Curso Protecciones - ISA PDF
November 27, 2022 | Author: Anonymous | Category: N/A
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CURSO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 1
1 E .................................................................................................... ........................................................ ............................................ 7 1.1 C ..................................................... ....................................................................................... .................................. 7 1.2 R ............................................................................................ ...................................................... ...................................... 8
1.3 1.4
1.2.1 1.2.2
E .............................................................................................. ............................................ ............................................................................ .......................... 8 L .................................................................................................... .................................................. ............................................................................ .......................... 8
1.2.3
E ............................................... ................................................................................................. .................................................................... .................. 9
1.2.4
C .............................................. ......................................... .....9
U ................................................................................................ ........................................................ ........................................10 10 C C ............................................... ...............................................10 10 1.4.1 ........................................................................................... ......................................... ....................................................................................... .....................................11 11 1.4.2
C .................................................................................................. ................................................ .......................................................................... ........................11 11
1.4.3
S .................................................. .................................................................................................... .......................................................................... ........................11 11
1.4.4
S .................................................. .................................................................................................... .......................................................................... ........................12 12
1.4.5
S ................................................... ..................................................................................................... .......................................................................... ........................12 12
1.5 P ........................................................... ............................................................................................... ....................................12 12 1.6 L ......................................... .............................................................. .....................13 13 1.7 L ..................................................................................................... ..................................................... ............................................................. .............13 13 2 ANLISIS DE FALLAS EN SISTEMAS DE POTENCIA .................................................... .................................................................................... ................................14 14 2.1 S P.U ................................................................................................... ................................................. .................................................................................. ................................14 14 2.2 C .......................................................................................................... ........................................................ ............................................................. ...........20 20 ANLISIS DE FALLAS EN UN SISTEMA ELCTRICO DE POTENCIA...................................................................... POTENCIA......................................................................23 23 2.3 M .................................................................................... ................................................... .................................26 26 3 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE ....................................................................................................... ............................................................. ..........................................38 38 3.1 S .................................................. ....................................................................... .....................38 38 3.2 S ......................................................................................................... ....................................................... ..................................................38 38 3.3 T .................................................. .......................................................... ........39 39 3.4 P ................................................................... .............................................. .....................39 39 3.5 P .............................................................. ......................................... .....................41 41 3.6 F ............................................................. ..................................................... ........42 42 4 TRANSFORMADORES DE TENSIN ........................................................................................................ ...................................................... ..................................................... ...44 44 4.1 S ...................................................................... ............................................. .........................45 45 4.2 S ................................................................................................ .............................................. .................................................................................. ................................45 45 4.3 S ......................................................................................................... ....................................................... ..................................................45 45 4.4 T ..................................................................... ................................................ .....................46 46 4.5 P .............................................. ...................................................................... ........................46 46 4.6 P ................................................................. ........................................... ......................46 46 4.7 R F ....................................................................... ................................................ ........................................................ ........47 47 5 ...................................................................................................... .................................................... .....................48 48 5.1 R ........................................................ .......................................................................................................... ............................................................. ...........48 48
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INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 2
5.2 C ....................................................... ......................................................................................................... ............................................................. ...........49 49 5.3 R ................................................................................................ ........................................................ ........................................50 50 5.4 C ..................................................... ....................................................................................................... .................................................................................. ................................ 51 6 PROTECCIN DE LNEAS DE TRANSMISIN.............................................................................................. ................................................. .............................................52 52 6.1.1 I ........................................................................................... ........................................................... ................................52 52 6.2
F S ................................................. ................................................................................................... .......................................................................... ........................52 52 6.2.1 R .................................................... ..................................................................... .................52 52 6.2.2
L ................................................................................................ .............................................. .................................................................. ................53 53
6.2.3
T .............................................................................................. ............................................ .................................................................. ................54 54
6.2.4
C ................................................... ..................................................................................................... ..................................................... ...54 54
6.3
C .................................................................................................. ................................................ .................................................................................. ................................54 54 6.3.1 T . T ............................................................................. ..................................................... ........................54 54
6.4 6.5
C ................................................. ........................................................................ .......................54 54 C ...................................................................................... ...................................................... ................................54 54 6.5.1 E ............................................ ............................................... ...54 54
6.6 6.7
E ..................................................... ....................................................................................................... ..................................................... ...54 54 C C ............................................... .............................................................................. ...............................55 55
6.8 6.9
....................................................... ......................................................................................................... ..................................................56 56 E ......................................................................... ................................................ .........................63 63 6.9.1 E 64 6.9.2 E ...................................................................................................................................64 ...................................................................................................................................64
6.10 E ..............................................................................................................................................65 ..............................................................................................................................................65 6.10.1 E ................................66 ................................ 66 6.10.2 6.11 6.12
6.13
................................................. ................................................................................. ................................66 66
E ................................................ ........................................................................... ...........................66 66 E .................................................................................. ..................................................... .............................67 67 6.12.1 E ................................................................ ............................................. ...................67 67 6.12.2
E ........................................................................................ ........................................................ ................................68 68
6.12.3
P ........................................................ .................................................................................. ..........................70 70
E ............................................................. ............................................................................................................... ..................................................70 70 6.13.1 E DUTT ............................................................................................................ ..................................................... .................................................................. ...........70 70 6.13.2
E PUTT .............................................................................................. ............................................ .......................................................................... ........................71 71
6.13.3
E POTT ............................................................................................................ .......................................................... ............................................................. ...........72 72
6.13.4
E ........................................................................................... ........................................................... ................................73 73
6.13.5 E D P T C D (P D C T T) .....................................................................................................73 .....................................................................................................73 6.13.6
E B C D (D /C B) ... ...74 74
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6.13.7 E D C D (D U C) ............................................................................................................................................74 ............................................................................................................................................74 6.13.8 E C D H E (D C H U S E L) ..............................................75 .............................................. 75 6.14 6.15
6.16 6.17
L ....................................................... ......................................................................................................... ..................................................75 75 F ............................................................ .............................................................................................................. ............................................................. ...........76 76 6.15.1 6.15.2
D ............................................... ................................................................................................. .................................................................. ................76 76 F K0 ..................................................................................... ............................................................ .........................77 77
6.15.3
C .............................................................................................................. ............................................................ ............................................................. ...........77 77
6.15.4
P ............................................ .............................................................................................. .................................................................. ................78 78
6.15.5
E F D ..................................................................................................... ................................................ .................................................................. .............78 78
6.15.6
D ....................................................... ......................................................................................................... ..................................................... ...80 80
6.15.7
P ................................................. ................................................................................................... ..................................................... ...80 80
6.15.8
D ....................................................................................................... ............................................................. ..........................................81 81
P ....................................................... ................................................................................................. ..........................................81 81 R ..................................................... ..................................................................................................... .......................................................................................... ..........................................81 81 6.17.1
6.18 6.19 6.20
................................................. ................................................................................................... ............................................................... .............83 83 A ................................................... ................................................................... ................84 84 P ............................................................................................................ .......................................................... ..................................................84 84 6.20.1 C.............................................................................................. ............................................ .......................................................................... ........................85 85 6.20.2
6.21
M .......................................................... ............................................................................................................ ..................................................... ...82 82
E .................................................................... .............................................................................................................. ..........................................86 86
P ....................................................... ....................................................................................... ................................87 87 6.21.1 ................................................ ................................................................. .................87 87 6.21.2
G ..................................................................................................... ................................................... ..................................................... ...87 87
6.21.3
P .......................................................... .................................................................................. ........................87 87
6.21.4 6.21.5
P G ................................................... ...................................................88 88 P G D ...................................89 ................................... 89
6.21.6
P ..............................90 .............................. 90
6.21.7
P ......................................... .........................................92 92
7 ESTABILIDAD, PRDIDA DE SINCRONISMO OSCILACIN DE POTENCIA ................................................94 ................................................ 94 7.1 E ............................................... ................................................................................................. ............................................................................................ ..........................................94 94 7.2 P ........................................................ ................................................................................................ ........................................98 98 7.3 B .................................................................................................. .......................................................... ........................................ 102 8 PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES .............................................................................................. ................................................... ........................................... 104 8.1 P .......................................................... .......................................................................................... ................................ 105 8.1.1 T ...................................... 105 8.1.2
F .............................. 108
8.1.3
C ...................................................... ............................................. .........109
CURSO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
8.2
8.3
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8.1.4
F ........................................... 109
8.1.5
L ............................................ 109
8.1.6
D ........................ 109
8.1.7
G ................................................................................ .......................................................... ...................... 110
8.1.8
A .................................................. ......................................... .........110
8.1.9 8.1.10
C .................................................................................. .................................................... ..............................111 111 S ................................................................... ................................................ ...................111
8.1.11
.................... 111
P ............................................... ................................................................................................... ............................................................. .........112 8.2.1 P ................................................................................................ .............................................. ................................................................ ..............112 8.2.2
S ............................................................. ..................................................................................... ........................ 113
8.2.3
P ................................................................................................... ........................................................... ........................................ 113
8.2.4
P ................................................... 114
8.2.5
P ................................................................ ................................................. ...............114
P .............................................................................................. ............................................ ........................................................................ ......................116 8.3.1
R (SPR) ...................................................... ............................................. .........116
8.3.2
R B ............................................................ .............................................................................................................. ........................................................... .........117
8.3.3
D .................................................... ............................................................................................... ........................................... 117
8.3.4
D ...................................................... ................................................................................................. ........................................... 117
8.3.5
R ..................................................... ....................................................................................................... ....................................................117
8.4 PROTECCIN DE FALLA INTERRUPTOR ............................................................... ............................................................................................. .............................. 117 8.5 REL DE ERIFICACIN DE SINCRONISMO ........................................................................................ .......................................................... .............................. 118 9 PROTECCIONES DE COMPENSACIONES....................................................... .................................................................................................. ........................................... 119 9.1 COMPENSACIN REACTIA............................................... ................................................................................................. ................................................................ ..............119 9.1.1 C ....................................................................................................... ..................................................... ....................................................119
9.2
9.1.2 9.1.3
P ............................................................ ........................................... .................120 E ........................... 121
9.1.4
P .............................................. .................................................................. ....................122 122
9.1.5
E ............................ 122
COMPENSACION CAPACITIA EN DERIACIN ................................................................................ .......................................................... ......................125 125 9.2.1 C ....................................................................................................... ..................................................... ....................................................125 9.2.2
E .................................... 127
9.2.3
C S ................................................................................................ ..................................................... ........................................... 133
10 PROTECCIONES DE BARRAS.............................................................................................. ............................................ ........................................................................ ......................135 10.1 CARACTERSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE...................................................... CORRIENTE............................................... .......135 10.1.1
C ................................................................................................ ........................................................ ........................................ 135
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10.1.2 L I CT , CT 135 10.2
10.3
10.4
ESQUEMAS DE PROTECCIN DE BARRAS .......................................................................................... ............................................................ .............................. 136 10.2.1 P .......................................................................................... ............................................................ .............................. 136 10.2.2
P ............................................................................................... ....................................................... ........................................ 137
10.2.3
.......................................................................................... ............................................................ .............................. 137
10.2.4
P .............................................. ............................................................. ...............138
CONEIN DE LA PROTECCIN DIFERENCIAL SEGN LA C CONFIGURACIN ONFIGURACIN DE DE LA SUBESTACIN ...138 10.3.1 B .................................................................................................. ................................................ ........................................................................ ......................139 10.3.2
B ............................................................... .............................................. .................139
10.3.3
B .............................................................................. ...................................................... ........................ 140
10.3.4
D ................................................... ..................................................................................................... ........................................................................ ......................140
10.3.5
I ................................................................................................ .............................................. ................................................................ ..............141
AJUSTE DE LA PROTECCIN DE BARRAS ........................................................................................... ............................................................. .............................. 141 10.4.1 A .................................................. ......................................... .........141 10.4.2
C .................................................................................. .................................................... ..............................141 141
10.4.3
S ................................................................... ................................................ ...................141 141
10.4.4
.................... 142
11 PRUEBAS END TO END............................................ END.............................................................................................. ................................................................................ .............................. 143 11.1 SINCRONIACIN SATELITAL .......................................................... ............................................................................................................. ................................................... 144 11.2 SISTEMA GPS ..................................................... ....................................................................................................... ................................................................................ .............................. 145 11.3 SEAL IRIG B ........................................................................................... ......................................... ............................................................................................. ........................................... 146 11.4 MODELACIN DE LA RED EMPLEANDO EL ATP ........................................................... ................................................................................. ......................146 146 11.4.1 M S ................................................................................................ .............................................. ........................................................................ ......................147 11.4.2
T .......................................................................................................... ........................................................ ....................................................147
11.5
ELABORACIN DE ARCHIOS COMTRADE CON EL DIGSILENT .......................................................... ............................................... ...........153
11.6
ELABORACIN DE ARCHIOS COMTRADE CON EL ATPDRA .......................................................... ................................................. .........153 11.6.1 P A TP .......................................................................... .................................................... ...................... 154
11.7 11.8
SIMULACIN DE FALLAS DEFINICIN DE LAS PRUEBAS A REALIAR ............................................. 157 CONDICIONES DE LA PRUEBA............................................... ................................................................................................... ............................................................. .........158 11.8.1 A .............................................................................. ........................................................ ......................158 158
11.9
INECCIN DE FALLAS ............................................................ .............................................................................................................. ........................................................... .........158 11.9.1 I EE .......................................................................................................... ........................................................ ....................................................158 11.9.2
I L ............................................................................................................ .......................................................... ........................................................... .........159
11.10 EJECUCIN DE LAS FALLAS ..................................................... ..................................................................................................... ........................................................... ...........159 11.10.1 C ..................................................... ..................................................................................................... ........................................................... ...........159 11.10.2
P ..................................................................................................... ..................................................... ........................................................... ...........160
11.10.3
I EE .......................................................................................................... ........................................................ ....................................................160
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11.10.4
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R .......................................................................................................... .................................................................. ........................................ 160
11.11 ARCHIOS EN FORMATO FORMATO COMTRADE ............................................................................................... .................................................... ........................................... 161 11.11.1 A : (.HDR) ........................................................................ ..................................................... ...................161 11.11.2
A : (.CFG) ............................................................................. ..................................................... ........................161 161
11.11.3
A : (.DAT) ......................................................................................... ........................................................... .............................. 164
12 R .......................................................................................................... .................................................................. ........................................ 169 12.1 T ................................................................................................ .............................................. ................................................................................ .............................. 169 12.2 P ....................................................... ......................................................................................................... ....................................................170 12.2.1 M R OSI.................................................... ............................................................................................... ........................................... 170 12.2.2 12.3
12.4
M R I (TCP/IP) ..................................................... ......................................................................... .................... 171
C ................................................. 173 12.3.1 RS232......................................................................................... ....................................... ............................................................................................. ........................................... 173 12.3.2
RS485......................................................................................... ....................................... ............................................................................................. ........................................... 174
12.3.3
E............................................................................................. E........................................... ..................................................................................... ................................... 175
P ..................................................... ................................................................................ ...........................175 12.4.1 MODBUS......................................................................................................... ....................................................... ........................................................................ ......................175 12.4.2
IEC 608705 .................................................................................................... .................................................. ........................................................................ ......................176
CURSO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
1
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EL PORQUÉ DE LAS PROTECCIONES ELÉCTRICAS
Para comprender la razón de ser de las protecciones eléctricas primero se debe entender la ocurrencia de condiciones aanormales normales en los sistemas de potencia. El sistema eléctri eléctrico co se encuentra en estado normal cuando se cumplen las siguientes condiciones: - La potencia generada es igual a la car carga ga más llas as pérdida pérdidas. s. - La frecuencia se encuentra en un valor cercano a la nominal, por ejemplo 60 ± 0,3 Hz. - Las tensiones en todas las bar barras ras se encuentra encuentrann cercanas al valor no nominal, minal, por ejemplo, ejemplo, Vn ± 10%. - Todos los equipos se encuentra encuentrann operando den dentro tro de sus condiciones nominal nominales, es, ningún equipo se encuentra sobrecargado sobrecargado.. Las cargas normalmente presentan variaciones con el tiempo, sin embargo, el sistema con la regulación de frecuencia corrige la generación para adaptarla a los cambios de la carga, además, también se tienen las variaciones de tensión que son corregidas por los sistemas de regulación de tensión y de compensación de reactivos. El estado normal se pierde ante perturbaciones originada originadass por alguno de los siguientes factores: - Falla eléctrica de aalguno lguno de los eequipos quipos del sistema: ge generadores neradores,, transformadore transformadores, s, líneas, cables, compensaciones, etc. - Salida abrupta de funciona funcionamiento miento de alguno de los equipo equipos, s, por ejemplo, debido a una sobrecarga, a una falla o a un error humano en la operación. - Funcionamiento anor anormal mal de alguno de los equipos, por ejemplo, sobrevelocidad de un generador. Las protecciones eléctricas cobran importancia por la ocurrencia de estas condiciones anormales, las cuales deben ser detectadas para tomar las acciones necesarias que eviten que las consecuencias de éstas sean mayores.
1.1 Consecuencia Consecuenciass de las condiciones anormales Específicamente las condiciones anormales que ocurren en sistemas eléctricos son las siguientes: - Cortocircuitos o fallas en el aislamiento - Sobrecarga de equipos y circuitos - Fases abiertas en circuitos - Desbalances de tensión y corriente - Bajas tensiones - Sobretensiones - Desviaciones de frecuencia - Pérdidas de sin sincronismo cronismo de generadores generadores y sistemas - Pérdida de excita excitación ción de generado generadores res y motores sin sincrónicos crónicos - Oscilaciones de potencia Estas condiciones anormales pueden generar consecuencias tales como: - Daños para las persona personas: s: electrocución, quemadu quemaduras, ras, daños ggenerados enerados por explo explosión, sión, etc. - Daños para el medio ambiente: muerte de animales, incen incendios, dios, destrucci destrucción. ón. - Daños de equipos: destrucción deb debido ido al calor y la explosión, daño eléctrico por altas tensiones, daños por esfuerzos mecánicos, etc.
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- Daños en las edificaci edificaciones: ones: destru destrucción cción por explosión y altas temperatura temperaturas. s. - Pérdidas de continui continuidad dad en los proce procesos: sos: interrupción de procesos por ppérdida érdida del suministro suministro eléctrico, colapsos del sistema de potencia por pérdida de estabilidad, salida de generadores por pérdida de sincronismo, etc.
1.2 Riesgos asociados con las fallas eléctricas Para dimensionar la importancia de las protecciones es fundamental el conocimiento de la naturaleza de los riesgos riesgos eléctricos que represen representan tan las fallas. Normalmente tend tendemos emos a asociar el riesgo eléctrico solo con el fenómeno del paso de la corriente a través del cuerpo o choque eléctrico, sin embargo, existen otros riesgos como el arco eléctrico y la explosión que son igualmente peligrosos para las personas, y por lo tanto, deben ser comprendid comprendidos. os. 1.2.1 El arco eléctrico Normalmente el aire es un muy buen elemento aislante, sin embargo, bajo ciertas condiciones tales como altas temperaturas y altos campos eléctricos, puede convertirse en un buen conductor de corriente eléctrica. eléctrica. Un arco eléctrico es una corrie corriente nte que circula entre ddos os conductores a través de un espacio compuesto por partículas ionizadas y vapor de conductores eléctricos, y que previamente fue aire. La mezcla de materiales a través de llaa cual circula la corr corriente iente del arco eléctrico es llamada plasma. La característica física que hace peligroso al arco eléctrico es la alta temperatura, la cual puede alcanzar alcanzar 50000 ºK en la región de los conductores conductores (ánodo y cátodo) y 20000 ºK en la columna, tal como se muestra en la Figura 1. Región del ánodo hasta 50000 ºK
Región del cátodo hasta 50000 ºK cátodo
ánodo Columna del arco hasta 20000 ºK Plasma
Figura 1. Estructura del arco eeléctrico léctrico La temperatura tan elevada del arco eléctrico genera una radiación de calor que puede ocasionar quemaduras graves graves aun a distancias de 3 m. la cantidad de energía del arco de depende pende de la corriente y de su tamaño, siendo menor el efecto del nivel de tensión del sistema, por lo cual debe tenerse un cuidado especial con los sistemas de baja tensión que muchas veces cuentan con los niveles de corriente de cortocircuito más elevadas. El daño generado por el arco eléctrico sobre una persona depende de la cantidad de calor que ésta recibe, la cual se puede disminuir manejando factores tales como la distancia de la persona al arco, el tiempo de duración del arco y la utilización ropas y equipos de protección personal que actúen como barreras o aislante térmicos. t érmicos. 1.2.2 La explosión Cuando se forma un arco eléctrico, el aire del plasma se sobrecalienta en un período muy corto de tiempo, lo cual causa una rápida r ápida expansión del aire circundante, produciendo una onda de presión que puede alcanzar presiones del orden de 1000 kg/m². Tales presiones pueden ser sufici suficientes entes
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para explotar bastidores, torcer láminas, debilitar muros y arrojar partículas del aire a velocidades muy altas. 1.2.3 El choque eléctrico El choque eléctrico es la estimulación física que ocurre cuando la corriente eléctrica circula por el cuerpo. El efecto que tiene depende de la magn magnitud itud de la corriente y de las condiciones físicas de la persona. La Tabla 1 presenta respue respuestas stas típicas a tales corrientes para una persona de 68 kg. Las corrientes muy elevadas, si bien no producen fibrilación, son peligrosas debido a que generan quemaduras de tejidos tejidos y órganos debido al calentamiento por efecto efecto joule. Si la energía eléctrica transformada en calor en el cuerpo humano es elevada, el calentamiento puede ocasionar daños graves en órganos vitales. Tabla 1. Efectos de la corriente en los seres humanos Corriente Fenómeno físico (60 Hz) < 1 mA Ninguno 1 mA Nivel de percepción 1-10 mA 10 mA Nivel de parálisis de brazos 30 mA
Parálisis respiratoria
75 mA
Nivel de fibrilación con probabilidad del 0,5% Nivel de fibrilación con probabilidad del 99,5% (≥ de 5 s de exposición) Nivel de parálisis total del corazón (no fibrilación)
250 mA 4A ≥ 5 A
Quemadura de tejidos
Sensación o efecto letal Imperceptible Cosquilleo Sensación de dolor No puede hablar ni soltar el conductor (puede ser fatal) Para de respirar (puede ser fatal)
Descoordinación en la actividad del corazón (probablemente fatal) El corazón para durante la circulación. Si dura poco puede rearrancar sin fibrilación (no fatal para el corazón) No fatal a menos que involucre quema de órganos vitales.
1.2.4 Consecuenci Consecuencias as sobre las personas de los accidentes eléctricos Los accidentes eléctricos pueden ocasionar diversos tipos de traumas afectando sistemas vitales como el respiratorio, el nervioso y el muscular, y órganos vitales como el corazón. Las lesiones que pueden ocasionarse por los accidentes eléctricos son: - El paso de la corriente a través del cue cuerpo rpo puede generar cor cortaduras taduras o ro rotura tura de mie miembros mbros - Los daños en los nervios causa causados dos por el choque el eléctrico éctrico o por las quemad quemaduras uras pueden causar pérdida de la motricidad m otricidad o parálisis - Las quemaduras ppor or el arco el eléctrico éctrico o por la corriente genera generann dolores iintensos ntensos que pue pueden den ser de una duración extremadamente larga. - Las partículas, el metal fundido y llas as quemadura quemadurass en los ojos ppueden ueden oca ocasionar sionar cegue ceguera. ra. - La explosión puede oocasionar casionar pé pérdida rdida pa parcial rcial o to total tal de la audición. - La circulación de corri corriente ente a través de los órgano órganoss puede ocasionar su disfunción. Además de las lesiones, puede ocasionarse la muerte por los siguientes factores: - El choque eléctrico puede ocasionar daños físicos morta mortales. les. - Cuando se tienen que quemaduras maduras de un porcentaje alto de la piel piel,, se req requieren uieren cantidades grandes de líquidos líquidos para la cicatrizació cicatrización. n. Esto genera un esfuerzo en el sistema re renal nal que puede ocasionar la falla del riñón.
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- Los órganos internos afectados pueden dejar de funcionar ocasionando la muerte principalmente si se trata de órganos vitales. - Si la víctima inha inhala la gases muy calientes y materiales fundid fundidos os generado generadoss por el arco eléctrico eléctrico,, los pulmones se verán afectados y no funcionarán correctamente. correctamente. - El corazón pued puedee dejar ddee funcionar ppor or fibrilación o por pará parálisis lisis debido a la corriente eléctrica.
1.3 Utilidad de las protecciones eléctricas La probabilidad de ocurrencia de estas condiciones anormales se puede disminuir, por ejemplo, mediante unas instalaciones adecuadas y mediante un buen mantenimiento preventivo, sin embargo, sin importar que tan bien diseñada y construida sea una instalación eléctrica, la ocurrencia de las condicione condicioness anormales es inevitable. Las protecciones eléctricas buscan entonces ayudar a disminuir los efectos de estas condiciones anormales, para lo cual el sistema de protecciones debe: - Detectar que se ha presentado la con condición dición anormal. - Detectar cual eess el equip equipoo o equ equipos ipos involuc involucrados rados en la condición anormal. - Terminar con la condición anormal, po porr ejempl ejemplo, o, desconectando el equipo equipo.. - Dar la indicación sobre la ocurre ocurrencia ncia de esta co condición ndición ano anormal, rmal, por ejemplo generando un unaa alarma. Un buen sistema de protecciones eléctricas actuará ante la ocurrencia de condiciones anormales generando los siguientes beneficios: - Limitación del tiempo de duraci duración ón de los cortocircuitos disminuy disminuyendo endo las consecuencias generadas por el arco, arco, la explosión y el choq choque ue eléctrico. Además, esta limitación de dur duración ación de cortocircuitos disminuye la probabilidad de pérdida de estabilidad del sistema debido a la falla. - Evita el daño de equipos que están sie siendo ndo sometidos a condicion condiciones es que superan su capacidad capacidad,, por ejemplo, las sobrecargas y sobretensiones. - Disminuye el efecto de dell mal funciona funcionamiento miento de un equipo sobre otros equipos, o sobre el re resto sto del sistema, por ejemplo, desconectando generadores que han perdido sincronismo. - Desconecta los eq equipos uipos cuando la red eléctrica puede dañarlos por la mala calid calidad ad del servicio servicio,, por ejemplo, bajas tensiones, sobretensio s obretensiones nes y desbalances. - Evita que una con condición dición anormal ddee un equip equipoo pueda evo evolucionar lucionar hacia uuna na condición mucho más grave, por ejemplo, la detección de fallas incipientes en transformadores y generadores que pueden terminar convertidas en grandes fallas con daños enormes.
1.4 Característi Características cas que debe tener el sistema de proteccion protecciones es eléctricas Para definir estas características se debe partir de las consecuencias de las condiciones anormales y de los beneficios que se quieren tener de las protecciones en la limitación de estas consecuencias. Para esto se deb deben en responde responderr preguntas tales como como:: - Para qqué ué servirá el sis sistema tema de protecciones - Cuáles son lo loss efectos qu quee se dis disminuirán minuirán con el sistema de proteccio protecciones nes - Cuáles son los equi equipos pos que componen el sistema de po potencia tencia - Cuáles son lo loss tipos de condiciones anormales ((fallas) fallas) esper esperadas adas en este sistema - Existen co condiciones ndiciones anormales difíciles de detectar - Cuanto es el tie tiempo mpo máxi máximo mo permitido de desp despeje eje de las falla fallass - Cuáles pueden ser las consecu consecuencias encias de un mal funcionamien funcionamiento to del sistema ddee protecciones eléctricas - Cuáles son las condicion condiciones es especia especiales les que tiene el sistema de potencia
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De acuerdo con esto se han definido las siguientes características principales que debe tener todo sistema de protecciones eléctricas: - Velocidad para detectar las condiciones anormales - Confiabilidad en la detección de con condiciones diciones anormales - Sensibilidad para con condiciones diciones anormales difíciles de de detectar tectar 1.4.1 Velocidad Los efectos de las condiciones anormales están muy relacionados con su duración, por lo cual una primera característica que deben cumplir los esquemas de protección eléctrica es la rapidez de actuación. El tiempo de duración de las fallas es ddeterminante eterminante para establecer las consecuencias, a continuación se muestran algunos efectos relacionados directamente con el tiempo de duración : - El calor recibido por una ppersona ersona expuesta a un aarco rco eléctrico es propo proporcional rcional al tiempo de exposición - La probabilid probabilidad ad de que la corriente a travé travéss del cuerpo ge genere nere fibrilaci fibrilación ón aumenta con el tiempo de exposición - El calentamiento ddee los conductore conductoress y equip equipos os eléctricos duran durante te las fallas es proporcional al tiempo de duración - La interrupción de un pr proceso oceso industrial debido a la baja tensión aasociada sociada con un cortocircuito depende del tiempo de duración. - La tensión de un generador puede colapsa colapsarr debido a cortocircuitos en la red si estos tienen una duración prolongada (por ejemplo, más de 150 ms) - La pérdida de eestabilidad stabilidad de un sistema de ppotencia otencia debido a un cortocircuito depend dependee del tiempo que se demoren las protecciones en despejarlo. 1.4.2 Confiabilidad La confiabilidad expresa el atributo de un sistema de protecciones de operar correctamente ante situaciones en las cuales está diseñado diseñado para op operar erar y no operar en co condiciones ndiciones nor normales. males. Este concepto se expresa en términos de las propiedades de dos conceptos: fiabilidad (o redundancia) y seguridad. La fiabilidad es el aspecto de la confiabilidad que expresa el grado de certeza de que el sistema de protección operará correctamente ante la presencia de una condición anormal o ffalla, alla, tomando las acciones necesarias necesarias ante estadesitu situación. ación. probabilidad ad de que el sistema actúe efectivamente en presencia una f alla. Se mide como llaa probabilid falla. La seguridad es el aspecto de la confiabilidad que expresa el grado de certeza de que el relé no operará incorrectamente incorrectamente bajo co condiciones ndiciones norma normales. les. Se mide como la prob probabilidad abilidad de qque ue el sistema de protecciones no presente actuaciones en ausencia de falla o que actúen otras protecciones diferentes a las que debieron actuar. 1.4.3 Sensibilidad Normalmente las condiciones anormales o fallas que están asociadas con cambios significativos de la tensión y de la corriente son detectadas más fácilmente que aquellas asociadas con cambios menores. Este aspecto es de vital impor importancia tancia teniendo en cuenta que los seres human humanos os somos vulnerables a corrientes tan pequeñas como 30 mA que difícilmente son detectadas por dispositivos de protección. protección. Por esto se requiere en muchos casos sistemas de pr protecciones otecciones que sean sensibles a pequeñas pequeñas corrientes o ca cambios mbios de tensión. La sensibilidad ddee las protecciones se expresa el de valor mínimo de opere. la señal de entrada o el cambio en la señal de entrada, que hace que el como sistema protecciones
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1.4.4 Selectividad Es una característica del sistema de protecciones como conjunto, y es la capacidad que tiene éste de aislar únicamente el elemento elemento que se encuen encuentra tra en falla. Existen varios métodos media mediante nte los cuales se logra selectividad: por tiempo y por magnitud de la señal s eñal actuante. 1.4.5 Simplicidad El sistema de protecciones debe ser tal que permita a los equipos trabajar al máximo de su capacidad, teniendo en cuenta sus limitaciones y sin permitir condiciones que generen riesgos para las personas, equipos equipos e instalaciones. Un sistema de protecciones bastante complejo complejo puede conducir a operaciones erróneas que traerán como consecuencia desconexión innecesaria de equipos e interrupción de procesos, además, puede generar problemas durante la instalación, operación y mantenimiento. m antenimiento.
1.5 Proteccione Proteccioness princip principales ales y de respaldo Por lo delicado de las protecciones se requiere aumentar al máximo la probabilidad de detectar y despejar las fallas. Por lo anterior se justifica conta contarr con un sistema de respaldo respaldo,, el cual pueda actuar cuando el sistema principal no actúa en la forma adecuada. Se denomina protección primaria de un equipo a la protección que debe detectar y aislar la falla en este equipo y protección secundaria a la que debe operar en caso que la protección primaria no actúe. La protección secundaria debe tener un tiempo de operación de tal forma que permita la operación deaíslan la protección primaria. no actúa uuna na protección pr primaria, imaria, las protecciones secundarias una mayor porción Cuando del sistema sist ema de potencia. En la Figura 2, si se presenta una falla en la línea A, deben actuar los elementos de protección P1 y P2. Si por ejemplo no opera el elemento de protección P2 P2,, entonces de deben ben actuar la lass protecciones de las líneas E y F, sacando de servicio no solo una (la línea fallada), sino tres líneas. TRANSMISIÓN P1 Línea B
Línea A
P2
Línea C
Línea F Línea E
Línea D
DISTRIBUCIÓN
INDUSTRIA
Figura 2. Protección principal y de respaldo
GENE NERA RACI CI N GE
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1.6 Las protecciones como conjunto y protecciones sistémicas El sistema de protecciones en muchos casos no involucra un solo equipo de protección, sino que involucra un conjunto conjunto de equi equipos. pos. No solo por tene tenerr respaldo, sino que para ddetectar etectar fallas cumpliendo determinados requerimientos tales como la selectividad, se requiere que los equipos sean protegidos por más de un equipo de protección, este es el caso por ejemplo, de las líneas de transmisión y el uso de esquemas de teleprotecciones en los cuales los relés de protección se comunican entre sí para ofrecer un mejor sistema de protecciones. Es importante sino hacerta énfasis en que no solo se debe proteger a las personas, los equipos y las instalaciones, también mbién los pr procesos. ocesos. Una pérdida excesiva ddee ggeneración eneración o ddee carga ocasionada por la salida simultánea de varias líneas de transmisión puede no conducir a daños en personas, equipos o instalaciones, sin embargo, puede generar una interrupción prolongada del servicio ocasionando ocasionando pérdidas para los usuarios industriales y comerciales. Debido a lloo anterior existen las llamadas protecciones sistémicas que están orientadas a mantener el sistema de potencia en operación, operación, un ejemplo son los sistemas de deslastre de carga. carga. Las protecciones de sistema son las más complejas, debido a que involucran no solo un equipo, sino todo el sistema de potencia.
1.7 Los criterios de protección Para conocer la forma de proteger los diferentes equipos eléctricos es importante conocer cuáles son los tipos de condiciones anormales asociadas con cada equipo y conocer cuáles son sus limitaciones. El tema de las protecciones requiere un unaa amplia can cantidad tidad de cálcul cálculos os para la determinación de los diferentes dispositivos de protección, sin embargo, no es una ciencia exacta, sino quedependen debe mezclarse mezde clarse con unos criterios que ddependen ependen básica básicamente mente de la experiencia. Estos criterios factores tales como: - La vulnerabilidad de los equipos - Los tipos de falla más comunes - La fr frecuencia ecuencia de ocurrencia de las fallas - Las decisiones sobr sobree si las pro protecciones tecciones están má máss orientadas a la fiabilida fiabilidadd o a la segu seguridad ridad - El tip tipoo ddee instalaciones a proteger - Cuál será eell tiempo máximo per permitido mitido para el despeje de las fallas
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2 ANÁLISIS DE FALLAS EN SISTEMAS DE POTENCIA 2.1 Sistemas en P.U El valor “por unidad” de una cantidad cualquiera es la razón de un valor en unidades reales y el valor base tomado para el caso. Una cantidad A en p.u de una base Ab es
A Ab
= Ap.u
(no tiene unidades)
La cantidad AB en p.u es: AB Ab Bb
= Ap. u x Bp.u
Ventajas de trabajar en p.u: - Se “pierden” los niveles de tensión. - Se eli elimina mina la relación de tran transformación sformación en los cálculos con transformado transformadores res de potencia. - En p.u se tipifican ciertos par parámetros ámetros eeléctricos léctricos de los equip equipos os (por ejemplo las impeda impedancias) ncias) de tal forma que no son indispensables los datos de placa de los elementos para realizar ciertos análisis. En la práctica, se definen dos cantidades base: MVABASE ⇒ SBASE VLBASE En este sistema de normalización se supone que todos los sistemas sist emas están conectados en Y. Para pasar un sistema trifásico a p.u se debe: 1. Definir una potencia base SB. En sistemas de al alta ta tensión, es razonable razonable definir co como mo potencia base 100 MVA. 2. Definir un voltaje base VB en un punto del sistema o en una barra. 3. Se calculan los demás voltajes bases del sistema con las relaciones de transformación de los transformadores. 4. Se calculan las impedancias de cada elemen elemento to en la nueva base. Las reactancias que el fabricante f abricante suministra del transformador y del generador deberán pasarse a la nueva base.
