral está configurado como tiempo definido (DT).
El tercer umbral está configurado como tiempo definido (DT).
2.3.3 Protecciones en celda de Enlace de Barras relacionadas con la PEB
En la celda del enlace de barras se ubica un relé P143 el cual tiene configuradas varias
funciones de protección. A continuación, se describen las funciones con son de interés para el
estudio de la PEB:
Sobrecorriente Direccional de Fase con escalones Forward (hacia barra 2) y Reverse
(hacia barra 1).
La función de sobrecorriente direccional de fase está ajustada con tres umbrales de protección:
El primer umbral posee dirección Forward con una característica de tiempo
inverso (IDMT) IEEE muy inversa.
El segundo umbral posee dirección Reverse con una característica de tiempo
inverso (IDMT) IEEE muy inversa.
El tercer umbral posee dirección Forward y está configurado como tiempo
definido (DT).
Sobrecorriente Direccional de Tierra con escalones Forward (hacia barra 2) y Reverse
(hacia barra 1).
La función de sobrecorriente direccional de tierra está ajustada con tres umbrales de
protección:
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
33
El primer umbral posee dirección Forward con una característica de tiempo
inverso (IDMT) IEEE muy inversa.
El segundo umbral posee dirección Reverse con una característica de tiempo
inverso (IDMT) IEEE muy inversa.
El tercer umbral posee dirección Forward y está configurado como tiempo
definido (DT).
2.4 Características de los transformadores de corriente utilizados
En el SACSM los TC utilizados en cada celda que compone la subestación principal poseen
diferentes relaciones de transformación y características. En la siguiente tabla se muestra el
tipo de TC utilizado en cada celda, así como las características que estos poseen.
Tabla 2.2: Características de los TC en cada celda de la subestación.
Celda TC
Tipo/Fabricante RAPP./Clase
1 ASR24L 24kV /
CGS 50/5A 20VA-10P20 Ith=25kAx1"
2 ASR24L 24kV /
CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20
Ith=25kAx1"
3 ASR24L 24kV /
CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20
Ith=25kAx1"
4 ASR24L 24kV /
CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20
Ith=25kAx1"
5 ASR24L 24kV /
CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20
Ith=25kAx1"
6 ASR24L 24kV /
CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20
Ith=25kAx1"
7 IWR20K /
WATTSUD 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20
Ith=25kAx1"
8 IWR20RL / WATTSUD
1000-2000/5-5-5A 15VA-0,5 7,5/15VA-10P20 7,5/15VA-10P20 Ith=25kAx1"
9 IWR20RL / WATTSUD
400-800/5-5-5A 20VA-0,5 10/20VA-10P20 10/20VA-10P20 Ith=25kAx1"
10 IWR20SL / WATTSUD
300-600/5-5A 20VA-0,5 10/20VA-10P20 Ith=25kAx1"
11 IWR20SL / WATTSUD
300-600/5-5A 20VA-0,5 10/20VA-10P20 Ith=25kAx1"
12 IWR20SL / WATTSUD
300-600/5-5A 20VA-0,5 10/20VA-10P20 Ith=25kAx1"
13 IWR20RL / WATTSUD
1000-2000/5-5A 20VA-0,5 15/20VA-10P20 Ith=25kAx1"
14 IWR20RL / WATTSUD
1000-2000/5-5-5A 15VA-0,5 7,5/15VA-10P20 7,5/15VA-10P20 Ith=25kAx1"
15 ASR24L 24kV /
CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20
Ith=25kAx1"
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
34
16 ASR24L 24kV /
CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20
Ith=25kAx1"
17 ASR24L 24kV /
CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20
Ith=25kAx1"
18 ASR24L 24kV /
CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20
Ith=25kAx1"
19 ASR24L 24kV /
CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20
Ith=25kAx1"
20 ASR24L 24kV /
CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20
Ith=25kAx1"
21 ASR24L 24kV /
CGS 300-600/5-5A 20VA-0,5 20VA-10P20
Ith=25kAx1"
22 ASR24L 24kV /
CGS 50/5A 20VA-10P20 Ith=25kAx1"
Los TC ubicados en las celdas de entrada de generación poseen hasta dos tap de conexión
por primario y 5 A por secundario. El TC de medición asimila una carga o burden de 20 VA (R
= 0,8Ω) con una precisión de 0,5% dentro del rango de carga que estos poseen. Los TC de
protección presentan clase 10P20 lo que significa que tienen una precisión del 10% en la zona
lineal de la característica de saturación del TC y que asimilan hasta 20 veces la corriente
nominal por secundario (20xIn) sin saturarse dentro del rango de carga de estos TC.
Adicionalmente, soportan térmicamente hasta 25 kA por 1 segundo.
2.5 Esquema de barra de la subestación principal. Características y ventajas
La subestación principal del SACSM cuenta con dos barras unidas a través de un enlace de
barra el cual funciona normal cerrado. Esta configuración de barra es conocida como arreglo
de barra simple seccionalizada y proporciona mayor nivel de seguridad y flexibilidad en la
operación y el mantenimiento dentro de la subestación que una barra simple.
Las líneas de salida hacia las cargas y las unidades generadoras se encuentran distribuidas
en ambas barras, lo que permite, en caso de ser necesario, que se divida el sistema en dos
subsistemas independientes, operando cada sección de barra con sus cargas y sus entradas
de generación. Las celdas con doble seccionador de barra flexibilizan la operación de la
Subestación ante situaciones anormales. A continuación se mencionan las ventajas
fundamentales del esquema de barra del SEACSM:
Continuidad del suministro de energía a la sección de barra no fallada o en
mantenimiento
Requiere reducida área para su construcción y montaje
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
35
2.6 Protección Especial de Barras. Características y principio de
funcionamiento
La protección de barras actualmente instalada en la subestación principal del SACSM no
constituye una protección diferencial clásica, sino que está implementada a partir de una
automática de disparos y bloqueos. Esta protección es conocida en Cuba como Protección
Especial de Barras (PEB), aunque en la bibliografía se hace referencia a ella como Protección
por Zonas de Bloqueo y Comparación Direccional.
La PEB utiliza la información que brindan los relevadores multifuncionales P142 y P143 de las
entradas de generación y alimentadores, para determinar si la falla es en barra o fuera de esta.
En este caso, como la barra está seccionalizada existen dos PEB, una para cada barra. Ambas
PEB presentan el mismo principio de funcionamiento, en la figura 2.4 se observa un esquema
simplificado de la conexión de los distintos circuitos de la barra 1 a la PEB 1.
Figura 2.4: Esquema simplificado de la conexión a la Protección Especial de Barra 1.
Para el envío de la información del estado de cada circuito se utiliza una lógica cableada con
cobre a través de los relés digitales (P142-143), relés auxiliares y temporizadores los cuales
bloquean y transfieren disparos a los interruptores correspondientes para aislar la falla en
barra.
2.6.1 Principio de funcionamiento
El funcionamiento de la PEB 1 y PEB 2 es similar, sólo cambia la sección de barra que
protegen. Cada PEB posee una lógica que permite la operación o no para fallas en barra o
externas a esta. A continuación, se describe con más detalle el funcionamiento de cada una.
PEB correspondiente a la Barra 1 (PEB 1)
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
36
La PEB 1 se inicia por los arranques de los escalones de sobrecorriente con dirección Forward
(hacia barra 1) de la función direccional de fase o tierra de los relevadores de las celdas de
entrada de generación conectadas a la barra 1 y/o por el arranque del escalón de
sobrecorriente direccional de fase o tierra con dirección Reverse (hacia barra 1) de la celda
enlace de barras. La señal de salida de los relevadores digitales, al cumplirse los arranques
de los escalones que inician la PEB 1, se encuentra temporizada en 100 ms por programación
Programmable Scheme Logic (PSL). El arranque de cualquier elemento de sobrecorriente de
fase o tierra de los alimentadores de carga correspondientes a la barra 1 inhabilita o bloquea
instantáneamente la activación de la PEB 1. En la figura siguiente se muestra la lógica
implementada para la operación de esta protección de barra.