(Ω ) Xreal
Xp. u , placa
=
Xreal (Ω)
Xp .u , placa x Zbase , placa
=
Xp.u , nueva
=
Xp. u , nueva
=
En general: 2
Z B
= V S B
B
Zbase, placa
Xreal Zbase , nueva
Xp.u , placa x Zbase, placa Zbase,nueva
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Xp.u , nueva
=
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V B 2 , p laca Xp.u , placa S B , placa 2
V B , nueva
S B , nuev ueva
2
2
acaa S B , nueva V B , plac pl x Xp.u , nueva = Xp.u , placa B B nueva a S , placa V , nuev Análogamente, V B , p laca S B , nueva Rp.u , nueva = Rp.u , placa x nueva V B , nue S B , placa
Ejercicio: Para el sistema de la Figura 3 calcular el sistema en p.u: 144 MW, F.P = 0.9 G1 13,8 kV X” = 20%
S BASE = 100 MVA V BASE = 220 kV en la línea
A T1 (3 bancos 1 φ) 13,2 kV/132 kV
55 MVA C/banco X = 10%
H L D M
C C
T2 (trafo 3 φ)
T3 220 kV/ 110 kV/ 34,5 kV XHM = 15% (300 MVA) XHL = 20% (100 MVA) XML = 5% (100 MVA)
230 kV/15,8 kV
125 MVA X = 1 10% 0% B 125 MVA 16,5 kV
Carga 200 MW, f.p = 0.9
Vnominal = 110 kV
X” = 25%
Figura 3. Diagrama unifilar - eejemplo jemplo 1 Solución: 1. Antes de calcular el sistema en p.u, se recalcularán algunos algunos datos de placa. Para G1: G1: S N =
144 MW 0.9
V N ( L − L)
= 13,8 kV
X " = 20%
Para T1: T1:
= 160 MVA
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S N (T 3φ )
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= 3 × S N (T1φ )
S N (T 3φ ) = 3 × 55 MVA = 165 MVA
Relación de transformación:
13,2 kV
132 × 3 kV
=
13,2 kV 228 228,62 kV
X = 10% En un transformado t ransformadorr tridevanado es la reactancia de una fase.
Carga: Carga: P = 200 MW f.p = 0.9 VN = 110 kV P
= S cos φ
Q = S sen φ
⇒ S =
220 MW f . p
=
200 MW 0.9
222,22 MVA = 222
2 22,22 MVA × 0.43 = 96,86 M var ⇒ Q = 22
2. Calcular los voltajes bbases. ases. • En A: A: V BASE A = V BASE A =
13,2 kV 228 228,62 kV 13,2 kV 228 228,62 kV
× V BASE EN LA LINEA × 220 kV = 12,7 kV
• En B: B: V BASE B
=
15,8 kV 230 kV
× V BASE EN LA LINEA LINEA
15,8 kV V BASE B
=
230 kV × 220 kV
= 15,11 kV
• En C: C: V BASE C
= 110 kV
El voltaje base 220 kV (que es el voltaje de la línea) es igual a uno de los voltajes nominales de los devanados del transformador tridevanado, lo que implica que los voltajes bases de cada devanado del transformador son iguales a sus voltajes nominales. • En D: D: V BASE D = 34,5 kV
3. Calculo de las impedanci impedancias as en las nuevas bases. En G1: G1: 2
V B , p laca S B , nueva x X 1 " , nueva = X 1 " , placa nueva a S B , placa V B , nuev
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2
13,8 kV 100 MVA X 1 " , nueva = 0.2 x 160 MVA 12,7 kV X 1 " , nueva
. p. u = 01476
En G2: G2: kV 2 100 MVA x 1511 , kV 125 MVA
X 2 " , nueva
16,5 = 0.25
X 2 " , nueva
= 02385 . p. u
En T1: T1: 2
13,2 kV 100 MVA X , nueva = 0.1 x 165 MVA 12,7 kV X , nueva
= 0.0655 0655 p.u
En T2: T2: 2
15,8 kV 100 MVA X , nueva = 0.1 x 125 MVA 1511 , kV X , nueva
= 0.0875 0875 p.u
Transformador tridevanado: tridevanado: 2
220 kV 100 MVA X HM , nueva = 0.15 = 0.05 p.u 220 kV 300 MVA 2
34,5 kV 100 MVA X HL , nueva = 0.20 = 0.20 p.u 34,5 kV 100 MVA 2 110 kV 100 MVA X ML , nueva = 0.05 = 0.05 p.u 110 kV 100 MVA
En la carga: carga: Z C =
(110 kV ) 2 22 222 2,22 MVA
Z BASE =
Z C p.u
( 220 kV ) 2 100 MVA
= 54,45 Ω = 484 Ω
p.u 4,45 Ω = 01125 . = 5484 Ω
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S = 1.6 p.u G1 V = 1.087 p.u X” = 0.1476 p.u
S BASE = 100 MVA V BASE = 220 kV en la línea
A T1 (Trafo 3φ) V : 1.0394 / 1.0392
S : 1.65 p.u X = 0.0655 p.u
H L
1 / 1 = / 10.05 XHM XHL = 0.20 XML = 0.05
D T2 (Trafo 3 φ)
M
C C
V : 1.045 / 1.045
T3
S : 1.25 p.u X = 0.0875 p.u Carga
B
S : 2.22
V : 1.092
V : 1 p.u Zc : 0.1125 p.u
S : 1.25 p.u
X” = 0.2385
Figura 4. 4. Sistema en p.u Para el transformador tridevanado tridevanado:: Z H = Z M =
Z L =
1
( 0.05 + 0.2 − 0.05) = 0.1
2 1 2
1 2
( 0.05 + 0.05 − 0.2) = −0.05
( 0.2 + 0.05 − 0.05) = 0.1
PRÁCTICA 1: 1: 1. Llevar el siguiente sistema a p.u de 220 kV, 100 M MVA VA H G1
L
H
L1
T2
T1
L
G2
L3
L2 H T T3
L
Figura 5. Diagrama Unifilar - Práctica 1.1
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T1: Relación 13,8 kV / 230 kV 150 MVA / 150 MVA X = 18% (base 13,8 kV, k V, 150 MVA) T2: Relación 220 kV / 15,0 kV 150 MVA / 150 MVA X = 10% (base 15,0 kV, k V, 150 MVA) T3: Relación 230 kV / 115 kV / 34,5 kV XHL = 11% (130 MVA) XHT = 13% (40 MVA) XLT = 15% (40 MVA)
130 MVA / 130 MVA / 40 MVA
L1 = 130 km, L2 = 60 km, L3 = 215 km XL = 0.5 Ω /km G1 = G2, 135 MVA, 14.4 kV ; X”d = 20% (135 MVA, 14,4 kV) 2. Llevar el siguiente sistema a p.u de 220 kV, 100 M MVA VA
R3
R1 L
G1
G2
R4 L1
T1
L
T2
H
L
G3
L3
L2
H
G4
L
H R2
R5
T T3
T4
T5
L
Figura 6. Diagrama Unifilar - Práctica 1.2 L1: 200 km
X1 = 0,53 Ω /km
X0 = 1,2 Ω /km
R1 = 0,32 Ω /km R0 = 1,8 Ω /km L2: 130 km (datos iguale igualess a X1, R1, X0, R0) L3: 80 km (datos iguale igualess a X1, R1, X0, R0) G1 = G2 X”d = 20% ( Bases 13,8 kV, 100 MVA) G3 = G4 X”d = 15% (Bases 15 kV, 90 MVA)
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R1 = 1600 Ω
R2 = 0,53 Ω
R4 = 2000 Ω
R5 = 0.512 Ω
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230
T1: 3 unidades monofásicas c/u: 70 / 35 / 35 MVA ;
3
/ 13,8 / 13,8 kV
XHL = 15% (Bases 35 MVA, 13,8 kV) XLL = 30% (Bases 35 MVA, 13,8 kV) T2: Un transformador trifásico: 180 / 90 / 90 MVA ; 230 / 13,8 / 13,8 kV XHL = 17% (Bases 90 MVA, 13,8 kV) XLL = 36% (Bases 90 MVA, 13,8 kV) 220 115 / / 34,5 kV 3 3
T3: 3 autotransformadores monofásicos monofásicos c/u: 150 / 150 / 50 MVA ; XHL = 11% (Bases 150 MVA, 220/ 3 kV) XHT = 13% (Bases 50 MVA, 34,5 kV) XLT = 17% (Bases 50 MVA, 34,5 kV) T4: 13,2 kV / 240 V
X = 2%
(Bases 150 kVA, 13,2 kV)
T5: 15 kV / 240 V
X = 3%
(Bases 200 kVA, 15 kV)
2.2 Componentes simétricas Es un cambio de referencia entre el dominio de las fases A, B y C al dominio de las secuencias 0, 1 y 2. Aparecen a partir del Teorema de Fortescue (IEE - 1921). Cualquier (Ver sistema n-fásico desbalanceado se puede transformar en n - sistemas n-fásicos simétricos Figura 7).
SISTEMA [A]
SISTEMA [B]
a
a
b
a c
c b
b
c
a
SEC (+)
SEC (-)
SIM TRICO TRICO Y BALANCE BALANCEADO ADO
b
c
SEC (0)
SIM SIM TRIC TRICO O NO BALANCEADO
Figura 7. Representac Representación ión de un cambio de refe referencia rencia
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La relación es biunívoca, es decir, que sólo hay una forma de pasar del Sistema A al Sistema B y viceversa. Ejemplo:
Ia
Ib 0
Ia 1
Ia 0
Ia 2
Ib 1
Ib 0
Ic 0
Ic
Ic 0
Ic 2
Ic 2
Figura 8. Representac Representación ión fas fasorial orial I a
= I a 0 + I a1 + I a 2
I b
= I b0 + I b1 + I b 2
I c
= I c 0 + I c1 + I c 2
a=a 4
1=a3
a2 =
5
Figura 9. Representa Representación ción de la relación ortonor ortonormal mal Operador a: I a
= I a 0 + I a1 + I a 2
I b
= I a 0 + a 2 I a1 + aI a 2
I c
= I a 0 + aI a1 + a 2 I a 2
Ia 2
Ib 2
Ic 1
Ic 1
Ib
Ib 2
Ia 1
Ia 0
Ib 1
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b
Ib = 10 A
Ia = 0 A
Ic = 10 A
c
La fase “rara” siempre es la fase “a”
Figura 10. Ejemplo - componentes simétricas 1
Ia Ib Ic
1
1
=
1
1
2
a a
Ia0 Ia1 Ia2
a 2 a
A
1
Ia0 Ia1 Ia2
=
1
1
3
1
1
1
a a2 A
2
a a
Ia Ib Ic
-1
Para el ejemplo: 1
Ia0 Ia1 Ia2
=
1
1
3
1
1
1
a 2 a
0 10 -10
2
a a
10∠ 180
Ia 0 =
Ia1 = Ia 2 =
Ia1 =
Ia
1
(10 − 10)
3 1 3
= 0
(10a − 10a 2 )
1 3
(10a
− Ia1 =
2
=
− 10a ) = 10 3
0
No involucra tierra 10 3 10 3
(a − a 2 )
(a
2
=
10 3
∠ 90 0
− a)
∠ - 90 0
0 = Ia 0 + Ia1 + Ia 2 = 0 + 10 ∠ 90 0 + 10 ∠ - 90 90 = 0
3
3
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a
3 90°
-a2
I
a2
3 -9 -90° 0°= a2 -a
Figura 11. Representa Representación ción del op operador erador a ANÁLISIS DE FALLAS EN UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA Objeto: Cálculo de corrientes corrientes y voltajes cuando se prese presenten nten fallas Objetivo del cálculo de corrientes: corrientes: Diseño adecuado de las protecciones. Tipos de Fallas
1. Falla trifásica (LLLT) a b c
I cc 3φ
2. Falla Monofásica (LT) a b c I cc 1φ
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3. Falla Doble línea a tierra (LLT) a b c
I cc ( LLT ) 4. Falla línea a línea (L L) a b c I cc
(LL)
5. Falla Serie a b c
Los estudios de cortocircuito se van a dividir en dos dependiendo del sistema y del punto donde está la falla.
1. Estudio de cortocircuito en puntos alejados de generación generación. 2. Corto circuito en bornes de generación. Nos centraremos en el primer punto Cortocircuitos en puntos alejados de generación. Elementos que intervienen :
1. Alimentador ( o subestación) a Subestación
b c
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EQUIVALENTE THEVENIN 3φ
a b c +
+
+
V f -
-
= V L
3
-
Descomponiendo este sistema en redes de secuencia por medio de las componentes simétricas.
X 1
X 0
X 2
+
V f -
MVA MVA
CC
1φ
CC
a
3 φ
I CC 3 φ I CC
1φ
X0, X1, X2 VL
b c
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2. Transformador
ZN2
ZN1
Zp
3ZN1
3ZN2
Red sec "0" ; Red sec "+" y Red sec "-"
Zs REF “ 0 “
3. Cargas − Normalmente se desp desprecian recian las de tipo pasivo ó mo motor tor peq pequeño. ueño. − Las de grandes motores no son despreciable despreciables. s.
X 1
X 0
X 2
+
I cc
M -
2.3 Metodología para el análisis de corto circuito 1. Metodología mediante redes de secuencia resolviendo las redes de secuencia en forma manual.
2. Mediante la matriz ZBarra Zo, Z1,,Z2 Recordar que los elementos de la diagonal principal en la matriz ZBarra son lo equivalentes thevenin vistos desde los puntos.
3. Mediante paquetes especializados como el ATP, el DIgSILENT y otros, que manejan sistemas nfásicos.
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Metodologías de Redes de Secuencia Gráficamente sería :
Sistema de potencia sin falla visto de desd sdee a b c
a
Sistema Fallado
bc
Se le hace una descomposición en redes de secuencia
Parte del sistema que representa la falla
I0
"0"
Sistema Eléctrico de potencia sin falla
+ V0
Sistema 3φ
I1
"+"
+ V1 -
I2
Sistema falla
"-"
+ V2 -
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Ejemplo Ejemplo
X0 = 10%
X0 = 20%
X1 = 5%
X1 = 10%
X2 = 5%
X2 = 10%
X0 = 20% X1 = 10%
Se quiere representar el sistema en redes de secuencia para hacer el análisis de fallas en la m mitad itad de la línea. Sistema visto desde la mitad de la línea Red Sec "o":
1/2 de la línea 0.1 p.u
0.1 p.u
0.1 p.u
Io 0.2 p.u
Xo eq = 0.12
+ Vo -
+ Vo
Ref "0" Red Sec "+":
I1 0.05 p.u
+ 1 ∠ 0°
-
0.05 p.u
0.05 p.u
+ V1 -
0.1 p.u
X1 eq = 0.06 p.u +
+ 1 ∠ 0°
-
1 ∠ 0°
V1
-
CURSO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
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Red Sec "-":
I2 X2 eq
= 0.06 p.u
+ V2
-
TIPOS DE FALLAS 1. Falla 3φ a tierra
a b c Ia
Ia + Ib + Ic = 0 Ia, Ib, Ic no se
Ic
Ib
Va = Vb = Vc = 0
conocen
V012 =
I012 =
1 3
1 3
1
1
1
Va=0
1
a
a2
Vb=0
1
a2
a
Vc=0
1
1
1
Ia
1
a
a2
a2 Ia
1
a2
a
a Ia
V0 = 0; V1 =0; V2 = 0
I0 =0; I1=Ia; I2=0
CURSO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
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Gráficamente:
Sec “ O
Sec “ + ”
I1
+ 3φ = I a ≅VIcc =0 1
-
Sec “ - ”
Para el ejemplo: en el Icc 3 φ φ en
punt puntoo de falla
J0 J0.1
I1
J0.15
+
Icc 3φ Icc 1∠0
-
I2
+ 1∠0
0
I1
I2
0
-
J 0.1 × I1
= 1∠0° ⇒ I1 = 1∠O°
J0.15 × I 2 I1
J 0.1
= 1∠O° ⇒ I 2 =
= −J10
I 2 = J 6.667 I cc 3φ = −J16.667
1∠O° J 0.15
CURSO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
Iabc =
INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 31
1
1
1
0
1
a2
a
-J16.667
1
a
a2
0
Ia = - J16.667 J 16.667 Ib = - J16.667 a2 Ic = - J16.667 a 2. Falla Monofásica (LT) Ia = Icc 1φ (punto de falla) Ia; Ib = 0; Ic=0 Ia
Ib
Va = 0; Vb; Vc
Ic
I012 =
1
1
1
1
Ia
1
a
a2
0
1
a2
a
0
I0 = I1= I2
3
V012 =
1
1
1
1
0
1
a
a2
Vb
1
a2
a
Vc
3
1
V 0
= (V b + V c )
V1
= (aVb + a 2 Vc )
3
1
3
1 V2
2
= 3 (a Vb + aVc )
CURSO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
V0
+ V1 + V2 =
1
V 0
+ V 1 + V 2 =
1
VO
+ V1 + V2 = 0
3
(Vb + aVb + a
3
Vb(1 + a + a
2
2
Vb
INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 32
) + 1 (Vc + a
2
3
Vc + aVc
)
) + 1 Vc(1 + a + a ) 2
3
Para simular una falla 1φ, se debe conectar los circuitos de redes de secuencia en serie. I0 “0”
+ -
“+”
+ -
I0 = I1 = I2
Icc 1 φ + “-”
-
3
CURSO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 33
Ejemplo: Resolver para falla 1φ
+
I0I
I0D
V0
Sec “0”
-
I1I
I1D +
+ 1∠0
Sec “+”
0
+ 1∠0
V1 -
-
0
Icc 1φ
3
= I0
I0 = I1 = I2
+
I2I
I2D
V2
Sec “-”
-
En el punto de falla:
Iabc =
1
1
1
I0
1
a2
a
I1
1
a
a2
I2
Ia = 3I0 ; Ib = 0 ; Ic = 0 0
Iabc =
1
1
1
I0I
1
a2
a
I1I
1
a
a2
I2I
CURSO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 34
Divisor de corriente:
I1
Z1
I
I1
=
Z2
Z1
+ Z2
×I
Z2
I1
Vx
Z1
-
+ I
I1 + I2
=
Z2
Z1
+ Z2
×I
si Vx = Vy
Vy
Z2
3. Falla Doble línea a tierra
Ia = 0 ; Ib ; Ic Ia
Ib
Va ; Vb = 0 ; Vc = 0
Ic
I O12
=
1 3
1
1
1
0
1
a
a2
Ib
1
a2
a
Ic
1
I 0
= ( I b + I c )
I 1
= (aI b + a 2 I c )
I
= 2
I0
3
1
3
1 3(
+ aI
2
a I b
+ I1 + I 2 =
c
1 3
)
(Ib + aIb + a 2Ib) + 1 (Ic + a 2Ic + aIc) 3
CURSO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
I 0 + I 1 + I 2 I O + I 1
=
1 1 2 2 Ib(1 + a + a ) + Ic (1 + a 3 3
INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 35
+ a )
+ I 2 = 0
V O12
=
1 3
1
1
1
Va
1
a
a2
0
1
a2
a
0
Vo
1
= V1 = V2 = Va 3
La conexión de los circuitos en redes de secuencia, s ecuencia, para simular una falla doble línea a tierra es :
Sec “ 0 ”
Sec “ + ”
Sec “ - ”
4. Falla de Línea - Línea
Ia
Ib
Ic
a b c
Ic = 0 ; Ia = Ib Vc ; Va = Vb
CURSO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
I O12
=
1 3
INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 36
1
1
1
Ia
1
a
a2
-Ia
1
a2
a
0
I0
1
= (I a − I a ) = 0 3
I1 = I2
1
(Ia − aIa )
3
1
=
3
(I
a
− a 2 Ia )
I 0 + I1 + I 2 = 2Ia − aI a − a I a − I a + I a 3
0
1
I O
64 4 744 8
2
+ I 1 + I 2 = I a
V O12
=
1 3
1
1
1
Va
1
a
a2
Va
1
a2
a
Vc
1
V0
= (V a + Va + VC )
V1
=
1
V2
=
1
V0
+ V1 + V2 =
VO
+ V1 + V2
3
3 3
(V a + aVa + a 2VC ) (V + a a
2
Va
+ aVC )
3/ V 3/ a = Va
La conexión de los circuitos en redes de secuencia s ecuencia es:
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+ V -1
“+”
I0 = 0 “0”
+ V -2
“-”
+ V0
CURSO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
3
INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 38
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
El transformador de corriente es un equipo esencial en los circuitos de medición y protecciones debido a que proporciona las siguientes ventajas: - Aísla los circuitos de medición y pr protecciones otecciones de las altas tension tensiones, es, permitiendo que los relés, equipos de medición y equipos equipos de registro sean aisla aislados dos solo para baja tensió tensión. n. Por ejemplo, se pasa un sistema de 230 kV en el primario a un sistema de 600 V en baja tensión. - que Disminuye la cor corriente riente que circula a través dese lospueden circuito circuitos s de 1000 protección y medida a niveles sean fácilmente manejable manejables. s. Por ejemplo, tener A de corriente corrien te nominal en el primario y 1 A de corriente nominal en el secundario. Los transformadores de corriente se aplican principalmente en: - Circuitos de proteccio protecciones: nes: para lle llevar var las corrien corrientes tes a los equi equipos pos de prot protecciones ecciones y equi equipos pos de registro de falla. - Circuitos de medición: pproporcionan roporcionan la corriente nnecesaria ecesaria para tod todos os los equipo equiposs de medición tales como amperímetros, vatímetros, unidades multifuncionales de medida, contadores de energía, transductores para telemedida, etc. La especificación de transformadores de corriente depende de las características del circuito al que estará asociado y de los equipos de control o protecciones a los cuales les proporcionará la corriente. Los principales factores qque ue definen las características necesarias necesarias de un transformad transformador or de corriente son las siguientes: - Corriente nnominal ominal ddel el circuito al cual se le medirá la corriente. - Corriente nominal secundaria - Carga secund secundaria. aria. Ohmios o voltamperios de los equipos de medida o protección qque ue se conectarán y de los respectivos cables. - Tipo de aplicación: protección o medida. - Corriente de co cortocircuito rtocircuito máxima de dell circuito circuito,, esta característica es fundamental si el transformado de corriente es para protección.
3.1 Selección de ccorriente orriente nominal primaria y secundaria La corriente nominal primaria debe ser igual o superior a la corriente máxima del circuito en operación normal. Se sugiere que la corriente nominal del CT sea entre un 10% y un 40% superior a esta corriente máxima. máxima. Las corrientes nomina nominales les primarias de los transfor transformadores madores de corriente se encuentran normalizadas. De acuerdo con la norma IEC 60044-1 los valores nominales primarios son los siguientes: 10 – 12,5 – 15 – 20 – 25 – 30 – 40 – 50 – 60 – 75 A, y sus múltiplos decimales. De acuerdo con la norma ANSI C57.13 los valores nominales primarios son los siguientes: 10 – 15 – 25 – 40 – 50 – 75 – 100 – 200 - 400 – 600 - 800 – 1200 – 1500 – 2000 – 3000 – 4000 – 5000 – 6000 – 8000 – 12000 A. La corriente nominal secundaria se selecciona teniendo en cuenta los equipos existentes que se quieran alimentar desde desde el secundario del trans transformador formador de corrien corriente. te. Si los equipos son nuevos se puede seleccionar una corriente nominal secundaria de 1 A o de 5 A (la norma IEC 60044-1 contempla también la posibilidad de 2 A).
3.2 Selección de la carga secundaria Este es uno de los parámetros que debe ser seleccionado con más cuidado, debido a que una mala selección de la capacidad secundaria conducirá a una pérdida de la precisión del transformador de corriente o a la saturación. La carga del transformador de corriente está determinada por la circulación de corriente a través
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INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 39
de la impedancia del del circuito. Esta impedancia ddel el circuito incluye: - Impedancia propia del transformador de corriente - Impedancia del cable de conexión hasta llos os equ equipos ipos - Impedancia de los equipos que se conectan aall circuito secundaria - Impedancia de los puntos de conexión conexión:: bornera bornerass y ter terminales minales de los equip equipos os La carga secundaria del transformador de corriente que se especifica está dada por los voltamperios que consumen los elementos externos cuando circula por ellos la corriente nominal. Esta carga nominal secundaria no incluye la carga interna del transformador de corriente. La norma IEC 60044-1 tiene normalizados los siguientes valores de carga secundaria: 2,5 – 5,0 – 10 – 15 y 30 VA. También se pueden seleccio seleccionar nar valores superior superiores es a 30 VA de acuerdo con lo loss requerimientoss de la aplicación. requerimiento La norma ANSI C57.13 tiene normalizados los valores de carga secundaria que se muestran en la Tabla 2 Tabla 2. Carga sec secundaria undaria norma ANSI C57.13
Medida
Protección
Designación
R (Ω)
L(mH)
Z(Ω)
Voltamperios (a 5 A)
Factor potencia
B-0.1
0.09
0.116
0.1
2.5
0.9
B-0.2
0.18
0.232
0.2
5.0
0.9
B-0.5 B-0.9
0.45 0.81
0.580 1.040
0.5 0.9
12.5 22.5
0.9 0.9
B-1.8
1.62
2.080
1.8
45.0
0.9
B-1
0.50
2.300
1.0
25.0
0.5
B-2
1.00
4.600
2.0
50.0
0.5
B-4
2.00
9.200
4.0
100.0
0.5
B-8
4.00
18.400
8.0
200.0
0.5
de
3.3 Transforma Transformadores dores de co corriente rriente para protección y para medida Inicialmente podría pensarse que los transformadores de corriente tienen los mismos requerimientoss sin importar el uso, sin embargo, los requerimientos son distintos para protección y requerimiento para medida. Para la medida se requiere de una gran precisión, normalmente inferior al 1%, sin embargo, esta alta precisión se requiere para una corriente que normalmente no es superior o es ligeramente superior a la corriente nominal nominal del circuito. Las corriente muy supe superiores riores a la corriente nominal corresponden a fallas o condiciones anormales transitorias durante las cuales no es un problema que la medida no sea muy precisa. Por otro lado, en los transformadores de corriente para protección puede ser aceptable una precisión hasta de un 10%, sin embargo, se requiere que esta precisión se mantenga para corrientes elevadas como las que aparecen durante un cortocircuito. Lo anterior implica que los requerimientos de los transformadores de corriente para protección y para medida son diferentes y construir transformadores de corriente que cumplan no ambos requerimientos no es económicamente viable, por lo cual se utilizan transformadores de corriente diferentes para medida y para protección.
3.4 Precisión para transform transformadores adores de corriente de medida Para la medida es indispensable que el error sea muy bajo, normalmente inferior al 1% cuando se trata de medida para para efectos comerciale comerciales. s. La clase de precisió precisiónn de estos transformad transformadores ores de corriente se especifica como un porcentaje de error que se garantiza para la corriente nominal, por
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ejemplo, una precisión precisión de 0.2 significa un er error ror máximo del 0.2% a la corriente nominal nominal.. Para corrientes diferentes a la corriente nominal, el error máximo permitido dependerá de la norma con la cual se especifica el transformador de corrien corriente. te. También se tiene la clase de precisión extendida, la cual significa que el error se garantiza en un rango de corriente y no solo para la corriente nominal, por ejemplo, 0.2 s significa un error máximo del 0.2% para una corriente entre el 20% y 120% de la corriente nominal. La norma IEC 60044 define las clases de precisión limitando los errores tanto en magnitud como en ángulo, en tal la como se4.muestra en la Tabla 3. También define las clases de precisión precisión extendida mostradas Tabla Tabla 3. Clases de precisión d dee medida norma IEC 600 60044 44
5%
20%
50%
100%
120%
5%
20%
100%
120%
0.1
0.4
0.2
0.1
0.1
15
8
5
5
0.2
0.75
0.35
0.2
0.2
30
15
10
10
0.5
1.5
0.75
0.5
0.5
90
45
30
30
1.0
3.0
1.5
1.0
1.0
180
90
60
60
3
3
3
5
5
5
Tabla 4. Clases Cl ases de precisión extendida norma IEC 60044
1%
5%
20%
100%
120%
1%
5%
20%
100%
120%
0.2S
0.75
.35
0.2
0.2
0.2
30
15
10
10
10
0.5S
1.5
0.75
0.5
0.5
0.5
90
45
30
30
30
N: E 5 A
La norma ANSI C57.13 define las clases de precisión mostradas en la Tabla 5 para un factor de potencia de la carga secundaria entre 0,6 y 1. Tabla 5. Clases de prec precisión isión de medida norm normaa ANSI C57.13 Clase de precisión
±Porcentaje de error al porcentaje de corriente dado abajo 10%
100%
0.3
0.6
0.3
0.6
1.2
0.6
CURSO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS Clase de precisión
INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 41
±Porcentaje de error al porcentaje de corriente dado abajo
1.2
10%
100%
2.4
1.2
La norma ANSI C57.13.6 define clases de alta precisión y de precisión extendida, como se muestra en la Tabla 6. Tabla 6. Clases de alta pre precisión cisión de medida n norma orma ANSI C57.13.6 Clase de precisión
±Porcentaje de error al porcentaje de corriente dado abajo 5%
100%
0.15
0.3
0.15
0.15S
0.15
0.15
3.5 Precisión para transform transformadores adores de corriente de protección Para la protección se acepta un error mucho mayor que en medida, pero es muy importante que el transformador de corriente funcione bien para condiciones de corrientes altas, por ejemplo, durante un cortocircuito. En este caso es necesario eentonces ntonces definir el error máxi máximo mo y las corrientes máximas. La clase de precisión de un transformador de corriente utilizado en protecciones, según la norma IEC 60044-1, especifica por el porcentaje de transformador, exactitud, seguido de lase letra P (protección) y por el número deseveces la corriente nominal del al cual garantiza la exactitud indicada. 30VA
5
P
10 FLP: Factor Limite de Precisión Clase de Precisión: Protección Exactitud: Error del 5% Potencia del CT: Carga
Figura 12. Precisión d dee protección n norma orma IEC 6004 600444 Por ejemplo, un transformador de corriente con clase de precisión 5P10 proporciona una precisión del 5% para para 10 veces la corriente no nominal minal cuando en el secundar secundario io se tiene la carga no nominal. minal. En la Tabla 7 se muestran los límites de error para transformadores de corriente de protección de acuerdo con la norma IEC 60044. Tabla 7. Clases de precisión de protección norma IEC 60044 Clase de precisión
±Porcentaje de error para la corriente nominal primaria
± Desplazamiento de fase en minutos para la corriente nominal primaria
Porcentaje de error compuesto para la corriente límite primaria
5P
1
60
5
10P
3
-
10
En la norma ANSI C57.13 , la clase precisión está indicada por una letra que puede ser C, T o K, y seguida por un número. El número que corresponde al máximo voltaje te terminal rminal secund secundario ario que el transformador de corriente producirá a 20 veces la corriente nominal secundaria con un error no mayor al 10%. En los transformadores de corriente con clase deutilizarse precisiónpara C indica el flujo de dispersión es despreciable y la característica de excitación puede determinar su funcionamiento. La clase de precisión T indica que el flujo de dispersión no es despreciable y que la precisión debe
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INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 42
ser determinada mediante una prueba que consiste en realizar la característica “Corriente primaria” vs “Corriente secundaria” para una corriente primaria entre 1 y 22 veces la corriente nominal y hasta una carga secundaria que cause un error del 50%. La clase de precisión K es similar a la clase C, pero la tensión de codo de la característica de excitación debe ser como mínimo el 70% de la tensión dada en la clase de precisión. Tabla 8. Clases de precisión de protección n norma orma ANSI C57.13 Clase de precisión
±Porcenta ±Porcentaje jeladecorriente error para 20 veces nominal primaria
Tensión terminal
Factor de potencia
C100 T100 K100
10
100
0.5
C200 T200 K200
10
200
0.5
C400 T400 K400
10
400
0.5
C800 T800 K800
10
800
0.5
La Figura 13 muestra la curva de excitación típica de un transformador de corriente clase C o K. Curva de Excitación
) V ( n ó i c a t i c x E e d s o i t l o V
0.001
0.01
0.1
1
10
100
Corriente de Excitación ( A )
Figura 13. Curva de excitación de un tr transformador ansformador de corr corriente iente
3.6 Funcionamiento transitorio del transforma transformador dor de corriente El funcionamiento transitorio de los transformadores de corriente se hace relevante cuando éstos se utilizan para protecciones, debido a que durante los cortocircuitos aparecen componentes de corriente continua que incrementan bastante el flujo en el núcleo. El transformador de corriente requiere generar un flujo magnético en el núcleo que le permita reproducir en el secundario la corriente equivalente a la corriente del primario.
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Corriente primaria contenido de DC
[kA] 90
con
Corriente secundaria equivalente limitada por la saturación del núcleo
60
30
0
-30
-60 0.00
0.03
0.06
0.09
0.12
0.15 [s]
Figura 14. Corriente ccon on componente de DC 2.00
1.56
1.12 Flujo necesario para inducir la tensión que hace reproducir la corriente con el contenido de DC
0.68 Flujo real limitado por la saturación
0.24
-0.20 0.00
0.04
0.12
0.16
0.20 [s]
Figura 15. Flujos magnéticos con componente componente de DC La clase de precisión P mostrada en el numeral 3.5 está relacionada con los requerimientos para una corriente primaria primaria sinusoidal simétrica, sin contenido de DC. DC. La norma IEC 60044-6 define las clases de precisión de transformadores de corriente para condiciones transitorias TPS, TPX, TPY y TPZ. El transformador de corriente clase TPS es de bajo flujo de dispersión y su funcionamiento se define por la característica de excitación del secundario y por el error de la relación de espiras, no tiene limitación para el flujo remanente. El error de relaci relación ón de espiras en el transfo transformador rmador de corriente TPS no debe superar el 0,25% y la tensión de excitación bajo condiciones límites no debe ser inferior al valor especificado. Esta tensión de excitación de debe be ser tal que ante del 10% en su magnitud no se genere un incremento superior al 100% en el valor pico de la corriente de excitación. Los transformadores de corriente clase TPX tienen un límite de precisión definido por el error pico
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instantáneo durante el ciclo de operación especificado, no tiene limitación para el flujo remanente. Los transformadores de corriente clase TPY tienen un límite de precisión definido por el error pico instantáneo durante el ciclo de operación especificado, el flujo remanente no debe exceder el 10% del flujo de saturación. Los transformadores de corriente clase TPZ tienen un límite de precisión definido por el error pico instantáneo de la componente de corriente alterna durante una energización con el máximo contenido de DC a la constante de tiempo secundaria especificada. No tiene requerimientos para error de la componente compone ntededeerror DC ydeellas flujo remanente es prácticamente prácticamente despreci despreciable. able. En la Tabla 9else muestran los límites clases de precisión para condiciones transitorias. Tabla 9. Clases de precisión de transfor transformadores madores de corrien corriente te para condiciones transitorias transitorias Clase
A la corriente nominal
A la condición límite de precisión
± Porcentaje error en la relación
± Desplazamiento de fase en minutos
±Porcentaje máximo del error pico instantáneo
TPX
0.5
30
10
TPY
1.0
60
10
TPZ
1.0
180 ± 18
10
Nota: Para la clase de precisión TPZ el error dado es pa para ra la componente de corriente alterna
Los transformadores de corriente clase para condiciones transitorias requieren las siguientes especificaciones adicionale adicionales s a las de los TP de clase P: - Constante de tie tiempo mpo del pri primario: mario: esta constant constantee está dada por la relació relaciónn entre la inductancia y resistencia del sistema, y determina que tan alto puede ser el contenido de corriente directa de la corriente de cortocircuito. - Tiempo permisible para el límite de precisión: tiempo ddurante urante el cual la precisión eespecificada specificada se debe mantener. Este tiempo debe tener en cuenta el tiempo que se demoran en actuar las protecciones. - Ciclo de op operación: eración: se pued puedee especificar un ciclo de eenergización nergización si simple mple (Cierre – Apertura) o una energización doble (Cierre – Apertura – Cierr Cierree – Apertura) Apertura).. Para todos estos ciclos se deben especificar especificar los tiempos entre cierres y aperturas. Estos datos son indispensa indispensables bles porque se requiere la limitación del flujo remanente.
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TRANSFORMADORES DE TENSIÓN
El transformador de tensión es un equipo esencial en los circuitos de medición y protecciones debido a que proporciona las siguientes ventajas: - Aísla los circuitos de medición y pr protecciones otecciones de las altas tension tensiones, es, permitiendo que los relés, equipos de medición y equipos equipos de registro sean aisla aislados dos solo para baja tensió tensión. n. Por ejemplo, se pasa un sistema de 230 kV en el primario a un sistema de 600 V en baja tensión. - Disminuye la tensión que se maneja en los circuitos de protección y medida a niveles que sean fácilmente manejables. Por ejemplo, se pueden tene tenerr 500 kV de tensión nominal en el primario y 120 V de tensión nominal en el secundario. Los transformadores de tensión se aplican principalmen principalmente te en: - Circuitos de prote protecciones: cciones: para llevar las ten tensiones siones a llos os equipos de protecciones y equipos de registro de falla. - tales Circuitos de voltímetros, medición: pr proporcionan oporcionan tensión necesaria para todos equipos de medició medición como vatímetros, launidades multifuncionales de los medida, contadores den energía, transductores para telemedida, etc.
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La especificación de transformadores de tensión depende de las características del circuito al que estará asociado y de los equipos de control o protecciones a los cuales les proporcionará la tensión. Los principales factores que de definen finen las características necesarias de un transformador transformador de tensión son las siguientes: - Tensión nominal de dell circuito al cual se le medirá la tensión. - Tensión nominal secundaria - Tipo: inductivo o ddee acople capacitivo - Carga secund secundaria. aria. Ohmios o voltamperios de los equipos de medida o protección qque ue se conectarán y de los respectivos cables. - Tipo de aplicación: protección o medida.
4.1 Selección de la ttensión ensión nominal primaria y secundaria En la tensión nominal primaria debe tenerse en cuenta que ésta normalmente es diferente de la tensión máxima asignada al equipo que se utiliza para la selección de los niveles de aislamiento. La tensión nominal primaria debe seleccionarse igual o ligeramente superior a la tensión nominal del sistema, la norma IEC 60044 sugiere que se utilicen las tensiones dadas en la norma IEC 60038. La tensión secundaria puede ser de 100 V, 110 V o 200 V de acuerdo con la tendencia europea, y de 115 V, 120 V o 230 V de acuerdo con la tendencia americana.
4.2 Selección del tipo
Los transformadores de tensión del tipo inductivo son los más económicos para niveles de baja, media y alta tensión (hasta unos 145 kV), para los niveles de tensión superiores normalmente son más económicos los de acople capacitivo. En la selección del tipo también se debe te tener ner en cuenta la respuesta en en frecuencia que eess relevante cuando se requiere medi medirr armónicos de tensión, para este caso son más recomendables lo loss de tipo inductivo. Si se tienen sistemas de comunicación de portadora por línea de potencia los de acople capacitivo proporcionan la capacitancia necesaria para que se puedan transmitir señales de comunicaciones.
4.3 Selección de la carga secundaria En los transformadores de tensión la carga secundaria afecta la precisión, además, para los transformadores de tensión que cuentan con múltiples devanados debe tenerse en cuenta que no son independientes los unos de los otros (en los transformadores de corriente cada núcleo es independiente independie nte de los ot otros), ros), la caída de tensión en el devanado primario es proporcion proporcional al a la suma de la carga de todos los devanados secunda secundarios. rios. La norma IEC 60044-2 tiene normalizados los siguientes valores de carga secundaria para transformadoress de tensión inductivos: 10 – 15 – 25 – 30 – 50 – 75 – 100 – 150 – 200 – 300 – 400 transformadore y 500 VA. La norma IEC 60044-5 tiene nor normalizados malizados los siguientes valores de carga secundaria secundaria para transformadores de tensión de acople capacitivo: 1,0 – 1,5 – 2,5 – 3,0 – 5,0 – 7,5 (para un factor de potencia de 1), y 10 – 15 – 25 – 30 – 40 – 50 y 100 (para un factor de potencia de 0,8). La norma ANSI C57.13 tiene normalizados los valores de carga secundaria que se muestran en la Tabla 10. Tabla 10. Carga secu secundaria ndaria norma A ANSI NSI C57.13 Designación
Voltamperios
Factor de potencia
W X M Y Z ZZ
12.5 25.0 35.0 75.0 200.0 400.0
0.1 0.7 0.2 0.85 0.85 0.85
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4.4 Transforma Transformadores dores de ttensión ensión para medida y protección Igual que en los transformadores de corriente, los transformadores de tensión tienen requerimientoss distintos para protección y para medida. requerimiento Para la medida se requiere de una gran precisión, normalmente inferior al 1%, sin embargo, esta alta precisión se requiere requiere para una tensión muy cercana a la tensión nnominal ominal del sistema. Las tensiones muy superiores o muy inferiores a la tensión nominal corresponden a fallas o condiciones anormales transitorias durante las cuales no es un problema que la medida no sea muy precisa. En los transformadores de tensión para protección puede ser aceptable una precisión hasta de un 10%, sin embargo, se requiere que esta precisión se mantenga para tensiones elevadas o muy bajas como las que aparecen durante una falla.
4.5 Precisión de transformado transformadores res de tensión p para ara medida Para las aplicaciones de medida se requiere una muy buena precisión de los transformadores de tensión, normalmente normalmente inferior al 1%. Debido a que la tensión ddurante urante condicion condiciones es normales de operación se mantiene en un valor muy cercano a la tensión nominal, los transformadores de tensión de medida solo requieren requieren la alta precisió precisiónn para valores alreded alrededor or de ésta. Las normas ANSI C57.13 e IEC 6004 define las diferentes clase clasess de precisión para trans transformadores formadores de tensión tal como se muestra en la Tabla 11 y Tabla 12 respectivamente. Tabla 11. Clases de precisión d dee medida norma A ANSI NSI C57.13 Clase de precisión
±Porcentaje de error al porcentaje de tensión dado abajo 90% 100%
0.3
0.3
0.3
0.6
0.6
0.6
1.2
1.2
1.2
Tabla 12. Clases de precisión d dee medida norma IEC 600 60044 44 Clase de precisión
±Porcentaje de error al porcentaje de tensión dado abajo
± Desplazamiento de fase en minutos al porcentaje de corriente dado abajo
80%
120%
80%
120%
0.1
0.1
0.1 0.1
5
5
0.2
0.2
0.2
10
10
0.5
0.5
0.5
20
20
1.0
1.0
1.0
40
40
3.0
3.0
3.0
-
-
Nota: la clase de precisión 0.1 solo está definida para transformado transformadores res de tensión inductivos
4.6 Precisión de transformado transformadores res de tensión p para ara protección Para la protección no se requiere una alta precisión, sin embargo, es necesario que la precisión se mantenga durante condiciones de sobretensión transitorias de frecuencia de la red, para garantizar una operación operación adecuad adecuadaa de los relés que dep dependen enden de la señal de ten tensión. sión. En los transformadores de tensión para protección se define un factor de tensión vf que indica hasta cuantas veces la tensión nominal se debe garantizar la precisió precisión. n. Para sele seleccionar ccionar eeste ste factor deben conocerse las máximas sobretensiones de frecuencia de red esperadas, las cuales dependen del modo de aterriza aterrizamiento miento del sistema. De acuerdo con la no norma rma IEC 60044 están normalizados valores valores vf de 1.2, 1.5 y 1.9. En la Tabla 13 se muestran los límites de error error para las clases de precisión de protección de acuerdo con la norma IEC 60044.
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Tabla 13. Clases de precisión de protección nor norma ma IEC 60044 Clase de precisión
±Porcentaje de error al porcentaje de tensión dado abajo
± Desplazamiento de fase en minutos al porcentaje de corriente dado abajo
2%
5%
Vf x 100%
2%
5%
Vf x 100%
3P
6,0
3,0
3,0
240
120 120
120
6P
12,0
6,0
6,0
480
240
240
4.7 Funcionamiento transitorio de los ttransformadore ransformadoress de tensión Cuando se presenta una falla en el sistema de potencia ocurren dos fenómenos transitorios en el secundario del transformador transformador de tensión, uno de baja frecuencia (de unos pocos Hz) y otro de alta frecuencia (KHz). Normalmen Normalmente te la alta frecuencia se amor amortigua tigua rápidamen rápidamente te y la baja frecuencia lentamente. Las amplitudes de esto estoss transitorios depen dependen den del ángulo ddee fase de la tensión primaria en el momento de presentarse la falla. La norma IEC 60044-5 define clases de precisión de protección para condiciones transitorias, en las cuales se limita la tensión secundaria que aparece luego de presentarse un cortocircuito en el primario. En la Tabla 14se muestran las clases de precisió precisiónn para condiciones transitorias. transitorias. Tabla 14. Clases de precisión de trans transformadores formadores de tensión par paraa condiciones transito transitorias rias () Relación √ Ts(ms)
%
3PT1 – 6PT1 10
10
Clases 3PT2 – 6PT2
3PT3 – 6PT3
25
≤
10
≤
≤
2
≤
≤
4
20
≤
40
< 10
60
< 10
≤
0.6
≤
90
< 10
≤
0.2
≤
≤
2 2
2
2
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RELÉS DE SOBRECORRIENTE
Las condiciones anormales más comunes en sistemas eléctricos están asociadas con cortocircuito y sobrecarga. El relé de sobrecor sobrecorriente riente es un elemento que funcion funcionaa con base en la corrie corriente nte sensada, la cual puede incrementarse debido a alguna condición anormal del sistema, tal como un cortocircuito o una sobrecarga. La protección de sobrecorriente es la forma más simple y la menos costosa de proteger un circuito magnitud o equipo. de Esta corriente protección circulante, per permite mite suministrando aclarar las fallas un respaldo con un para re retardo tardo los de terminales tiempo qu que remotos. e depende de la
5.1 Relés de fases y de tierra De acuerdo con la corriente actuante se pueden tener relés de sobrecorriente de fases y de tierra. Los relés de fase operan para todo tipo de falla, debido a que actúan con la corriente que circula por cada una de las fases, su s u conexión es como se muestra en la Figura 16.
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I>
Figura 16. Conexión de los rrelés elés de sobrec sobrecorriente orriente de fases Los relés de sobrecorrien sobrecorriente te de tierra están solo detectan fallas qu quee involucren tierra. El relé ddee sobrecorriente tierra escon unalaprotección puede una tener alta sensibilidad teniendo en cuenta que sedealimenta alimenta co corriente rriente que residu residual, al, lagarantizar cual debe nnormalmente ormalmente un va valor lor bastante bajo. Se tienen dos esquema esquemass de conexión para este tipo de rrelé, elé, como se muestra en la Figura 17. En el caso en el cual la suma se rea realiza liza en el secundario de los transformadores de corriente, el error en la medición de la corriente residual puede ser alto debido a que el error es proporcional a la corriente corriente de cada fase. En el segundo caso el error es propo proporcional rcional a la corriente residual, siendo mucho más bajo que en el primer caso.
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Figura 17. Conexión de los rrelés elés de sobrecorriente sobrecorriente de tierra
5.2 Curvas de sobrecorri sobrecorriente ente La característica de operación de un relé de sobrecorriente puede ser de tiempo inverso, de tiempo definido o instantánea. -
Un rrelé elé ddeedesob sobrecorriente recorriente instantáneo cuando la co corriente rriente del supera un umbral de aajuste, juste, el tiempo retardo de la operación noopera es intencional y depende equipo - Un rel reléé de tiempo defin definido ido ope opera ra cu cuando ando llaa corrien corriente te super superaa un umbral y tiene un retardo intencional fijo en el tiempo de operación. - Un relé de tie tiempo mpo inverso opera cuando la corri corriente ente super superaa un umbral y tien tienee un retardo intencional inversamente inversamente proporcion proporcional al a la magnitud de la cor corriente. riente. Con mayor corrie corriente, nte, el tiempo de operación es menor y viceversa. Las normas ANSI/IEEE C37.112-1996 e IEC 255-4 definen las ecuaciones para cada una de las características Tiempo Tiempo vs. Corriente. Las curvas nor normalizadas malizadas son: In Inversa, versa, Moderada Moderadamente mente Inversa, Muy Inversa Inversa y Extremadamente Extremadamente Inversa. Sin embargo, embargo, los fabricantes de relés ddee sobrecorriente en ocasiones ofrecen otras posibilidades de curvas adicionales a las normalizadas. Curvas ANSI Estas curvas se encuentran definidas de acuerdo con la norma ANSI C37.112 se definen los siguientes tipos de curvas - Moderadamente inversa - Muy inversa - Extremadamente inversa Estas curvas obedecen a la siguiente ecuación:
+ − 1 Dónde: t: tiempo de operación del relé I: corriente actual a través del circuito protegido IS: corriente de arranque del relé A, B, p: constantes que dependen del tipo de curva, ver Tabla 15.
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Tabla 15. Constantes para curvas ANSI
Curvas IEC Estas curvas se encuentran encuentran definidas en la no norma rma IEC 60255-3. De acuerdo con esta nnorma orma existen las curvas A, B y C, la ecuación general es la siguiente:
− 1 Dónde: t: tiempo de operación del relé I: corriente actual a través del circuito protegido IS: corriente de arranque del relé Α, k : constantes que dependen del tipo de curva, ver Tabla 16. Tabla 16. Constantes para curv curvas as IEC
5.3 Relés de sobrecorrien sobrecorriente te direccionales Estos relés además de medir la magnitud de la corriente, miden el ángulo entre la tensión y la corriente para determinar determinar en qué sentid sentidoo fluye la corriente de falla. Los relés direccional direccionales es se utilizan principalmente en sistemas enmallados donde la corriente de falla o de carga puede fluir en ambas direcciones, dado que la fuente no se encuentra ubicada a un solo lado del sistema. Algunas características importantes de este tipo de relés son: - La coo coordinación rdinación de re relés, lés, pr presenta esenta uuna na mayor simpl simplicidad. icidad. - Este tipo de relé reléss requiere las seña señales les tanto de cor corriente riente como de tensión para de determinar terminar la dirección de la falla. Los relés direccionales de fase son polarizados por el voltaje de fase, mientras que los relés de tierra emplean varios métodos de polarización, usando cantidades de secuencia cero o de secuencia negativa. - Los elementos direccionale direccionaless se utilizan en conjunto con relés de sobrecorriente o de impedancia para mejorar la selectividad. Los relés de sobrecorriente direccionales son muy usados para proteger líneas de transmisión dado que éstas, por lo general, tienen al menos dos fuentes de alimentació alimentaciónn de corrientes de ffalla. alla. Esto hace que la mayoría de las veces sea imposible la coordinación de relés de sobrecorriente no direccionales. La coordinación sobrecorriente derespaldo tiempo definido, presentade unarelés mayordesimplicidad, por lodireccionales, que, cuando seusando trata decaracterísticas protecciones de en líneas de transmisión, se recomienda su uso.
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5.4 Coordinación Cuando los circuitos se protegen con relés de sobrecorriente, es necesario buscar la coordinación con los demás dispositivos de protección de los elementos adyacentes (otras líneas, transformadores, transformadore s, etc.) para lograr selectividad en el ssistema istema de protecciones. La coordinación de protecciones es el proceso mediante el cual se busca que ante la ocurrencia de una falla en el sistema eléctrico, los dispositivos de protección actúen de una forma coherente, garantizando interrumpir la alimentación solo a los equipos involucrados en la falla y manteniendo en funcionamiento el resto del sistema. El objetivo de los estudios de coordinación de protecciones es determinar las características y los ajustes de los diferentes dispositivos dispositivos del sistema de proteccion protecciones. es. El estudio debe en entregar tregar datos tales como: - Relaciones de transformación de trans transformadores formadores de corrie corriente nte y tensión - Tipos de fusibles, de interruptores de baja tensión y su capacidad - Ajustes de los relé reléss de protección protección:: tipo de curva, corriente de aarranque, rranque, multiplicador, etc. Para la coordinación de protecciones es necesario establecer criterios tales como: - Tipos ddee curvas a uutilizar: tilizar: nor norma, ma, fabri fabricante, cante, tipo tipo.. - Tiempos de coordina coordinación: ción: debe darse suficien suficiente te tiempo para que se aaísle ísle la falla por el dispositivo correspondiente, teniendo en cuenta el tiempo de operación del relé, el tiempo de losconsidera relés auxiliares y el tiempo de apertura apertura del int interruptor. erruptor. Normalmente un tiempo de 200 ms se aceptable. - Se debe garantizar que las pro protecciones tecciones no operen ante eventos eventos transitorios que no corresponden a fallas, tales como corriente inrush de transformadores y corriente de arranque de motores. - Una buena té técnica cnica consiste en iniciar la co coordinación ordinación con los dispositivos más alejados ddee la fuente, los cuales prácticamente pueden operar con característica instantánea ante la falla.
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PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
Al igual que en todos los componentes del sistema de potencia las protecciones eléctricas deben obedecer a los tipos de fallas que se presentan, las fallas comunes en líneas de transmisión son debidas a: - Descargas atmosféricas - Daños de aisladores - Caída de cables - Acercamientos Las fallas además pueden ser monofásicas, bifásicas o trifásicas, e involucrar o no contacto con tierra, además, pueden ser de alta o de baja impedancia, siendo las de alta impedancia más difíciles de detectar. Para la protección de las líneas debe tenerse en cuenta si el flujo de corriente de falla se puede presentar en ambas direcciones direcciones o si es en una sola dirección dirección.. Para las líneas del tipo radial radial cuyo flujo de corriente de cortocircuito se presenta en una única dirección, se pueden utilizar protecciones del tipo no direccional. Para las líneas enmallad enmalladas as en las cuales la corriente de falla puede fluir desde ambos extremos de la línea se deben implementar esquemas de protección direccionales más complejos que garanticen la protección rápida y selectiva de la línea. La selección del esquema de protección más adecuado está influenciada por varios factores, los cuales se describen a continuación: 6.1.1 Importancia y función de la línea Este es uno de los aspectos más relevantes en la protección de la línea de transmisión, dado que dependiendo de la importancia de la línea en el sistema se define el nivel de confiabilidad requerido. En general, en las líneas más críticas del sistema se justifica la redundancia en la protección, las comunicaciones y en la fuente auxiliar de DC. Las líneas menos críticas se pueden proteg proteger er adecuadamente con relés de distancia y de sobrecorriente. La determinación de la importancia de la línea se debe basar en el nivel de voltaje, longitud de la línea, proximidad a fuentes de generación, flujos de carga, estudios de estabilidad, consideraciones de servicio al cliente y otros factores. En Colombia el Código de Red establece que todas las líneas de 220 kV o superiores son importantes, razón por la cual exige doble protección principal y redundancia en CT y en PT.
6.2 Factores del Sistema En la selección de la protección de la línea, se deben tener en cuenta factores relacionados con los requerimientos del sistema o con la configuración de la línea, así: 6.2.1 Requerimientos de tiempo de despeje de falla La consideración del tiempo de despeje de falla no sólo influencia la selección de los relés principales sino también la de la protección de respaldo local o remota, dado que el sostenimiento de una falla por un tiempo muy largo puede afectar la estabilidad del sistema. Cuando la línea a proteger tiene incidencia en la estabilidad del sistema, se prefieren los esquemas fiables, como por ejemplo la doble protección principal y el respaldo remoto en segunda y tercera zonas. En Colombia, donde se tiene el esquema tendiente a la fiabilidad, de doble protección principal, las líneas que requieren alta fiabilidad y velocidad por problemas de estabilidad, se prefieren proteger con relés de protección protección de línea que tengan prin principio cipio de funcionamiento di diferente. ferente. Esto
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mejora substancialmente la fiabilidad pero afecta la seguridad, como lo ha demostrado la experiencia operativa. Las líneas, cuya pérdida signifique racionamientos y problemas sociales, más que problemas de estabilidad, pueden tener una orientación más segura, utilizando por ejemplo dos relés de distancia de igual principio de protección. 6.2.2 Longitud de la línea Las líneas denotransmisión pueden serde defini definidas das o clasificadas cortas, del media medias s ode largas. Esta clasificación depende únicamente la longitud de la línea como sino también nivel ttensión ensión de la línea, el cual a su vez tiene un efecto muy im importante portante en el SIR de la línea. El SIR es la relación entre la impedancia de la fuente situada detrás de la protección de la línea y la impedancia de la línea (SIR = ZG /ZL). Normalmente, para una longitud de línea dada, la impedancia en por unidad (P.U.) varía mucho más con el voltaje nominal que la iimpedancia mpedancia en Ohm. Este factor conjun conjuntamente tamente con llas as diferentes impedancias de cortocircuito a niveles de voltaje diferentes, muestran que el voltaje nominal de una línea tiene un efecto significativo en el SIR de la línea. En conclusión, la línea se debe clasificar como corta, media o larga según el valor del SIR y no solamente según su longitud. longitud. De acuerdo a lo an anterior, terior, las líneas se clasifican clasifican así: • Líneas Cortas Cortas:: aquellas cuyo SIR es mayo mayorr o igual 44.. • Líneas Medi Medias: as: aquell aquellas as cuyo SIR está en entre tre 0.5 y 4. • Líneas Largas: aaquellas quellas que tienen un SIR menor o igu igual al a 0.5. A continuación se presenta un ejemplo de clasificación de líneas de acuerdo con el SIR: SI R:
Considérese una línea de 500 kV con una reactancia de secuencia positiva de 0.332 Ω /km, la cual corresponde a una reactancia de 0.0001328 P.U. por km, sobre una base de 100 MVA a 500 kV. Si la impedancia de la fuente detrás del relé es 0.01328 P.U.(la cual corresponde a un nivel de falla de 10.000 MVA), se tendría la siguiente s iguiente clasificación para las líneas: • Líneas Co Cortas: rtas: las qu quee tien tienen en lo longitudes ngitudes menores de 19 km • Líneas La Largas: rgas: las qu quee tien tienen en lo longitudes ngitudes mayores de 1150 50 kkm m La clasificación de las líneas es muy importante para la selección del esquema, dado que las líneas muy cortas o las líneas muy largas pueden requerir esquemas de protección especiales. Para protección de líneas cortas se recomienda el uso de esquemas de protección completamente selectivos como hilo piloto, corriente diferencial o comparación de fases, dado que la diferencia en los aportes de corriente para falla cerca al relé o en el terminal remoto, es muy pequeña, dificultando de esta forma leer la variación variación de la impedancia con precisión. Adicionalmente Adicionalmente,, no se recomienda el uso de protección distancia como protección principal, dado que factores tales como la resistencia de arco o la impedancia de falla pueden causar subalcance subalcance en el relé. Para la protección de líneas de longitud media, se puede utilizar sin problema la protección de distancia, dado que la discriminación del relé es más efectiva en líneas con SIR menor que cuatro (4). Las líneas largas, conectadas entre sistemas débiles o siendo ellas mismas débiles en comparación con los sistemas que unen, generalmente requieren disparos de alta velocidad para evitar problemas problemas de estabilid estabilidad ad en el sistema. Estas líneas puede puedenn tener otros eelementos lementos incluidos, tales como condensadores en serie, lo cual hace variable la impedancia total de la línea bajo ciertas condiciones e introduce comportamientos transitorios que hacen difícil la selectividad.
Loscomparación esquemas dedeprotección más se recomiendan para este tipoPLC de líneas compensadas sono la fases y laque comparación direccional, utilizando (Power Line Carrier) microondas.
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6.2.3 Tamaño de la fuente El tamaño de la fuente que alimenta la línea determina los niveles de corriente de falla y afecta la capacidad de los sistemas sistemas de protección para pro proveer veer una adecuad adecuadaa selectividad. Si el tamaño de la fuente está sujeto a variaciones significativas debido a cambios en las condiciones de operación, la protección debe ser tan flexible que pueda ser fácilmente modificada o adaptada automáticamente para acomodarse a tales variaciones. 6.2.4 Configuración de la línea El número de terminales o la influencia de condensadores en serie o reactores en paralelo, en ocasiones requieren prácticas de protección especiales.
6.3 Comunicaciones La selección del sistema de comunicaciones asociado con la protección de la línea debe hacerse en forma paralela paralela a la selección ddee la protección, pa para ra garantizar que sean compa compatibles. tibles. La tendencia más moderna es separar los canales de comunicaciones para cada protección principal y para cada protección de respaldo de sobrecorriente direccional a tierra. 6.3.1 Tecnologías nuevas vs. Tecnologías viejas Las nuevas tecnologías suministran grandes ventajas, entre las que se cuentan: cargas más bajas para los CT’s, mayor sensibilidad, rangos de ajuste amplios, posibilidades de varios grupos de ajustes, gran flexibilidad, posibilidades para resolver problemas especiales de protección, etc. Adicionalmente, hoyelectrónicas día, las tecnologías numéricass.nuevas son más baratas que las tecnologías antiguas analógicas o electromecánica electromecánicas.
6.4 Compromisos del diseño del esquema de p protección rotección El diseño del sistema de protección protección puede requ requerir erir compro compromisos misos considerables. La confiabilidad es uno de ellos y resulta como una combinación entre fiabilidad y seguridad, las cuales, a menudo, son par parcialmente cialmente eexcluyentes. xcluyentes. Otros co compromisos mpromisos so son: n: confiabi confiabilidad lidad vs. costo, velocidad vs. seguridad, simplicidad vs. flexibilidad, independencia del diseño y fabricante vs. normalización, etc. El análisis y evaluación de todos estos co compromisos mpromisos es lo que per permite mite finalmente al ingeniero de protecciones hacer la selección más apropiada del esquema de protección a utilizar.
6.5
Consideraciones de redundancia y respaldo
La redundancia para protecciones de líneas de transmisión se puede lograr por métodos diferentes, cada uno con nniveles iveles variado variadoss de complejidad complejidad,, beneficios y co costos. stos. Esos métodos incluyen dos o más esquemas de protección duplicados, protección de respaldo local, respaldo remoto, y la duplicación de las fuentes de DC, de los CT’s, PT’s y bobinas de disparo del interruptor. Los esquemas de respaldo local pueden constar de otros dispositivos de protección con características similares de protección protección (relés de sob sobrecorriente, recorriente, relés de falla interruptor, etc.). El respaldo local actúa, normalmente, en un tiempo menor que el respaldo remoto. 6.5.1 Esquemas sin se señales ñales piloto o no co completamente mpletamente selectivos Los esquemas sin señales piloto pueden ser: • Relés de sobrecorriente no direccional • Relés de sobrecorriente direccional • Relés de distancia
6.6 Esquemas de relés de distanci distanciaa Los relés de distancia utilizan la medida de la relación entre el voltaje y la corriente para
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determinar si la falla está en la zona ddee protección del rel relé. é. Las características de estos relés relés se pueden describir describir en el diagrama RR-X. X. Estos relés se ajustan de acue acuerdo rdo con las impeda impedancias ncias de secuencia cero y positiva de la línea de transmisión. La impedancia medida durante operación normal es la relación entre el voltaje en el extremo terminal y el el flujo de corr corriente iente en la línea. Este valor es usualmente un valor alto y predominantemente predominante mente resistivo. Sin embargo, du durante rante fallas este valor es ba bajo jo y con alto contenido reactivo. Un cambio repe repentino ntino en la impedanci impedanciaa medida determina la ocurrencia de uuna na falla y si ésta dentro su zona decierta protección en la otraimpedancia parte del sistema. Estocomúnmente es llevado a cabose porencuentra la limitación delenrelé a unade franjao de observada, llamada “Alcance”. La mayor ventaja de los relés distancia para fallas polifásicas, es que su zona de operación es función sólo de la impedancia medida y de la resistencia de falla, excepto para situaciones donde hay efecto “Infeed” en el punto de la falla por inyección de corrientes del otro extremo de la línea sobre la impedancia de falla, o cuando hay acople mutuo con circuitos circuitos paralelos. Su ajuste es fijo, independiente de las magnitudes de las corrientes de falla, por lo que no es necesario modificar sus ajustes a menos que cambien las características c aracterísticas de la línea.
6.7 Caracterís Características ticas básicas de la protección distancia Normalmente se tiende a confundir el término “relé de impedancia” con el término “relé de distancia”. La medida ddee impedancia es una de las cara características cterísticas que puede tener un relé de distancia. Existen varias ca características racterísticas para los relés ddee distancia, llas as cuales se exp explican lican a continuación: jX
jX
jX
Zona de disparo Zona de bloqueo
R R
R
(b)
(a) jX
(c)
jX
jX
Zona 3
Zona 3 Zona 2
Zona 2
Zona 1
Zona 1 R
(d)
R
(e)
(f)
R
Figura 18. Característ Características icas básicas del rrelé elé de distancia • Impedancia Impedancia:: El relé de impedancia no toma en cuenta el ángulo de fase entre el voltaje y la corriente que se le aplica, por esta razón, la impedancia característica en el plano R-X es un círculo con su centro en el origen. El relé opera cuando la impedancia impedancia medida es menor que el ajuste. Ver Figura 18 18(a). (a). Para darle di direccionalida reccionalidadd a este relé se requiere nnormalmente ormalmente de una unidad direccional.
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• Mho: Mho: La característica del re relé lé Mho es un círculo cuya circunferencia pasa a travé travéss del origen. El relé opera si la impedancia medida cae dentro del círcul círculo. o. Ver Figura 18(b). • Mho Offset: círculo lo desplazado y que Offset: La característica de este relé en eell plano R-X es un círcu incluye el origen, con lo cual se obtiene una mejor protección para las fallas cercanas al relé. Cuando esta unidad se utiliza para dar disparo debe ser supervisada por una unidad direccional o ser de tiempo tiempo retardado. Ver Figura 18(c 18(c). ). • Reactancia: Reactancia: Este relé solamente mide la componente reactiva de la impedancia. La característica de un relé de reactancia reactancia en el plano R-X es una línea paralela al eje R. Este relé debe ser supervisado por alguna otra función para asegurar direccionalidad y para prevenir disparo bajo condiciones de carga. Ver Figura 18(d) • Cuadrilateral: Cuadrilateral: La caracter característica ística de este relé puede ser alcanzada alcanzada con la combinación ddee características de reactancia y direccional con dos características de control de alcance resistivo. Ver Figura 18(e). • Lenticular: Lenticular: Este relé es similar al relé relé mho, excepto que su forma es más de lente qu quee de círculo, lo cual lo hace menos sensible a las condiciones de carga. Ver Figura 18(f). Actualmente se han diseñado muchas características de relés de distancia a partir de la combinación de las características básicas arriba descritas.
6.8 Zonas de la protección distancia Debido a que existen errores involucrados en la medición de los lazos de impedancia, los relés de distancia tienen incertidumbre sobre si la falla que están detectando se encuentra dentro de la línea protegida o por fuera de esta. La división de los puntos de impedancia en diferentes zonas permite que la protección pueda operar sin retardo durante fallas para las cuales tiene la certeza que se encuentran dentro de la línea que está protegiendo, y temporizar para fallas en las cuales no se tiene esta certeza o para dar respaldo a las protecciones de otras líneas y equipos. La protección de de distancia eemplea mplea varias zonas para proteger proteger la línea de transmisión. En Colombia el Código de de Redes establece: zona 1, zona 22,, zona 3 y zona reversa. Sin embargo embargo,, algunos relés sólo disponen de dos o tres zonas, y existen relés que pueden llegar a tener hasta cinco (5) zonas y una zona adicional llamada zona de arranque. En la Figura 19 se presentan los alcances de las zonas de una protección distancia con tres zonas adelante y una reversa, con características Mho y cuadrilateral.
Z4 Z2 ZL Z1
R1
R2
R4
R3 Z3
Figura 19 Característ Característica ica general alcance de zonas pro protección tección distancia Para el ajuste las azonas en sino los también relés delasdistancia se debe tener endado cuenta noajuste sólo de la impedancia de ladelínea proteger de las líneas adyacentes, que el algunas de las zonas del relé de distancia cubren una parte o la totalidad de la línea adyacente.
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En la Figura 20 se presentan los alcances de zona hacia adelante que se pueden encontrar en una protección distancia Zona 3 Zona 2 Zona 1
Zona 2
Zona 1
Figura 20. 20. Alcances de zona En la Figura 21 se presenta un diagrama unifilar sencillo que se puede utilizar como modelo para ajustar las zonas de un relé de distancia. BARRA REVERSA
BARRA LOCAL
BARRA REMOTA
BARRA ADYACENTE 1
RELÉ LINEA REVERSA DE MENOR Z
LINEA A PROTEGER
TRANSF. LOCAL
TRANSF. REMOTO
LINEA ADYACENTE DE MENOR Z
BARRA ADYACENTE 2
LINEA ADYACENTE DE MAYOR Z
Figura 21. Diagrama unifilar típico para ajustar ajustar las zonas de la protección dist distancia ancia • Ajuste de la Zona 1
La primera zona de la protección distancia es normalmente de operación instantánea y tiene por finalidadd proveer un despeje rápido de fallas que ocurran a lo largo de la línea. La Zona 1 finalida normalmente se ajusta entre un 80 ó 90% de la impedancia de la línea, para evitar operaciones innecesarias cuando se presente una falla más allá de la barra remota por efecto de la componente de corriente directa que se presenta dependiendo del momento de la onda senoidal de corriente en el que se presenta la falla (sobrealcance): Z 1 = K * Z L
Dónde:
Z1: K: ZL:
Ajuste de Zona 1 Constante Impedancia de secuencia positiva de la línea
Como criterio se recomienda recomienda un factor K del 85% de la iimpedancia mpedancia de la línea. Para líneas cortas cortas,, el factor K puede ser menor e incluso puede ser del 70%. Tiempo de Zona Zona 1: Instantáneo (0 ms). • Análisis del efecto “Infeed” en Zona 1
Cuando unaextremo falla con de falla (común a tierra), inyección de corriente ocurre del otro deimpedancia la línea, introduce un errorendefallas medida en el laextremo inicial, denominado efecto “Infeed”.
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S/E A
S/E B
V1 Z1
Z2 Rf I1
Z<
I2
85% de ZL
Figura 22. Efecto Infe Infeed ed en Zona 1 De la Figura 22 se puede deducir la siguiente ecuación: V 1
= I 1 * Z 1 + ( I 1 + I 2 ) * Rf
Si se divide la ecuación anterior por I 1 se obtiene: V 1 I 1
= Zaparente = Z 1 + Rf * 1 +
I 2
I 1
Es decir que la impedancia aparente vista por el relé para una falla en Zona 1 de la línea se ve afectada por la resistencia de falla, multiplicada por un factor I 2 /I1, pudiéndose presentar los siguientes casos: –
Si I2 /I1 es cero o cercano a cero, la impedancia vista por el relé de la subestación A no sería afectada significativamente por el efecto “Infeed” – Si la corriente I2 es muy grande o I1 muy pequeña, el término I2 /I1 sería alto, ocasionando subalcance en el relé dado que vería un valor de impedancia mayor o una falla más lejana (dependiendoo del valor de la resistencia de ffalla (dependiend alla y las corrientes asociadas). La Figura 23 muestra el efecto de variación de la impedancia aparente vista por el relé respecto a la de falla,deteniendo cuenta de para los casos una resistencia de falla Rf dedistancia 5 Ohm y del unapunto impedancia la línea aenproteger 0,5todos Ohm/km.
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Zaparente (Ω) 100 I2/I1=0.0
80
I2/I1=0.5 60
I2/I1=1.0
40
I2/I1=2.0 I2/I1=5.0
20
I2/I1=10.0
0 0
25
50
75
100
longitud [km]
Figura 23 Variación de Zaparente por el efecto Infeed en Zona 1 De dicha figura se tienen las siguientes observaciones: –
La diferencia en la impedancia observa observada daconstantes para cada re relación lación de corrientes es con constante, stante, dado que las pendientes de las curvas son dee la impedan impedancia cia es mayor para líneas co cortas rtas – El porcentaje de variación d impedancia vista por el relé se puede despre despreciar ciar para variacione variacioness de I2 /I1 – El error en la impedancia menores de 2 y fallas ubicadas a más m ás de 50 km. En conclusión, cuando se ajusta la Zona 1 se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones particulares: – Efecto infeed en Zona 1. – Errores en la característica del relé: En muchas ocasiones cuan cuando do se iinyecta nyecta localmente el relé con archivos en formato COMTRADE (archivos que contienen valores de voltaje y corriente para unas fallas simuladas previamente en programas digitales y que se convierten en señales analógicas aplicadas al relé durante pruebas, utilizando equipos de inyección con facilidades de conversión Digital/Análoga), se encuentra que el relé deforma la característica de la zona y adicionalmente se sobrealcanza o subalcanza por diferentes efectos del sistema que no se tuvieron en cuenta al hacer el ajuste de la zona. En estos casos es necesario modificar el ajuste, en el sitio, para corregir el alcance del relé y evitar operación errónea del mismo. – Longitud de la línea: línea: Para líneas de transmisión con longitud inferior a 10 km se recomien recomienda da que el porcentaje de ajuste de la Zona 1 oscile entre 50% y 80% de la impedancia de secuencia positiva de la línea, así como verificar, a través de las respectivas pruebas (inyección local, “End to End”, etc.), que el ajuste escogido es el adecuado, es decir, que no se presenta sobrealcance o subalcance. • Ajuste de la Zona 2 El objetivo principal de esta zona es proteger completamente la línea en consideración y actuar como zona de respaldo r espaldo ante la no operaci operación ón de la Zona 1 de las líneas ubicadas en llaa subestación remota.
Como valor mínimo de ajuste se escoge el 120% de la impedancia de la línea a proteger, dado que si se escoge un valor inferior, los errores de los transformadores de instrumentos (CT y PT), el acoplamiento mutuo de secuencia cero en circuitos paralelos y el valor de la impedancia de falla,
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pueden producir subalcance en el relé, es decir que el relé no verá la falla en Zona 2, sino más allá y por lo tanto operará en un tiempo muy largo (Tiempo de Zona 3). El ajuste de Zona 2 se puede seleccionar por encima del 120% de la impedancia de la línea siempre y cuando se justifique con los resultados de un análisis de efecto “Infeed” para esta zona y que adicionalmente se cumpla con los siguientes criterios: – Debe tenerse en cuenta que no sobrealcance la Zona 1 de los relés de la subestación remota. Se puede asumir un val valor or máximo del 50% ddee la línea adyacente má máss corta, es decir, el ajuste de la Zona 2 sería igual a la suma de la impedancia total de la línea a proteger y el 50% 50% de la impedancia de la lín línea ea adyacen adyacente te más corta. Si la línea más corta es tal que su 50% de impedancia más el 100% de la impedancia de la línea a proteger es superior al 120% de la línea a ser ajustada, se debe considerar la opción de usar en dicha línea corta, un esquema de teleprotección tipo POTT (sobrealcance permisivo) o preferiblemente utilizar esquemas completamente selectivos (hilo piloto, diferencial de línea, ondas viajeras, etc.) debe operar para fallas fallas en los niveles secundario secundarioss de los transformado transformadores res – La Zona 2 no debe existentes en la subestación remota remota (115 kV, 34.5 kV ó 13.8 kV). Para evitar esto, el ajuste de la Zona 2 sería, como máximo, igual a la suma de la impedancia total de la línea a proteger más el 80% de la impedancia equivalente de los transformadores existentes en la subestación remota. La impedancia equivalente de cada transformador se determina aplicando la siguiente expresión: Z EQ (Ω ) =
X PU * kV 2 MVA
Donde X(pu) corresponde a la impedancia del transformador vista desde el lado de alta (XHL). Para efectuar este ajuste, para fallas a tierra, se debe tener en cuenta el grupo de conexión del transformador. transformador. Esto es particula particularmente rmente impor importante tante en ban bancos cos grandes co conn grandes terciarios. seleccionado de Zona 2 no debe so sobrepasar brepasar el alcance ddee Zona 2 de las – El valor de ajuste seleccionado líneas adyacentes. En el caso de existir cond condición ición de traslapo de zonas 2 con una o varias líneas adyacentes se debe realizar un análisis de efecto “Infeed” y determinar, mediante el cálculo de la impedancia aparente, si a pesar de que existe el traslapo de zonas, el relé es selectivo, es decir, que cuando la falla sea en la Zona 2 de la otra línea, lí nea, el relé de la línea en cuestión no la vea en Zona 2 sino más allá (por el efecto de la impedancia aparente). Si conlael línea estudio se concluye que la impedancia que ve relé para una falla en la Zona 2 de adyacente traslapada, es muchoaparente mayor que el el ajuste de Zona 2 considerado (120% ZL), se puede conservar el ajuste ajuste en ese valor y el tiempo de operación operación en 400 ms. Si se encuentra que la impedancia aparente es muy cercana o está por debajo del ajuste de Zona 2 escogido, es necesaria la coordinación de estas zonas modificando los tiempos de disparo, es decir, se debe disminuir el tiempo de operación de Zona 2 de la línea sobrealcanzada en la subestación remota o aumentar el tiempo de operación de Zona 2 de la línea que se está protegiendo (subestación local). Ver Figura 24.