Figura 2.5: Diagrama simplificado de la PEB 1 utilizando compuertas lógicas.
La activación de la PEB 1 envía disparos transferidos a los interruptores correspondientes a
las celdas de entrada de generación conectados en la barra 1 y al interruptor V2040 de la celda
enlace de barras para despejar la falla.
PEB correspondiente a la Barra 2 (PEB 2)
La PEB 2 se inicia por los arranques de los escalones de sobrecorriente con dirección Forward
(hacia barra 2) de la función direccional de fase o tierra de los relevadores de las celdas de
entrada de generación conectadas a la barra 2 y/o por el arranque del escalón de
sobrecorriente direccional de fase o tierra con dirección Forward (hacia barra 2) de la celda
enlace de barra. La señal de salida de los relevadores digitales, al cumplirse los arranques de
los escalones que inician la PEB 2, se encuentra temporizada en 100 ms por programación
PSL. El arranque de cualquier elemento de sobrecorriente de fase o tierra de los alimentadores
de carga correspondientes a la barra 2 inhabilita o bloquea instantáneamente la activación de
la PEB 2. En la figura siguiente se muestra la lógica implementada para la operación de esta
protección de barra.
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
37
Figura 2.6: Diagrama simplificado de la PEB 2 utilizando compuertas lógicas.
La activación de la PEB 2 envía disparos transferidos a los interruptores correspondientes a
las celdas de entrada de generación conectados en la barra 2 y al interruptor V2040 de la celda
enlace de barra para despejar la falla.
Los circuitos auxiliares implementados en la PEB 1 y PEB 2, usados para lograr el bloqueo o
la operación, se muestran en las figuras 2.7 a y b, en estas se observa el uso de dispositivos
electromecánicos como temporizadores, contactores o relés auxiliares, entre otros. El uso de
estos dispositivos pudiera ocasionar un error de operación de la PEB de no efectuarse el
mantenimiento y diagnostico periódico.
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
38
Figura 2.7: Cableado de cobre para la PEB. a) PEB 1. b) PEB 2.
Para explicar el funcionamiento de la lógica cableada y tomando como referencia la PEB 1
(figura 2.7 a), se tiene que:
Para una falla en un alimentador (desde la celda 17 a la 22) de la sección de barra 1, el
contacto F1 del relevador digital de la celda en fallo cierra y se energiza la bobina del magnético
KD1 la cual abre el contacto normal cerrado KD1, de esta forma se evita que se puedan
energizar las máquinas de tiempo (temporizadores) KTD1 y KT1 produciéndose el bloqueo de
la Protección Especial de Barra 1.
Para una falla en la barra 1 los escalones Forward de las protecciones direccionales de la
generación y el escalón Reverse de la protección direccional del enlace de barra detectan
fallos hacia esta y cierran el contacto F1 después de 100 ms, quedando energizado los
temporizadores KTD1 y KT1. Este último, cierra el contacto KT1 energizándose las bobinas
de los magnéticos KPEB1 y KPEB11 los cuales provocan la activación o disparo de la PEB
(desconectando la generación en esa sección de barras y abriendo el seccionador de barra) y
además el envío de señalización respectivamente.
Las celdas de entrada de generación 9, 10, 11 y 12 presentan en el esquema secundario
contactos auxiliares de posición de los desconectivos de barra, de esta manera sólo será
iniciada la PEB correspondiente a la barra donde se encuentra conectada la celda con
posibilidad de conmutación (Ver figura 2.8).
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
39
Figura 2.8: Esquema típico de la señal de salida al esquema de PEB en celdas con doble
desconectivo de barra.
2.7 Fallas de operación de la Protección Especial de Barra en este sistema
Este sistema de protección, como está implementado actualmente, está expuesto a fallas de
operación u operación no selectiva, que pueden impedir el suministro de energía eléctrica a
los distintos hoteles del polo turístico de Cayo Santa María. En la práctica se han producido
operaciones no deseadas de la PEB, no sólo en el SACSM sino también en la subestación
Remedios 110 kV, debido fundamentalmente al no adecuado modo de implementación del
esquema de protección.
Para una mejor comprensión de los posibles fallos de operación que se pueden presentar, se
describen algunos casos reales de fallas en alimentadores, generación y en las barras.
Caso 1. Fallo perteneciente a una celda de alimentador de carga de la barra 1 con
generación sincronizada en ambas barras.
La PEB 1 será iniciada por el arranque direccional sobrecorriente (100 ms) de la(s) celda(s)
de entrada de generación sincronizada(s) a la barra 1 (de ser sensible al cortocircuito) y/o por
el arranque direccional sobrecorriente (100 ms) de la celda enlace de barra (de ser sensible al
cc); al unísono, será inhabilitada por el arranque sobrecorriente (instantáneo) de la celda del
alimentador de carga con presencia de fallo.
La PEB 2 será iniciada de igual forma por el arranque direccional sobrecorriente (100 ms) de
la(s) celda(s) de entrada de generación sincronizada(s) a la barra 2 (de ser sensible al
cortocircuito); pero al no producirse arranque sobrecorriente de una celda de alimentador de
carga conectada a la barra 2, la activación de la PEB 2 dependerá del tiempo total de
aislamiento de falla de la celda del alimentador de carga correspondiente, el cual estará
determinado por:
Top.prot (Tiempo de operación del relevador)
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
40
Terr (Tiempo de error del relevador)
Top.CB (Tiempo de operación del interruptor)
Terr.TC (Tiempo de error de los TC)
De resultar el tiempo total de aislamiento de falla mayor que 100 ms, se producirá la activación
de la PEB 2 y por consiguiente la apertura de las celdas de entrada de generación
correspondientes a la barra 2 y enlace de barra, lo cual constituye una operación no selectiva.
Caso 2. Fallo perteneciente a una celda de entrada de generación de la barra 1
con generación sincronizada en ambas barras.
La PEB 1 será iniciada por el arranque direccional sobrecorriente (100 ms) de la(s) celda(s)
de entrada de generación sincronizada(s) a la barra 1 (de ser sensible al cortocircuito) y/o por
el arranque direccional sobrecorriente (100 ms) de la celda enlace de barra (de ser sensible al
cortocircuito); al unísono la PEB 2 será iniciada de igual forma por el arranque direccional
sobrecorriente (100 ms) de la(s) celda(s) de entrada de generación sincronizada(s) a la barra
2 (de ser sensible al cortocircuito). Al no producirse arranque sobrecorriente de una celda de
alimentadores de carga, la activación de la PEB 1 y PEB 2 dependerá del tiempo total de
aislamiento de falla de la celda de entrada de generación.
De resultar el tiempo total de aislamiento de falla mayor que 100 ms, se producirá la activación
de la PEB 1 y PEB 2, y por consiguiente la apertura de todas las celdas de entrada de
generación, lo cual constituye una operación no selectiva y en este caso se produciría un
blackout.
Caso 3. Fallo en la barra 1 con generación sincronizada en ambas barras.
La PEB 1 será iniciada por el arranque direccional sobrecorriente (100 ms) de la(s) celda(s)
de entrada de generación sincronizada(s) a la barra 1 (de ser sensible al cortocircuito) y/o por
el arranque direccional sobrecorriente (100 ms) de la celda enlace de barra (de ser sensible al
cortocircuito); al unísono la PEB 2 será iniciada de igual forma por el arranque direccional
sobrecorriente (100 ms) de la(s) celda(s) de entrada de generación sincronizada(s) a la barra
2 (de ser sensible al cortocircuito).
Al no producirse arranque sobrecorriente de una celda de alimentadores de carga, se producirá
la activación de la PEB 1 y PEB 2, y por consiguiente la apertura de todas las celdas de entrada
de generación, lo cual constituye una operación no selectiva y se produciría un blackout en
este sistema.