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Tiempo extendido de Zona 2 Tiempo normal de Zona 2
Zona 3
Zona 2
Zona 2
Zona 1
Línea corta
Línea larga
Figura 24 Coordin Coordinación ación de las zonas 2 de líneas adyacentes • Análisis del efecto “Infeed” en Zona 2
El efecto “Infeed” en Zona 2 se presenta debido a la existencia de fuentes intermedias que alimentan la falla (Ver Figur Figuraa 25). Cuando ocurr ocurree una falla, la impedancia que ve el relé, denominada Impedancia aparente (Zaparente), se calcula de la siguiente manera: V 1 = Z 1 * I 1 + Z 2 * I 2
La impedancia aparente vista por el relé es: Zrelé = =
V 1 I 1
Zrelé = [ Z 1 * I 1 + Z 2 * I 2] I 1
= Z 1 + I 2 * Z 2 I 1
1 + K Zrelé = Z * Z 2 K =
I 2 I 1
: Factor INFEED
V1, I1, Z1 I1
I2
Z1
Z2
Figura 25 Efecto Infeed en Zona 2 I2 Incluye el aporte de los demás circuitos, diferentes de la línea bajo coordinación, que aportan al cortocircuito. El ajuste de la zona 2 se hace incluyendo el efecto “Infeed”, razón por la cual en caso de que las fuentes intermedias desaparezcan desaparezcan,, el relé queda sobrealcanzando. Para verificar que este efecto no le produzca disparos indeseados o que no se requieran tiempos extendidos de zona 2 para coordinar con la zona 2 relés inmediatamente adyacentes, se debe calcular la impedancia aparente ante una falla en el 99% de la línea adyacente más corta (u otra adyacente más crítica en el caso de que tenga bajos aportes de cortocircuito y longitudes pequeñas), observando los aportes de corrientes por todas las líneas adyacentes a la subestación donde está la línea y abriendo luego la línea más aporta ante la falla, de tal forma f orma que se obtenga la protegida topología más crítica que acerque la que impedancia apare aparente al valor de ajuste de Zona 2.
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También, en caso de incluir impedancias de falla, se puede hacer la simulación de la misma falla (en el 99% de la línea adyacente seleccionada), pero con el extremo remoto de dicha línea abierto, para hacer más crítica la condición, c ondición, dado que no se tendrían aportes de corriente desde el otro extremo extremo de la llínea. ínea. Se calcula la iimpedancia mpedancia aparen aparente te con las ecuacion ecuaciones es anteriormente descritas, para diferentes condiciones de demanda (preferiblemente máxima y mínima) y se verifica en todos los casos analizados, que los valores de impedancia aparente obtenidos sean mayores que el ajuste de la Zona 2. Tiempolade zona 2: 2: oPara selección delde tiempo de disparo la ZonaSi2laselínea debe tenercon en cuenta existencia no de dla e un esquema teleprotección ende llaa línea. cuenta esquema de teleprotección se puede seleccionar un tiempo de 400 ms para esta zona; si no se dispone de teleprotección este tiempo se determina mediante un análisis de estabilidad del sistema ante contingencias contingencias en el circuito en consideración. Este tiempo (tie (tiempo mpo crítico de despeje de fallas ubicadas en Zona 2) puede oscilar entre 150 ms. y 250 ms., dependiendo de la longitud de la línea lí nea y de las condiciones de estabilidad del sistema. • Ajuste de la Zona Reversa El propósito de esta zona es proveer un respaldo a la protección diferencial de barras de la subestación local. Otro ajuste de zona reversa puede ser requerido como entrada para algunas lógicas adicionales que traen los relés multifuncionales tales como: lógica de terminal débil, eco y bloqueo por inversión de corriente (sólo válida en esquemas POTT).
En cuando respaldo acumplan la protección de barras, debe verificarse v erificarse que los general, ajustes de Zona 3seytrata Zonade 4 (reversa), con ladiferencial siguiente relación: AjusteZona3 AjusteZona4
≈ 0.1
El ajuste de la Zona Reversa para este fin, se realiza tomando el menor valor de los dos cálculos siguientes: – 20% de la impedancia de la línea reve reversa rsa con meno menorr impedancia impedancia.. – 20% de la impedancia eq equivalente uivalente de lo loss transformado transformadores res de la sub subestación estación local. Tiempo de zona reversa: reversa: Para respaldo de la protección diferencial de barras, se recomienda ajustar el tiempo de la Zona Reversa en 1500 ms, con el fin de permitir la actuación de las zonas de respaldo de la barra remota. remota. Se debe verificar que este tiempo esté por enci encima ma del tiempo de operación de la función 67N de la barra remota. • Ajuste de la Zona 3 hacia adelante El objetivo de esta zona es servir de respaldo a las protecciones de las líneas adyacentes. Normalmente, su ajuste se extiende hasta el extremo opuesto de la línea adyacente de mayor impedancia, pero se debe garantizar que este alcance no detecte fallas ocurridas en las subestaciones de diferentes tensiones conectadas a través de los transformadores de potencia. Este alcance también debe limitarse si su valor se acerca al punto de carga normal de la línea. El criterio recomendado para el ajuste de la Zona 3 es el menor valor de impedancia calculada para los dos casos que se citan a continuación. equivalente uivalente de los – Impedancia de la línea a proteger más el 80% de la impedancia eq transformadores en la barra remota.
L Z 3 = Z –
+ 0 .8 * Z EQ TRAFO .
Impedancia de la línea línea a proteger más el valor de Z de la línea adyacente con mayor impedancia, multiplicada por un factor de seguridad del 120%.
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Z 3 = 1.2 * ( Z L + Z LAMI )
Dónde: Z3: Ajuste de zona 3 ZL: Impedancia de la línea a proteger ZLAMI: Impedancia de la línea adya adyacente cente de mayo mayorr impedancia No se considera indispensable limitar el alcance de la zona 3 hacia adelante aplicando estos criterio para transformadores de generación, ya que en principio si la falla ocurre en un nivel de tensión de generación, se espera que la unidad de generación se dispare y, en caso de que no operen las protecciones del transformador asociado, es importante que actúen las protecciones de respaldo de la red de transmisión. Tiempo de Zona 3 adelante: adelante: 1000 ms. • Alcance resistivo Para el ajuste del alcance resistivo de las diferentes zonas, se tiene como criterio general seleccionar un único valor para todas las diferentes zonas de la protección distancia, permitiendo establecer la coordinación a través de los tiempos de disparo de cada zona y logrando selectividad por medio de la impedancia de la línea vista por el relé hasta el sitio de la falla de alta impedancia. Los valores típicos resistivos son ca calculados lculados como el 45% de la la impedancia míni mínima ma de carga o de máxima transferencia del circuito en cuestión.
Este valor de impedancia mínima de carga es calculado a través de la siguiente expresión: V L Z MIN .CARGA = 3 * MCC Dónde: VL: Tensión nominal mínima línea - línea. MCC: Máxima Corriente de Carga La Máxima Corriente de Carga se selecciona como el menor valor entre los siguientes cálculos: – La CTMÁX: Es la máxima corriente del transformador de corriente y que normalmente corresponde al 120% de I MÁX primaria del CT. – La corriente máxima de ca carga, rga, es decir el 130% de IMÁX del conductor la cual corresponde al límite térmico del circuito o el límite que imponga cualquiera de los equipos de potencia asociados. – La máxima corriente operativa de la línea IMAX. Nota:: No se puede disminuir el alcance resistivo por debajo del valor de impedancia de zona 2. Nota
6.9 Esquemas de relés de sobrecorrie sobrecorriente nte n no o dire direccional ccional La protección de sobrecorriente es la forma más simple y la menos costosa de proteger una línea. Esta protección permite aclarar las fallas en la línea con un retardo de tiempo que depende de la magnitud de corriente circulante, suministrando un respaldo para los terminales remotos. Los relés de fase operan para todo tipo de falla pero el ajuste de la corriente de arranque debe estar por encima encima de la máxi máxima ma corriente de carga esperada. esperada. El disparo de los relés de sobrecorriente puede ser instantáneo, retardado por un tiempo fijo o retardado por un tiempo inversamente proporcional proporcional a la magnitud de la corriente. Las normas ANSI/IEEE C37.112-1996 IECcurvas 255-4 definen las ecuaciones para cada una mente de las características Tiempo vs. Tiempo Corriente. eLas nor normalizadas malizadas son: In Inversa, versa, Moderada Moderadamente Inversa, Muy Inversa Inversa y Extremadamente Extremadamente Inversa. Sin embargo, embargo, los fabricantes de relés ddee sobrecorriente en ocasiones ofrecen otras posibilidades de curvas adicionales a las normalizadas.
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Cuando las líneas se protegen con relés de sobrecorriente, es necesario buscar la coordinación con los demás dispositivos de protección, no sólo de la línea protegida sino también de los elementos adyacentes adyacentes (otras líneas, tran transformadores, sformadores, etc.) etc.).. El disparo insta instantáneo ntáneo aplica si el punto de arranque de la unidad instantánea se puede ajustar en un valor tal que la relación entre la corriente de cortocircuito del extremo del relé, sobre la corriente de cortocircuito del extremo final de la línea, sea superior a 1,5. Los relés de sobrecorriente no direccionales no son muy usados para proteger líneas de transmisióndedado éstas, portendrían lo general, tienen al menoscon doslos fuentes de alimentación de corrientes falla yque dichos relés que ser coordinados dispositivos de protección que están al frente y detrás detrás del terminal de llínea. ínea. Esto hace que la m mayoría ayoría de las veces sea imposible la coordinación de estos relés. En algunas líneas de transmisión largas, terminadas en cargas o fuentes débiles, se pueden utilizar relés de sobrecorrientes no direccionales, dado que la contribución de corriente de falla en dirección reversa está muy limitada por la imped impedancia ancia de la línea. Así mismo, en estas líneas, la magnitud de la corriente de falla es más alta para fallas cercanas al relé que para fallas en el extremo remoto. En estos casos, la utilización utilización de relés de sobreco sobrecorriente rriente de fases y ddee tierra instantáneos puede dar una detección rápida y segura de fallas cercanas al relé. Es conclusión, en líneas largas, dada la variación en la magnitud de la corriente de falla conforme varía el punto de falla, f alla, es relativamente fácil coordinar los relés de sobrecorriente s obrecorriente no direccionales direccionales tanto de fases como de tierra. La coordinación de relés de sobrecorriente direccionales, usando características de tiempo definido, presenta una mayor simplicidad, por lo que, cuando se trata de protecciones de respaldo en líneas de transmisión, se recomienda su uso. 6.9.1 Esquema de proteccion protecciones es con dos proteccione proteccioness distanci distanciaa y sus funciones de sobrecorriente Si la línea de transmisión posee como protecciones principales relés de distancia, el ajuste de relés de sobrecorriente como respaldo se hace considerando tiempos altos de actuación debido a que estos son menos selectivos ante fallas polifásicas. 6.9.2 Esquema de protecciones con protec protección ción principal de distancia y protección de respaldo por sobrecorriente Este esquema es normalmente empleado para protección de líneas de subtransmisión. La protección principal de distancia, incluye en algunos casos una protección de sobrecorriente direccional tierra. oLaeventualmente protección de resp respaldo aldo esutilizar normal normalmente mente una sobrecorrie sobrecorriente nte direccionalcon de fases y dea tierra se puede una protección de sobrecorriente característica no direccional. Este esquema puede contar o no con esquema de teleprotección. Las funciones de la protección de respaldo siempre deberán operar temporizadas para permitir a la protección principal la decisión más acertada sobre la aclaración de la falla, f alla, o poseer una lógica que las deshabilite en caso de que la protección de línea vea v ea la falla. • Criterios de ajuste de la protección de respaldo Aun cuando las protecciones de sobrecorriente son de respaldo, no es posible garantizar una selectividad absoluta, especialmente en sistemas enmallados, sin que se comprometa la protección de la línea; de igual manera, los criterios adoptados proporcionarán un alto grado de selectividad para la mayoría de los casos en que falle f alle la protección principal de la línea.
Existe una mayor probabilidad de alcanzar la selectividad requerida los arelés direccionales poseen canales de telecomunicación para determinar la selectividad del tramo tsiramo proteger. Su tiempo mínimo de operación será de 400 ms para garantizar que aclare las fallas con tiempo de respaldo, permitiendo que la protección principal aclare normalmente las fallas f allas en la línea.
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• Protecciones de sobrecorriente sobrecorriente de fases Esta protección se ajustará para que detecte la menor corriente de falla en su área de influencia, y permita la operación normal y en contingencia. El criterio para el valor de arranque será el 125% de la mayor corriente c orriente de carga ante la m mayor ayor contingencia. De todas formas, los resultados del flujo de carga darán información sobre los casos de contingencia que superen la soportabilidad térmica de la línea o del transformador de corriente, para los cuales se consultará consultará la acción a tomar sobre los ajustes. ajustes. Igualmente, el dueño de de la línea determinará y entregará al CND las capacidades de soporte de sobrecargas transitorias y los ajustes sugeridos para la protección de sobrecorriente sobrecorriente.. Si el tipo de curva se puede seleccionar, se escoge una curva IEC normalmente inversa (NI); el dial de la curva se calcula a 0,4 s con el aporte de la subestación a la falla monofásica o trifásica local (la mayor de las dos). La tendencia es a utilizar curvas de tiempo definido dada su facilidad para coordinarlas con las zonas de los relés de distancia. • Protección de sobrecorriente de tierra Los elementos de tierra se recomienda ajustarlos con una corriente residual primaria de 120 A. Este valor se ha establecido con base en la experiencia operativa del STN, la cual ha demostrado que el máximo desbalance residual esperado en una línea del sistema interconectado a 230 kV y 500 kV no ttranspuesta, ranspuesta, considerando una contingencia N-1, en condiciones de máxima transferencia, no supera los 100 A. Con un valor de ajuste de 120 A se logra un margen adecuado para prevenir disparos indeseados por desbalances y garantizando, a la vez, una cobertura amplia para fallas de alta impedancia. Dada la dificultad para seleccionar la fase fallada, que presentan las protecciones de sobrecorriente a tierra en esquemas de recierre monopolar, estas protecciones de respaldo deben supeditar su actuación a que las protecciones de distancia no vean la falla, razón por la cual, algunos relés tienen su lógica interna para bloquearlas cuando se presenta arranque de la protección de distancia, o es necesario asignarles tiempo de actuación elevados para tal fin. Cuando la curva característica es seleccionable, se escoge una IEC normalmente inversa (NI); el dial de la curva se calcula a 0,4 s con el mayor aporte de corriente residual de la subestación a la falla monofásica local. La tendencia es a utilizar curvas de tiempo definido por su facilidad de coordinarlas con las funciones del relé de distancia (cuando la función de sobrecorriente no la hace el relé directamente).
6.10 Esquema de proteccione proteccioness para líneas de subtransmisión protegidas solamente solamente con relés de sobrecorrie sobrecorriente nte Líneas en sistemas enmallados
No es posible obtener selectividad en un sistema enmallado con diferentes fuentes intermedias aportando (corriente, (corriente, potencia) si simultáneamente multáneamente de desde sde varios nodos. Es por esto que en estos sistemas se emplean protecciones relativamente selectivas como las de distancia o absolutamente selectivas como las diferenciales de hilo piloto, dejando al relé de sobrecorriente como un respaldo. • Protecciones de sobrecorriente sobrecorriente de fases Los criterios son similares a los expuestos en el numeral anterior (4.4.1.2.2), pero con las siguientes consideraciones: –
Es recomendable recomendabl e habilitar unidades des instantáneas dire direccionales ccionales si elelapor aporte te a ala la falla máxima monofásica o trifásica en elunida extremo local es mayor de 1,5 veces aporte falla en el extremo remoto.
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El valor de arranque de la etapa instantánea se calcula como 1,3 veces el aporte subtransitorio asimétrico a la máxima falla monofásica o trifásica (la mayor de las dos) en el extremo remoto. Si no es direccional se aplica la unidad insta instantánea ntánea siempre que el aporte aporte subtransitorio asimétrico a la máxima falla monofásica o trifásica t rifásica hacia atrás (la mayor de las dos) sea menor del 80% 80% del ajuste mencionad mencionado. o. Su ajuste no deberá ser menor a 6 veces la máxima corriente de carga ante la mayor contingencia. • Protecciones de sobrecorriente sobrecorriente de tierra Los criterios son similares a los expuestos en el numeral anterior (4.4.1.2.2), pero con las siguientes consideraciones: – Se aplican relés instantáneos instantáneos direcciona direccionales les si el aporte a la falla monofásica máxima en el extremo local es mayor de 1,5 veces el aporte a la falla en el extremo remoto, – La corriente de arranque arranque es 1,3 veces el aaporte porte subtransitori subtransitorioo asimétrico a la máxima máxima falla monofásica en el extremo remoto. Si no es direccional, se aplica siempre que el aporte subtransitorio asimétrico a la máxima falla monofásica hacia atrás, sea menor del 80% del ajuste mencionado. Líneas en sistemas de subtransmisión radiales o anillos de una sola fuente
Con los mismos criterios ya mencionados se busca obtener la tradicional selectividad en cascada con las protecciones aguas abajo, con un factor de coordinación entre 150 ms y 250 ms para las máximas fallas remotas. 6.10.1 Estudios requeridos para el ajuste de proteccion protecciones es de sobrecorrien sobrecorriente te Para el ajuste del dial o multiplicador de tiempo de los relés de sobrecorriente de tierra, se requiere la simulación de fallas monofásicas francas (0.001Ω) y de alta impedancia (30Ω ó 50Ω) en varios puntos del sistema (por ejemplo, local, intermedia y remota) y el registro de las corrientes residuales vistas por cada uno de los relés a coordinar, no solo para las unidades de sobrecorriente no direccional a tierra, sino también para las direccionales a tierra. Para el ajuste del dial de los relés de sobrecorriente de fases se simulan fallas bifásicas aisladas francas en varios puntos del sistema y se toman las mayores corrientes de falla de fase por cada uno de los relés involucrados. El método consiste básicamente en determinar el tiempo de operación para la corriente de falla que circula por cada relé y verificar que éste opere primero y que los demás operen selectivamente. 6.10.2 Verificaciones d dee los ajustes ob obtenidos tenidos La anterior metodología se aplica para generaciones máximas (demanda máxima) y se realizan verificaciones en demanda mínima para diversas condiciones operativas. Se deben verificar los ajustes obtenidos obtenidos empleando la curva de soportabilidad soportabilidad de equipos, tales como transformadores de medida y de potencia.
6.11 Esquemas de relés de sobrecorriente direccionales El Código de Redes en Colombia, exige que las protecciones de línea del STN sean respaldadas por protecciones de sobrecorriente direccional de fases y tierra. Este esquema consta de cuatro (4) elementos de sobrecorriente de tiempo, uno para cada fase y uno para la corriente residual. Las unidades instantáneas y de sobrecorriente de tiempo usadas en relés direccionales son idénticas en operación y diseño a las usadas en relés de sobrecorriente no direccionales, con la diferencia que la operación de una o ambas unidades es controlada o supervisada por una unidad direccional, con lo cual los relés de sobrecorriente direcciona direccionall sólo responden a fallas en una sola dirección.
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La direccionalidad viene dada por una entrada que puede ser de voltaje, de corriente o ambas. Los relés direccionales de fase son polarizados por el voltaje de fase, mientras que los relés de tierra emplean varios métodos de polarización, usando cantidades de secuencia cero o de secuencia negativa. negativa. Las unidad unidades es direccionale direccionaless que se pola polarizan rizan con secu secuencia encia negativa se prefieren en los casos donde los efectos de acoplamiento mutuo de secuencia cero hacen que las unidades direccionales de secuencia cero pierdan direccionalidad (líneas largas de doble circuito por ejemplo). Los esquemas dete relés de sobrecorriente direccional fases se usan en sistemas enmallados donde la corriente corrien de falla o de carga ppuede uede fluir endeambas di direcciones. recciones. El arranque ddee los elementos de sobrecorriente debe ser ajustado por encima de la máxima corriente de carga en la dirección hacia adelante del relé, pero por debajo de la corriente normal de carga en dirección reversa. Los requerimientos de ajuste de la corriente de arranque del elemento instantáneo y las características de corriente-tiempo son similares a los relés de sobrecorriente no direccional, pero considerando sólo las fallas en dirección hacia delante.
6.12 Esquemas pilotos o completa completamente mente selectivos Los esquemas pilotos utilizan canales de comunicación para enviar información desde el terminal local del relé hasta hasta el terminal remoto. Con estos esquemas se log logran ran disparos muy rápidos cuando ocurren fallas dentro de la línea protegida. Los esquemas de comparación de corriente envían información relacionada con el ángulo de ffase ase y, en algunos casos, con magnitud dedirecci las corrientes del infor sistema entre los dos terminales línea. Los esquemas ddee lacomparación direccional onal envían información mación sobre la dire dirección cción dede la corriente de falla entre los terminales. Los esquemas pilotos pueden ser: • Esquema diferencial de corriente • Esquemas de comparación de fase • Protección direccional de onda viajera Este tipo de esquemas de protección no suministran respaldo remoto a líneas adyacentes, dado que una protección absolutamente selectiva se comporta solamente como una principal, razón por la cual, normalmente se complementan con funciones de distancia en el mismo relé.
6.12.1 Esquema diferen diferencial cial de corriente por canal piloto En un esquema diferencial de corriente se miden las corrientes que atraviesan los dos terminales de la línea. Normalmente la corri corriente ente que sale de un extremo debe se serr igual a la que entra en el otro extremo, es decir, que en condiciones normales la diferencia de corriente es aproximadamente cero (hay pequeñas variaciones por el efecto capacitivo de la línea y por la absorción de reactivos inductivos por parte de los reactores de línea). Para evitar que la protección se dispare para fallas externas, se debe determinar el valor de corriente diferencial que puede presentarse en la línea en condiciones normales de operación (debidas a errores en CT’s, corrientes reactivas en la línea, etc.) para ajustar la protección por encima de dicho valor. Este esquema requiere un sistema de comunicación altamente confiable para la transmisión de datos, dado que la información de la corriente debe estar disponible en los dos terminales, para poder hacer la evaluación de la corriente diferencial y evitar el disparo de la protección para fallas externas. Hay dos tipos de protección diferencial ydecompara corriente. dichas corriente. El primer tipo combina las corrien corrientes de cada extremo en una señal compuesta señales a través de untescanal de comunicaciones, para para determinar si la falla está dentro o fue fuera ra de la línea. El segundo tipo muestrea las corrientes de fase individuales, convierte la corriente en una señal digital, y transmite
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esas señales entre los extremos a través de un canal de comunicaciones, para determinar si la falla está dentro o fuera de la línea. Antiguamente, cuando la única alternativa para enviar las señales era una línea física, este esquema solamente era viable para líneas de longitudes inferiores a 15 km, con el problema adicional de la protección del cable piloto. Con el advenimiento de los sistemas de comunicación digital y la utilización de la fibra óptica como medio de transmisión de las comunicaciones, este esquema se ha extendido a toda clase de líneas. 6.12.2 Esquema de comparació comparación n de fases Este esquema compara los ángulos de fase de las corrientes de falla en los dos extremos de la línea protegida. protegida. Si las corrientes eenn los dos extre extremos mos son prácticamen prácticamente te iguales y desfasadas desfasadas 180°, los relés detectan que es una una falla externa y nnoo inician disparo. Si las corrientes, están en fase, los relés la ven como una falla interna e inician disparo en los interruptores de cada extremo de la línea. El esquema de comparación comparación de fases puede ser de dos tipos, el segregado segregado y el no segregado. segregado. El primero utiliza una comparación por fase y requiere, por lo tanto, de tres canales de comunicación, mientras que el segundo utiliza un filtro para obtener una sola cantidad qué comparar requiriendo un solo canal de comunicación. Para poder transmitir la corriente que se compara por el canal de comunicación, es necesario convertirla a una onda cuadrada, y enviarla de un extremo de la línea a otro en forma de pulsos. El depor comparación de fases requiere un canal de comunicación el cual puede seresquema portadora línea de potencia, fibra óptica o microondas. Esta seguro, protección pue puede de ser configurada con esquema permisivo o de bloqueo. En la Figura 26 se muestra como la señal de corriente en los terminales A y B es convertida en una onda de valores binarios “1” (MARK) y “0” (SPACE), para luego ser comparadas y decidir si existe una falla interna y es necesario disparar el interruptor.
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Figura 26. Comparación de ángulo de fases Una de las formas f ormas de implementar esta protección sería realizando la comparación para cada una de las tres fases por separado, sin embargo, esto requeriría tres sistemas separados con sus respectivos canales de comunicación. comunicación. En la práctica, éste tipo de proteccion protecciones es utiliza solamente una señal para comparación, ésta señal debe ser el resultado de una transformación de las tres fases del sistema. En la Tab Tabla la 17 se mues muestran tran las compon componentes entes de se secuencia cuencia que eestán stán presentes en los diferentes tipos de fallas. Tabla 17. Componentes de ssecuencia ecuencia de las diferentes diferentes falla fallass
Falla
Secuencia Positiva
Secuencia Negativa
Monofásica a tierra
Bifásica
Bifásica a tierra
Trifásica
Secuencia Cero
Como puede observarse, la componente secuencia positiva única componente que está presente en todas las fallas, por lo cual, de podría pensarse que es el la esquema de comparación de fases funciona bien utilizando esta señal, sin embargo, el flujo de potencia a través de la línea durante una falla monofásica a tierra en la línea puede evitar que el relé opere debido a la
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componente de secuencia positiva de la corriente de carga. En la ppráctica, ráctica, se utilizan combinaciones de señales de secuencia positiva y negativa para ser comparadas. 6.12.3 Protección direc direccional cional de onda viajera Este esquema es similar al anterior, pero lo que él detecta es la dirección de la onda viajera producida por la falla. Cuando ocurre una falla, en dicho punto se genera una onda viajera que viaja por el sistema de potencia. Dicha onda tiene caracter características ísticas muy de definidas finidas en el espectro de frecuencia frecuencias, s, pudiéndose aislar y detectar por medio de filtros. Cuando la falla está fuera de la línea protegida, la onda entra por un extremo y sale por el otro, por lo tanto el relé bloquea bloquea el sistema de dispar disparo. o. Cuando la falla es interna interna,, las ondas viajeras saldrán por los dos terminales, condición que detecta el relé y produce el disparo de los interruptores. Este sistema de protección utiliza como sistema de comunicación las microondas, obteniéndose un tiempo total de operación del relé de medio ciclo.
6.13 Esquemas de tteleprotección eleprotección Con el propósito de hacer más selectivos y rápidos los esquemas de protecciones, se puede utilizar el funcionamiento conjunto de dos o más equipos de protecciones mediante los llamados esquemas de teleprotección. teleprotección. Mediante estos esque esquemas mas un equipo de protección. Los esquemas de teleprotección se utilizan como complemento a las protecciones de línea para acelerar el disparo cuando cuando hay una falla de dentro ntro de la línea. Los esquemas de telep teleprotección rotección pueden ser permisivos permisivos o de bloque bloqueo. o. Estos esquemas se explican a continuación, con base en las definiciones de la norma IEEE Std. C37-113 de 1999. • DUTT: Disparo Directo Transferido en Sub alcance (Direct Underreachin Underreachingg T Transfer ransfer Trip). • PUTT: Disparo permisivo transferido en Sub Alcance (Permissive Under-reach Under-reaching ing Transfer Trip). • POTT: Dispar Disparoo permisivo transferido en Sobre Alcance (Permissive Ove Over-reaching r-reaching Transfer Trip). • Aceleraci Aceleración ón de Zona (Zone accelerat acceleration) ion) • CD: Disparo permisivo transferido por Comparación Direccional (Permissive Directional Comparision Transfer Trip). • Bloqueo por comparación direccional (Directional Comparison Blocking) • Desbloqueo por comparació comparaciónn direccional (Directional Comparison Unblocking) • Comparación Direccional Híbrida o Desbloqueo con ló lógica gica Eco (Unblocking with Echo Logic).
6.13.1 Esquema DUTT Se caracteriza porque únicamente requiere de la señal de bajo alcance (zona 1 ajustada a menos del 100% de la línea) y se aplica normalmente con un canal de comunicaciones FSK (Frequency Shift Keying – conmutación por de desplazamiento splazamiento de frecuencia). Con este tipo ddee canales la frecuencia de guarda se transmite durante condiciones normales y en condiciones de falla el transmisor es conmutado a una frecuencia fr ecuencia de disparo. Cada extremo da orden de disparo cuando ve la falla en zona 1 o cuando recibe orden de disparo del otro extremo. La Figura 27 ilustra este esquema.
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RU RU
Disparo
Disparo
interruptor
interruptor
RU
TX: TX: RX: RX: RU:
≥1
≥1
RX
RX
TX
TX
RU
Tr Tran ansmi smisor s or de de tel telep epro rote tecci cción ón Rece Recept ptor or de teleepro protec tecció ciónn Debe ser ajustad ajustadoo para para su subalca balcance nce y se debe debe tr traslapa aslaparr con el alcance del RU de la zona remota
Figura 27 Esquema de dispa disparo ro directo suba subalcanzado lcanzado 6.13.2 Esquemas PUTT Este esquema requiere tanto de una función de subalcance (zona 1 ajustada a menos del 100% de la línea) como de la de sobrealcance sobrealcance (zona 2 ajustad ajustadaa a más del 100% de la línea). Este esquema es idéntico al esquema DUTT sólo que todo disparo piloto (visto en zona 1 de uno de los extremos) es transmitido al otro extremo y es supervisado por una unidad que tiene un alcance de zona 2 del otro extremo. extremo. La Figura 28 ilu ilustra stra este esquema. RU RU RO RU
Disparo interruptor
Disparo interruptor
RU
RO
TX TX:: RX: RX: RU: RO:
≥1
RU
≥1
TX
TX
&
&
RX
RX
RO
Tran Transm smis isor or ddee telep telepro rote tecc cció iónn Rece Recepto ptorr de de ttele elepr prote otecc cción ión Debe sser er aajustad justadoo para para subalcan subalcance ce y se debe debe ttraslap raslapar ar ccon on el alcance del RU de la zona remota Deb Debee ser ser ajus ajustad tadoo pa para ra sob sobrea realcan lcance ce
Figura 28 Esquema de dispa disparo ro permisivo sub subalcanzado alcanzado El esquema de teleprotección de subalcance permisivo, PUTT; es reconocido como seguro, dado que no ocasiona falsos disparos, aunque tiene algunas limitaciones para detectar fallas de alta
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impedancia, lo cual es de gran importancia en líneas largas. Para una falla cerca del extremo A que esté cubierta por la Zona 1 del relé asociado, ver Figura 28, la protección en A opera y dispara el interruptor local y simultáneamente envía una señal de disparo permisivo al otro extremo. En Colombia, para dar más fiabilidad al esquema, se utiliza también el envío de la señal permisiva en zona 2 (no en zona 1 como es la definición estricta del PUTT), y se le denomina erradamente como POTT. 6.13.3 Esquema POTT Este esquema requiere únicamente funciones de sobrealcance (zona 1 a más del 100% de la línea) y se usa frecuentemente con canales de comunicaciones FSK en los que se envía la señal de guarda permanentemente y se conmuta hacia una señal de disparo cuando opera alguna de las unidades de sobrealcance sobrealcance.. El disparo se produce si se recibe una señal de disparo del otro extremo y se tiene una señal de sobrealcance en el punto de instalación del relé. Con fallas externas solamente operará una de las unidades de sobrealcance y por esto no se efectuará disparo en ninguno ninguno de los terminales. La Figura 29 ilustra este esque esquema ma RO RO
Disparo interruptor
Disparo interruptor RO
TX: RX: RO:
&
&
RX
RX
TX
TX
RO
Transmisor de teleprotección Receptor de teleprotección Debe ser ajustado para sobrealcance
Figura 29 Esquema de disparo permisivo sobrealcanzado Este esquema es muy seguro ya que no dispara para ninguna falla externa, pero es poco fiable porque si falla el canal de comunicaciones no da disparo ante fallas internas. Este esquema puede ser lento para operar ante cierre en falla debido a que requiere el tiempo de comunicaciones para el permiso, así que debe ser complementado por una función externa de cierre en falla. Del mismo modo, cuand cuandoo el otro extremo está abi abierto, erto, debe implemen implementarse tarse una función Eco o similar para retornar la orden permisiva en caso de falla. En Colombia, para resolver el problema de la dependencia del canal de comunicaciones, se usa un esquema alternativo donde se habilita la zona 1 a menos del 100% de la línea (dando disparo sin esperar señal permisiva del otro extremo) y se envía la señal permisiva con zona 2, denominándolo erróneamente como esquema POTT.
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6.13.4 Esquema de aceleración de zona Es un esquema muy parecido al PUTT, sólo que en este caso la señal permisiva se toma en bajo alcance (zona 1) y la acción ejecutada no corresponde a un disparo sino a una ampliación de la zona 1 a una zona extendida, que puede ser zona 2 o una zona denominada de aceleración cuyo alcance en todo caso deberá ser mayor mayor del 100% de la línea. La Figura 30 ilustra este esque esquema. ma. RU RU
Disparo interruptor
Disparo interruptor
RU
TX Alcance extendido de RU RX
TX: TX: RX: RX:
Tr Tran ansmi smisor s or de de tel telep epro rote tecci cción ón Rece Recept ptor or de teleepro protec tecció ciónn
RU:
Debe alcance serdel ajustad ajustado RU deo la para pazona ra su subalca balcance remota. nceDebe y se sdebe deerbecapaz tr traslapa aslapar de r con el conmutar su alcance
TX
RU
Alcance extendido de RU RX
Figura 30 Esquema de aceleració aceleración n de zona 6.13.5 Esquema de Disparo Permisivo Transfer Transferido ido por Comparación Di Direccional reccional (Permissive Directional Comparison Transfer Trip) En este esquema sólo se compara la dirección de la corriente, es decir, si hay una falla dentro de la línea, los dos relés asociados verán la falla hacia adelante. Cada relé que ve la falla hacia el frente envía una señal permisiva al otro extremo. extremo. El disparo se produce cuando cada extremo extremo ve la falla y recibe el permiso del otro extremo. Este esquema se ilustra en la Figura 31. Normalmente, este esquema se implementa con relés de sobrecorriente de tierra direccionales, los cuales son muy usados para detectar fallas de alta impedancia. Este esquema requiere función en el canal, cuando el interruptor está abierto o hay condiciones de fuente débil en unodedeeco los extremos.
Disparo interruptor CD
TX: RX: CD:
Disparo interruptor
&
&
RX
RX
TX
TX
CD
Transmisor de teleprotección Receptor de teleprotección Relé de sobrecorriente direccional
Figura 31 Esquema de disparo tran transferido sferido permisivo por comparación comparación direccional
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6.13.6 Esquema de Bloqueo por Comparación Direccional (Directional /Comparision Blocking) Este esquema requiere funciones de sobrealcance y de bloqueo, usando un canal de comunicaciones del tipo OFF-ON, donde el transmisor normalmente se encuentra en la posición OFF y se conmuta a la posición posición ON cuando se activa una de las funciones de bl bloqueo. oqueo. La recepción de una señal de bloqueo del extremo remoto se aplica a una compuerta NOT como entrada al bloque comparador que produce el disparo. La función de sobrealcance (zona 1) se ajusta de tal forma que vea mucho más del 100% de la línea y la función de bloqueo (zona de reversa) se ajusta para que vea más allá de lo que ve la zona de sobrealcance del otro extremo. Este esquema es muy fiable dado que opera aun cuando el canal de comunicaciones no esté operativo, pero en esa condición es bastante inseguro porque queda disparando con fallas externas. Además no presenta inconvenientes cuando el interruptor del otro extremo esté abierto ya que no espera ningún permiso de éste. La Figura 32 ilustra este esquema. RO
B RO
B
Disparo interruptor RO
B TX: RX: RO: B: tc:
Disparo interruptor
&
tc
tc
&
RX
RX
TX
TX
RO
B
Transmisor de teleprotección Receptor de teleprotección Debe ser ajustado para sobrealcance Debe ser ajustada para alcanzar más allá del sobrealcance del extremo remoto Tiempo de coordinación requerido para permitir la recepción de la señal de bloqueo (Tiempo de canal + tiempo de propagación + margen de seguridad)
Figura 32 Esquema de bloqueo por comparaci comparación ón direccion direccional al 6.13.7 Esquema de Desbloqueo por Comparación Direccional (Directional Unblocking Comparision) Cuando se usa la línea de transmisión para transmitir las comunicaciones con un esquema de sobrealcance permisivo por comparación direccional (CD), puede suceder que la misma falla, por rotura del cable o por baja impedancia, atenúe la señal permisiva proveniente del otro extremo, impidiendo de esta forma el disparo. disparo. Esto se reconoce porque se pierde pierde la señal en el extremo receptor, razón por la cual se puede dotar a este extremo de una lógica que habilite la señal permisiva durante una ventana de tiempo de 150 ms a 300 ms, cuando se pierda la señal. s eñal. Si la señal se perdió por culpa de la falla, al menos se tendrá permiso para disparar cuando se active la función de sobreal sobrealcance cance y se aactive ctive la lógica de desbloque desbloqueo. o. Posteriormente a la ocurrencia de pérdida de la señal y transcurrido el tiempo de la ventana, el relé se bloqueará hasta que retorne la señal de comunicaciones.