CAPÍTULO 2. SISTEMA AISLADO CAYO SANTA MARÍA, SUBESTACIÓN PRINCIPAL Y CARACTERÍSTICAS DE SU PROTECCIÓN DE BARRAS
41
2.8 Consideraciones finales del capítulo
La generación instalada del SACSM es suficiente para satisfacer las necesidades de
máxima demanda; la baja inercia que poseen los generadores puede ocasionar
problemas con la estabilidad del sistema ante situaciones anormales y fallas.
Los relevadores MiCOM P142 y P143 poseen una amplia gama de funciones de
protección que pueden ser implementadas, lo que les permite su adaptación a distintos
sistemas y esquemas de protección.
Las barras de la subestación principal del SACSM poseen una configuración de barra
simple seccionalizada lo cual compromete la explotación del sistema eléctrico ante la
necesidad de aislar una de las barras ya sea por avería o mantenimiento.
Para el bloqueo y la operación de la Protección Especial de Barras se utiliza una
automática mediante lógica cableada a través de relés auxiliares tales como
magnéticos, temporizadores, etcétera, que pueden provocar una disminución en la
fiabilidad del esquema.
La PEB, tal y como se encuentra implementada desde la puesta en servicio de la
Subestación, presenta posibilidad de operación no selectiva para fallas externas a las
barras, además no discrimina fallas en la barra 1 o barra 2.
42
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN
ESPECIAL DE BARRAS DEL SACSM. MODIFICACIONES Y NUEVOS
ESQUEMAS
3.1 Introducción
El hecho de que una operación no selectiva de la PEB pueda ocasionar un cero en las cargas
del SACSM hace necesario realizar un análisis profundo para evitar o disminuir la frecuencia
con que se suspende el suministro de energía eléctrica por esta causa.
Para la simulación de las fallas en el SACSM se utiliza el software Power System eXplorer
(PSX) el cual brinda la posibilidad de simular cortocircuitos trifásicos, bifásicos, bifásicos a
tierra o monofásicos a tierra y bajo ciertas circunstancias (falla a través de impedancia o sin
ella, considerando las condiciones de prefalla o no, etcétera). Es una herramienta que, aunque
no es profesional, puede ser utilizada para desarrollar análisis completos de los Sistemas
Eléctricos de Potencia con resultados satisfactorios.
En el presente capítulo se hace un análisis de la Protección Especial de Barras en el SACSM
teniendo en cuenta las posibles fallas de operación a las que está expuesto este sistema y
otros similares en la provincia. Además, se propondrán modificaciones y nuevos esquemas de
protección que mejoren la selectividad de esta protección de barra.
3.2 Descripción y simulación de fallas de operación de la Protección Especial
de Barras
La Protección Especial de Barras de la subestación principal del SACSM ha presentado
operaciones no selectivas, algunas recientemente han ocasionado Blackout. La simulación de
los eventos ocurridos y las experiencias de operaciones no selectivas de esquemas similares,
es de gran importancia pues permite realizar un análisis completo y profundo de las
modificaciones que necesita este sistema de protección de barra para lograr la selectividad y
confiabilidad requerida.
3.2.1 Análisis de operación no selectiva de protección de barra en subestación
Remedios 110 kV
La Subestación de 110 kV ubicada en el municipio de Remedios, provincia de Villa Clara,
posee una entrada del SEN, dos baterías de grupos electrógenos y cuatro salidas de
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
43
alimentadores de carga distribuidas como muestra la siguiente figura. El voltaje nominal en la
barra principal de esta subestación es de 34,5 kV.
Figura 3.1: Diagrama monolineal de Subestación Remedios 110 kV.
La PEB implementada en la Subestación Remedios 110 kV consiste en un esquema de
protección por zonas de bloqueos y comparación direccional a partir de las protecciones
utilizadas en las entradas de generación y alimentadores de carga, la cual utiliza el protocolo
de comunicación IEC 61850 con mensajes GOOSE. En la lógica de la PEB se establece que
el bloqueo se produce por el arranque sobrecorriente de los alimentadores 1365, 1370, 1375
y 1380 o por el arranque sobrecorriente direccional hacia generación de las Baterías 1 y 2
(6254 y 6250 respectivamente).
Falla de operación ocurrida el día 17 de mayo del 2018
En el momento del fallo en la barra de 34,5 kV de la subestación, se encontraba en línea
solamente la Batería 1 y la alimentación proveniente del SEN. La Batería 2 estaba fuera de
servicio, aunque el interruptor 6250 se encontraba cerrado, manteniéndose energizado el
transformador de esta batería.
Durante el cortocircuito monofásico en la fase A de la barra de 34,5 kV de la subestación, la
PEB presentó una no operación selectiva al quedar bloqueada por el arranque indebido de la
protección de fase (50/51) de un alimentador y por el arranque sobrecorriente direccional hacia
generación de la protección de fase del 6250.
El bloqueo de la PEB por el arranque de la protección de sobrecorriente de fase del
alimentador se produjo por un desbalance en las corrientes que se creó debido al aporte de
las unidades generadoras de los centrales azucareros conectados aguas abajo de dicho
alimentador. Por otro lado, el bloqueo de la PEB por el arranque direccional de sobrecorriente
(hacia generación) de la protección de fase de la Batería 2 se debió a la circulación de corriente
de secuencia cero por el neutro del transformador de esa entrada de generación, el cual posee
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
44
conexión estrella aterrada–delta (Ynd) (Ver anexo III.1). Este fenómeno se explica
detalladamente a continuación.
Análisis de una situación similar en la subestación principal del SACSM
Una situación similar a la ocurrida en la subestación Remedios 110 kV puede acontecer en el
SACSM debido al gran número de transformadores con conexión Ynd de las baterías de
generación MTU china y MTU alemana. Con el objetivo de estudiar esta situación, se simula
una falla bifásica a tierra en la barra 2 de 13,8 kV de la subestación y se analiza la circulación
de corriente por la línea de unión de las máquinas MTU alemanas de la celda 14 con la barra
1. La sección del monolineal de la subestación del SACSM utilizada en la simulación de esta
falla y los detalles de la celda 14 son mostradas a continuación.
Figura 3.2: Esquema de la subestación del SACSM y detalles en la celda 14.
Para la realización de la simulación se tomaron dos máquinas sincronizadas en esta celda y
el resto de los transformadores energizados los cuales poseen conexión Ynd. Las corrientes
por el circuito de la entrada de generación analizada y los niveles de voltaje en la barra 1 se
muestran a continuación.
Figura 3.3: Corriente por la celda 14 y voltajes en la barra 1.
Para el estudio de la operación de la protección direccional de fase y tierra de esta celda se
seleccionan las corrientes que circulan por el recibo de la línea L370 ya que las corrientes en
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
45
el PSX se orientan hacia las líneas y precisamente la que circula por el recibo posee la
direccionalidad de la protección analizada (Forward o hacia barra).
El diagrama fasorial de las corrientes y voltajes que intervienen en la conexión de los relés
durante la falla simulada se muestra en la figura 3.4. La corriente y el voltaje de secuencia cero
se representan como 3I0 y 3V0 respectivamente. El relé de la celda 14 tiene un ajuste
sobrecorriente direccional de fase (hacia generación) de 1250 A primarios.
Figura 3.4: Diagrama fasorial de las corrientes por la entrada de generación de la celda 14.
Aunque en el diagrama fasorial de la figura anterior se representa el voltaje 3V0, realmente el
relé MiCOM utiliza como voltaje de polarización para la protección de tierra -3V0 de ahí que el
análisis para determinar la dirección de operación de la protección se haga con este voltaje.
El ángulo característico o ángulo de sensibilidad máxima para la protección de tierra es -45°,
es por ello que la línea de torque máximo se encuentre atrasada 45° al voltaje de polarización
-3V0 como se muestra en la figura siguiente.
Figura 3.5: Determinación de la zona de operación de la protección de tierra.
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
46
Se observa que la protección de tierra entró en zona de operación Forward (hacia barra) lo
cual es correcto ya que la falla involucró tierra. Teniendo en cuenta esto, se puede decir que
el direccional de tierra no presenta posibilidad de operación incorrecta ya que este quedará
orientado hacia la falla.
Para el análisis de la protección direccional de fase se tiene en cuenta que el ángulo
característico es de 45°, de ahí que la línea de torque máximo se encuentre adelanta 45° al
voltaje de polarización correspondiente a la fase analizada. Para la falla descrita en el SACSM
en [7] se plantea que al menos una de las fases debe provocar la operación de la protección,
en este caso, un posible bloqueo de la PEB. En la figura 3.6 se muestra la determinación de
la zona de operación para las fases A y C de esta protección.
Figura 3.6: Determinación de la zona de operación para la fase A y C.
Se observa que las fases Ia e Ic las cuales se polarizan con Vbc y Vab respectivamente
entraron en zona de operación Reverse (hacia generación) y en ambos casos se superó el
ajuste del escalón Reverse (2100 A > 1250 A y 1462 A > 1250 A), por lo que con una lógica
similar a la de Remedios la protección de la barra 1 hubiera bloqueado por orientación errónea
hacia la generación. Un análisis similar al efectuado para la protección direccional de las fases
A y C (figura 3.6) se le realiza a la fase Ib la cual se polariza con Vca, determinándose que
esta fase entró correctamente en zona de operación Forward (hacia barra).
Actualmente no existen fuentes de cortocircuito en los alimentadores de salida de la
subestación, por lo que la contribución hacia fallas en barras o en la generación es nula, por
consiguiente, los relés de los alimentadores no van presentar problemas por desbalances de
las corrientes debido a contribuciones desde las cargas.
Se demuestra que este sistema está expuesto a los errores que pueden presentar las
funciones direccionales de fase de los relés en aquellas entradas de generación cuyo
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
47
interruptor se encuentra cerrado y la generación fuera de servicio debido a la circulación de la
componente de secuencia cero por la conexión estrella aterrada de los transformadores
conectados entre los generadores y la barra.
Solución al error de operación de la función direccional de fase
La solución para contrarrestar este fenómeno es implementar una lógica en los archivos
Programmable Scheme Logic (PSL) en el relevador de cada celda de generación que posea
transformadores intermedios entre el generador y la barra, es decir, todas las celdas de
entrada de generación excepto la 10 correspondiente a la batería MAN. Esta propuesta se
debe tener en cuenta en aquellas modificaciones en las que intervengan los escalones de la
protección de fase con dirección hacia generación para el bloqueo de la PEB. Básicamente, el
método descrito en [27] se basa en la supervisión de la protección direccional de fase con la
función de sobrecorriente no direccional de tierra como se muestra en la figura siguiente.
Figura 3.7: Lógica programable usando el método de supervisión de la protección direccional de fase
con la función de sobrecorriente no direccional de tierra.
El cuarto escalón de la protección de tierra estaría ajustado como no direccional siendo usado
solamente con el objetivo de supervisar la función direccional de fase, por lo que su operación
no provocaría el disparo de interruptores. El valor de ajuste de corriente de este umbral sería
el ajuste más sensible de los escalones direccionales de tierra del relé en el cual se programa
la lógica.
Este método supervisa en todo momento el arranque, en este caso, del segundo escalón de
la protección direccional de fase de forma tal que si hay arranque direccional de fase hacia
generación y no hay arranque de la función de sobrecorriente no direccional de tierra (falla
entre fases en la generación) la PEB es bloqueada por el arranque sobrecorriente direccional
hacia generación de la protección de fase. En el caso de que exista arranque de la función de
sobrecorriente no direccional de tierra (falla a tierra en barra o en generación) la PEB sólo será
bloqueada por el arranque sobrecorriente direccional hacia generación de la protección de
tierra.
3.2.2 Simulación de operación no selectiva de la PEB en el SACSM
Una operación no selectiva presentada por la PEB ocurrió durante un cortocircuito en la salida
de la batería MTU china de la celda 16, lo que representa una falla externa a la barra y en
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
48
dirección Reverse para la protección direccional de sobrecorriente de dicha celda. Para este
cortocircuito, la PEB se inició por el arranque de los escalones de sobrecorriente con dirección
hacia barra de las generaciones sincronizadas. Debido a los retardos de tiempos de los
escalones sobrecorriente con dirección Reverse de las celdas de entrada de generación,
necesarios para una correcta coordinación con las protecciones aguas abajo, la falla no se
aisló antes del tiempo de operación de la PEB 1 y 2 (100 ms) lo que ocasionó un cero eléctrico
en el SACSM.
Para demostrar lo sucedido en el SACSM se simula un cortocircuito bifásico entre las fases A
y B de la barra de salida de la batería MTU china de la celda 16 y se determina si existe
arranque sobrecorriente direccional hacia barra de al menos una de las celdas de entrada de
generación correspondiente a cada barra. En la figura 3.8 se muestra la configuración y
características que posee la celda 16 en la cual se realizó la simulación.
Figura 3.8: Configuración de la batería MTU china de la celda 16.
Para la simulación de esta falla se considera el SACSM trabajando en el régimen de máxima
demanda (2 MAN, 4 HYUNDAI, 2 MTU alemanas y 6 MTU chinas), además no se consideraron
las condiciones de prefalla y el tiempo de duración de la falla simulada fue de 0 segundo, es
decir, se tomaron las corrientes y voltajes en el momento del cortocircuito. La celda 9 estaba
conectada a la barra 2 y la celda 10 a la barra 1. Las corrientes por las líneas L369, L370,
L373, L511, L512, L513 y L514 correspondientes a las celdas 9, 14, 10, 16, 15, 8 y 7
respectivamente, así como los voltajes en ambas barras se muestran a continuación.
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
49
Figura 3.9: Corrientes y voltajes obtenidos durante la simulación.
Por los relés de las celdas 7 y 15 no circula corriente ya que el cortocircuito simulado no
involucró tierra y la generación en estas celdas no estaba sincronizada. Haciendo uso de los
datos mostrados en la figura 3.9 se analizó la direccionalidad de los relés de cada celda para
determinar si alguno de ellos inició la PEB para un fallo externo a las barras.
Para realizar el diagrama fasorial se tuvo en cuenta que la corriente seleccionada está en
correspondencia a la dirección analizada de la protección, por tanto, se escoge aquella
corriente que circule hacia la barra. Además, se usó la conexión en cuadratura o 90° de la
función direccional. En la siguiente figura se muestran los diagramas fasoriales por los relés
de las principales entradas de generación correspondientes a las baterías Hyundai y MAN
(celda 9 y 10 respectivamente) y por el relé de la celda fallada.
Figura 3.10: Diagrama fasorial por las celdas de entrada de generación. (a) Celda 9. (b) Celda 10. (c)
Celda 16.
El análisis realizado arrojó que los relés de las celdas 8 y 10 provocaron el inicio de la PEB 1
y los relés de las celdas 9 y 14 de la PEB 2. El relevador de la celda 16 determinó
correctamente la dirección del fallo (hacia generación).
De esta forma queda demostrada la operación no selectiva de la PEB para fallas externas a
las barras. Es por ello que se hace necesario, con el objetivo de evitar futuras fallas de
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
50
operación de esta protección de barra, implementar una lógica que logre la selectividad
requerida.
3.3 Propuesta de nuevos esquemas de protección de barra y modificaciones al
existente
Como se ha explicado la PEB implementada en el SACSM está expuesta a operaciones no
selectivas. Es por eso que se hace necesario modificar la lógica existente para la protección
de barra y proponer nuevos esquemas que eviten su operación para fallas externas y que lo
hagan correctamente para fallas en las barras. Las propuestas que se describen a
continuación tienen como objetivo mejorar la selectividad de la protección de barra.