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6.13.8 Esquema de Comparación Direccional Híbrida o esquema con desbloqueo con lógica Eco (Directional Comparision Hybrid or Unblocking Scheme with Echo Logic) El esquema de Comparación Híbrida utiliza funciones de disparo y de bloqueo tal como lo hacen los esquemas de bloqueo. bloqueo. El esquema es activado con las funciones funciones de sobre alcance o con la recepción de una señal permisiva del extremo remoto, cuando no ocurre concurrentemente una señal de bloqueo. La función Eco ocurre cuando c uando el otro extremo es incapaz de enviar una señal permisiva porque no ve la falla, debido a que el interruptor está abierto o a que la fuente de ese extremo es muy débil (“Weak Infeed”). Infeed”). En este caso el esqu esquema ema prevé qque ue mientras no llegue un unaa señal de bloqueo y la falla haya sido vista por la zona de sobrealcance en el extremo fuerte, se enviará de todos modos una señal permisiva al otro extremo, la cual a su vez se devolverá al extremo inicial, permitiendo el disparo, siempre y cuando no haya una señal de bloqueo en el extremo remoto (falla atrás). La Figura 3333 ilustra este esquema. B
RO B
RO
Disparo interruptor
Disparo interruptor
RO
&
tc
≥1 B
TX: RX: RO: B: tc:
≥1
RX
RX
TX
TX
&
&
tc
≥1
RO
≥1 &
B
Transmisor de teleprotección Receptor de teleprotección Debe ser ajustado para sobrealcance Debe ser ajustada para alcanzar más allá del sobrealcance del extremo remoto Tiempo de coordinación requerido para permitir la recepción de la señal de bloqueo (Tiempo de canal + tiempo de propagación + margen de seguridad)
Figura 33 Esquema híbr híbrido ido por comparac comparación ión direccional
6.14 Lógica de inver inversión sión de corriente La lógica de inversión de corriente es necesaria cuando se implementan esquemas POTT y/o CD en líneas de transmisión paralelas o de doble circuito, debido a que la señal permisiva que se envía por el canal permanece en éste por un tiempo determinado después de ser deshabilitada por el terminal emisor (tiempo de viaje más tiempo de retardo del canal) y si durante ese tiempo que persiste la señal permisiva, cambian las condiciones de direccionalidad del extremo que la recibió, por apertura de un interruptor, el cual cambia las condiciones topológicas de la red pudiendo invertir la dirección de la corriente de falla (fenómeno de inversión de corrientes), se pueden presentar disparos erróneos. En la Figura 34 se observa una falla dentro de la línea C - D. Suponiendo que el aporte de corrientes de falla es como se muestra en la Figura 34, se observa que inicialmente el relé A ve la falla hacia adelante y por lo tanto le envía permisivo al relé B, el cual inicialmente no dispara dado que ve la falla hacia atrás (no se le cumple la segunda condición), pero la señal permisiva queda habilitada unos cuantos ms en este terminal.
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Z2 Envía CS Espera CR A
C
INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 76 Z3 (reversa) No envía CS No espera CR B
CS
CS
D
CS
Z2 Envía CS Espera CR
Z1 Envía CS Dispara CB
Figura 34. Lógica de inver inversión sión de corriente: p preinversión reinversión Por su parte, el relé D dispara instantáneo (falla en Zona 1) cambiando las direcciones de flujo de corriente (ver Figura 35). 35). El relé B queda viendo la falla hacia adelante y dado que se le cumplen las dos condiciones que necesita para dar disparo (ver la falla hacia adelante y recibir señal permisiva) abre su interruptor asociado en forma no selectiva. Z3 (reversa) No envía CS No espera CR
Z2 Envía CS Espera CR D
A CS
C
CS Z2 Envía CS Espera CR Dispara CB
CS
CS Abre CB
Figura 35. Lógica de inv inversión ersión de corriente: postinversión
6.15 Funciones aadicionales dicionales En los esquemas de protección de línea, existen funciones adicionales que complementan el esquema aumentan la seguridad y fiablilidad f iablilidad de protección el manejo de de protección, comportamientos especiales de algunos puntosdel delesquema sistema de potencia. o permiten En este numeral se van a explicar cada una de esas funciones adicionales que se deben ajustar en los esquemas de protección y se darán los criterios más recomendados recomendados para su ajuste. 6.15.1 Detección de carga Esta función permite ajustar la protección distancia independientemente de la cargabilidad de la línea, previniendo la operación de elementos trifásicos cuando se presentan altas condiciones de carga en cualquier dirección, sin causar disparos indeseados. Esta función vigila las condiciones co ndiciones de carga con dos ccaracterísticas aracterísticas independie independientes ntes de impedancia de secuencia positiva. Cuando la carga está en una de esas características y la lógica de detección de carga (Load-Encroachment ) está habilitada, el elemento de distancia trifásico es bloqueado. El ajuste de de la flujo función detección (Load-Encroachment podría basar en del las condiciones de de carga máximodeencarga la línea a proteger o en) lasecorriente máxima conductor, considerando eventos como pérdida de líneas paralelas o generaciones y demandas extremas.
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Esta función podría bloquear la operación de la protección ante algunas fallas trifásicas, si no se ajusta adecuadamente adecuadamente a partir de estudi estudios os del sistema. Ver Figura 36 36..
X
“Load out” “Load Encroachment”
“Load in”
R
Figura 36. Zona de detección de carga 6.15.2 Factor de com compensación pensación res residual idual K0 Este factor de compensación contribuye a la correcta detección de fallas monofásicas a tierra por parte de la protección distancia. El ajuste de sus elementos puede ser identificado por software como variables K01 (magnitud) y K0A (ángulo), mientras que en otros relés se ajusta en forma indirecta a través de perillas. Para ajustar este factor se utiliza la siguiente s iguiente expresión: K 0 =
Z 0 − Z 1 3 Z 1
Dónde:
Z0: Impedancia de secu secuencia encia cero de la líne líneaa a proteger Z1: Impedancia de secu secuencia encia positiva de la línea a proteger En caso de requerirse compensación por efecto del acople mutuo en líneas paralelas que comparten la torre se utiliza la siguiente expresión: K 0 =
Z 0 − Z 1 + Z 0 M
3 Z 1
Dónde: Z0M: Impedancia mutua de secuencia cero de la línea a proteger El resultado de ambas expresiones corresponde a un valor complejo, el cual será representado en coordenadas polares o rectangulares dependiendo dependiendo de cómo es el ajuste en cada relé. 6.15.3 Cierre en falla Debido al funcionamiento propio de las protecciones de distancia, sus algoritmos dependen de las condiciones del del sistema pr previas evias a la ocurrencia de la falla. Cuando la línea ha estado desenergizada y se energiza, los relés de protección tardan un tiempo en obtener estos datos previos a la falla. el cierre real realiza izaensobre una llínea ínea que sedel encu encuentra entra. con una falla, esto puede conducir a unSiretardo innse innecesario ecesario el tiempo de apertura circuito circuito. La lógica de cierre en falla facilita el despeje de este tipo de fallas en un tiempo bastante corto. El elemento cierre en falla, concebido como un detector no direccional de sobrecorriente de fase
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de ajuste alto, ayuda a prevenir una mala operación del elemento de distancia en el caso en que la línea (en cuyo lado se encuentran los transformadores de potencial) sea cerrada en falla trifásica y no se establezca una tensión trifásica de polarización para el elemento de distancia evitando que este opere. Los ajustes típicos son del 50 al 70% del aporte a la falla trifásica en la barra local (I f) desde la línea a proteger. La lógica de cierre en falla debe estar habilitada por cambios en el estado del interruptor, mostrando su posición tan pronto ha cerrado o por activación de la señal de entrada de cierre al relé desde el comando comando del interru interruptor. ptor. La lógica de debe be operar inclu incluso so ante condiciones ddee recierres. El criterio para ajustar la lógica de cierre en falla consiste en la simulación de una falla trifásica en la barra local con una resistencia de 0.001 Ohm restando a la corriente total de falla, el aporte de corriente a través de la línea a proteger; se toma el 50% de este resultado y se refiere al valor secundario del CT a través de la relación de transformación transformación.. Es importante verificar que el valor calculado anteriormente se encuentre por encima de la máxima corriente de carga del circuito, para evitar acciones incorrectas de esta función ante condiciones normales de operación del sistema, así como verificar que ante energizaciones de transformadoress no ssee vaya a activar. transformadore 6.15.4 Pérdida de potencial La operación uno odel más fusibles mini-interruptores secundario del PT) resulta en unade pérdida poten potencial cial de(opolarización del relé.que La protegen pérdida deeluna o más tensiones de fase afecta al relé en la apropiada discriminación de la dirección de la falla. La detección de esta condición es conveniente debido a que en algunas ocasiones la pérdida de potencial en el relé es es inevitable. Una vez se ha detectado la cond condición ición pérdida de poten potencial, cial, se puede elegir el bloqueo de la operación del elemento de distancia y emitir una alarma. El relé discrimina entre condiciones de fallas (que puede ser la reducción de la magnitud de tensión a un valor cercano a cero) y pérdidas de potencial. El ajuste de esta función se debe fundamentar en las condiciones eléctricas esperadas en el sistema de potencia. Se simulan fallas externas para verificar que no se presente activación de la lógica ante esta condición. De esta manera se logran mantener activadas las funciones de respaldo del relé para estos casos de fallas externas (funciones de respaldo de distancia y sobrecorriente direccional de tierra). 6.15.5 Eco y Fuente Débil En el caso de la Figura 37, se tiene un sistema donde uno de los extremos es fuerte, es decir presenta un nivel o equivalente de corto circuito de gran magnitud (impedancia pequeña y corriente elevada de corto) y el otro es débil (impedancia grande y corriente de corto pequeña), lo cual puede presentarse debido al efecto “Weak Infeed”(Fuente débil), o por una relación elevada entre los niveles de corto de ambos extremos (efecto “Infeed”), “Infeed”), que le hace ver al relé del extremo débil una impedancia de falla más grande.
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INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 79 Z2A
A
B
Z1A
Terminal débil “Weak”
Terminal fuerte “Strong”
Z1B PTB
Z1A
Z1<
≥1
In>
Envío disparo permisivo
&
Disparo interruptor
RX PT PT Zr<
≥1
In>
U<
&
t
Envío eco
t
Disparo fuente débil
& ≥1
Un>
In>
Figura 37 Lógica de eco y ter terminal minal débil En estos sistemas, cuando se presenta una falla en la Zona 2 del extremo fuerte y en zona 1 del extremo débil, ésta puede ser “vista” sólo por el extremo fuerte y no “vista” por el extremo débil, haciendo que que un esque esquema ma de sobrea sobrealcance lcance permisivo POTT oopere pere mal. El extremo fue fuerte rte observa la falla en Zona 2 y envía una señal permisiva PTB al extremo débil, quedando a la espera de que que éste le devue devuelva lva una señal permisiva PTA ppara ara dar disp disparo aro acelerado acelerado.. Sin embargo, como el extremo débil no puede detectar la falla, no envía ninguna señal al otro extremo y el disparo en el extremo fuerte sólo se produce después de transcurrido el tiempo de Zona 2, lo que puede ocasionar pérdida de estabilidad o sincronismo del sistema, si se supera el tiempo crítico de despeje de la falla. Con el fin de evitar el problema anterior, se implementan las lógicas Eco y Terminal Débil (Weak Infeed), las cuales utilizan los siguientes criterios: • Cuando se presenta un unaa falla ha hacia cia adelante adelante,, cerca al extremo déb débilil la tensión de fase cae normalmente por debajo del 70% y la tensión residual crece por encima del 20% (los valores exactos deben ser verificados con estudios de corto circuito para cada sistema) • Dicha falla no debe arra arrancar ncar la zon zonaa reversa de dell relé en el extremo déb débilil y se ddebe ebe garantizar que el ajuste de esta zona cubra al menos la impedancia vista por el elemento de zona 2 del extremo fuerte; para evitar que fallas atrás del terminal débil y que sean vistas por la Zona 2 del terminal fuerte, aceleren el disparo, dado que son fallas que no están dentro de la línea y deberán ser despejadas por el relé correspondiente. Cuando el terminal débil recibe una señal permisiva del terminal fuerte, devuelve la misma señal permisiva (ECO) al extremo fuerte permitiéndole dar disparo acelerado si se cumplen las siguientes condiciones en el terminal débil (ver la Figura 38): • Zona 1 y Zona 2 no arrancadas (opcional) • Recepción de la señal señal permisiva del extremo fuerte • Interruptor en posición cerrado en eell extre extremo mo débil (opcional) • Zona reversa no arrancada
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• Tensión residual mayor al 20% de UN ó voltaje de fase menor al 70% UN (opcional). En caso de requerirse la implementación del esquema de ffuente uente débil, se recomienda programarlo para obtener los disparos por fase. f ase. ZONAS NO ARRANCADAS (ZONA 1 Y 2)
&
RECEPCIÓN PTB
&
ECO ENVÍO DE PERMISIVO AL EXTREMO FUERTE
(*) CB DEL TERMINAL D BIL, CERR CERRADO ADO REVERSAS NO ARRANCADAS Vfase < 70% Vresidual > 20%
≥1 LÓGICA HABILITAD HABILITADA A
*: EN ALGUNAS OCASIONES, EL ECO SE HABILITA CON LA APERTURA DEL INTERRUPTOR DEL EXTREMO DEBIL
Figura 38 Lógica de eco La implementación práctica de las lógicas eco y terminal débil en algunas ocasiones se puede omitir, si se logra una adecuada coordina coordinación ción de los disparos en los dos extremos por medio de la programación de tiempos que permitan mantener sostenida la señal permisiva en el canal de comunicaciones por un cierto período de tiempo, de tal modo que al abrir el extremo fuerte la falla quede alimentada sólo desde el terminal débil, eliminándose el efecto “Infeed” y logrando que la protección del extremo débil vea la falla y dé la orden de disparo al interruptor local, siempre y cuando exista señal permisiva del otro extremo (señal sostenida un período de tiempo). 6.15.6 Discrepancia de polos Es una protección que garantiza garantiza la posición coincidente de los tres polos del interruptor. interruptor. Se utiliza para prevenir el disparo indeseado de relés de tierra, dado que la condición de discrepancia de polos puede causar corrientes de secuencia cero y negativa. El ajuste del tiempo para el disparo por discrepancia de polos debe ser coordinado con el tiempo del recierre, de tal modo que la temporización del recierre sea inferior a la del relé de discrepancia de polos. También se debe coordinar la temporización de la discrepancia de polos con el tiempo de operación de los relés de sobrecorrien sobrecorriente te de tierra instalados para proteger equipos ubicados en las cercanías de la línea que presenta la discrepancia de polos, de tal modo que el tiempo de operación de dichos relés sea superior al tiempo de operación de la discrepancia de polos. 6.15.7 Protección tr tramo amo de líne líneaa En subestaciones cuya configuración sea interruptor y medio o anillo y para la condición m mostrada ostrada en la Figura 39, es decir, seccionador de línea abierto (L1_7), se presenta un tramo muerto de línea, definido así porque no estaría cubierto por ninguna de las protecciones asociadas con el campo, debido a que el transformador de tensión que lleva el voltaje a las protecciones principal principales es está desconectado de la subestación, subestación, porque que queda da del lado de la línea la cual eestá stá abierta. Para este tramo muerto de línea se instala un relé de sobrecorriente trifásico independiente (3I>>TL) o se puede emplear la función “Stub protection” del relé de distancia multifuncional, que es equivalente.
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3 I>> TL
BARRA 1
BARRA 2
L1_0
L2_0
I1
I2 L1_7
CIRCUITO 1
L2_7
CIRCUITO 2
Figura 39 Protección tramo de línea 6.15.8 Desenganc Desenganche he del disp disparo aro Los relés proveen varios métodos de desenganche o apertura del contacto de disparo, los más comunes son los siguientes: • La salida del disparo permanece cerrada por una duración mayor a la falla o a la duración del tiempo de disparo. • Cuando la posición de in interruptor terruptor hay hayaa cambiado su estado mostran mostrando do la apertu apertura ra del interruptor. • Por detección de la mínima corriente de línea.
6.16 Protecciones de ssobre obre y baja tensión El elemento de sobretensión se ajusta a un valor de 1.1 p.u. y una temporización del disparo de 1 minuto. La anterior recome recomendación ndación debe ser verificada ddee acuerdo con la curva de soportabilidad soportabilidad del equipo (Voltaje vs. Tiempo). Para la unidad de baja tensión, la recomendación apunta a un valor de 0.8 p.u. y una temporización del disparo de 4 s. Antes de hacer el ajuste de estas dos funcione es necesario definir la tensión operativa del área de influencia (220 kV, kV, 500 de de la presencia de esquemas disparo porque sobre/baja tensión en puntos del230 sistema conkV)ely fin no comandar disparos de indeseados no son originados por eventos de fallas o inestabilidad del sistema.
6.17 Recierre Debido a que el mayor número de las fallas que se presentan en redes aéreas no son permanentes, puede puede tenerse éxito al intentar cer cerrar rar nuevamente un circuit circuitoo luego de una falla. Lo que debe garantizarse en estos casos es el tiempo suficiente para la desaparición del arco secundario (ver Figura 40) y para la desionización del aire. El arco secundario se debe a cuando se desenergiza un cable, éste permanece sometido a la inducción de conductores conductores cercanos energiz energizados. ados. Cuando la inducción sob sobre re un cable es alta, se mantiene un arco eléctrico eléctrico debido a la corriente de la ind inducción. ucción. Dependiendo de dell valor de esta corriente se puede puede determinar si el aarco rco desapar desaparecerá ecerá o no. Este fenómeno cob cobra ra especial importancia en líneas demasiado largas y donde se quiere implementar un disparo del tipo monopolar (de una sola fase).
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5000 [A [A]] 4000
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Corriente de falla
3000
Corriente de secundario
2000
arco
1000 0 -1000 -2000 -3000 0.00
0.09
0.18
0 .27
0.36
[s]
0.45
(file Arc_sec.pl4; Arc_sec.pl4; x-v ar t) c:XX0002-
Figura 40. Corriente de arco secundario No obstanteque las avalen ventajassuque puede tenerprincipalmente el recierre espara indispensable los estudios estabilidad conveniencia, las líneas realizar de transmisión que de se conectan cerca de generadores. generadores. Normalmente un recierre que tien tienee éxito es ventajoso para el sistema, pero un recierre sobre una falla permanente implica esfuerzos para los circuitos y puede comprometer la estabilidad del sistema. Los sistemas de recierre automático se implementan para restaurar restaurar la parte ffallada allada del sistema de transmisión, una vez que la falla se ha extinguido. En algunos sistemas de trans transmisión, misión, el recierre se utiliza para mejorar la estabilidad del sistema, dado que es un medio de restaurar rápidamente trayectorias críticas de transmisión de potencia. La elección del tipo de recierre a usar depende del nivel de voltaje, de requerimientos del sistema, de consideraciones de estabilidad y de la proximidad de generadores. Los sistemas de recierre automático se implementan para restaurar restaurar la parte ffallada allada del sistema de transmisión, una vez que la falla se ha extinguido. En algunos sistemas de trans transmisión, misión, el recierre se utiliza para mejorar estabilidaddedel sistema,Ver dado que es41. un medio de restaurar rápidamente trayectorias críticas de la transmisión potencia. la Figura 6.17.1 Métodos de recier recierre re Hay varios tipos de esquemas de recierre en líneas de transmisión, t ransmisión, así:
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• No supervisado supervisado:: Pueden ser sin retardo intencional (velocidad alta) o con retardo. • Supervisado Supervisado:: Puede ser con chequeo de sincronismo, bajo voltaje línea/barra o retorno de voltaje. L1 L2 L3
Sync
Figura 41 Relé de ver verificación ificación de ssincronismo incronismo
6.18 Verificación de sincronismo La verificación de sincronismo es una operación necesaria una vez se ha perdido la condición de sincronismo por apertura de circuitos que mantenían porciones del sistema sincronizadas. Una vez se pierde el sincronismo no se pueden recerrar los interruptores porque esto puede tener consecuencias graves para el sistema y para los generadores. Si dos sistemas se encuentran energizados, la verificación de sincronismo es del tipo llamado barra viva – línea viva, en este caso los dos ssistemas istemas se encuentran en sincronismo cuando: - Su diferencia de mag magnitud nitud de tensión es menor que un umbral preestableci preestablecido do - Su diferencia de frecuen frecuencia cia es men menor or que un uumbral mbral prees preestablecido tablecido - Su diferencia de ángu ángulo lo es men menor or que un umbr umbral al preestabl preestablecido ecido Cuando alguna de los sistemas se encuentra desenergizado se pueden establecer otras condiciones de sincronismo: - Barra viva – líne líneaa muerta: la barra de la subestació subestaciónn se encuen encuentra tra con una tensión cercana a la nominal y la línea se encuentra desenergizada - Barra muerta – línea viva: llaa barra de la subestación se encuentra ddesenergizad esenergizadaa y la línea se encuentra con una tensión cercana a la nominal Cuando se va a recerrar una línea de transmisión, ésta se encuentra inicialmente desenergizada, ante esta condición, se debe determinar cuál de las dos subestaciones debe recerrar en forma inmediata con esquema de recierre barra viva - línea muerta, y cuál debe implementar la verificación de sincronismo sincronismo en eesquema squema de bbarra arra viva - línea viva. El análisis consiste eenn determinar, de acuerdo con los resultados de estudios eléctricos, cuál es el lugar más favorable para energizar el circuito y en cuál realizar la sincronización con el fin de restablecer la línea de transmisión, bajo las condiciones de demanda más críticas o las que se derivan de los estudios eléctricos. Lossincronismo criterios para seleccionar ccionar elenextremo más adecuado do para de hacer el recie recierre rre con verificación de se fundamentan fsele undamentan el análisis enadecua las diferencias tensión, frecuencia y ángulo que se presentan en cada uno de los extremos al simular un cortocircuito en la línea, seleccionándose el extremo en el cual dichas diferencias sean menores. menores. Desde el punto de vista
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de la sobretensión, la sincronización se debe realizar en la barra donde ésta no exista o donde sea menor. El ajuste del relé de recierre se realiza teniendo en cuenta las siguientes consideracio consideraciones: nes: - De acuerdo con lo loss estudios de sin sincronización cronización rea realizados, lizados, el relé deb debee hacer el re recierre cierre trifásico en condiciones de Barra Viva - Línea Muerta, Barra Viva - Línea Viva o con verificación de sincronismo. - El relécomo verificará la ppresencia resencia de el ten tensión sión de enrecierre la ba barra rratrifásico. y la ausen ausencia cia o presencia de tensión en la línea condición para iniciar ciclo - Es importante verificar también en cual eextremo xtremo es menos co comprometedor mprometedor para el sistema sistema,, desde el punto de vista de la estabilidad, estabilidad, un recie recierre rre no exitoso. Se debe selecciona seleccionarr como extremo para el cierre Barra viva – Línea muerta el extremo menos comprometedor, si el estudio confirma que un recierre no exitoso en algún extremo puede conducir a problemas de estabilidad.
6.19 Ajuste del relé de recierr recierree y verificación de sincronismo sincronismo La elección del tipo de recierre a usar depende del nivel de voltaje, de requerimientos del sistema, de consideraciones de estabilidad y de la proximidad de generadores. La verificación de sincronismo es una operación necesaria una vez se ha perdido la condición de sincronismo por disparos trifásicos de los interruptores, debidos a fenómenos transitorios que son producidos por la dinámica del sistema. s istema. Ante esta condición, se debe determinar cuál de las dos subestaciones debe recerrar en forma inmediata con esquema de recierre barra viva - línea muerta, y cuál debe implementar la verificación de sincronismo en esquema de barra viva - línea viva. El análisis consiste en determinar, de acuerdo con los resultados de estudios eléctricos, cuál es el lugar más favorable para energizar el circuito y en cuál realizar la sincronización con el fin de restablecer la línea de transmisión, bajo las condiciones de demanda más críticas o las que se derivan de los estudios eléctricos. eléctricos. Los criterios para sele seleccionar ccionar el extremo más adecua adecuado do para hacer el recierre con verificación de sincronismo se fundamentan en el análisis en las diferencias de tensión, frecuencia y ángulo que se presentan en cada uno de los extremos al simular un cortocircuito en la línea, seleccionándose el extremo en el cual dichas diferencias sean menores. Desde el punto de vista de la sobretensión, la sincronización se debe realizar en la barra donde ésta no exista o donde sea menor. El ajuste del relé de recierre se realiza teniendo en cuenta las siguientes consideracio consideraciones: nes: • De acuerdo con los estudios de sincronización realizados, el re relé lé debe hhacer acer el recier recierre re trifásico en condiciones de Barra Viva - Línea Muerta, Barra Viva - Línea Viva o con verificación de sincronismo. • El relé verificará la presencia ddee tensión en la bbarra arra y la ausencia o presencia de tensión en la línea como condición para iniciar el ciclo de recierre trifásico. • Es importan importante te verificar ta también mbién en cua cuall extremo es menos co comprometedor mprometedor ppara ara el si sistema, stema, desde el punto de vista de la estabilidad, estabilidad, un recierre no exitoso. Se debe seleccionar co como mo extremo para el cierre Barra viva – Línea muerta el extremo menos comprometedor, si el estudio confirma que un recierre no exitoso en algún extremo puede conducir a problemas de estabilidad.
6.20 Protección de falla interruptor Su ajuste se realiza con el valor de la mínima corriente de falla en el extremo remoto de la línea, esto con elde fin la delínea garantizar queante el relé de falla interruptor esté arrancado para el caso de que el interruptor no opere orden de apertura y prevenir operaciones indeseadas ante condiciones de mantenimiento o durante la operación normal.
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6.20.1 Configuraciones Para efectos de simulaciones se deben considerar casos específicos de configuración de subestaciones tipo barra sencilla (Figura 42), anillo (Figura 43) e interruptor y medio (Figura 44). Para calcular el ajuste del relé de falla interruptor, se simulan fallas 1 φ, 2φ y 3φ en el extremo remoto con una resistencia de falla de 10 Ω para determinar la mínima corriente de falla vista por el relé en la subestación local , se toma el 60% del menor valor obtenido y se refiere a amperios secundarios. En subestaciones con configuración en anillo o interruptor y medio, se debe considerar la ubicación del relé, relé, para seleccionar el va valor lor de corriente de arranque (ve (verr Figura 44). En este caso se toma el 50% del resultado obtenido en el cálculo anterior. BARRA
3 I>> FI
IR L1_0 IF
CIRCUITO 1
Figura 42. Ajuste relé de falla interr interruptor uptor configuración barra barra sencilla CIRCUITO 3
3 I>> FI
3 I>> FI
S30
S10
I 1 I 2
S20 I1 + I1 3 I>> FI
CIRCUITO 1
CIRCUITO 2
Figura 43 Ajuste relé de falla interruptor configuraci configuración ón en anillo
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3 I>> FI
BARRA 1 L1_0
3 I>> FI
3 I>> FI
BARRA 2 L2_0
M0_0
I1
I2
I1 + I2
L1_7
L2_7
CIRCUITO 1
CIRCUITO 2
Figura 44 Ajuste relé de falla interr interruptor uptor configuración inter interruptor ruptor y medio 6.20.2 Etapas y teledisparos
En subestaciones con configuración de interruptor y medio o anillo, se realiza protección para zona muerta empleando la etapa cero y depende de la posición abierta del interruptor (L1_0 en la Figura 45):
3 I>> FI
BARRA 1 L1_0
3 I>> FI
3 I>> FI
BARRA 2 L2_0
M0_0
I1 + I2
I2 L1_7
L2_7
I1
CIRCUITO 1
CIRCUITO 2
Figura 45 Protección zona muerta relé falla inte interruptor rruptor La temporización asignada debe prevenir disparos indeseados ante transiciones de apertura/cierre del interruptor, se recomienda un valor de 50 ms. • Teledisparo etapa cero Esta etapa deberá proveer disparo al interruptor M0_0 (Ver Figura 45) y enviar disparo directo transferido al interruptor de la subestación remota.
Su finalidad es ejecutar rredisparo edisparo trifásico definitivo al propio inte interruptor. rruptor. La temporizació temporizaciónn
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asignada debe permitir la apertura del propio interruptor, se recomienda un valor de 150 ms.
Su finalidad es proveer disparo trifásico definitivo a todos los interruptores asociados con la barra. La temporización recomendada es de 250 ms. • Teledisparo etapa dos La etapa dos debe efectuar también un disparo directo transferido a la subestación remota.
6.21 Protección de líneas compensadas en serie 6.21.1 Ventajas y desventajas de la compensación serie El propósito principal de la compensación serie es disminuir la reactancia equivalente de la línea de transmisión y, de esta manera, incrementar su capacidad de transmisión de energía. El costo comparado con la construcción de una nueva línea equivalente es del orden del 15% al 30%. Resulta económica la utilización de condensadores en serie, particularmente si existe una gran distancia desde el punto de generación a los centros de consumo. Los condensadores en serie pueden ser también usados para regular el flujo f lujo de potencia en la red entrando y saliendo por mani maniobras. obras. El incremento en la capacidad de transmisión tie tiende nde a mejorar la estabilidad estabilidad del sistema. Un condensador en serie también ayuda a mantener el volta voltaje je en un buen nivel en el oextremo receptor dea una la línea y puede enalgunas condensadores en paralelo ser un complemento compensación paralelo.veces sustituir Un banco consta de pequeños condensadores conectados en serie y paralelo para formar un conjunto de capacitancia alta y corriente corriente nominal de carga alta. alta. Sus elementos son sensib sensibles les a las sobretensiones sobretensiones y su vida útil eess corta comparada con la línea ddee transmisión misma. Así, comúnmente, el banco de condensadores puede ser sacado a mantenimiento más frecuentemente que la línea de transmisión. t ransmisión. Los condensadores en serie también crean muchos problemas adicionales de protecciones, comparados con las protecciones de líneas lí neas sin condensadores. La mayoría de las veces se instala un banco de condensadores en un extremo del circuito, pero algunas veces la compensación es dividida en dos o más bancos en diferentes puntos (condensadoress de mitad de línea). En otros casos existe un banco en cada extremo de la línea (condensadore línea.. La división de la compensación en diferentes puntos de la línea permite igualar el perfil de voltaje sobre todo el circuito. Si el banco ubicado en la mitad en los dos extremos la línea, usualmente se presenta una está pequeña discrepancia en oel dividido voltaje cuando la dirección deldefflujo lujo de potencia reactiva se modifica. El banco puede ser diseñado para resistir sobrevoltajes que ocurran cuando exista una falla en el sistema y para que una corriente corriente de falla alta pase a través del condensador. condensador. Los condensado condensadores res son protegidos por tanto contra sobrevoltajes por un “Gap” de aire y con un descargador de ZnO. Es una ventaja localizar el banco de tal forma que el “Gap” no flamee cuando ocurra una falla fuera de la línea, particularmente en un circuito paralelo. 6.21.2 Grado de compensación La relación de la reactancia del condensador a la reactancia de la línea es llamada el grado de compensación k . Un grado de compensación menor al 40-50% y una localización en la mitad de la línea usualmente no da problemas para la protección de la línea. 6.21.3 Problemas de pr protección otección encon encontrados trados Los condensadores serie tienen un gran impacto en la protección de la línea como consecuencia de los siguientes s iguientes fenómenos:
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• Reactancia ne negativa gativa del condensador conectada eenn serie con la re reactancia actancia positiva de la línea. • Inversión del voltaje en la barra, cua cuando ndo la rreactancia eactancia neg negativa ativa del cond condensador ensador en serie es mayor a la reactancia positiva del tramo de línea hasta el punto de falla. • Inversión de la corrien corriente te en llaa línea, cuando la reactancia ne negativa gativa del condensador en serie es mayor a la suma de la reactancia de la fuente y la reactancia del tramo de línea hasta el punto de falla. • Oscilaciones subsin subsincrónicas crónicas en circuitos RLC co compuestos mpuestos del capacito capacitorr serie y las impedancias de la fuente y la línea. • Asimetrías debid debidas as al fla flameo meo inverso/reinse inverso/reinserción rción no simétrico del “Gap” y a la rei reinserción nserción y amplificación de las asimetrías existentes de líneas no traspuestas causadas por la circulación de corrientes de secuencia negativa. • Incremento len lento to en la corriente de cortocircuito en el cir circuito cuito RLC como consecuencia de un componente transitorio subsincrónico superpuesto.
6.21.4 Protección de condensadores con un “Gap” convenciona convencionall El elemento de protección más importante es el “Gap”, éste protege al condensador ante sobrevoltajes. Aunque el con condensador densador está diseña diseñado do para una te tensión nsión y corriente no nominales, minales, usualmente existe un porcentaje de sobrevoltaje que el equipo puede soportar por un corto tiempo. El ajuste del “Ga “Gap” p” depend dependee del diseño del condensador. Un ajuste co común mún es 2 ó 3 veces el voltaje nominal. Ver Figura 46. En dicha figura se tiene el siguiente conjunto de protecciones: • 1
Protección de sobrecorriente sobrecorriente en el gap
• 2
Protección de fugas, detecta flameos entre la plataforma y el condensador
• 3
Protección de resonancia subtransitoria
• 4
Protección de desbalance, detecta elementos abiertos en el condensador
• 5
Control del interruptor
• 6
Protección de falla interruptor
• 7
Plataforma aislada de tierra
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CB
1
2
3
4
5
6 7
Comunicaciones plataforma - tierra
Equipo de control y protección en tierra
Figura 46 Protección convencional de condensadores con gap Normalmente, el “Gap” interrumpe su corrien corriente te de falla después de 0.1 segundos cuando abre el interruptor de la línea. El “Gap” no tiene una gran ca capacidad pacidad de soportar la cor corriente riente de falla por grandes periodos de tiempo, por lo que existe también una protección de sobrecorriente, conectada en serie con el “Gap”, que actúa en un tiempo de 0.4 s o menos, cerrando un interruptor de protección ubicado ubicado en paralelo con el banco y que actúa como respaldo. Si el “Gap” puede flamear para fallas externas, esta protección es de tipo instantáneo instantáneo.. El banco de condensadores generalmente está ubicado sobre una plataforma aislada de tierra. En el evento de un flameo desde el condensador a la plataforma, la protección contra fugas operará instantáneamente instantáneamente y el condensador será cortocircuitado. Con el propósito de detectar elementos fallados dentro del banco se instala una protección de desbalance. Ésta compara el voltaje en los eleme elementos ntos a través de un circuito puente. puente. Algunas veces consiste de dos etapas, una de ajuste alto y otra de ajuste ajuste bajo. La de ajuste bajo puede ser restringida por la corriente de carga, pero ambas son ligeramente temporizadas para evitar operaciones indeseadas ante transitorios durante maniobras. Usualmente, todas las protecciones del banco operan sin ninguna comunicación con la protección de la línea en los extremos de la misma. 6.21.5 Protección de condensa condensadores dores con un conjunto “Gap” -Descargador Esta protección consiste de una resistencia no lineal de óxido metálico ubicada en paralelo con el “Gap” . Ver Figura 47. Cuando el voltaje del condensador se eleva, su control se efectúa con circulación de corriente a través de la resistencia en lugar del condensador. El “Gap” se ajusta para flamear solamente para voltajes extremadamente altos, los cuales normalmente ocurren cuando las fallas son muy cercanas al condensador, de tal forma que su ajuste se hace tratando de evitar flameos ante fallas externas. La energía de la re resistencia sistencia se mide también y si ésta alcanza el límite térmico de la misma, se da un comando para que se presente el flameo del “Gap”. “Gap”. Este esquema conserva por lo menoslauna de la compensación en servicio durante una falla circuito adyacente. Cuando fallaparte es despejada, la compensación regresa inmediatamen inmediatamente te en a laun operación. En la Figura 47 se tiene t iene el siguiente conjunto de protecciones:
• 1
Protección de sobrecorriente sobrecorriente en el gap
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• 2
Protección de escape, detecta flameos entre la plataforma y el condensado condensadorr
• 3
Protección de resonancia subtransitoria
• 4
Protección de desbalance, detecta elementos abiertos en el condensador
• 5
Control del interruptor
• 6
Protección de falla interruptor
• 7 • 8
Protección que detecta la energía desarrollada en la resistencia no lineal Plataforma aislada de tierra
CB
1
2
3
4
5
6
7 8
Comunicaciones plataforma - tierra
Equipo de control y protección en tierra
Figura 47 Protección de un condensador con conjunto gap-resist gap-resistencia encia 6.21.6 Protección de líneas compensadas en serie con proteccion protecciones es distancia Para obtener selectividad en una sección, la primera zona de la protección distancia deberá ajustarse con un alcance menor a la reactancia de la línea compensada como se indica en la Figura 48. El ajuste es ggeneralmente eneralmente el mismo si eell banco es pprotegido rotegido con un esque esquema ma convencional o con un conjunto “Gap” - Descargador. ZONA 2 ZONA 1
X11
XC
X12
Figura 48 Ajuste de zonas en líneas compensadas
Si el condensador está en corto o fuera de servicio, el alcance de estos ajustes puede ser menor
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al 50% dependiendo del grado de compensación y habrá una sección de la línea donde no ocurrirán disparos instantáneos desde cada extremo. Por esta razón, los esquemas de subalcance permisivo no son usados usualmente como protección principal; prefiriendo el uso de protecciones completamente selectivas o esquemas direccionales. El ajuste del sobrealcance debe ser tal que cuando el condensador esté fuera de servicio, la protección aún conserve dicha propiedad. propiedad. En la Figura 49 se muestra el sobrealcance de la zona A. La primera zona puede con conservarse servarse en la protección pero solamente solamente tendrá la característica de protección respaldelo capacitor respaldo para el despeje deservicio, fallas. Ellasobrealcance por2lotendrán genera generallun el mismo parade la zona 2. Cuando está en zona A y la es zona alto grado sobrealcance el cual puede ser considerado como una desventaja desde el punto de vista de la seguridad.