3.3.1 Protección por zonas de bloqueo usando la lógica cableada
Manteniendo la lógica cableada utilizada actualmente y con el objetivo de mejorar la
selectividad de los esquemas de Protección Especial de Barras implementados en la
subestación principal del SACSM, se le realizan algunas modificaciones al esquema actual
que aseguran una correcta operación de ambas PEB para fallas externas o internas. El
principio de operación propuesto para la PEB 1 y 2 está determinado por la lógica mostrada
en la figura siguiente.
Figura 3.11: Lógica para la activación de la PEB 1 y 2.
La operación de la PEB 1 se produce por el arranque de la protección de sobrecorriente
direccional hacia barra de al menos una entrada de generación de la barra 1 o del enlace de
barra en dirección Reverse (hacia barra 1). Adicionalmente, no puede haber señal de bloqueo
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
51
debido al arranque de las protecciones de sobrecorriente de las celdas de alimentadores de
carga, de las celdas de entrada de generación con dirección Reverse (hacia generación en
barra 1) ni del enlace de barra con dirección Forward (hacia barra 2). El tiempo de operación
de la PEB es de 100 ms por programación y al cumplirse se transfieren los disparos a los
interruptores de las celdas de generación conectadas en la barra 1 y al enlace.
Para que la PEB 2 opere tiene que existir arranque de la protección de sobrecorriente
direccional hacia barra de al menos una entrada de generación de la barra 2 o del enlace de
barra en esa misma dirección. También debe cumplirse que no haya señal de bloqueo debido
al arranque de las protecciones de sobrecorriente de las celdas de alimentadores de carga, de
las celdas de entrada de generación con dirección Reverse (hacia generación en barra 2) ni
del enlace de barra con dirección Reverse (hacia barra 1). El tiempo de operación de la PEB
es de 100 ms por programación y al cumplirse se transfieren los disparos a los interruptores
de las celdas de generación conectadas en la barra 2 y al enlace.
Para llevar a cabo esta propuesta se utilizarán los contactos de salida disponible en la parte
trasera de los relevadores de las entradas de generación y del enlace de barra. Cada contacto
sería puesto en paralelo con los contactos de salida de los alimentadores que bloquean la PEB
1 o la PEB 2. El cableado utilizando cobre, así como los contactos auxiliares utilizados se
muestran en la siguiente figura, en la cual se representa la propuesta final para la
implementación de la protección de barra con una lógica cableada.
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
52
Figura 3.12: Propuesta final de la lógica cableada. a) PEB 1. b) PEB 2.
El contacto F1 representa la operación del relevador P143 o P142, el cual al cerrarse envía
una señal para el bloqueo o la operación de la PEB, es necesario aclarar que los contactos de
la parte trasera del relé que se utilizan son diferentes para una u otra función, así, por ejemplo,
el contacto utilizado para el inicio de la PEB 1 por el arranque de la protección de la celda 14
es distinto al que se utiliza para transmitir la señal de bloqueo proveniente de la protección de
esa misma celda. Los contactos K189B1 y K189B2 representan la posibilidad de conmutación
de las celdas 9, 10, 11 y 12 entre una barra y otra.
3.3.2 Protección por zonas de bloqueo usando comunicación por mensajes
GOOSE de la norma IEC 61850
Con el objetivo de mejorar la respuesta de la PEB y con ello su selectividad, se propone realizar
el cambio de la lógica cableada actualmente existente por el esquema lógico usando el
protocolo de comunicación IEC 61850. De forma general, el esquema de protección mantiene
el mismo principio.
La lógica para la PEB 1 y 2 se encontrará en la programación del relé P143 de la celda 13
(enlace de barra). Ambas protecciones de barra tendrán tiempo de operación de 40 ms por lo
que un fallo en barra sería limpiado con mayor rapidez que el esquema actual. En la figura
3.13 se muestra la lógica programable en PSL de la PEB 1 y la PEB 2.
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
53
Figura 3.13: Lógica por GOOSE de la PEB 1 y 2.
Las Virtual Input son las señales de entrada que utiliza la protección para la comunicación por
GOOSE con los alimentadores y las entradas de generación, mientras que las Virtual Output
son las señales de salida para la transferencia de disparos. En la lógica se propone utilizar un
Retardo de Seguridad para que la señal de salida por GOOSE (disparo) llegue a las celdas
correspondientes.
Operación de la PEB 1 y PEB 2
El bloqueo de la PEB 1 se produce por el arranque de la protección de fase o tierra de los
alimentadores (celdas 17 a la 22) o por el arranque sobrecorriente direccional (hacia
generación) de la protección direccional de fase o tierra de las celdas de generación asociadas
a la barra 1. En el caso de la PEB 2 el bloqueo se producirá por el arranque de la protección
de fase o tierra de los alimentadores (celda 1 a la 6) o por el arranque sobrecorriente
direccional (hacia generación) de la protección direccional de fase o tierra de las celdas de
generación asociadas a la barra 2. En ambos casos se bloquearía el tiempo de activación de
la protección que por programación es de 40 ms.
La PEB 1 quedará iniciada por el arranque sobrecorriente direccional (Reverse o hacia barra
1) de la protección de fase o tierra del enlace de barra, mientras que la PEB 2 quedará iniciada
por el arranque sobrecorriente direccional (Forward o hacia barra 2) de la protección de fase
o tierra del enlace de barra. De esta forma se lograría selectividad para fallos en barra evitando
que se inicie una de las PEB erróneamente. De quedar iniciada la PEB y no llegar bloqueo de
los alimentadores o de los escalones Reverse de la generación antes de 40 ms, se originaría
la operación de la PEB, produciéndose la transferencia de disparos a los interruptores de las
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
54
celdas de entrada de generación conectadas a la barra fallada y del interruptor del enlace de
barra V2040 para despejar la falla.
Para que se produzca el bloqueo de la PEB debido al arranque direccional de sobrecorriente
hacia generación de la protección de fase o tierra de las celdas 9, 10, 11 y 12 se debe chequear
primero a cuál barra se encuentran conectadas estas entradas. Para ello se inspecciona dicho
arranque con los dos seccionadores de barra que estas poseen, de forma tal que el bloqueo
sólo sea enviado a la PEB asociada a la barra a la cual está conectada la celda. En la siguiente
figura se muestra la lógica que se debe implementar en las celdas antes mencionadas para
un correcto funcionamiento de la protección.
Figura 3.14: Lógica en las celdas 9, 10, 11 y 12 para el envío de bloqueo.
Las Virtual Output 1 y 2 son utilizadas para el envío por GOOSE de la señal de bloqueo de
estas celdas a la PEB 1 o 2 respectivamente.
En los relevadores de las celdas de generación que pueden conmutar su conexión entre una
barra y la otra se debe inspeccionar la señal de transferencia de disparo proveniente de la PEB
1 o 2 con los seccionadores de barra para abrir sólo los interruptores correspondientes como
se muestra en la figura 3.15. De este modo el interruptor local es abierto si se origina la
operación de la PEB asociada a una barra y al mismo tiempo la celda se encuentra conectada
a esa misma barra.
Figura 3.15: Lógica para el disparo del interruptor local en las celdas 9, 10, 11 y 12.
Las señales Virtual Input 1 y Virtual Input 2 corresponden al DataSet enviado por GOOSE
debido a la posible operación de la PEB 1 o la PEB 2 respectivamente (Ver figura 3.13). Estas
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
55
señales son recibidas por los relevadores de las celdas 9, 10, 11 y 12 y se discrimina la
operación deseada.
La desventaja de este esquema de protección es el relé en el cual se encuentra programada
la lógica para la PEB 1 y 2. En este sentido, si el enlace de barra se encuentra abierto las
barras quedarían sin protección hasta tanto el enlace no sea cerrado nuevamente. Sólo si
existe una protección de barra que funcione en paralelo a la PEB por GOOSE se mantendrían
las barras protegidas durante esta condición.
3.3.3 Protección diferencial parcial con TC auxiliares
La protección diferencial parcial es usada en aquellas subestaciones donde no es posible
aplicar una protección diferencial completa debido a las distintas relaciones de los TC en los
circuitos de alimentadores de carga. Es necesario tener en cuenta que los TC de las entradas
de generación deben tener igual relación y características. Esta protección sólo se podrá usar
si el aporte de corriente de cortocircuito desde los alimentadores para fallas en las barras o en
la generación es nula.
Los TC de las celdas de generación de la subestación principal presentan diferente relación y
características de ahí que no sea posible implementar esta protección diferencial parcial
actualmente pues no se lograría la selectividad requerida para fallas en la generación y las
barras. Es por ello que se propone usar TC auxiliares conectados en el circuito secundario de
los TC principales, con la desventaja de que se pudiera sobrecargar estos TC provocando que
aumenten sus errores. Los TC auxiliares son usados para el macheo de las corrientes que se
hacen llegar al relevador compensando las desiguales relaciones de transformación.
Para implementar la protección diferencial parcial de la barra 1 se conectarían en paralelo los
TC de las celdas 14, 15, 16, 10 y 12 y el devanado de relación 2000/5 A del TC del enlace de
barra, mientras que para la protección diferencial parcial de la barra 2 se conectarían en
paralelo los TC de las celdas 7, 8, 9 y 11 y el devanado de relación 1000/5 A del TC del enlace
de barra. Para el alambraje secundario de los TC se considera a las celdas 9 y 11 conectadas
a la barra 2 y las celdas 10 y 12 a la barra 1. En la rama diferencial de este esquema de
protección se coloca un relé de sobrecorriente de forma tal que por él circule la corriente
aportada por los generadores conectados en paralelo y los de la otra sección de barra. En la
siguiente figura se muestra la implementación de las protecciones de la barra 1 y 2.
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
56
Figura 3.16: Implementación de la protección diferencial parcial en el SACSM.
La operación de la protección de la barra 1 o la barra 2 envía disparos transferidos a los
interruptores de las celdas de entrada de generación conectadas a la barra y al enlace de
barra. En ambos casos se debe tener en cuenta la posibilidad de conmutación de las celdas
9, 10, 11 y 12 por lo que se necesitaría una lógica cableada o usar el protocolo de
comunicación IEC 61850 para abrir el interruptor correspondiente. Básicamente, en estas
celdas se chequearía los seccionadores de barra que poseen estas entradas de generación
con la señal debido a la operación de la protección, sólo si la protección de una barra opera y
la celda se encuentra conectada a esta misma barra se produce la apertura del interruptor
local.
Para calcular el TC auxiliar a colocar en cada celda se toma como referencia la mayor relación
de los TC del esquema de protección de cada barra, siendo estos 400 (2000/5) para la barra
1 y 200 (1000/5) para la barra 2. Seguidamente se muestra el TC auxiliar que debe ser
colocado en las celdas de generación para el correcto funcionamiento de las dos protecciones.
Tabla 3.1: TC auxiliares en las celdas de entrada de generación.
Protección Barra 1 Protección Barra 2
Celdas nTC TC Celdas nTC TC
14 2 10/5 A 7 1,67 10/5 A
15 3,33 15/5 A 8 - -
16 3,33 15/5 A 9 1,25 10/5 A
10 3,33 15/5 A 11 3,33 15/5 A
12 3,33 15/5 A 13 - -
13 - -
El ajuste de sobrecorriente, independientemente del relevador usado, siempre debe estar por
encima de la carga máxima de la sección de barra protegida. Tomando los valores nominales
de los transformadores de los circuitos de salida de la subestación conectados a una u otra
barra se determina la corriente de carga nominal de cada sección (ver tabla III.2.1 del Anexo
III.2), esta es afectada por el factor de demanda que en [28] se plantea que en instalaciones
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
57
hoteleras es de 0,75. Finalmente, la corriente de carga máxima determinada se afecta por un
factor de seguridad de valor 1,3, obteniéndose el ajuste de sobrecorriente de fase del relé por
primario. Los resultados de estos cálculos se muestran en la siguiente tabla.
Tabla 3.2: Ajuste de sobrecorriente de fase del relé de la protección diferencial parcial.
Ajuste de sobrecorriente
Barra 1 Barra 2
I carga máx 1446,14 798,83
Tipo Fase Fase
Tiempo definido
(DT)
Iap (A) 1762,46 973,58
Iar (A) 4,4 4,87
Comprobación de selectividad y sensibilidad
Para comprobar la selectividad para fallas en barra de la protección diferencial parcial con TC
auxiliares se simula un cortocircuito trifásico en la barra de la subestación y se determina la
corriente de desbalance que circula por la rama diferencial de la barra contraria. En la siguiente
tabla se muestra la corriente diferencial secundaria ante falla en barra.
Tabla 3.3: Comprobación de selectividad por corriente para falla en barra.
Protección Barra 1 ante fallo máxima en Barra 2
Protección Barra 2
ante fallo máxima en Barra 1
Celda Icc sec (A) Id (A) Celda Icc sec (A) Id fase (A)
14 1,387
1,021
7 0
1,866
15 0 8 8,76
16 4,866 9 3,109
10 5,325 11 0
12 0 13 -13,735
13 -10,557
La tabla 3.3 muestra los resultados de la simulación realizada, se comprobó que ante falla
máxima en barra la protección diferencial parcial de la barra no fallada es selectiva.
Para determinar la sensibilidad de esta protección se simularon cortocircuitos mínimos
(bifásico) en ambas barras de la subestación en el régimen de mínima demanda (2 MAN y 4
HYUNDAI) y se determinó si la protección diferencial parcial es sensible. En la tabla siguiente
se resumen los resultados obtenidos.
Tabla 3.4: Comprobación de sensibilidad de la protección de la barra 1 y barra 2.
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
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Protección Barra 1
Celda Icc sec fase a
(A) Icc sec fase b
(A) Icc sec fase c
(A) Id fase a
(A) Id fase b
(A) Id fase c
(A)
14 0 0 0
7.145 7.142 0.138
15 0 0 0
16 0 0 0
10 4.858 4.85 0.058
12 0 0 0
13 2.287 2.292 0.08
Protección Barra 2
Celda Icc sec fase a
(A) Icc sec fase b
(A) Icc sec fase c
(A) Id fase a
(A) Id fase b
(A) Id fase c
(A)
7 0 0 0
11.604 11.595 0.317
8 0 0 0
9 2.859 2.865 0.162
11 0 0 0
13 8.745 8.73 0.155
Se observa que para el cortocircuito mínimo en las barras de la subestación las protecciones
son sensibles a las corrientes por las fases falladas, por lo cual se demuestra que el ajuste
dado es correcto. El coeficiente de sensibilidad para falla mínima en la protección diferencial
parcial de la barra 1 y 2 se comprobó mayor que 1,5 (Ks = 2,38 Barra 2 y Ks = 1,62 Barra 1).
Una de las desventajas que pude presentar este esquema es la pérdida de la selectividad para
fallas en barras o en la generación cuando las celdas 9, 10, 11 o 12 se encuentran conectadas
a la barra contraria a la que fueron alambradas como configuración típica. Otro inconveniente
es el tiempo de operación que se le da a la protección ya que este se debe coordinar con los
alimentadores para una correcta lógica de operación de las protecciones. El tiempo de
operación de ambas protecciones sería de 300 ms, considerando un ∆t de 250 ms por encima
del instantáneo de los alimentadores. Una solución que se pudiera implementar está
relacionada con el envío de bloqueos por el arranque sobrecorriente de las protecciones de
los alimentadores de la barra 1 o 2, de esta forma se elimina la necesidad de coordinar en
tiempo lo cual hace que se puedan poner tiempos de operación más rápidos. El envío de la
señal de bloqueo se puede hacer a través de una lógica cableada o usando mensajes GOOSE
de la norma IEC 61850, de manera general, el bloqueo sería enviado a la protección diferencial
parcial de barra cuyo alimentador está en fallo.