X11 XC
X12 ZONA A
XS1
XS2
ZONA A = 1.3 x (X 11 + X12)
Figura 49 Protección dis distancia tancia con sobr sobrealcance ealcance per permisivo misivo Dos circuitos en paralelo terminando en la misma barra en ambos extremos, causan algunos problemas para la protección distancia por la impedancia mutua de secuencia cero del sistema. El fenómeno de inversión de corriente traerá problemas desde el punto de vista de la protección, particularmente cuando las líneas son cortas y se utilizan esquemas de sobrealcance permisivo. Esta problemática será más importante cuando las líneas están equipada equipadass con condensadores en serie. El condensador compensará la imped impedancia ancia en la red de secue secuencia ncia positiva mientras la impedancia mutua de secuencia cero producirá un efecto más dañino que para dobles circuitos no compensados. Si coexisten impedancias nega negativas tivas y corriente de falla negativas al mismo tiempo y se requiere de una buena selección de fase para recierres monopolares, el número de problemas para la protección distancia se incrementa.
Xa0
XC
X0m
A
B
L1
L1
L2
L2 Envío de la señal permisiva a B Localización de la protección
XC
Xa0
XC
X0m
Xa0 A
Xa0
B
Cuando el interruptor ha operado en B, la corriente cambia de dirección en la línea sana L2
Figura 50 Compensación serie de líneas paralelas Si se usa un esquema de sobrealcance permisivo en un sistema doble circuito como el ilustrado
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en la Figura 50 y ocurre una falla en un extremo lejano de una línea, ambas protecciones en A enviarán señal señal per permisiva misiva a B. La protec protección ción en B de llaa línea fallada iniciar iniciaráá el di disparo. sparo. Tan pronto como el interruptor ha abierto, la corriente en la línea sana cambiará de dirección y si la señal todavía está siendo recibida desde el extremo remoto, la línea sana puede disparar erróneamente erróneamen te (inversión de corrie corriente). nte). Esta corriente en dirección rreversa eversa aumenta su magni magnitud tud debido a la impedancia mutua y a la compensación serie. Para evitar disparos indeseados, algunas protecciones tienen lógicas que detectan si la corriente de falla ha cambiado dirección cción y temporalmente bloquearán protección protección. Otras temporalmente bloquearándela dire señal recibida en la línea sana tan pronto lacomo la línea. paralela fallada inicie el disparo. El segundo método mencionado tiene la ve ventaja ntaja de que no toda la pprotección rotección es bloque bloqueada. ada. La desventaja es que requiere de un canal de comunicación entre las protecciones de los campos de llegada de las líneas en paralelo. La protección distancia usada en líneas compensadas en serie deberá tener un sobrealcance suficiente para cubrir la totalidad de la línea cuando los condensadores estén fuera de servicio, o deberá conmutar conmutar sus ajustes cuando esto ocurra. En caso con contrario, trario, el sobrealcance se incrementará permanentemente permanentemente de manera amplia y todo el sistema será muy sensible ante falsas teleseñales. En principio, una protección unitaria de fase segregada y particularmente una protección diferencial longitudinal parecen ser la mejor protección en el caso de líneas cortas compensadas, porque cubrirá el bajo alcance, la impedancia negativa y parte de los problemas de corriente de falla negativa. Si se emplea una protección no unitaria en un modo de comparación direccional, los esquemas basados en cantidades de secuencia negativa ofrecen la ventaja de que son insensibles al acople mutuo. Sin embargo, estos pueden sola solamente mente ser usados para fallas fase-tierra y fase-fase, fase-fase, por lo que para fallas trifásicas debe implementarse otra protección, porque dicha fallas tienen poca o ninguna componente de secuencia negativa. 6.21.7 Protección de líneas co compensadas mpensadas con compa comparación ración direccional
Esta clase de protección es muy rápida y realiza la medida solamente cuando ocurre la falla y durante un período período de tiempo posterio posterior. r. Mide los cambios de volta voltaje je ∆V y de corriente ∆I. Estos valores son calculados en acuer estado fuente de voltaje asumida localización de la la falla de acuerdo doestable con el cuando teo teorema remalade Th Thévenin. évenin. Loses ajustes de ∆en V el y ∆punto I dande el alcance de la protección, mientras que la comparación de los signos de ∆V y ∆I da la dire dirección. cción. Si los signos son iguales, la dirección de la falla es hacia atrás y si son diferentes, la dirección es hacia adelante. En principio, esta protección es mejor que la distancia, sin embargo, en líneas paralelas tiene el mismo problema como todas las protecciones sobrealcanzadas. La desventaja es que la protección está solamente activa por un corto tiempo después de la ocurrencia de la falla y luego se bloquea un cierto tiempo. Esto significa que existen algunos problemas en la detección y disparo en el caso de fallas evolutivas, por lo cual debe complementarse para estos eventos.
Esta protección opera solamente con las componentes de secuencia cero. También opera correctamente para de fallas monofásicas y bifásicas. El relé ddireccional ireccional ope opera ra con las cantidades medidas ∆V0 yserie ∆I0 de manera similar al caso c aso anterior. La protección es ajustada en un modo de sobrealcance y tiene las mismas ventajas de la protección distancia y la onda viajera, excepto que ésta solamente opera para fallas f allas a tierra. Tiene
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la desventaja de que su alcance varía ligeramente ligeramente con la impedancia de la fuente. La protección se dificultará si se usa con recierres monopolares, porque en situaciones de falla interna aparece corriente residual en el relé durante el tiempo muerto, cuando un polo está abierto y es difícil discriminar la fase fallada fallada para efectuar eell recierre. Por consiguie consiguiente, nte, esta protección debe ser bloqueada durante el tiempo muerto. m uerto. Al contrario de la protección de onda viajera, este relé siempre está activo y el alcance de la zona está limitado por un relé de sobrecorriente residual, presentando buena operación para diferentes puntos de falla sobre la línea con o sin compensación.
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7 ESTABILIDAD, PÉRDIDA DE SINCRONISMO Y OSCILACIÓN DE POTENCIA 7.1 Estabilidad Las variables del sistema de potencia cambian permanentemente debido a las variaciones de la carga. Estas variacione variacioness durante la ooperación peración nnormal ormal requiere requierenn que llos os controles de llos os generadores del sistema se adapten continuamente para mantener el balance entre la carga y la generación. Durante este tipo de va variaciones riaciones los sistemas de pro protección tección deben pe permanecer rmanecer sin operar. Existen otros fenómenos más severos que alteran el balance entre la carga y la generación, y que en algunos casos pueden requerir la operación del sistema de protecciones para evitar daños de equipos o el colapso del sistema. Estos fenómenos están rel relacionados acionados con: Fallas en el sistema de potencia, po porr ejemplo ejemplo,, en la lass líneas de transmisión Recierres de líneas de transmisión Pérdida abrupta de carga Pérdida abrupta de generación Salidas de líneas de transmisión Luego de que algún evento como los anteriores altera el sistema de potencia se inicia un periodo dinámico durante el cual varían los flujos de potencia hasta que el sistema logre nuevamente el balance entre generación generación y carga o te termine rmine en una pé pérdida rdida de estabilid estabilidad. ad. Una oscilación de potencia la variación de los flujos de elpotencia debido a los cambios los evento ángulosque de la tensiónesenentonces las barras y generadores durante periódico dinámico posterior de a un altera el sistema de potencia. Uno de los puntos fundamentales es saber que algunas oscilaciones son estables y otras son inestables. En el caso de las oscilaci oscilaciones ones estables, el sistema pu puede ede volver a un estado normal de operación sin necesidad de descone desconectar ctar equipos (por ejemplo, gener generadores). adores). En el caso de las oscilaciones inestables, el sistema no se recupera y es necesario desconectar una parte o todo el sistema de potencia y realizar de nuevo el proceso de sincronización. Para conocer cuál será el comportamiento del sistema de potencia luego de un evento es necesario realizar realizar estudio estudioss o análisis de estabili estabilidad. dad. Se distinguen los siguientes tipos de estabilidad: Estabilidad transitoria (t ≤ 1 seg) Estabilidad dinámica (1 seg ≤ t ≤ 15 seg) Estabilidad de régimen permanen permanente te
Mediante los estudios de estabilidad se obtienen parámetros muy importantes relacionados con el sistema de protecciones, tales como el ángulo máximo entre el sistema y el generador para saber si el sistema es estable o inestable y el tiempo crítico para que actúen las protecciones. En la Figura 51 se muestra un generador conectado a un gran sistema de potencia a través de dos líneas de transmisión. Cuando se presen presenta ta una falla en una línea, la potencia tran transmitida smitida a través de ella disminuye dependiendo del tipo de falla, para fallas trifásicas la potencia transmitida se hace prácticamente prácticamente cero. Durante eell tiempo que dura la falla, el ge generador nerador aalmacenará lmacenará una parte la energía mecánica que recibe en forma de velocidad y por lo tanto, aumentará su ángulo de adelantamiento respecto al sistema de potencia (asumiendo que el sistema de potencia es muy superior al generador). generador). Cuando se despeja la falla y si se reconectara la línea, el generador generador entraría con un ángulo superior y podría suceder: Que la potencia eléctrica sea su superior perior a la potencia mecán mecánica, ica, caso en eell cual, el gen generador erador disminuiría su velocidad y luego de unas oscilaciones volvería se estabilizaría en un ángulo.
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Que la potencia eléctrica sea in inferior ferior a la ppotencia otencia mecáni mecánica, ca, caso en el cual, el gene generador rador
continuaría aumentando su velocidad y el sistema sería inestable. Línea 1
Generador Bajo estudio
“Barra infinita” 1∠ 0°
Transformador Línea 2
Figura 51. Generador conectado al sistema de potencia En este caso para determinar si el sistema es estable o inestable, es necesario conocer el comportamiento del del ángulo del genera generador, dor, teniendo como rreferencia eferencia el ángulo ddel el sistema. En la Figura 52 se muestran los po posibles sibles comportamien comportamientos tos de éste ángulo eenn el tiempo. Se puede observar que cuando el sistema es estable, este ángulo alcanza un ángulo final constante, mientras que cuando es inestable, continúa variando en el tiempo.
dδ/dt = 0 δ (t)
δo
Estable δmáx
δfinal
Inestable
1 seg
Figura 52. Variación de dell ángulo del gen generador erador En la Figura 53 se muestra el circuito básico de un generador conectado a un barraje infinito, el cual es el caso más simple simple para real realizar izar un análisis de estabilidad. En este caso la potenci potenciaa eléctrica que entrega el generador al sistema está dada por la siguiente ecuación. Pe =
E V g T X
sen δ
VT es el voltaje terminal. Se toma gener generalmente almente como 11.0 .0 p.u
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X
Eg ∠ δ
Pe
1 ∠ 0° VT ∠ 0°
Figura 53. Generador co conectado nectado a barr barraje aje infinito De acuerdo con la ecuación de transferencia de potencia, tenemos entonces que la potencia que entrega el generador al sistema es inversamente proporcional al valor de la reactancia que los conecta (en éste análisis se desprecia el efecto de la resistencia) y proporcional a la tensión en los nodos conectados a través de la reactancia. Si analizamos el caso ddee la Figura 51, se tiene tienenn tres momentos diferentes del evento: - Antes de llaa falla se transmite potencia a través de dos líneas de trans transmisión. misión. En este caso la reactancia debida al sistema de transmisión es la mitad de la reactancia de una línea. - Durante la falla llaa tensión en no nodo do del gen generador erador disminuy disminuyee considerablemente y por lo tanto la potencia transmitida disminuye. - Después de la falla las tensione tensioness se recuperan a un valor cercan cercanoo a la ten tensión sión nominal, pe pero ro la conexión se mantiene a través de una sola línea de transmisión, por lo cual la curva de transferencia de potencia potencia es inferio inferiorr a la que se tiene antes de la falla. En este caso no se considera la reconexión de la línea fallada debido a que el fenómeno transitorio analizado ocurre antes de que se presente el recierre (T < 1 seg), además, no si la falla es permanente el recierre no será exitoso. En la Figura 54 se muestran las curvas de transferencia de potencia antes, durante y después de la falla. Se parte de una condición estable don donde de hay balance entre potencia eléctrica y mecánica y el ángulo es δ0, luego, durante la falla la potencia mecánica es superior a la potencia eléctrica y el generador aumenta su ángulo de adelantamiento respecto al sistema hasta un valor δd. Después del despeje de la falla, el generador tiene una velocidad superior a la sincrónica y continúa aumentando su ángulo hasta δmax, donde su velocidad eess la sincrónica. Debido a que con el ángulo δmax la transferencia de potencia es superior a la potencia mecánica, el generador inicia un proceso de frenado hasta que la potencia mecánica sea superior a la potencia eléctrica e inicie nuevamente un aumento aumento de velocidad. Luego de alguna algunass oscilaciones, el generad generador or se estabilizará con un ángulo δf, donde las potencias eléctrica y mecánica son iguales para la nueva condición del sistema (una sola línea).
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Punto inicial: balance entre potencia eléctrica y mecánica
Pe
Antes de la falla Después de la falla Durante la falla Pe: Potencia eléctrica Pm: Potencia mecánica
Pm
δf
δo δD
Pe
δ
δmáx
=
E gV T X
sen δ
Figura 54. Curvas de transferenci transferenciaa de potencia El comportamiento del generador durante el periodo dinámico está determinado en gran parte por sus características mecánicas. En la Figura 55 se muestra el modelo mecánico del con conjunto junto generador-turbina, el cual corresponde a una masa girando con una velocidad angular Wr y con un momento de inercia I.
I
Tm Wr θr
ESTATOR Figura 55. Modelo mecánico Recordemos la segunda Ley de Newton para sistemas mecánicos en rotación:
a = I α ∑ T = T Dónde: α es la aceleración angular angular,, Ta es el torque acelerante
∑ T ≅ Tm − Te − Tpédidas (≅ o) dWr
Tm − Te = I α = I
dt
(Tm − Te ) Wr = I
2
= I
d θ r 2
dt
dWr
Wr
dt
dWr Pm − Pe = I Wr dt
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We
= Wr =
p
Dónde: p es el número de pares de polos y We es la velocidad angular eléctrica Ec
2 E C 2 I Wr ⇒ I Wr = Wr 2
1
=
I Wr =
Pm − Pe = Pm − Pe
2 E C p We
2 E C
=
2 E C p We dWe
×
dt
dWe
×
2π f
=
dt
×
E C
π f
1 p
×
dWe dt
We = Ws + W Pm − Pe =
E C
π f
×
dW dt
2
Pm − Pe = E C × d δ π f dt 2
SB= Potencia base para un sistema 3 φ Pm
−
S B Pe S B
=
Pe
=
S B
E C
2
S B π f dt
V E g T X
(V B × V B )
Pe p.u
= V B
E C S B
Senδ
Z B
Eg V T ×
Pe p.u
d 2δ
=
V B X Sen δ Z B
Eg ( p.u ) × V T ( p.u ) X ( p.u )
Senδ
= H [seg ] La suministran los fabricantes Pm −
EgV T X
H d 2δ π f dt 2
Senδ =
7.2 Protección de pérdida de sincronismo Una de las funciones de protección del generador consiste en detectar cuando se ha perdido la estabilidad o lo que es equival equivalente, ente, cuando se ha perdido sincronismo sincronismo con el sistema. La complejidad de la protección de pérdida de sincronismo está relacionada con el desconocimiento
del ángulo del generador generador respecto al sistema de potencia. Si se conociera este ángulo se podría
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determinar si un sistema es estable o es inestable inestable.. Las proteccion protecciones es de pér pérdida dida de si sincronismo ncronismo utilizan un método indirecto, basado en impedancias para inferir este ángulo y determinar si es necesario desconectar desconectar el generado generadorr del sistema de potenci potencia. a. En la Figura 56 se muest muestra ra el circuito de un generador y un sistema conectados a través de impedancias. ZL
ZG
ZS
Relé de impedancia
Figura 56. Fuentes conectadas a través de impedanci impedancias as A continuación se presenta la deducción de la impedancia que sería vista por un relé de protección ubicado en los bornes del generador teniendo en cuenta las diferentes impedancias y la diferencia angular angular entre eell generado generadorr y el sistema. La impedanci impedanciaa vista por el rrelé elé si está direccionado hacia el sistema está dada por:
− ( − ) (( + − + ) ) ( + + ) Si tomamos VS como referencia, definimos θ como el ángulo de desfase ddee VG respecto de VS y definimos la relación de magnitudes n como:
Entonces:
( +) + ) ( (( ( + ) ( − ) (( + ) − ( ( + + ) − 1 ( ( − )− + ) ) (− ( − ) ( −) −− 11)) −− −− ) ) ( ( −11)+) + ) (( Por lo tanto:
− − ) ( + + ) − ( (− −)) + En la Figura 57 se muestra el diagrama RX para diferentes relaciones entre tensión del generador y tensión del sistema, asumiendo que las impedancias no tienen componente resistiva.
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5
4
3
0.9 0.92
2 0.94 1
0.96 0.98
0 X
1
1
1.02 1.04
2 1.06 3
1.08 1.1
4
5 5
4
3
2
1
0
1
2
3
4
5
R
Figura 57. Diagrama RX para d diferentes iferentes valor valores es de n Para el caso particular de n=1
( ( + + ) en cuenta que (1 −las impedancias ) − son predominantemente De acuerdo con lo anterior, y teniendo
reactivas, para n = 1, la reactancia vi vista sta por el re relé lé permanece constante, y solo varía la resistencia. La protección de oscilación de potencia se basa en la detección del ángulo crítico de pérdida de estabilidad mediante mediante la medición ddee impedancia. Debido a que ddurante urante un cortocircuito eenn el sistema externo al generador (por ejemplo una línea) se pueden ver impedancias similares a las de pérdida de sincronismo, éste relé debe distinguir distinguir entre estos dos tipos de eventos. La forma de realizar esta esta distinción es med mediante iante el an análisis álisis de la variación de impedancia. Durante un cortocircuito, la impedancia vista por el relé varía en un tiempo muy corto (menos de un ciclo), mientras que en una pérdida de sincronismo la variación de impedancia es mucho más lenta. El esquema de protección más empleado por los equipos de protección es el basado en blinders supervisados por un elemento elemento de distancia tipo Mho. En la Figura 58 y la Figura 59 se ilustra ilustra la característica y las regiones de operación de la protección.
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Figura 58. Característica de operación de la función de protección
Figura 59. Regiones de operación y trayectorias típicas de oscilación de potencia PARÁMETROS Y CRITERIOS DE AJUSTE
Los elementos tipo ventana o blinders se utilizan para reducir la zona efectiva de disparo por la condición de fuera de paso evitando disparos innecesarios al momento de presentarse oscilaciones estables, un ajuste típico para la separación entre blinders está dado por la siguiente expresión:
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Dónde: X’d XTG XmaxSG1
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Reactancia transitoria saturada de eje directo Reactancia del transformador elevador Reactancia de secuencia positiva del sistema para la condición de demanda máxima
δ Máxima separación angular entre el sistema y el generador Normalmente la máxima separación angular se determina mediante los estudios de estabilidad transitoria, un valor típico de esta variable es 120º
El diámetro del elemento Mho está dado por la siguiente expresión:
Dónde: X’d Reactancia transitoria saturada de eje directo XTG Reactancia del transformador elevador El offset de la característica mho es normalmente ajustada a un valor de -2X’d y el valor típico para el ajuste del ángulo de impedancia es 90º
El retardo de tiempo debe ajustarse de acuerdo al tiempo esperado para las condiciones de oscilación de potencia derivadas derivadas del estudi estudioo de estabilidad tran transitoria. sitoria. Un ajuste típico para este tiempo de oscilación puede variar entre 3 y 6 ciclos.
En muchos equipos de protección existe un conteo para el número de polos que hará que opere la función de protección luego de que el tiempo de reposición del deslizamiento haya trascurrido. Normalmente este número de deslizamiento de polos se ajusta en 1 y el tiempo de reposición en 120 seg. Cabe aclarar que elentiempo de re reposición posición pierde sentido cuan cuando do el número de deslizamiento de polos se ajusta 1.
7.3 Bloqueo por oscilación de potencia Las variaciones de impedancia aparente vista por los relés de protección debido a los fenómenos dinámicos pueden ser interpretadas como fallas por los relés de distancia de las líneas de transmisión. El bloque bloqueoo por oscilació oscilaciónn de po potencia tencia evita el disparo de las proteccione proteccioness de distancia que pueden interpretar éstas oscilaciones como una falla y ocasionar la salida innecesaria de una línea de transmisión. Estas aperturas innece innecesarias sarias general generalmente mente agravan los problemas y pueden pueden hacer colap colapsar sar el sistema. En la Figura 60 se muestra un esque esquema ma de bloqueo por oscilación de potencia, en el cual se utiliza una franja exterior a las zonas de protección para detectar la velocidad de la evolución de la impedancia y distinguir entre una oscilación de potencia y una falla real en el sistema.
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X
R
Figura 60. Bloqueo por oscilación de p potencia otencia
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8
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PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES
El transformador de potencia es uno de los elementos más importantes del sistema de transmisión y distribución. La elección de la pro protección tección apropia apropiada da puede estar condicion condicionada ada tanto ppor or consideraciones económicas económicas como por el tamaño del transformador. No hay una forma forma normalizad normalizadaa para proteg proteger er todos los trans transformadores. formadores. La mayoría de las instalaciones requieren análisis individuales para determinar el esquema de protección mejor, más efectivo y menos costoso. costoso. Normalmente Normalmente,, es técnicamente factible más de un esquema y las alternativas pueden pueden oofrecer frecer di diferentes ferentes grado gradoss de sensibilidad, velocidad y selectividad. El esquema seleccionado será el que permita un buen balance y combinación de esos tres elementos, así como un costo razonable. En protección de transformadores se debe considerar una protección de respaldo, dado que la falla de un relé o interruptor asociado con el transformador durante una falla en él, puede causar tal daño al transformador transformador,, que su reparación no sea económicamente rentable. Los transformadores y autotransformadores, en general, están sometidos a cortocircuitos internos de los cuales se protegen con relés diferenciales porcentuales o de alta impedancia y con relés de presión o acumulación acumulación de gas. También están sometido sometidoss a sobrecorrien sobrecorrientes tes por fallas externas contra las cuales se protegen con relés de sobrecorriente sobrecorriente.. Adicionalmente, los transformadores y autotransformadores pueden sufrir sobrecalentamientos y sobrecargas que se pueden detectar con resistencias detectoras de temperatura y con relés de sobrecarga, rede spectivamente. La Figur Figuraa 61 muestra el esquema típico de pro protección tección de un transformadorrespectivamente. potencia.
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FUENTE
3I > FI
I> In > ϑ >
Id >
>
I> In >
>
> 3I > FI
Figura 61. Proteccione Proteccioness principales de un ttransformad ransformador or
8.1 Protección diferencial de transformad transformador or El relé diferencial de corriente es el tipo de protección usada más comúnmente para transformadoress de 10 MVA en adelante. La protección diferencial es muy aapropiada transformadore propiada para detectar las fallas que se producen tanto en el interior del transformador como en sus conexiones externas hasta los transformadores de corriente asociados con esta protección. 8.1.1 Tipos de re relés lés difer diferenciales enciales para protección de tr transformador ansformadores es Para implementar la protección diferencial se usan relés de varias clases, así: • Protección diferencial usando relés de sobrecorriente temporizados.
Estos relés de
sobrecorriente restricción, pocotales usados aplicaciones actuales debido a que son susceptibles desin operar mal por son causas comoen corriente de magnetización “inrush” cuando se energiza el transformador y errores de saturación o errores de disparidad de los
transformadoress de corriente. transformadore
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• Protección diferencial usando relés diferenciales porcentuales. Ésta es un unaa pro protección tección que dispone de una restricción para evitar disparos indeseados ante fallas externas debido a la disparidad en en los transfor transformadores madores de co corriente. rriente. Esto permite inc incrementar rementar la ve velocidad locidad y seguridad de la protección con una sensibilidad razonable para corrientes de falla bajas y al mismo tiempo, se pueden pueden obtener bbeneficios eneficios en caso ddee errores de sa saturación. turación. Estos relés son aplicables particularmente a transformadores de tamaño moderado localizados a alguna distancia de la fuente f uente de generación mayor.
La cantidad de restricción es establecida como un porcentaje entre la corriente de operación (Idiferencial) y la corriente de restricción (Ibias). Cada fabrica fabricante nte usa una de definición finición ligera ligeramente mente diferente para la pendiente y la cantidad de restricción puede ser fija, ajustable o variable dependiendo dependien do del fabricante. Es de anotar que un relé diferencial porcentual simple puede operar incorrectamente con corrientes “inrush”. • Protección ddiferencial iferencial usando relés difer diferenciales enciales po porcentuales rcentuales co conn restri restricción cción de armónicos. Algunos relés diferenciales incorporan en su diseño una restricción de armónicos para evitar disparos indeseados indeseados debidos a co corrientes rrientes de ““inrush”. inrush”. La conexión de este relé en uunn transformador con conexión Υ - ∆, se observa en la Figura 62. Dichos relés utilizan al menos la corriente del segundo armónico que está presente en toda energización de transformadores, para restringir o reducir la sensibilidad del relé durante este período.
Los relés diferenciales con restricción de armónicos también incluirán una unidad instantánea, la cual se ajusta por encima de la corriente de “inrush” del transformador. A
A C A
C
C
C A
B
B
B
B
O R
ØA
R O
R
R
ØB
O R R
BOBINA DE RESTRICCIÓN
ØC
R O
BOBINA DE OPERACIÓN
Figura 62 Conexión prote protección cción diferencial porc porcentual entual transform transformador ador Υ Υ- ∆
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INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 107 A C B
1
A
1
2
2
3
C
3
B
O R
ØA
R O
R
ØB
R O
R R
ØC
R
BOBINA DE RESTRICCIÓN
O
BOBINA DE OPERACIÓN
Figura 63 Protección difere diferencial ncial porcentual autot autotransformado ransformadorr sin carga en la delta del terciario A B C A B C
A
A
A
B
A C
C
B
R
B
C
C
B
O R
ØA
R
R
O R
R
R R R
BOBINA DE RESTRICCIÓN
O
ØB
O R
ØC
BOBINA DE OPERACIÓN
Figura 64 Protección difer diferencial encial porcentual auto autotransformad transformador or con carga en la delta del terciario • Protección diferencial de autotransformadores autotransformadores utilizando relés ddee aalta lta iimpedancia. mpedancia. En algunos países es un práctica común proteger los autotransformadores utilizando relés diferenciales de alta impedancia impedancia tipo barra barra,, operados ppor or voltaje. Las conexione conexioness de este siste sistema ma de protección de autotransformadores, con el punto de neutro del devanado en Υ, sólidamente aterrizado se observa en la Figura 665. 5. Este arreglo provee pprotección rotección contra todo tipo de
fallas fase-fase y fallas a tierra, tierra, pero no provee pro protección tección para fallas entre esp espiras. iras. En este
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esquema se requiere que todos los transformadores de corriente tengan igual relación de transformación e iguales características de precisión. Los autotransformadores autotransformadores están a menudo dotad dotados os con un devanado terciar terciario io en delta. En el caso de que dicho devanado no tenga conectada carga, se puede conectar una esquina de la delta como se muestra en la Figura 65 para que la protección diferencial pueda detectar las fallas a tierra en este devanado. De todas ma maneras, neras, este eesquema squema de conexión de la protección no detectará fallas entre fases f ases o entre espiras del devanado terciario. DEVANADO TERCIARIO
LINK
A
*
B
X NEUTRO
*
C
*
ØA
ØB
H
*
*
*
*
*
*
A B C
ØC
87T
* IGUAL PRECISIÓN
Y RELACIONES DE TRANSFORMACIÓN
Figura 65 Protección difer diferencial encial de alta impedancia para un autot autotransforma ransformador dor sin carga en el terciario 8.1.2 Formas de cone conectar ctar la protección diferencial en el devanado terciario Para llevar la conexión de la protección diferencial a un devanado terciario en delta de un autotransformador, autotransformado r, se utilizan dos formas: • Medida externa de corriente terciaria: En este tipo de conexión la señal de corriente
se toma de un CT ubicado fuera de la delta (Ver Figura 66 (b)). Dado que este CT mide la corriente de línea de la delta y tanto el lado primario como el secundario del autotransformador están conectados en Υ, es necesario compensar la diferencia angular del voltaje con la conexión del relé. La forma de hacer esto depende del tipo de relé a conectar, es decir, si el relé es numérico la compensación se hace por software escogiendo en el rango del relé la conexión indicada. indicada. En otros casos el relé dispone de unos CT’s de interposición, los cuales deben ser conectados de acuerdo con la compensación requerida. Esta conexión es muy m uy utilizada en autotransformadores trifásicos.
• Medida interna de corriente corriente terciaria: En esta conexión, la señal de corriente se toma
internamente a travésque de están CT’s de buje ubicados del devanado de lanodelta. Dado que la corriente midiendo los relés dentro es la propia del devanado, hay necesidad de compensar. (Ver F Figura igura 66(a)).
Esta conexión es muy utilizada en autotransformadores construidos con unidades
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monofásicas. A
Y2
P2 P1 IA
A
P2 P1
H1 H1
Y1 Y2
BARRA
P2 P1 IA
X1
A
87T COMPENSACIÓN YY0 -YY0 -YY0
2IA
N
X1
P2 P1 Y1
A
87T COMPENSACIÓN YD1-YD1-YY0
(a)
(b)
Figura 66. Esquemas de conexión de la protección diferencia diferenciall en el devanado terciario 8.1.3 Conexión diferencial larga y cconexión onexión diferencial corta Cuando la conexión de un transformador entre dos barras se hace a través de campos de conexión existe la posibilidad de utilizar bien sea los CT de buje del transformador o los CT de los campos de conexión. conexión. Cuando se uutilizan tilizan los CT de los campos de cone conexión, xión, con lo cua cuall la protección diferencial cubre no solo el transformador sino las conexiones a los campos, se denomina conexión diferencial larga y cuando la conexión se hace utilizando los CT de buje del transformador,, ssee denomina conexión diferencial corta. transformador 8.1.4 Factores a considerar en el ajuste de la protección diferencial En la protección diferencial de transformadores se deben tener en cuenta los siguientes factores que pueden causar una operación incorrecta de la misma si no son considerados al momento de la conexión y ajuste del relé. 8.1.5 La co corriente rriente inicial de magnetización o cor corriente riente de “inr “inrush” ush” Esta corriente puede ser vista por el relé principal como una corriente de falla interna y causar la desconexión del transformador, dado que esta corriente es del orden de ocho (8) a doce (12) veces la corriente nominal nominal con un tiempo de duración de 100 ms o más. Los factores que controlan la duración y la magnitud de esta corriente son el tamaño y la localización del transformador, la impedancia del sistema desde la fuente al transformador, las dimensiones internas del núcleo del transformador y su densidad de saturación, el nivel de flujo residual y la forma como el banco se energice. Para evitar este problema, la protección diferencial del transformador puede ser diseñada con sensibilidad reducida al transitorio, usando los armónicos de la corriente “inrush” para desensibilizar momentáneamente la operación durante el tiempo de energización, lo cual se puede hacer debido a que la corriente inicial de magnetización tiene un alto contenido de armónicas, particularmente particularmente de segundo y cuarto orden, las cuales se pueden utilizar, filtrándolas y haciéndolas pasa por la función de restricción para así insensibilizar al relé durante la energización del transformador. Ante fallas, los armónicos de orden 2 y 4 son de muy bajo valor, así que el manejo de éstos permite distinguir entre corrientes “inrush” y de falla. f alla. 8.1.6 Diferencia een n la m magnitud agnitud de la corriente en cada lado del transforma transformador dor
Debido a los diferentes niveles de voltaje, incluidas las diferentes posiciones de los tomas de los
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transformadores, las corrientes a uno y otro lado del transformador son de diferente magnitud; esto se compensa con la adecuada selección de la relación de los transformadores de corriente asociados con la protección diferencial y de un relé del tipo porcentual o con bobina de restricción. Los transformadores de corriente, al emplear relaciones de transformación distintas, no compensan la diferencia que se presenta entre las corrientes del lado de alta y baja del transformador, es decir, puede presentarse un posible desequilibrio de relación de transformación en los diferentes transformadores transformadores de corrie corriente. nte. Esto se compensa con lo loss factores de “Matching” que tenga el relé. 8.1.7 Grupo de conexión del transformad transformador or El grupo de conexión del transformador de potencia introduce un desfase entre las corrientes primaria y secundaria. secundaria. Esto se compensa con la adecuad adecuadaa conexión de los transfor transformadores madores de corriente, es decir, si el transformador de potencia está conectado en delta - estrella ( ∆- Υ), la corriente trifásica balanceada sufre un cambio angular de 30 °, el cual deberá ser corregido conectando el transformador de corriente en estrella - delta ( Υ Υ-∆), como se muestra en la Figura 62. En general, la eliminación del desfase se realiza asumiendo flujo balanceado de corrientes a cada lado del transformador transformador.. Los transfor transformadores madores de corriente en el lado Υ de un banco deben conectarse en delta y los del lado delta deben conectarse en Υ, de esta manera se compensa el desfase de 30° y se bloquea la corriente de secuencia cero que se presenta cuando hay fallas externas a tierra, que cuando CT’slaseoperación conectanerrónea en delta,dellarelé. corriente de secuencia cero externa circula en dado el circuito de éstoslos y evita Si el transformador ha sido conectado en delta en ambos niveles de tensión, los CT´s de interposición deberán deberán ser con conectados ectados en Y al relé ddiferencial. iferencial. Para bancos conectados Y YY Y aterrizados sin devanado devanado terciario, se debe utilizar una conexió conexiónn delta de los CT´s. Sería posible usar CT´s conectados en Y si el banco está formado por tres transformadores bidevanados independientes conectados en Yaterrizado - Yaterrizado. Sin embargo, si este banco es del tipo trifásico la conexión en delta de los CT´s es la recomendada debido a que el flujo residual de secuencia cero genera genera una delta fantasma. La clave en todos llos os casos es que si se uutiliza tiliza la conexión Y de los CT´s, la corriente en por unidad de secuencia cero debe ser igual en ambos lados ante fallas externas. Algunas veces no es posible obtener un valor aceptable de desbalance con las relaciones de transformación disponibles disponibles o por la franja de ajuste permitida por el relé, en cuyo caso se requiere el uso de CT´s auxiliares de balance de corrientes. Para transformadores multidevanados como los bancos tridevanados, o autotransformadores con devanado terciario conectados a circuitos externos, se utiliza un relé con múltiples bobinas de restricción (se puede disponer de relés con dos, tres, cuatro y hasta seis bobinas de restricción con un devanado devanado de opera operación ción simple). Las corrientes a través de las bob bobinas inas de restricció restricciónn estarían en fase y la diferencia de corriente debida a la carga o a una falla externa sería mínima. Idealmente, esta diferencia sería cero, pero con relaciones de transformación de CT diferentes en distintos niveles de tensión, esto es imposible en casi todos los casos. Con el fin de seleccionar el ajuste adecuado para las protecciones diferenciales de los transformadores, se lleva a cabo un análisis de verificación de la saturación de los transformadores de corriente teniendo en cuenta el estudio de cortocircuito y las curvas de excitación (Tensión vs Corriente) suministradas por el fabricante. 8.1.8 Análisis d dee es estabilidad tabilidad de la protección ante falla eexterna xterna En este análisis corriente simulando se fallas determinan externas, las máximas tanto en corrientes el lado dea alta través como de en los eltransformadores lado de baja del de transformador y se evalúa el impacto que podrían tener sobre las protecciones en el caso que se
presente saturación saturación bajo estas condiciones. Para hacer eesto sto se debe disponer ddee las curvas de saturación de los CT’s y demás características c aracterísticas de estos
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Normalmente, la gran mayoría de los relés diferenciales aplican una ecuación con la cual se verifica la estabilidad de la protección ante falla externa y esta expresión varía de acuerdo con el diseño mismo del relé diferencial. 8.1.9 Cálculo de factores de compensación Para el caso en el cual las relaciones de transformación de los CT’s asociados con la protección diferencial no sean iguales, es necesario compensar mediante factores o CT’s de interposición auxiliares de tal manera que en estado estable la corriente diferencial que circula por la bobina del relé, aún sin falla interna, sea minimizada. La pendiente del relé diferencial, en la mayoría de los casos debe tener componentes que consideren los siguientes factores: P
Dónde: P: %T: %eCT: %er: MS:
= %T + % eCT + % er + MS
Pendiente porcentual del relé Máxima franja de variación del cambiador de tomas (arriba o abajo) Máximo error de los CT para la clase de exactitud especificada Máximo error esperado de relación de transformación entre la relación de transformación del transformador transformador y la de los CT. Margen de seguridad: Mínimo 5%.