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
59
3.3.3.1 Protección diferencial parcial combinada con la protección por arco
En los últimos años la protección de barras por arco eléctrico en Cuba ha tenido un gran auge
debido a las prestaciones de estas protecciones. La alta velocidad de operación de este
método de protección es una característica esencial que conjuntamente con la selectividad
que brinda la hacen una opción a considerar para la protección de barras. Además, el hecho
de que en algunos casos se pueda combinar la detección de arco y de sobrecorriente en un
mismo relé o con otro permite una mayor seguridad de operación.
Esta propuesta consiste en colocar en la rama diferencial un relé que combine la detección de
arco y la sobrecorriente (Arc Flash Relay AFR) manteniendo los TC conectados como se
describió y utilizando los TC auxiliares calculados en el epígrafe anterior. En la figura siguiente
se muestra la implementación básica de la protección diferencial parcial combinada con la de
arco con el uso del devanado auxiliar del TC del enlace.
Figura 3.17: Protección diferencial parcial combinada con la protección por arco.
La operación de una u otra protección se producirá cuando exista arco eléctrico en la sección
de barra protegida y además la corriente diferencial o de desbalance que circule por el relé
(AFR) sea mayor a la ajustada. El uso de la detección de arco en este esquema de protección
se hace con el objetivo de lograr mayor selectividad para fallas en barra y externas a esta,
además elimina la coordinación con las protecciones de los alimentadores con lo cual se logra
tiempo de operación más rápido.
Para la protección de la barra 1, los sensores de arco serán distribuidos convenientemente
dentro de las celdas por donde corre la barra 1 (generación, alimentadores y enlace) en lugres
que aseguren una correcta detección del arco, como mínimo se deberán utilizar 12 sensores
ópticos. La operación de la protección envía disparos a los interruptores de las celdas de
entrada de generación conectadas a la barra 1 y al enlace de barra. La protección de la barra
2 es muy similar a la usada para la barra 1, sólo que los sensores se distribuyen dentro de las
celdas por donde corre la barra 2, se deberán usar como mínimo 11 sensores ópticos. La
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN ESPECIAL DE BARRAS EN EL SACSM. MODIFICAIONES Y NUEVOS ESQUEMAS
60
operación de la protección envía disparos a los interruptores de las celdas de entrada de
generación conectadas a la barra 2 y al enlace de barra.
La desventaja que posee este método de protección es, precisamente, las celdas que pueden
cambiar su conexión a una u otra barra, ya que si una de estas celdas conmuta su conexión
se pudiera perder la selectividad de la protección. El problema radica en que el alambraje
secundario de los TC no puede ser modificado durante la explotación del sistema y en caso
de cortocircuito en barra a través de arco la protección pudiera presentar fallas de operación
provocando en el peor de los casos un blackout de este sistema.
3.4 Consideraciones finales del capítulo
La protección de barra implementada en la subestación principal del SACSM está
expuesta a varias operaciones no selectivas que pueden provocar un blackout o cero
eléctrico.
Las propuestas de modificaciones en la protección por zonas de bloqueo, usando la
lógica cableada es una solución inmediata para evitar que se produzcan otras fallas de
operación.
La protección por zonas de bloqueo usando mensajes GOOSE mediante el protocolo
de comunicación IEC 61850 brinda una operación confiable, selectiva y rápida; mejor
aún si se utilizan relevadores del mismo fabricante, lográndose tiempos de operación
menores de 50 ms.
La protección diferencial parcial combinada con la de arco eléctrico cumple con la
necesidad de despejar una falla en barra de forma rápida y selectiva.
61
CONCLUSIONES
Las protecciones diferenciales de barra de alta y baja impedancia son los métodos por
excelencia para la protección de barras, aunque en algunos casos se utilizan otros
esquemas que cumplen con la misma función, aunque con estándares de selectividad,
rapidez, sensibilidad y seguridad inferiores.
La actualización del monolineal de la subestación principal del SACSM con el esquema
de protección de barra actualmente instalado y su simulación en el software PSX,
permiten realizar un análisis integral de afectaciones que se pueden presentar, así
como evaluar el desempeño de dicha protección ante cortocircuitos.
Se ofrecen dos propuestas de modificaciones a la Protección Especial de Barras que
está actualmente implementada, una con la lógica cableada y otra a través de
mensajería GOOSE IEC 61850 con los relés existentes, como soluciones inmediatas.
Se propone un método innovador que combina la protección diferencial parcial (usando
transductores auxiliares) con una moderna protección por arco eléctrico, que le confiere
mayor selectividad y velocidad al novedoso esquema.
Con las propuestas de modificación utilizando la norma IEC 61850 y en la protección
diferencial parcial combinada con la protección por arco se lograron tiempos de
operación menores a los 100 ms que tiene el esquema de protección de barra
actualmente.
62
RECOMENDACIONES
Comprobar la velocidad con que se envía la señal de bloqueo transmitida por GOOSE
entre los relevadores para corregir o disminuir el tiempo de operación dado a la
Protección Especial de Barras usando la norma IEC 61850.
Implementar métodos de protección para la línea entre la subestación y los
interruptores aguas abajo de las celdas de generación que aseguren mayor rapidez en
la limpieza de fallas, como son la diferencial de línea por comparación direccional y
esquemas de zonas de interbloqueo.
Realizar estudio de estabilidad considerando los tiempos de operación de los
esquemas de protección de barra y simular los diferentes escenarios posibles,
destacando las modificaciones propuestas a los esquemas de protección y su
influencia en la estabilidad.
Realizar estudios para posibles inversiones en una variante de protección avanzada
de porcentaje diferencial exclusiva para las barras de la subestación.
63
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65
ANEXOS
ANEXO I.1. Ventajas y desventajas de los arreglos de barras
Tabla I.1.1: Ventajas y desventajas entre arreglos de barras.