8.1.10 Selección de la cor corriente riente diferencia diferenciall de umbral Para elegir el umbral de ajuste más adecuado para la protección diferencial del transformador, se realizan fallas externas monofásicas y trifásicas y se determinan las corrientes diferenciales que circularán por el relé para cada una de ellas. La corriente diferencial de umbral se ajusta a un valor por encima de la máxima corriente obtenida en las simulaciones s imulaciones con un margen de seguridad que garantice su estabilidad ante fallas externas.
Id=I1+I2
I2
I1
Figura 67 Protección difere diferencial ncial de autotransf autotransformador ormador ante falla exter externa na 8.1.11 Verificación de la sensib sensibilidad ilidad de la protección diferenc diferencial ial ante falla interna Se simulan fallas internas en el elemento protegido y el valor de corriente obtenido debe ser mucho mayor que la corriente de umbral seleccionada, para garantizar una alta sensibilidad en el relé.
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Id=I1+I2
I2
I1
Figura 68 Protección difer diferencial encial de autotransf autotransformador ormador ante falla interna
8.2 Protección de sobrecorrien sobrecorriente te La protección de sobrecorriente en transformadores de potencia, se utiliza como protección de respaldo de la protección protección diferencial y ppara ara fallas externas. Los relés de sobreco sobrecorriente rriente sólo se utilizan como protecciones principales en los transformadores cuando el costo de la protección diferencial no se justifica. A continuación se presentan algunos criterios para el ajuste de los relés de sobrecorriente tanto de fases como de tierra. Sin embargo, estos ajustes no se pueden pueden asignar arbitra arbitrariamente riamente sino que se deben corroborar con un estudio de cortocircuito que garantice que exista coordinación con los relés de protección de elementos del sistema adyacentes al transformador. 8.2.1 Protección de fases Cuando se requiere la sobrecarga del transformado transformadorr y para permitir la buena operación del relé, el valor de ajuste de la corriente de arranque debe ser mayor a la corriente de sobrecarga esperada esperada.. El valor de arranque se recomienda tomarlo como un 130% de la corriente nominal del transformador (en refrigeración refrigeración forzada) y el dial y la curva se determina de acuerdo con el estudio de cortocircuito. Los ajustes de los relés de fases involucran compromisos en entre tre operación y protección. La recomend recomendación ación de 130% surge de la venta ventaja ja que oofrece frece la cap capacidad acidad de sobrecarga del transformador en estado de operación normal y, en especial, cuando se presentan situaciones de contingencia en en donde se requiere llaa sobrecarga de líneas y transfor transformadores. madores. Sin embargo, es importante señalar que cada empresa define el porcentaje de sobrecarga de sus equipos y por tanto el ajuste más adecuado de la protección. De acuerdo con la norma ANSI/IEEE C37.91 es aceptable un ajuste del 200% al 300% de la mínima capacidad del transformador según su pla placa ca de características. De acuerdo con lo anterior, un ajuste del 130% de la Inominal en la máxima capacidad del transformador es aproximadamente aproximada mente equivalente al 217% de la I nominal en la mínima capacidad. Para los relés de sobrecorriente de fases se hace un análisis integral, es decir, se simulan fallas bifásicas aisladas en puntos cercanos al transformador, tanto por el lado de alta como por el lado de baja y se observan las magnitudes de las corrientes por todos los relés para las diferentes fallas, se establece un ajuste primario para cada uno de los relés de sobrecorriente de fases y se verifica la coordinación entre ellos, de tal forma que cuando la falla ocurra en cercanías al relé éste opere primero y los demás operen selectivamente. Esta metodología se debe aplicar en generación máxima para ajustar los relés en el punto donde es más difícil coordinarlos. Además se debe verificar que el ajuste obtenido del relé (dial y curva característica) se ubique por debajo de la curva de soportabilidad del transformador, para garantizar que el equipo no sufrirá daño.
Para facilitar el trabajo, se pueden elaborar tablas donde se resuma el estudio de cortocircuito y se puedan observar los tiempos de operación de cada relé para las diferentes fallas simuladas y de
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este modo verificar la operación selectiva de las protecciones. En caso de que el relé de sobrecorriente a ajustar sólo tenga unidad de tiempo definido, la corriente de arranque se ajusta con el criterio ya recomendado y el tiempo de operación se escogerá de acuerdo con la selectividad de las protecciones aguas abajo y arriba del transformador considerando considerando los estudios de cortocircuito. Es importante anotar, que para una falla en la barra de baja tensión, la curva de operación del relé de sobrecorriente del lado alta del transformador quedar preferiblemente encima de la del lado de baja. Estodedependerá del esquemadeberá de disparo habilitad habilitado o para lospor interrup interruptores tores asociados con los dos lados del transformador, dado que en algunos casos las protecciones del nivel de baja tensión disparan también los interruptores del lado de alta del transformador. Dependerá también de la existencia o no de un devanado terciario cargado, en cuyo caso es importante lograr lograr una adecuada co coordinación ordinación entre aalta lta y baja tensión. En caso de no existir tal devanado terciario cargado no se tienen grandes problemas si las curvas de alta y baja tensión se aproximan una a la otra. Cuando se tienen esquemas de deslastre de carga o de generación, en los ajustes de las protecciones de sobrecorriente de fases se deben tener en cuenta dichos esquemas para seleccionar las corrientes corrientes de arranque más adecuadas. Por ejemplo, si el deslastre se hhace ace con base en la sobretemperatura del transformador y sobrecorriente, se deben considerar los siguientes aspectos: • Para un margen dado de sobrecarga sobrecarga,, debe op operar erar el re relé lé de sobre sobretemperatura temperatura eenviando nviando
teledisparo a unas cargas previamente seleccionadas. • A partir de un nivel más elevado de sobrecarg sobrecargaa se puede iimplementar mplementar un desl deslastre astre por sobrecorriente que que desconecte ot otras ras cargas de acuer acuerdo do con el esque esquema ma seleccionado. Este esquema, puede consistir en una sola unidad de sobrecorriente instalada en una de las fases y en un sólo nivel de tensión, tomando la señal de corriente de un núcleo de medida, caso en el cual la coordinación con los demás relés de sobrecorriente no es necesaria dado que el núcleo del CT de medida se satura para corrientes corrientes de falla. Si la señal de corriente se toma de un núcleo de protección, se debe verificar que el relé de sobrecorriente instalado para efectuar el deslastre, nunca opere ante fallas en el sistema. • De acuerdo con lo an anterior, terior, el ajuste de la corrie corriente nte de arran arranque que del rrelé elé de sob sobrecorriente recorriente ddee fases que actúa como respaldo de las protecciones principales del transformador, será un valor mayor que la sobrecarga por temperatura y por corriente, para garantizar que opere el deslastre y el transformador quede protegido.
8.2.2 Sobrecorrie Sobrecorriente nte de fase instantáne instantáneaa No es recomendable el uso de la unidad instantánea para protección de transformadores ya que se pueden presentar operaciones indeseadas ante corrientes de energización o por fallas en otros niveles de tensión. Cuando esta unid unidad ad se utiliza, su ajuste deb debee ser superior a la máxima corriente subtransitoria asimétrica para una falla en el lado de baja tensión del transformado transformador. r. Así mismo, la unidad instantánea se debe ajustar en un valor superior a la corriente “inrush” del transformador,, para evitar disparos inadecuados. transformador 8.2.3 Protección de falla a tierra El valor de arranque de los relés de sobrecorrientes de tierra se recomienda en un valor del 40% de la corriente nominal nominal del transformado transformador, r, dado que los niveles de desbalance esp esperados erados en el sistema son inferiores este valor. El dial y la curva se determinan de acuerdo con el estudio de corto circuito. Para el ajuste de los relés de sobrecorriente de tierra, se simulan fallas monofásicas francas y de alta impedancia (30 Ω ó 50 Ω) en varios puntos del sistema (varios niveles de tensión del transformador), transformador ), se registran las corrientes residuales y a partir de estos resultados se escogen los
transformador), se registran las corrientes residuales y a partir de estos resultados se escogen los transformador), ajustes más adecuados haciendo las verificaciones del caso y cuidando de que estos relés
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queden con un alto grado de sensibilidad, manteniendo una selectividad apropiada. Si el relé de sobrecorriente a ajustar sólo tiene t iene unidad de tiempo definido, la corriente de arranque se ajusta con el criterio ya recomendado y el tiempo de operación se escogerá de acuerdo con los estudios de cortocircuito. Si la unidad no es de tiempo definido sino que es del tipo instantáneo sin posibilidad de retardo intencional, la unidad deberá quedar inhabilitada, excepto si se trata de un devanado de alimentación en delta, en cuyo caso es recomendable ajustarla al 10% de la corriente de carga. 8.2.4 Protección de sobrecorriente para el devanado terciari terciario o El devanado terciario de un autotransformador o de un transformador tridevanado es usualmente de menor capacidad que que los otros dos devanados. Los relés de sobrecorriente que que protegen los devanados principales normalmente nnoo ofrecen protección a los devan devanados ados terciario terciarios. s. En condiciones de fallas externas a tierra, por estos devanados circulan corrientes muy altas, por lo tanto, se debe disponer de un relé independiente de sobrecorriente para dicho devanado. El método a seleccionar para proteger el devanado terciario, generalmente depende de si se conecta o no carga a dicho dicho devanado. Si el devanado terciario terciario no tiene carga, la pro protección tección puede consistir en un solo relé de sobrecorriente conectado en serie a uno de los CT’s ubicado en el interior de la delta. Este relé sólo detectará fallas a tierra del sistema y fallas entre fases en el terciario o entre sus conexiones. Si el devanado terciario alimenta una carga conectada en estrella aterrizada, se puede proteger parcialmente con un solo relé de sobrecorriente, alimentado por tres CT’s, uno en cada devanado de la delta delta y conectados en paralelo al relé. Esta protección sól sóloo detecta las cor corrientes rientes de secuencia cero pero no las corrientes de secuencia positiva y negativa, por lo tanto, sólo operará para fallas a tierra en la delta terciaria, pero no cubrirá las fallas entre fases. Ver Figura 69. Los ajustes de los relés de sobrecorriente para el devanado terciario son similares a los ajustes recomendados para los devanados principales, considerando que para elegir la corriente de arranque, se debe tener en cuenta la capacidad del devanado en mención y desde luego, se deberá coordinar con los demás relés de sobrecorriente del sistema.
Io
Io
Io
Io
Io
Io
51G 3Io
RELÉS DE FASE
3Io
3Io 87N
Figura 69 Protección de falla a tierr tierraa de una delta usando relés de sobrecorriente sobrecorriente residual y relés de tierra conectados diferencialmente 8.2.5 Protección del transforma transformador dor de pu puesta esta a tierra
Un transformador de puesta a tierra puede ser un transformador en conexión Υ ∆ o en conexión zigzag. El esquema de protección consi consiste ste en relés de sobreco sobrecorriente rriente conectados a un CT en en
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delta, de tal manera que ante fallas a tierra, externas al transformador de puesta a tierra, la secuencia cero quede atrapada atrapada dentro de la delta evitando la operación del relé. Esto permite dar una máxima sensibilidad sensibilidad al relé para detección de fallas internas. Ver Figura 70. a
Io
Io
Io
Io
Io
Io
51
51
51
51
51
51 Io
Io
Io
Io Io
Io
Io
Io
Io C
3Io
(a)
Io
Io B 3Io
Io
(b)
Figura 70 Protección de transformadores de tierra (a) Zigzag (b) Υ Υ- ∆ Se puede utilizar una protección diferencial adicional para la protección del terciario conectado a tierraimpedancia a través deoun transformador de puesta a atierra, la cualse seles puede conresistencia un relé de alta con relés de sobrecorriente los cuales debeimplementar adicionar una estabilizadora. En otras configuraciones del circuito terciario, en lugar de la protección de tierra restringida, se puede utilizar una simple protección de neutro que consiste en un relé de sobrecorriente de tierra. En este caso, se debe tener cuidado en la selección de la relación de transformación del CT asociado con esta protección, ya que ésta puede depender más del rango de corriente de arranque del relé relé que de la misma capacidad ddel el transformador de pue puesta sta a tierra. De acuerdo con la norma ANSI/IEEE C37.91, se debe seleccionar la relación de transformación de este CT como una fracción de la corriente térmica del ttransformador ransformador de puesta a tierra. Tanto el relé de sobrecorriente de fases como el de tierra se pueden ajustar a la máxima sensibilidad permitida por el relé, dado que con la conexión en delta del CT y la conexión diferencial o protección de tierra restringida, se puede garantizar que el relé de sobrecorriente no operará para fallas externas a la zona protegida. Si el relé de fases es de tiempo definido, el tiempo de operación se puede ajustar en 100 ms, siempre y cuando este ajuste no se requiera coordinar con otros circuitos de alimentación que salgan de la delta terciaria. Además de la protección de sobrecorriente, el transformador de puesta a tierra debe tener todas las protecciones mecánicas de un transformador, las cuales se explican con detalle en numerales posteriores. En Colombia, dadas las Resoluciones de la CREG en cuanto a costos de indisponibilidad, resulta atractivo considerar esquemas de protecciones de terciario que preferiblemente den alarmas en caso de fallas a tierra en el terciario, terciario, en lugar de dar disparos. En estos casos es preferible utilizar utilizar esquemas de transformadores de tensión en estrella aterrizada (verificando que tengan circuitos anti-ferro-resonantes) o puestas a tierra de alta impedancia (por ejemplo colocando un transformador de tensión en el neutro de los Zigzag actuales), dejando los Zigzag (si son existentes) para el momento en el que se pueda buscar la causa de la falla (mantenimiento programado).
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∆
51 49 63 71
ZIG-ZAG
I neutro
CT Neutro Protección de tierra restringida ó Diferencial de alta impedancia para corriente de tierra
Relé Reactor 1 Reactor 2 Servicios auxiliares
BARRA TERCIARIA ATR
I>
Transformador zigzag
ϑ >
>
>
In > Servicios auxiliares
Figura 71. Esquema de protecciones de un transformador de puesta a tierra
8.3 Proteccione Proteccioness mecánicas La acumulación de gases o cambios de presión al interior del tanque del transformador, son buenos indicadores indicadores de fall fallas as o perturbacione perturbacioness internas. En muchos casos, son más sensibles, operando a la luz de fallas internas que no sean detectadas por la diferencial u otros relés y en caso de fallas incipientes incipientes de lento crecimiento. Sin embargo, es importante aclarar que su operación está limitada a problemas al interior del tanque del transformador t ransformador,, pero no ante ffallas allas en los bujes o conexiones externas de los los CT´s. Estas protecciones, en gen general, eral, son ajustadas por el fabricante del equipo y no requieren la intervención del usuario, ya que la modificación de los ajustes por parte del mismo conlleva a una pérdida de la garantía ante operaciones incorrectas de estos equipos. 8.3.1 Relé de presión súbita y válvula de ssobrepresión obrepresión (SPR) Estos son aplicables en transformadores inmersos en aceite. Un tipo de estos relés opera ante
cambios imprevistos en el gas encima del aceite, otros operan ante cambios súbitos de presión del mismo aceite, que que se origin originan an durante falla fallass internas. Este relé nnoo opera por ppresiones resiones
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estáticas o cambios de presión resultantes de la operación normal del transformador, que pueden ocurrir ante cambios de carga y de de temperatura. Son usados general generalmente mente para dar disparo con los contactos en paralelo con el relé diferencial, aunque también pueden ser utilizados para dar solo alarma si se prefiere. El tiempo de operación del relé SPR (Sudden Pressure Relay) varía desde medio ciclo hasta 37 ciclos, dependiendo dependiendo de la magnitud de la fall falla. a. Este relé se recomienda pa para ra todos los transformadoress con capacidad superior a 5 MVA. transformadore 8.3.2 Relé Buchholz Éste es una combinación de acumulador de gas y relé de aceite y solamente se aplica a los transformadores con tanque conservador de aceite (que actúa como una cámara de expansión) instalado en la parte superior del tanque principal. Este relé posee dos dispositivos: • Una cámara de recolección de gas en la cual se acumula el gas resultante de la
ruptura del aislamiento aislamiento por la presencia de un arco eléctrico leve. Cuando se ha acumulado cierta cantidad de gas, el relé da una alarma. • Un dispositivo que se opera por el movimiento repentino del aceite a través de la tubería de conexión cuando ocurren fallas severas, cerrando unos contactos que disparan los interruptores del transformador. El relé Buchholz y el SPR complementan la protección diferencial, dado que éstos protegen para fallas dentro del tanque del transformador mientras que la protección diferencial protege además, para casos de flameos en los bujes o fallas en la conexión del transformador a su interruptor y a otros aparatos del patio (si tiene conexión larga).
8.3.3 Detectores de nivel de aceite Este relé origina disparo cuando el nivel de aceite no es el requerido. 8.3.4 Detectores de temperatura Estos pueden consistir en termómetros o resistencias de temperatura (RTD), que se instalan en los devanados del transformador para detectar temperaturas altas que se puedan presentar por sobrecargas o daños en el sistema de refrigeración refrigeración del transfor transformador. mador. Se debe tener en cuenta que usualmente solo es posible supervisar directamente las temperaturas del aceite, el medio refrigerante (aire o agua) y a veces, de los devanados de baja tensión, debido al costo enorme que representaría aislar los sensores en contacto con los devanados de alta tensión. 8.3.5 Relé de imagen térmica Este relé determina la temperatura de los devanados con base en la corriente que circula por ellos y en la temperatura previa del aceite del transformad transformador. or. Consiste de una resistencia in inmersa mersa en el aceite del transformador y que está conectada a los CT’s ubicados a la salida del transformador; el calentamiento de esta resistencia es medida con un sensor de temperatura (RTD o termocupla) para dar alarma, alarma, disparo o control de dell mecanismo de enfria enfriamiento miento de los transformad transformadores. ores. Se debe tener en cuenta que este dispositivo es un mecanismo de cálculo analógico, ajustado normalmente por el fabricante del transformador, para estimar, de acuerdo con la carga, la temperatura en los puntos más calientes de los devanados, simulando al mismo tiempo la dinámica de calentamien c alentamiento to del transformado transformador. r.
8.4
PROTECCIÓN DE FALLA INTERRUPTOR
Los interruptores asociados con el transformador deben disponer de una protección de falla
interruptor para garantizar el despeje de fallas en caso de mal funcionamiento de alguno de los interruptores. De acuerdo con la norma ANSI/IEEE C37.91, el esq esquema uema de falla inter interruptor ruptor para
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transformadores debe estar en capacidad de detectar pequeñas corrientes de falla (por ejemplo, aquellas corrientes que arrancan las protecciones mecánicas del transformador), de tal forma que la corriente de arranque del relé de falla interruptor se deberá basar en la mínima transferencia de carga, preferiblemente empleando la máxima sensibilidad del relé.
8.5
RELÉ DE VERIFICACIÓN DE SINCRONISMO
Para los ajustes se másdeben adecuados un relé de verificación de sincronismo de un campodeterminar de transformación, realizardeestudios eléctricos en diferentes condiciones operativas (demandas diferentes y generaciones diferentes), teniendo siempre presente que en campos de transformación el cierre se debe hacer manual. manual. Dicho estudio deberá de definir finir cuál nivel de tensión presenta las condiciones más favorables para efectuar la energización y cuál para hacer la sincronización manual.
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9
PROTECCIONES DE COMPENSACIONES
9.1
COMPENSACIÓN REACTIVA
Los reactores en derivación son usados para compensar la capacitancia de líneas de transmisión, principalmente condiciones carga absorber baja, en sin las riesgo cuales de se inestabilidad producen más reactivos capacitivos de para los que el sistemade pueda o tensiones excesivamente altas en los terminales de líneas. 9.1.1 Configuraciones típicas De acuerdo con la norma IEEE C37.109 “Guide for the Protection of Shunt Reactors” se pueden considerar dos configuraciones básicas: • Tipo seco: Reactor conectado en estrell estrellaa aislada o en delta. Estos se conectan al terciar terciario io de un transformador transformador de potencia. Genera Generalmente lmente son limitados a tension tensiones es inferiores a 34.5 kV y construidos como unidades unidades monofásicas. Las principal principales es ventajas de este tipo de reactor son los costos bajos de construcción, el peso bajo, las relativas pérdidas bajas, la ausencia de aceite dieléctrico dieléctrico y su man mantenimiento. tenimiento. Sus desventaja desventajass radican eenn la lilimitación mitación de kVA nominales y la intensidad de campo magnético magnético alto que producen producen.. (Ver Figura 72). • Tipo sumergi sumergido do en aaceite, ceite, conectado a través ddee transfor transformador: mador: Diseñado Diseñadoss para co conexión nexión al terciario de un transformador de potencia, cumplen con los requerimien requerimientos tos establecidos para el tipo seco, excepto que no tiene grandes limitaciones en kVA nominales. BARRA TERCIARIA ATR
Reactor 1
Reactor 2 Servicios auxiliares
Figura 72 Reactor conectado al terciari terciario o de un transformador de potencia • Tipo su sumergido mergido en aceite pa para ra conexión directa: Reactor conectado en estrella sólida sólidamente mente aterrizado o aterrizado aterrizado a través de una iimpedancia mpedancia (reac (reactor) tor) de neutro. Estos se conectan directamente al sistema de tra transmisión nsmisión a través ddee una barr barraa o una lín línea. ea. Su nivel de
aislamiento es generalmente de tipo gradual y pueden ser conmutados o ser fijos.
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Figura 73 Reactor conectado a una barra Subestación A
Subestación B
REACTOR DE LÍNEA
REACTOR DE NEUTRO
Figura 74 Reactor con o sin reactor de neutro y conectado a una línea conmutable o no 9.1.2 Principales tipos d dee fa fallas llas en reactores de ter terciario ciario Las fallas más comunes en reactores de terciario son: • Fallas fase - fase en la barra terciaria: Resul Resulta ta una magnitud alta de la corrie corriente nte de fase fase.. Cuando los reactores de terciario se componen de unidades monofásicas este tipo de falla no es de mucha ocurrencia ocurrencia debido debido a la gran sep separación aración entre fase fases. s. En el caso colo colombiano, mbiano, estos reactores son unidades trifásicas y por consiguiente es muy factible la ocurrencia de este tipo de falla. • Fallas a tier tierra ra en la barra ddel el terciario: El resultado es una magni magnitud tud baja de la corrien corriente te de tierra, dependiendo del dimensionamiento del transformador de puesta a tierra. • Fallas en entre tre espiras del reactor: Da como rresultado esultado un pequeño cambio en la corriente de fase. La no detección oportun oportunaa de falla entre espiras, debido a la interacción interacción con el campo magnético del reactor puede derivar en una falla fase - neutro con incremento de la corriente en las fases no falladas a un máximo de √3 veces la corriente de fase f ase normal; este incremento si no es detectado puede ocasionar daños térmicos en las fases sanas del reactor.
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9.1.3 Esquemas de protección asociados con reactores de terciari terciario o tipo seco La protección de los reactores de terciario para corrientes altas de falla se realiza través de relés de sobrecorriente, protección diferencial, relé de secuencia negativa o una combinación de estos esquemas. Para niveles bajos de falla la prote protección cción se debe hacer con relés de desbalance desbalance de tensión con compensación al desbalance inherente del sistema. El banco de reactores puede ser conmutado (a través de interruptor) individualmente en la alimentación re actor o en de el neutro. debe prove proveer er además un tra transformador nsformador de pues puesta tadea tierra (con o del sin reactor impedancia neutro ySe devanado auxiliar) dimensionado para la corriente secuencia cero (corriente de duración corta) que fluye por el terciario bajo condiciones de falla a tierra. El esquema de puesta a tierra para el terciar terciario io es esencial esencialmente mente un método de alta impedancia. BARRA TERCIARIA ATR
I neutro
Relé
Protección restringida de tierra o protección diferencial de alta impedancia de corriente de tierra
Id >
Servicios auxiliares
Reactor 1
Reactor 2
Figura 75. Protección de tierra restringida barra terciaria Brinda protección principalmente contra fallas fase-fase y dependiendo de la sensibilidad, para fallas fase - tierra. Es una protección apropiada apropiada contra fallas fase - fase. En el caso de fallas fase - tierra se emplea una protección de tierra restringida, con su respectiva resistencia estabilizadora.
Para proveer protección ante fallas entre espiras se puede emplear el desbalance de tensión entre la conexión de neutro del del reactor y tierra. Para esta protección debe tenerse presente qu quee el desbalance puede ser ocasionado por:
desbalance puede ser ocasionado por: • Desbalance debido a una falla en el reactor.
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• Desbalance producido por fabricación del rreactor. eactor. De aacuerdo cuerdo con la norma IEEE C5 C57.21 7.21 eenn el caso de bancos de reactores en derivación, la máxima desviación de impedancia en al menos una fase, debe estar dentro del 2% del promedio de la impedancia en Ohm de las tres fases. • Desbalance de las tensiones fase – tierra de la barra. barra.
aplica Esta protección cuando el reactor es maniobrable y previene la no apertura del interruptor ante el arranque de protecciones. Su ajuste se debe hacer de acuerdo con los criterios establecidos para este tipo de funciones en las líneas de transmisión, teniendo en cuenta que el ajuste del arranque se haga para un valor cercano a la corriente calculada al 90% de la tensión nominal. , El sistema de transmisión no es generalmente muy afectado por una falla en un reactor de terciario. Cuando un rea reactor ctor fallado es aislado desde el circuito terciario, la tensión tensión en la línea de transmisión se incrementa. incrementa. Deben realiza realizarse rse estudios del sistema para estar seguro seguross de que la pérdida del reactor reactor no cause una significativa so sobretensión bretensión en el sistema sistema.. Con los resultados de dichos estudios se pueden implementar estrategias adicionales o consignas operativas tales como realizar una energización automática de los bancos de reserva cuando se dispare el reactor u operar otros elementos de compensación en esos casos.
9.1.4 Principales tipos d dee fa fallas llas en reactores de líne líneaa Las fallas más comunes en reactores de línea son: • Fallas que dan como resultado grandes cambios de la magnitud de la corriente tales
como fallas en bujes, fallas del aislamiento, etc. Debido a la proxi proximidad midad entre el devanado y el núcleo y el devanado y el tanque pueden presentarse también fallas devanado - tierra. Las fallas de buje internas o externas al tanque, así como fallas en la conexión entre el banco de reactores y la línea de transmisión dan como resultado corrientes de fase mucho mayores • Fallas entre espiras en el devanado que producen pequeños cambios en la corriente de fase. Estos niveles bajos de falla pueden deri derivar var en un cambio cambio de la impedancia del incrementando la pueden temperatura y launa presión internas con acumulación de gas,reactor, que de no ser detectadas producir falla mayor. 9.1.5 Esquemas de protección asociados con el reactor sumergido en aceite La protección de los reactores sumergidos en aceite para corrientes de falla altas se hace a través de relés de sobrecorriente, sobrecorriente, pro protección tección diferenci diferencial al o por combinaci combinación ón de estos esque esquemas. mas. Para niveles de falla bajos se debe brindar por medio de relés de impedancia, térmicos, de acumulación de gas, de sobrepresión o por una combinación de estos relés. En el caso de los reactores de línea estos bancos pueden ser maniobrables o conectados permanentemente permanente mente a la línea de transmisión eenn uno o ambos extremos extremos.. En el caso de que se tenga implementado el recierre monofásico, se debe conectar un cuarto reactor (los reactores de línea están conformados normalmente por tres (3) unidades monofásicas) entre el neutro del banco y tierra, para disminuir el efecto del arco secundario que se presenta durante la interrupción de una falla monofásica, debido al acople capacitivo de secuencia cero de la línea.
Los relés de protección para fallas que producen incrementos elevados en la magnitud de la corriente de fase es generalmente una combinación de sobrecorrientes, diferenciales y
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eventualmente relés de distancia. Una de las principales dificultades que se le presenta al ingeniero de protecciones radica en la falsa operación de los relés ante la energización o desenergización de reactores con núcleo de hierro. Durante estos períodos, los mayores proble problemas mas los causan un nivel “offset” DC con constante de tiempo alta (factor de calidad alto) y las componentes de frecuencia relativa baja en la corriente de energización energización del reactor. Por esta razón los relés diferenciales de alta impedancia impedancia son generalmente más recomendados recomendados que los rel relés és de baja impedancia. Si se utilizan relés de baja impedancia, es recomendable que éstos sean suf suficientemente icientemente insensibiliza insensibilizados dos para prevenir operaciones indeseadas o utilizar los filtros adecuados que supriman este tipo de componentes. Los relés de sobrecorriente de fases no son lo suficientemente sensibles para brindar una adecuada operación ante fallas entre espiras y los esquemas diferenciales generalmente no las detectan tampoco. Los relés de distancia o lo loss relés de sobrecorrien sobrecorriente te de tierra ofrecen alg alguna una probabilidad de protección pero requieren tiempos de retardo para la coordinación ante fallas externas y por corrientes corrientes de saturación de dell transformador. El uso de proteccione proteccioness de distancia para este tipo de sensibilidad es posible dada la significativa reducción en la impedancia a 60Hz de un reactor en derivación, bajo condiciones de falla entre espiras. La sensibilidad para falla entre espiras es limitada por la impedancia aparente vista por el relé durante la energización energización del reactor por la corriente “Inrush” “Inrush”.. El alcance dado al relé debe estar por debajo de la impedancia vista en el periodo magnetizante (“Inrush”). Subestación B
Subestación A
I> Id >
REACTOR DE L NE NEA A
REACTOR DE NEUTRO
In >
Figura 76 Protecciones reactor de línea Los criterios que se recomiendan para el ajuste de estas protecciones son:
La corriente de arranque se selecciona como 1,5 In para el relé de sobrecorriente de fases con la
finalidad de evitar la desconexión del reactor ante tensiones elevadas del sistema. Dicha función debe ser complementada con un relé de sobrecarga o de sobretemperatura que
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proteja el reactor ante sobrecargas qque ue no sean cubie cubiertas rtas por es esta ta función. Este ajuste normalmente depende del fabricante, quien establece la soportabilidad del equipo. Para el relé de sobrecorriente de tierra se selecciona el 40% In. El ajuste del relé de sobrecorriente para un reactor de neutro puede ser tan sensible como se desee, ya que ésta no es de operación estacionaria. La coordinación de tiempo debe debe ser mayor a 1 segundo (normalmente 2 s) que es el tiempo muerto del recierre, logrando de esta manera mantener presente. en operación el equipo durante el ciclo de recierre, con la corriente de arco secundario
El ajuste de la protección diferencial se debe seleccionar con la máxima sensibilidad del relé pero realizando la verificación de estabilidad de la protección ante falla externa con el ajuste recomendado de acuerdo con los valores de de saturación de los CTs. Adicional Adicionalmente mente se sugiere verificar la inmunidad de la protección ante componentes ajenas a la componente fundamental de la corriente (armónicos). : , Normalmente estos ajustes son responsabilidad del fabricante y de ellos depende la garantía del equipo. Adicionalmente es el único que conoce ade adecuadamente cuadamente la sop soportabilidad ortabilidad de dell equipo ya
que para estos ajustes requieren datos de diseño que el fabricante no suministra normalmente (información técnica confidencial). Los relés de presión súbita o acumulador de gas (Buchholz) o ambos brindan el mejor medio de detección de fallas entre espiras espiras en reactores sumer sumergidos gidos en aceite. Las descargas par parciales ciales de baja energía y la sobretemperatura sobretemperatura causada ppor or cortocircuitos entre espi espiras ras producen gases gases.. El incremento de gas que atraviesa el aceite es acumulado en el relé Buchholz (Ubicado en el ducto del flujo entre los tanques de expansión del aceite y el tanque principal). El relé de presión súbita es montado en la parte superior del tanque del reactor y consiste de un sensor de presión, un conmutador operado por presión y un orificio igualador de presiones para evitar operaciones indeseadas asociadas con la variación v ariación de presión por cambios de temperatura. El relé opera ante la diferencia momentánea entre las presiones en el espacio de gas del reactor y la presión incidente en el relé. Los reactores sumergidos en aceite son sometidos a refrigeración forzada para reducir costos y tamaño. La pérdida ddee refrigeración pu puede ede ser detectad detectadaa con monitoreo ddee flujo de aceite mediante indicadores de flujo y monitoreo de temperatura con relés de temperatura. temperatura. El indicador de flujo de aceite generalmente produce una alarma y los relés de temperatura son conectados al disparo. / Estos relés pueden ser usados para desconectar el reactor ante condiciones extremas de sobretensión, pero en este caso, la línea de transmisión asociada debe ser desenergizada al mismo tiempo ya que la desconexión de los reactores agravaría las condiciones de sobretensión del sistema. Los disparos por baja tensión, por el contrario, pretenden permitirle al sistema recuperar sus niveles de tensión en eventos relacionados con colapsos de tensión y oscilaciones graves de potencia. Al presentarse una falla de reactores de línea, pueden generarse los siguientes efectos:
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• Sobretensiones: La pérd pérdida ida de uunn banco de reactore reactoress de línea produce un incremen incremento to de la tensión a 60 Hz en su punto de instalación, produciendo a veces el disparo de relés de sobretensión con el consecuente aumento del problema inicial. • Teledisparos: Pa Para ra reactores conectados dire directamente ctamente a una llínea ínea se despeja la falla mediante el disparo del interruptor local y se da el envío de disparo directo transferido al interruptor remoto. remoto. Ambos interruptores son usu usualmente almente bloqueados bloqueados para el cierre. • Saturación: Cuando una línea compensad compensada a es desenergiza desenergizada, el circuit circuito o resonan resonante te paralelo puede producir una onda de tensión sinusoidal amortiguadada, a una frecuencia generalmente inferior a 60Hz con una tensión inicial que puede acercarse a la tensión nominal del sistema. Este valor de tensión a una frecuencia reducida puede causar mal funcionamiento de transformadores de potencial tipo capacitivo por saturación de la etapa inductiva de baja tensión, lo cual a su vez afecta a los relés de impedancia empleados para la protección de reactores en derivación y de línea, y al mismo transformador de potencial que puede presentar sobretensiones inaceptables en su lado secundario.
9.2
COMPENSACION CAPACITIVA EN DERIVACIÓN
Los condensadores en derivación son usados para mejorar el perfil de tensiones del sistema dado que suministran los reactivos necesarios en el punto de conexión de la compensación. 9.2.1 Configuraciones típicas Hay cinco (5) conexiones conexiones comunes en ban bancos cos de condensadores. condensadores. La conexión seleccion seleccionada ada depende de la mejor utilización de las franjas de voltaje de los condensadores, fusibles y relés de protección. Normalmente todos lo loss bancos de conden condensadores sadores son conectad conectados os en estrella, sin embargo, los bancos de condensadores en distribución pueden ser conectados en estrella o en delta. Los tipos de conexiones son: • Delta • Estrella aterrizada • Doble estrella aterrizada • Estrella aislada • Doble estrella aislada
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0,750 mH 21,69 µF
Figura 77 Configuración ffísica ísica de un banco d dee condensador condensadores es Esta conexión es general generalmente mente utilizada para tensiones de distribución y son cconfigurados onfigurados con un solo grupo de condensadores condensadores en serie especificados para una tensión línea a línea. línea. Los mayores usos de los bancos conectados en delta se da a niveles de 2400 V, mientras que la conexión en estrella para este nivel de tensión no está normalizada. Estos bancos son utilizados generalmente para voltajes iguales o superiores a 34.5 kV y están compuestos de dos o más grupos en serie de condensadores conectadas en paralelo, por fase. Los bancos aterrizados suministran una baja impedancia a tierra para corrientes transitorias y proporcionan cierta protección para voltajes transitorios, por lo cual en algunos casos, se pueden operar sin pararrayos. De igual manera, los bancos de condensadores aterrizados brindan una baja impedancia a tierra para corrientes armónicas de alta frecuencia, las cuales pueden causar interferencia en las comunicaciones si tales circuitos van paralelos a las líneas de potencia o sobrecarga en los condensadores, cuando en el sistema existen corrientes de secuencia cero tales como desbalances o armónicos armónicos múltiplos de tres. Adicionalmente, una fase aabierta bierta produce corriente corrientess de secuencia cero que pueden causar operaciones del relé de tierra, razón por la cual su ajuste debe hacerse teniendo en cuenta esa condición para máxima transferencia de carga. Cuando el neutro se aterriza, el voltaje de recuperación que se encuentra durante la conmutación es reducido, sin embargo, se debe tener cuidado con el efecto de las corrientes “Inrush” en el funcionamiento de los relés de protección, cuando se tienen operaciones “Bank to Bank” La conexión en estrella aterrizada puede estar configurada así: • Un grupo serie ppor or fase: Con un solo ggrupo rupo de unidad unidades es en serie, no se pre presentan sentan sobrevoltajes en otros condensadores de la fase por aislamiento de un condensador fallado (no hay unidades en paralelo por fase), por lo tanto, la protección de detección de desbalance no se requiere, aunque se puede usar para detectar el aislamiento de unidades dentro del
banco. los fusible fusibles s viene de cada condensador capaces aces de interrumpir interrumpir la corrienteIgualmente, de falla monofásica que del condensa sistema. dor deben ser cap
• Múltiples grupos seri series es por fase - Un Unaa sola Estrella: Los banco bancoss de condensadore condensadoress conectado conectadoss en estrella aterrizada en niveles de tensión superiores a 34.5 kV, están compuestos,
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comúnmente, por dos o más grupos series de condensadores conectados en paralelo, por fase. Con esta configuració configuraciónn de grupos múltiples de condensador condensadores es en serie se limita llaa corriente máxima de falla a tal punto que los fusibles limitadores de corriente capacitiva no se requieren, a menos que los kvar k var en paralelo excedan unos 4650 kvar. • Múltiples gru grupos pos series po porr fase - Do Doble ble Estrella: La Lass características de la doble estrella aterrizada, son similares a las de una sola estrella aterrizada, los dos neutros deben ser conectados directamente con una conexión única a tierra. : Estos bancos no permiten corrientes de tercer armónico o grandes descargas de corrientes capacitivas durante las fallas a tierra. El neutro, sin embargo, ddebe ebe ser aislado ppara ara el máximo voltaje de línea dado que éste puede quedar momentáneamente sometido al potencial de fase cuando el banco es maniobrado, o cuando dos condensadores de fases diferentes fallan, en un banco configurado con un solo grupo de unidades. La conexión en estrella aislada puede estar configurada así: • Un grupo se serie rie por fas fase: e: En este caso se dispondrá de una pprotección rotección de sobrecorriente exterior al banco y de los fusibles individuales de cada una de los condensadores que conforman el banco. • Múltiples gru grupos pos series ppor or fase - Una sola Estrella: Para esta configura configuración, ción, todo el banco,
inclusive el neutro debe ser aislado para la tensión de línea. • Múltiples ggrupos rupos series por fase - Doble estrel estrella la aislada: Los neutros de las do doss estrellas pueden ser conectados conectados o no entre sí. Cualquier ban banco co de condensador condensadores es en estrella aislada debe estar aislado al voltaje máximo de línea. 9.2.2 Esquemas d dee protección asociados con bancos de condensadores Para asegurar la disponibilidad de un banco de condensadores se requiere de un sistema de protección confiable, para asegurar asegurar el daño mínimo al banco en el evento de una falla. Cuando un condensador falla dentro del banco, la falla debe ser aislada sin causar problemas a las unidades adyacentes. El diseño del sistema de protección de un banco de condensadores debe considerar los siguientes aspectos, como mínimo: • Sobrecorrien Sobrecorrientes tes debidas a fallas en la barra de dell ba banco nco de condensadore condensadoress • Voltajes transitorios del sistema • Sobrecorrien Sobrecorrientes tes oocasionadas casionadas por fallas en en condensadore condensadoress in individuales dividuales • Sobrevoltajes continuos en el condensador • Corriente de descarga de unidades capacitivas en paralelo • Corriente ”Inrush” debida a maniobras • Arco dentro de la carcasa (rack) del condensador A continuación se describen las protecciones convencionales de un banco de condensadores en paralelo localizado en tensiones inferiores a 34.5 kV: k V:
La primera línea de protección protección del banco de condensadores es el fusible. La función del fusible es operar ante la falla de un solo condensador en el menor tiempo posible para prevenir el daño de unidades adyacentes. La propi propiaa operación del fusible eess indispensa indispensable ble para minimizar la
posibilidad de una falla en cascada de otros condensadores, lo cual puede conducir a un evento más grave.