Arreglos Ventajas Desventajas
Barra simple Sencilla
Bajo costo
Se interrumpe el servicio a todos los consumidores para dar mantenimiento a cualquier dispositivo
Una falla en barra provoca la salida de todos los circuitos
No proporciona flexibilidad, fiabilidad ni seguridad
Barra simple o principal con
barra de transferencia
Se pueden transferir las cargas a la barra auxiliar y no detener el servicio
Permite dar mantenimiento a los interruptores (uno a la vez) sin afectar al consumidor correspondiente
Sólo existen fuentes conectadas a la barra principal
Una falla en la barra principal ocasiona la desconexión todos los circuitos
Para dar mantenimiento a la barra es necesario desenergizarla por completo
Barra doble
Alta flexibilidad
Cada línea opera desde cualquier barra
Una barra disponible como barra de transferencia
Una falla o el mantenimiento de un interruptor de salida provoca la salida de las cargas asociadas a este
Requiere gran espacio físico para su construcción
Barra doble y barra de
transferencia
Posee una confiabilidad muy elevada
Permite dar mantenimiento a una barra sin detener el servicio
Se pueden transferir las cargas a la barra de transferencia
Mayor complejidad en su instalación y maniobra
Mayor área para su emplazamiento
Configuración en anillo
Alta flexibilidad
Mínima cantidad de interruptores
La sección de barra es parte de las líneas
Una falla en una línea provoca el disparo de dos interruptores
Respaldo local no es aplicable
El diseño de una protección es más complejo
66
Interruptor y medio
Mayor flexibilidad de operación
Respaldo local no es aplicable
Una falla en una línea provoca el disparo de dos interruptores
Existen dos zonas diferenciales de barras (una para cada barra)
Doble barra y doble
interruptor
Muy alta flexibilidad
Una falla en barra no interrumpe el servicio
Permite dar mantenimiento a una barra sin afectar a los consumidores
Posee dos interruptores por línea (duplicidad de elementos) lo que aumenta el costo
Una falla en una línea provoca el disparo de dos interruptores
67
ANEXO I.2. Ajuste y sensibilidad de las protecciones diferenciales
de barra descritas
i. Protección diferencial con relé de sobrecorriente
Ajuste
La corriente de arranque del relé es:
𝐼𝑎𝑟 = 𝐾 ∙ 𝐼𝑑 𝑚𝑎𝑥
Donde
𝐾 es un factor de seguridad que toma valor de 1,5
𝐼𝑑 𝑚𝑎𝑥 es la corriente de desbalance máxima que puede circular por el relé
Sensibilidad
𝐾𝑠 =𝐼𝑐𝑐 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑛𝑜 𝑚𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜
𝐼𝑜𝑝=
𝐼𝑐𝑐 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑛𝑜 𝑚𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜
𝐼𝑎𝑟 ∙ 𝑛𝑇𝐶
Donde 𝐼𝑜𝑝 e 𝐼𝑎𝑟 son la corriente de arranque la protección y del relé respectivamente
ii. Protección diferencial de alta impedancia
Ajuste
Relé de sobrevoltaje
𝑉𝑎𝑟𝑟 𝑚𝑖𝑛 = 𝐾 ∙ 𝑉𝑟
Donde
𝐾 es un factor que representa el nivel de seguridad necesario y el rendimiento del TC, cuyo
valor está, normalmente, entre 1.5 y 2
𝑉𝑟 es el voltaje desarrollado en el relevador de sobrevoltaje
𝑉𝑟 = (𝑅𝑠 + 𝑅𝑐 ∙ 𝐾) ∙𝐼𝐹𝑛𝑇𝐶
Donde
𝐾 es igual a 1 para fallas trifásicas y 2 para fallas monofásicas a tierra
𝐼𝐹 es la corriente de falla externa
𝑛𝑇𝐶 es la relación de transformación del TC
Para fallas entre fases el valor de 𝑅𝑐 es el de la resistencia de un solo conductor, mientras
que para fallas a tierra 𝑅𝑐 incluye la resistencia de los dos conductores (ida y retorno). Se
calcula el valor de 𝑉𝑟 para fallas entre fase y a tierra y se selecciona el valor más alto.
Relé de sobrecorriente (opcional)
Para ajustar la unidad de sobrecorriente instantánea es necesario conocer la característica
del limitador de voltaje.
68
Figura I.2.1 Característica de un varistor.
Sensibilidad
𝐾𝑠 =𝑉𝑅𝑆𝑉
𝑉𝑎𝑟𝑟 𝑚𝑖𝑛> 2
Siendo 𝑉𝑅𝑆𝑉 la tensión que aparece en relé para un cortocircuito interno mínimo.
𝑉𝑅𝑆𝑉 =𝐼𝑐𝑐 𝑖𝑛𝑡 𝑚𝑖𝑛
𝑛𝑇𝐶∙ 𝑅𝑅𝑆𝑉
Siendo 𝑅𝑅𝑆𝑉 la resistencia del relevador de sobrevoltaje.
La corriente secundaria mínima de sensibilidad para fallas internas es:
𝐼𝑠 𝑚𝑖𝑛 =𝑉𝑎𝑟𝑟 𝑚𝑖𝑛
𝑅𝑅𝑆𝑉+ (𝐼𝑣 + 𝑁 ∙ 𝐼𝑒)
Donde:
𝑁 es el número de TC en paralelo con el relé, para una fase
𝐼𝑒 es la corriente de excitación secundaria del TC para la tensión de ajuste
𝑅𝑅𝑆𝑉 es la resistencia interna del relé
𝑉𝑎𝑟𝑟 𝑚í𝑛 es el voltaje de ajuste del relé
𝐼𝑣 es la corriente del varistor al voltaje de ajuste del relé
iii. Protección de porcentaje diferencial
Ajuste
𝐼𝑜𝑝𝑎 𝑚á𝑥 ≥ 𝑘 ∙ 𝐼𝑑 𝑚á𝑥
Donde
𝑘 es un coeficiente de seguridad que puede tomar valor de 1,5
𝐼𝑑 𝑚á𝑥 es la corriente de desbalance máxima por errores de los TC para falla externa máxima
Adicionalmente se determinan:
𝐼𝑟𝑒𝑡 𝑚á𝑥 debido al cortocircuito externo máximo
𝐾 pendiente de la característica de operación de la protección
69
𝐼𝑜𝑝𝑎 𝑚í𝑛 intersecto con el eje “y” de la característica de operación de la protección
Sensibilidad
𝐾𝑠 =𝐼𝑐𝑐 𝑖𝑛𝑡 𝑚í𝑛
𝐼𝑜𝑝𝑠 ∙ 𝑛𝑇𝐶> 2
Donde
𝐼𝑜𝑝𝑠 es la corriente de operación mínima de sensibilidad
𝑛𝑇𝐶 relación de transformación del TC
El cálculo de corriente de operación mínima de sensibilidad se puede determinar mediante
el siguiente método gráfico.
Figura I.2.2: Determinación de la corriente de sensibilidad por método gráfico.
Mediante el método gráfico, se puede tener en cuenta que la falla sea a través de
impedancia y sus valores sean aún menores que los calculados normalmente para fallas
limpias.
iv. Protección diferencial con acopladores lineales
Ajuste
El voltaje mínimo de operación del relé es:
𝑉𝑎𝑟 = 𝐼𝐹 ∙ 2 ∙ 𝑒 ∙ 𝑛𝑇𝐶
Donde:
𝐼𝐹 es la corriente de falla primaria debido al cortocircuito externo máximo
𝑒 es el error del transductor lineal (1%)
𝑛𝑇𝐶 es la relación de transformación del transductor en V/A (5/1000)
Se supone el peor caso en el cual el TC de la línea fallada tiene el error en un sentido y el
resto de los TC en sentido contrario de ahí que se multiplique por 2 el error del transductor
lineal.
70
ANEXO I.3. Comparación entre los esquemas clásicos de
protección de barra
Tabla I.3.1: Comparación entre los métodos de protección de barras.
Sobrecorriente Alta impedancia Baja
impedancia
Acoplador
lineal
Velocidad de
operación Lenta
Rápida (~1,5
ciclos*)
Rápida (<1
ciclo*)
Rápida (<1
ciclo*)
Tipo de TC Convencionales Convencionales Convencionales Núcleo de aire
(acoplador)
Compartir TC Si No Si No
Sensibilidad No muy buena Buena Buena Buena
Selectividad No muy alta Alta Alta Alta
Tipo de relé Sobrecorriente Sobrevoltaje Sobrecorriente Sobrevoltaje
Afectación
por
saturación de
TC
Si No No No
Costo Bajo Bajo Moderado a
alto Elevado
* Con base a 60 Hz.
71
ANEXO I.4. Operación de la protección diferencial parcial para
varias fallas
Figura I.4.1: Protección diferencial parcial: (a) Operación para falla en el lado de la fuente. (b)
Operación para falla en barra y en alimentadores. (c) Operación para falla en barra adyacente.
72
ANEXO III.1. Grabación de eventos para falla en la subestación
Remedios 110 kV
Figura III.1.1: Oscilografía de la falla por el 1370.
Figura III.1.2: Oscilografía de la falla en el 6250.
74
ANEXO III.2. Carga nominal en cada sección de barra
Tabla III.2.1: Carga instalada en las celdas de alimentadores y carga total en cada barra.
Celda Carga
instalada (kVA)
Carga Barra 1 (kVA)
Carga Barra 2 (kVA)
1 100
43207,5 23867,5
2 4875
3 5992,5
4 3150
5 9750
6 -
17 16180
18 12592,5
19 1637,5
20 7822,5
21 4875
22 100
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