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La operación de de los fusibles de los condensad condensadores ores depende de llaa configuración del ban banco. co. Las características de operación de los fusibles deben ser seleccionadas por el fabricante de los bancos de condensadores dado que involucran consideraciones de diseño propias del banco. La protección contra una falla mayor, tal como una falla línea-línea o una falla línea-tierra, debe ser externa al banco de condensadores, condensadores, y puede ser lograda con un relé de sobrecorriente sobrecorriente.. Para bancos de condensadores conectados en estrella aterrizada la protección de respaldo debe responder a fallas de magnitud magnitud alta. Sin embargo, en un banco conecta conectado do en estrella aislada una falla línea - neutro causará un incremento en la corriente de línea en la fase fallada, de solamente unas tres (3) veces la corriente c orriente de fase nominal. Aunque los bancos de condensadores pueden operar indefinidamente con corriente por encima de la nominal, la protección de respaldo debe permitir entre un 125% o 135% de la corriente nominal continua. De igual manera, la pr protección otección de respald respaldoo debe aislar el banco en el even evento to de que se presente una corriente mayor a tres (3) veces la corriente de fase del banco. Si la compensación en estrella aislada está compuesta de varios pasos, lo más recomendable es instalar un relé de desbalance para cada paso, de tal manera que esta protección detecte las fallas línea - neutro (de magnitudes muy pequeñas) y la protección de sobrecorriente de respaldo se encargaría de cubrir las fallas con valores de corriente muy altos. Los relés de sobrecorriente de tiempo se pueden utilizar con ajustes normales teniendo cuidado que no operen ante corrientes de “Inrush” (las que se presentan en la energización del banco). No se recomienda implementar unidades instantáneas, a no ser que su ajuste sea tan alto que evite operaciones indeseadas para los transitorios de energización o que dispongan de circuitos que filtren las las señales de aalta lta frecuencia. Este fenómeno eess muy importante importante en cone conexiones xiones paralelas de bancos de condensadores cuando se presentan energizaciones “bank to bank1” ó “back to back2”. Ver Figura 78.
1
Electrical Transients in Power Systems. Allan Greenwood. Greenwood. Transients associated with bank to bank
capacitor switching. Pag.579 2
Norma IEEE C37.99-1990. IEEE Guide for Protection of Shunt Capacitor Banks. Pag 30.
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Ia Ib Ic
Figura 78 Energización “bank to bank” NOTA: Para efectos de modelamiento de la compensación capacitiva se deben considerar las pérdidas que se presentan en los bancos de condensadores, para determinar resistencias amortiguadores amortiguador es del fenómeno de energiz energización. ación. A continuación se presenta un eje ejemplo: mplo: Pérdidas: 0.20 W / kVAR Tang δ = 0.20W / 1000VAR = 0.0002 Xc = 1/ ωC 0.0002 = 377REquivalenteCEquivalente REquivalente = 0.147 Ohmios / fase f ase Criterios de ajuste para el relé de sobrecorriente: • Corriente de Arranque: dado que los bancos de condensad condensadores ores son más vulnerables a las sobretensiones que a las sobrecorrientes y considerando la relación: V / I = Xc = Constante, se tiene que para un incremento de 1.1 p.u. en la tensión se obtiene un incremento de 1.1 p.u. en la corriente. Por lo tanto, un va valor lor de 1.1*In es el valor más adecuado para la corrien corriente te de arranque de la protección de sobrecorriente del banco. • La curva y el dial se debe selecciona seleccionarr de acuer acuerdo do con el estudio de cor cortocircuito tocircuito tratando de coordinar los relés propios del banco con los del sistema, de tal forma que un cortocircuito externo no haga operar la protección del banco. • Se recomiend recomiendaa ajustar una etapa ddee tiempo definido a una corrie corriente nte de 33*In *In y un tiempo de operación de 100 ms, de acuerdo con los requerimientos de protección del banco antes mencionados.
() Un arco dentro de un banco de condensadores se inicia en una sección serie; esta falla produce
una corriente de fase muy pequeña, pero si no se dispone de una protección de desbalance, más grupos serie de la misma fase se ven involucrados en la misma falla hasta producir el disparo del
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relé instantáneo del banco banco o la operación de llos os fusibles. Aunque el tiempo total ddel el arco puede ser del orden de unos pocos segundos éste puede causar grandes daños al banco, incluyendo explosión de fusibles y ruptura de condensadores. La naturaleza de la ruptura de los condensadores, bajo estas condiciones, se debe más a fenómenos de almacenamiento de gran cantidad de energía que a las corrientes de falla a 60 hertz. Esta energía almacena almacenada da proviene de las otras unidade unidadess de los mismos grupos paralelos que están sujetos a un alto sobrevoltaje co como mo resultado del cor cortocircuito tocircuito de otros gru grupos. pos. Por todo lo anterior, se concluye que los relés de sobrecorriente no son efectivos para fallas en el “Rack” del banco de condensadores. condensadores. La principal protección contra arcos dentro del banco de condensadores es una protección de desbalance, cuyo tiempo de retardo nunca debe ser menor que el máximo tiempo de despeje del fusible. Dicha protecció protecciónn se ajusta nnormalmente ormalmente de acuerdo con las reco recomendaciones mendaciones de dell fabricante, para para que ssee coordine con los fusibles propio propioss del banco banco.. Adicionalmente Adicionalmente,, la sensibilidad para el disparo del relé de desbalance se determina sobre la base de proteger los condensadores contra sobrevoltajes continuos, como resultado de una falla individual que hace operar el fusible. Los sobrevoltajes transitorios por maniobras y descargas pueden ser disminuidos con equipos de protección contra sobretensiones tales co como mo para pararrayos. rrayos. Un ba banco nco de condensadore condensadoress
generalmente absorbe ya que él actúa como un cortocircuito para cambios de tensión, porsobrevoltajes lo tanto, el sobrevoltaje en untemporalmente banco de condensadores se ve reducido por su característica de absorción de sobrevoltajes, pero no se asegura una protección completa. El sobrevoltaje en un banco de condensadores depende de la longitud entre la línea del banco de condensadores en paralelo y el punto donde se genera el voltaje transitorio, así como de la duración del fenómeno. fenómeno. Si se concluye, a través de estudios, que la sobretensión sobretensión puede ser tan alta que dañe el banco, se deben considerar relés de sobretensión. En el ajuste del relé de sobretensión se deberá considerar las tensiones máximas operativas bajo las cuales trabajará la compensación para evitar que se desconecte en una condición operativa normal, en la cual se requiere que el banco esté conectado (Por ejemplo en demanda máxima). Obviamente se debe ajustar el relé a una tensión inferior a su curva de soporte, la cual se inicia normalmente en el 110% de su tensión nominal. Se pueden presentar dos casos: • Compensación ca capacitiva pacitiva conectada a una barra existente a través ddee un campo de la subestación. En este caso, se debe verificar que el ajuste de la diferencial de barras barras existente no se vea afectado con la entrada del nuevo campo. • Compensación capacitiva conectada a un unaa bbarra arra exclusiva para ésta. En eeste ste caso se ddebe ebe ajustar la diferencial de barras de acuerdo con los criterios establecidos en el numeral 8 (Protección de Barras).
La pérdida de capacitancia en la unidad se verá reflejada como un desbalance en el banco y podrá ser detectada por un esque esquema ma de protección de desbalance desbalance.. Sin embargo, existen desbalances inherentes al banco de condensadores que son debidos a desbalance de la tensión del sistema y a desbalance desbalance en la toler tolerancia ancia de fabricación de los conden condensadores. sadores. El fabricante determina el valor del desbalance inherente al banco, para recomendar un ajuste adecuado para la protección de desbalance.
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Las consideraciones que se deben tener en cuenta para una protección de desbalance son las siguientes: • El relé ddee desbalance debe coordin coordinar ar con los fusibles de los condensad condensadores, ores, de tal manera que el fusible opere aislando una unidad defectuosa, antes que todo el banco salga de
servicio. • Donde sea posible eell relé de desbal desbalance ance debe ser lo su suficientemente ficientemente se sensible nsible para dar ala alarma rma por la pérdida de una unidad dentro de un grupo, dar disparo y dejar por fuera el banco, ante la pérdida de suficientes condensadore condensadoress que causen una condición de sobrevoltaje en el grupo de hasta un 110% Un. • El relé de desbalan desbalance ce debe tene tenerr un reta retardo rdo de titiempo empo corto, su suficiente ficiente para minimizar el ddaño año debido a una falla por arco dentro de la estructura del banco y prevenir la exposición de los condensadores restantes a condiciones de sobrevoltaje por encima de los límites permisibles. Igualmente para evitar el daño de transformadores de corriente y de voltaje o relés del sistema. • El relé de desba desbalance lance debe tener el tiempo suficiente para evitar operacione operacioness falsas debida debidass a “Inrush”, fallas a tierra en la línea, descargas, maniobras de equipos cercanos y operación no simultánea de polos. Para la mayoría de aplicacione aplicaciones, s, el tiempo más adecuado es de 0.5 s. • El relé de desbalance de debe be ser proteg protegido ido contra volta voltajes jes transitorios que aparece aparecenn en alambrado de control. • El relé de desbalance puede requ requerir erir un filtro para minimizar el eefecto fecto de las ten tensiones siones armónicas. Este relé no debe opera operarr para corrientes armónicas excesiva excesivas. s. • El esquema ddee protección de desbalance debe prod producir ucir un disp disparo aro definitivo de tal mane manera ra que no permita el recierre automático del dispositivo de maniobra del banco de condensadores. • Donde no eess despreciable el desbalan desbalance ce de neutro de debido bido a varia variaciones ciones del sistema o a tolerancia en la fabricación de los condensadores, se debe tener un medio para compensar el efecto de este desbalance desbalance.. • Como la mayoría de los esquemas de dete detección cción de desbalance nnoo miden sobretensiones en el sistema, el relé de desbalance se debe ajustar con base en la tensión máxima continua de operación del sistema. • Todos los esqu esquemas emas de desbalance detectan un desbalance en la lass tres fases. El sob sobrevoltaje revoltaje causado por la pérdida de un número igual de condensadores en uno o más grupos en cada fase, no será detectada. • Para co compensaciones mpensaciones capacitivas ater aterrizadas, rizadas, se deben coo coordinar rdinar la lass proteccion protecciones es del bbanco anco de condensadores con los relés de tierra del sistema.
Los métodos utilizados más comúnmente para protección de desbalance en bancos de condensadores son: Método de protección de desbalance por corriente de neutro
Este método se utiliza para bancos en configuración estrella aterrizada, donde un desbalance en el banco de condensador condensadores es causará el fflujo lujo de corriente por el neutro. Este esquema de protección de desbalance consta de un CT conectado al neutro del banco de
condensadores, el cual a su vez, está conectado a tierra. Al secundario del CT se conecta un relé condensadores, de sobretensión residual temporizado, con filtro de tercer armónico para reducir su sensibilidad
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ante frecuencias armónicas. Se debe verificar que no opere ante fallas externas por circulación de corrientes de secuencia cero, criterio con el cual se elige el valor de corriente de arranque del relé. Método de protección por suma de tensiones en el punto medio de la compensación
Este método se utiliza utiliza en bancos en estrella aaterrizada. terrizada.
Un desbalance en el banco ddee
condensadores causará un desbalance desbalance en las tensiones de las tres fases en el punto medio. Este esquema de protección de desbalance consta de un PT conectado entre el punto intermedio de cada fase del condensador y tierra y de un relé de voltaje temporizado con filtro de tercer armónico, conectado a los secundarios (que están conectados en serie) del PT. Método de protección de desbalance de neutro
Se utiliza para bancos bancos en estrella aislada. El desbalance se mide a trav través és de un PT conectado entre el neutro del banco banco y tierra. Este desbalance que se ppresenta resenta en el condensado condensadorr causa una tensión neutro - tierra. Este esquema consta de un relé de voltaje temporizado con filtro de tercer armónico, conectado al secundario del PT. El PT se debe seleccionar con la más baja relación de transformación que se pueda conseguir para obtener la máxima sensibilidad en la detección del desbalance, pero garantizando que soporte transitorios y condiciones de sobretensió sobretensiónn continuas. Método de protección de desbalance para una configuración en doble estrella
Para una configuración en doble estrella aislada el esquema se puede implementar de tres formas: • Transformador de corriente y un relé de sobrecorriente • Transformador de tensión y relé de ssobretensión obretensión • Para estos dos esquemas el CT o PT va conectado entre los dos neutros de las
estrellas. Estos esquemas no se ven afectados por ccorrientes orrientes o tensiones de tercer armónico ni por los desbalances de tensiones del sistema. • Los neutros de las dos secciones del banco están aislados de tierra pero unidos entre sí. Se utili utiliza za un PT para med medirir la tensión entre el neutro del banco y tierra. El relé tener filtroendedoble armónicos. Paradeberá una conexión estrella aterrizada la forma de implementar el esquema de desbalance consiste en que los neutros de las dos secciones sean aterrizados a través de transformadoress de corriente qu transformadore quee tienen un pu punto nto común el cua cuall está conectado a tierra. Los secundarios de los CT’s están conectados a un relé de sobrecorriente en conexión diferencial, de tal forma que el relé es insensible a los fenómenos externos que afecten a las dos secciones del banco de condensadores. condensadores. Dicho relé no requier requieree un filtro de armónicos. Los relés de baja tensión conectados al PT de barras detectan la pérdida de alimentación de tensión de la barra disparando el banco banco de condensadores. El disparo del relé de baja tensión es retardado para prevenir la desenergización del banco ante condiciones transitorias de baja tensión. El relé de baja tensión se ajus ajusta ta para que no oper operee ante tensiones para las cual cuales es se requiere el banco banco en servicio. El ajuste más indicad indicadoo para el relé corresponde al 40 40% % de la
tensión operativa.
Si el banco de condensadores es conectado a la barra por un interruptor o circuito de maniobra,
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debe estar provisto de un esquema de falla interruptor para aislar el banco del sistema en el evento que falle el dispositivo de maniobra del banco para una falla dentro del banco de condensadores.. Se recomienda un valor de arra condensadores arranque nque en corriente seleccionad seleccionadoo de acuerdo con las mínimas tensiones operativas del sistema (estas se pueden hallar para diferentes condiciones operativas: demanda máxima, media y mínima) con el banco conectado para asegurar que este relé arranque para fallas de corrientes de fase bajas (tales como las que originan la operación de la protección de desbalance). Las etapas 1 y 2 de disparo se recomienda ajustarlas para que operen en 150 ms y 250 ms respectivamente. BARRA PRINCIPAL
I> BARRA 0
Un > I>
I>
Banco 3
Banco 4
Un >
I>
Banco 2
I>
Banco 1
In >
In>>
Figura 79 Proteccion Protecciones es compensación compensació n capacitiva en paralelo 9.2.3 Consideraciones del Sistema Es importante considerar algunos fenómenos que se pueden presentar con la conexión de compensaciones capacitivas en derivación a un sistema. Un banco de condensado c ondensadores res en paralelo forma un circuito resonante con los elementos inductivos del sistema. Las frecuencias de reson resonancia ancia pueden ser excitada excitadass durante la maniobra de bbancos ancos de condensadores remotos produciendo aumentos excesivos de tensiones o corrientes y la posible falla de equipos tales como: otros bancos de condensadore condensadores, s, pararrayos, transformadores
de instrumentación y fusibles. fusiblede s. maniobra Esos efectos resonantes desea tienenlargo másyprob probabilidad abilidad de ocurrencia si el dispositivo del banco tiene no un deseables tiempobles de arco características
restrictivas múltiples.
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El banco de condensadores puede resonar con corrientes armónicas producidas externamente, como por ejemplo, con cargas cargas remotas no lineale lineales. s. Actualmente, en la industria se utilizan utilizan mucho los tiristores para obtener obtener potencial DC variable desde una fuente fuente de AC. Cada fase controlada por tiristores genera armónicos, particularmente del orden tercero, quinto, séptimo y décimo primero. Otros tipos de cargas como hornos de ar arco, co, producen también algunos algunos serios problemas
de armónicos y componentes de secuencia negativa importantes. Otros problemas de armónicos en el sistema de potencia es el ruido de interferencia producido en los circuitos de comunicacione comunicaciones. s. La interfere interferencia ncia de rui ruido do a fre frecuencias cuencias vocales provienen principalmente de las corrientes de secuencia cero o residuales las cuales son los múltiplos impares del tercer armónico armónico (el noveno y quinceavo armónico de la frecuencia frecuencia fundamental fundamental). ). Los bancos de condensadores aterrizados proveen un camino de baja impedancia para estas corrientes. Antes de intentar la aplicación de medidas correctivas a bancos de condensadores que se sospecha están causando interferencia, interferencia, estaría bien loca localizar lizar la fuente del ruido. La mejor medida correctiva es la que que se aplica en la fuente. En caso de qque ue las medidas cor correctivas rectivas se deban aplicar al banco de condensadores, se prefiere cambiar la frecuencia de resonancia utilizando reactores en serie con el condensador o alterando su tamaño.
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PROTECCIONES DE BARRAS
La barra es un elemento crítico en un sistema de potencia ya que es el punto de convergencia de muchos circuitos tales como: transmisión, generación o carga. El efecto de una falla en barras es equivalente a muchas fallas simultáneas y debido a la concentración de varios alimentadores, alimentadores, la magnitud de las corrientes de fallas es alta. La barra de un sistema de potencia debe estar provista de una protección de alta velocidad que minimice los daños en los equipos y que evite la inestabilidad del sistema, ante condiciones de falla. El método de protección de barras más comúnmente empleado es el principio diferencial en el cual la suma de las corrientes que entran y salen de la barra debe ser igual a cero.
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Figura 80 Protección diferencial de barras
10.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Generalmente, el mayor problema para hacer funcionar correctamente una protección diferencial de barras se debe a la diferencia en la saturación de los núcleos de los transformadores de corriente asociados con cada uno de los campos c ampos conectados a la barra, debido a la conducción de corrientes significativamente diferentes a través de ellos durante fallas externas cercanas a la barra. Los factores que afectan el fenómeno de saturación son los siguientes: 10.1.1 Corriente directa ttransitoria ransitoria La componente transitoria de DC de la corriente de cortocircuito es una causa de saturación del CT produciendo operación operación indesead indeseadaa de sistemas de protección diferen diferencial. cial. La saturación por corriente directa es importante en los relés diferenciales de barras, dada las corrientes diferenciales altas que que fluyen a una falla extern externaa a través de transformad transformadores ores de corrien corriente te de varios circuitos. Una saturación desigual en cualquier esq esquema uema diferencial producir produciráá una corriente diferencial que puede hacer operar el relé. La densidad máxima de flujo en el núcleo del CT atribuible a la componente de DC de la corriente de falla varía con la constante de tiempo de de ésta. La relación L/R de la impedancia ddel el sistema influye sobre el tipo de protección de barra que se debe seleccionar. 10.1.2 La Impedancia de los cables del secundario del CT y sus relés asociados, medidores y CT’s auxiliares
Tanto la resistencia del conductor como la resistencia de los devanados del CT, contribuyen a la saturación del núcleo. Para disminuir ese efecto se minimiza la longitud longitud del cable secundario del CT.
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En la etapa de diseño, se debe asegurar que las características de los CT´s y su localización, estén acordes con el esquema de protección de barras que se va a implementar, para evitar posteriores problemas que obliguen a adoptar soluciones poco prácticas, tales como aumento del diámetro del conductor secundario del CT o el uso de conductores paralelos como medios para disminuir la resistencia secundaria del circuito. Se recomienda usar núcleos de CT’s para uso exclusivo de la protección diferencial de barras, es decir, no aumentar el “Burden” del circuito del CT con la conexión de cargas adicionales tales como: otros relés, CT’s auxiliares, etc.
10.2 ESQUEMAS DE PROTECCIÓN DE BARRAS En la protección de barras se usan varios esquemas, así: • Protección diferencial • Protección diferencial parcial • Zonas diferenciales combinadas • Comparación direccional
10.2.1 Protección diferenc diferencial ial de barras El diferencial es el sistema de protección preferido en las instalaciones nuevas La cuando todos losrelé factores para obtener una buena protección protección de barras pueden ser planeados. planeados. protección diferencial detecta tanto las fallas de fase como las de tierra. Hay muchas variedades de protección diferencial, cada una de ellas tiene sus propias características, las cuales deben ser examinadas cuidadosamente antes de seleccionar una de ellas. Este sistema discrimina entre fallas internas y externas por las magnitudes relativas de voltaje que aparecen a través de los puntos de la unión diferencial. En este tipo de protección diferencial todos los transformadores de corriente deben tener la misma relación de transformación y una impedancia de dispersión secundaria despreciable. Los relés diferenciales diferenciales porcentua porcentuales les tienen circuito circuitoss de restricción y circuitos de operació operación. n. La corriente requerida requerida para la operación del relé depende de las corrientes de restricció restricción. n. La máxima seguridad para fallas externas se obtiene cuando todos los CT’s tienen la misma relación de transformación, en caso contrario, se deberán utilizar CT’s auxiliares (para compensar los desequilibrios de corrientes por diferencias en las relaciones de transformación) de alta calidad y exactitud para asegurar estabilidad de la protección diferencial ante una falla externa, a menos que la protección misma sea capaz de considerar las diferencias en relación de transformación.
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R
R
R 87B
O R: BOBINA DE RESTRICCIÓN O: BOBINA DE OPERACIÓN
Figura 81 Principio de la prote protección cción diferencial diferencial porcentual La característica de restricción porcentual porcentual de este tipo de relés hace posible posible el uso del relé de manera independiente independiente de la condició condiciónn de falla extern externaa máxima. El circuito difere diferencial ncial de impedancia moderadamente alta en conjunto con la acción de la restricción, hace que el relé sea
insensiblehaciendo a los efectos satude saturación ración del CT antedeun una a falla externa. relé asociados responde acon fall fallas as internas caso de omiso la saturación cualquiera de losElCT’s la protección. 10.2.2 Protección difer diferencial encial parcial Otra esquema de protección diferencial utilizado es el de protección diferencial parcial, el cual se conoce también como protección de “barra “barra sobrecargad sobrecargada” a” o de “respaldo selectivo”. Esta es una variación del principio diferencial, dado que no se incluyen todos los campos de la barra en la protección diferencial de barras. Este método puede ser usado como un respaldo a un esquema de protección diferencial completo. Para implementar la protección diferencial parcial se pueden utilizar relés de distancia o de sobrecorriente.. Dichos rel sobrecorriente relés és deben coo coordinarse rdinarse con los rel relés és de los circuitos de carga. El ajuste de la corriente de arranque debe debe ser alto y el tiempo de retardo largo. La sensibilidad y velocidad de la protección diferencial parcial no es tan buena como la de la protección diferencial comple completa. ta. 10.2.3 Zonas diferenciales co combinadas mbinadas La protección diferencial de barras de un sistema de potencia se puede extender para incluir equipos que normalmente no se consideran parte de la barra, tales como: el transformador de potencia y la barra de bajo voltaje de éste, una línea de interconexión con otra subestación, bancos de condensadores, condensadores, reactores o reguladores. reguladores. Un ejemplo típico es una subes subestación tación donde dos líneas de transmisión alimentan un transforma transformador dor reductor, tal como se muestra en la Figura 82.
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Figura 82 Esquema de protec protección ción de barras con zonas diferenc diferenciales iales combinadas Las desventajas de las zonas diferenciales combinadas son: • la localización del punto de la falla puede p uede ser muy difícil. • La sensibilidad es menor que la de un esquema diferencial separado para cada zona.
10.2.4 Protección de barras con compara comparación ción direccional Este esquema se utiliza en subestaciones viejas donde se vuelve muy costoso adicionar CT’s y cables de control, dado que para implementarlo se pueden usar circuitos de CT’s existentes. Este esquema compara la dirección del flujo de corriente en cada uno de los circuitos conectados a la barra. Si las corrientes en todos los cir circuitos cuitos confluyen en la ba barra rra es porque hay uuna na falla en ella; si la corriente en uno o más circuitos fluye afuera de la barra, es porque la falla es externa. Este sistema puede ser usado tanto para protección de fallas de fase como de tierra. Para implementar dicho esquema se requieren relés direccionales en cada uno de los circuitos conectados a la barra, detectores de falla (relés de sobrecorriente instantáneos) y un temporizador. temporizado r. Los contactos de los relés di direccionales reccionales son con conectados ectados en serie con el contacto del temporizador, para iniciar una señal de disparo. No se requieren CT’s de relación de transformación igual y estos pueden ser usados para otras protecciones y medidas. Este esquema de protección requiere mantenimiento riguroso debido al número de contactos de relés. El temporizador debe ajustarse al menos en cuatro ciclo cicloss para asegurar coordinación coordinación.. Tanto losema relésque como los ajustes de los relés deben ser revisados cuando se presentan cambios en el sistema sist involucren la barra protegida.
10.3 CONEXIÓN DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL SEGÚN LA CONFIGURACIÓN DE LA SUBESTACIÓN El esquema de protección diferencial de barras varía de acuerdo con la configuración c onfiguración que tenga la subestación. En aquellas configuraci configuraciones ones en donde hay con conmutación mutación de circuitos de una barra a otra (Doble barra, doble barra más acople y doble barra más barra de transferencia) se utiliza un relé de comparación direccional o dos relés diferenciales de alta impedancia porcentuales para el esquema diferencial de barras. No se recomienda utilizar relés diferenciales de alta impedancia clásicos para proteger estas configuraciones, dado que después de hacer una conmutación del campo de una barra a la otra, podrían quedar abiertos los secundarios de los CT’s trayendo como consecuencia el daño permanente del núcleo o del CT mismo. En configuraciones en donde no se conmutan los campos de una barra aseotra (Barracon sencilla, barra principal más barra de transferencia e interruptor y medio), las barras protegen relés
diferenciales de alta impedancia de cualquier tipo. Las configuraciones en anillo no requieren protección diferencial de barras dado que no hay un
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sistema de barras propiamente dicho.
Figura 83 Configuración en anillo A continuación se presentan las conexiones de la protección diferencial de barras de acuerdo a la configuración de la subestación. 10.3.1 Barra sencilla Dado que es una configuración muy simple y con el mínimo número de equipos, el sistema diferencial de barras es también muy simple y económico.
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Figura 84 Protección dife diferencial rencial en una bar barra ra sencilla 10.3.2 Barra con secciones múltiples y aacople cople de barras Este arreglo consiste en barras barras sencillas conectadas por medio de interruptores interruptores de aco acople. ple. Las zonas de los relés diferenciales pueden ser establecidas traslapando los interruptores de acople de barras. BARRA 1
BARRA 2
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87B
BARRA 1
BARRA 2
Figura 85 Protección difer diferencial encial en una barra con seccionam seccionamientos ientos múltiples
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10.3.3 Barra principal y barra de transfe transferencia rencia El propósito de esta configuración es proveer un medio para sacar de servicio un interruptor sin tener que desconectar desconectar el circuito. El interruptor ddee transferencia eestá stá incluido en el esquema diferencial de barras. BARRA DE TRANSFEREN TRANSFERENCIA CIA BARRA PRINCIPAL
INTERRUPTOR DE TRANSFERENCIA
NO
NO
NO NC
NO NC
NC
87B 87B
NO NC
NC
Figura 86 Protección difere diferencial ncial en una S/E con barra principal y barra de transferencia transferencia 10.3.4 Doble barra En una configuración en doble barra cada una de las barras tendrá su protección diferencial de barras, pero dado que en cualquier momento se puede transferir un campo de una barra a la otra en las dos protecciones diferenciales de barras, se incluyen todos los campos de la subestación, pero el circuito de conexión a la protección sólo se cierra cuando el campo sea conectado efectivamente en la barra. Ver la Figu Figura ra 87. B1 B2 SW1
SW2
SW1
87 1
SW1
SW2
SW2
SW1
ACOPLE
SW2
87 2
SW= SECCIONADOR
SW= CONTACTO AUXILIAR DE SECCIONADOR.
Figura 87 Protección d diferencial iferencial en una S/E co con n doble barra
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10.3.5 Interruptor y medio En esta configuración, cada una de las barras tendrá una protección diferencial de barras independiente. independie nte. Ver Figur Figuraa 88. BARRA 1
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87B
BARRA 2
Figura 88 Protección dif diferencial erencial en una S/E inte interruptor rruptor y me medio dio
10.4 AJUSTE DE LA PROTECCIÓN DE BARRAS Dado que generalmente la protección de barras es una protección diferencial, ésta se ajusta en forma similar a cualquier protección diferencial. 10.4.1 Análisis de estabilidad de la protección ante falla externa En este análisis se determinan las máximas corrientes a través de los transformadores de corriente simulando fallas externas, es decir, fallas en cada uno de los campos asociados a la barra y se determina la corriente diferencial que circula por el relé, la cual debe ser muy baja. Adicionalmente se evalúa el impacto que podrían tener dichas fallas sobre las protecciones en el caso en que se presente presente saturación de alguno de los CT CT’s ’s bajo estas condicione condiciones. s. Para hacer esto se debe disponer de las curvas de saturación de los CT’s y demás características de éste. Normalmente, la gran mayoría de los relés diferenciales traen una ecuación con la cual se verifica la estabilidad del relé diferencial. de la protección ante falla externa y esta ecuación varía de acuerdo al diseño mismo 10.4.2 Cálculo de factores de comp compensación ensación En el caso en el cual las relaciones de transformación de los CT’s asociados con la protección diferencial no sean iguales, es necesario compensar mediante factores o CT’s de interposición de tal manera que en estado estable est able la corriente diferencial que circula por la bobina del relé, aún sin falla interna, sea minimizada. 10.4.3 Selección de la corriente difere diferencial ncial de umbral Para elegir el umbral de ajuste más adecuado para la protección diferencial de barras, se realizan fallas externas monofásicas en cada uno de los campos asociados a la barra y se determinan las corrientes diferenciales que circularán por el relé para cada tipo de falla. La corriente diferencial de umbral se ajusta a un valor por encima de la máxima corriente obtenida en las simulaciones s imulaciones con un margen de seguridad que garantice su estabilidad ante fallas externas.
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I1 I1
I2
I1-I2
CIRCUITO 2
CIRCUITO 1
Figura 89. Corrientes difer diferenciales enciales ante fa falla lla externa 10.4.4 Verificación de la sensibilidad de la protección diferencial ante falla interna Se simulan fallas internas en la barra y el valor de corriente obtenida debe ser mucho mayor que la corriente de umbral seleccionada, para garantizar que el relé quede con una alta sensibilidad. BARRA
I2
I1 Id=I1+I2 I1
I2
CIRCUITO 1 CIRCUITO 2
Figura 90. Corrientes difer diferenciales enciales ante ffalla alla interna
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11 PRUEBAS END TO END Los sistemas de protección actuales utilizados para proteger las líneas de transmisión en Colombia, particularmente en el Sistema de Transmisión Nacional (STN), están compuestos en términos generales por protecciones de distancia con características de impedancia actuando en esquemas de tele protección con sobre alcance permisivo (POTT) o sub alcance permisivo (PUTT) para los cuales se podría utilizar las inyecciones digitales End-to-End o Locales con el fin de probar su correcta opera operación. ción. Se hace la sa salvedad lvedad que en caso de hacer las inyecciones locales, estas deben estar complementadas con una adecuada prueba de los canales de comunicación asociados. Adicionalmente el STN incluye protecciones con esquema de Comparación Direccional, protecciones diferenciales, Onda Viajera y comparación de fases, que utilizan para ello un enlace de telecomunicaciones (PLP, fibra óptica) entre las subestaciones ubicadas a ambos extremos de la línea para las cuales se recomienda necesariamente las inyecciones digitales End-to-End. Asociados a las protecciones de la línea de transmisión, se encuentran el sistema de control y otros relés, los cuales complementan los esquemas de protecciones como lo son los relés de sobre/baja tensión, tensión, sobrecorriente, recier recierre, re, falla interruptor, etc. Todos estos elementos deb deben en funcionar coordinadamente como un solo sistema, aún más, debe existir una perfecta coordinación entre las protecciones de ambos extremos de la línea, para asegurar el correcto funcionamiento de los esquemas de tele protección. Debido a estos requerimientos y con la ayuda de los modernos equipos de prueba para la inyección de relés y sincronización, se han venido ejecutando pruebas “End-to-End” para la puesta en servicio de líneas de transmisión de alta tensión. t ensión. Las pruebas “End-to-End” consisten entonces en hacer “ver” a los sistemas de protección ubicados en ambos extremos de una línea de transmisión simultáneamente, una falla en un punto determinado del sistema corroborando que su comportamiento sea correcto, el montaje para este tipo de pruebas se presenta en la Figura 91.
Figura 91. Montaje para la realización de pruebas End to End
Esto se logra conectando simultáneamente dos equipos de inyección de relés a los sistemas de protección de cada uno de los extremos de la línea y haciéndolos inyectar sincronizadamente, la información de las las corrientes y tensio tensiones nes vistas en su respectivo pu punto. nto. Dicha información es
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obtenida de archivos resultantes de registros previos logrados con registradores de falla (también es posible con algunos relés de protección) o por medio de una simulación digital del sistema de potencia completo, en el cual se realizan los diferentes tipos de falla f alla a inyectar a los relés. La falla puede ser monofásica, bifásica, trifásica, evolutiva o como se desee, estas deben ser simuladas en las condiciones extremas para la protección y posiblemente adversas al sistema de potencia. La correcta selecci selección ón de las fallas puede surgir de un aná análisis lisis de sensibilidad eell cual garantice prueba con prueba las fallas mástomados onerosaspreviamente para el sistema de de protección.deIncluso pueden utilizar loslaregistros de fallas reales por registradores fallas se o relés de distancia que tengan la opción de guardar los eventos en archivos con formato COMTRADE. Se pueden utilizar programas de simulación tales como el EMTP (Electro Magnetic Transient Program) o su versión ATP (Alternative Transient Program) y el programa de análisis de sistemas eléctricos de potencia DIgSILENT (DIgital SImulation and Electric NeTwork calculation program), estos programas permiten capturar información de las corrientes y tensiones a través del tiempo de simulación y exportar esta información a archivos adicionales con formato COMTRADE, el cual es compatible con la mayoría de los equipos de inyección de relés comerciales.
11.1 SINCRONIZACIÓN SATELITAL Para lograr que los equipos de prueba, ubicados en ambos extremos de la línea, inicien la inyección en el mismo instante, se utiliza como “iniciador” una señal proveniente de un sistema receptor GPS. Dicha señal aactiva ctiva la inyección de los evento eventoss simultáneamen simultáneamente te en las do doss subestaciones sin necesidad de una conexión eléctrica o electrónica entre ellas, logrando así que las protecciones “vean” una falla en la línea y operen en conjunto, coordinando sus sistemas de tele protección asociados y su sistema de recierre pa particulares. rticulares. Es precisamen precisamente te por es esta ta simultaneidad en la inyección de ambos sistemas de protección, que es posible evaluar la actuación de los esquemas de tele protección, los cuales tienen tiempos de actuación cortos (están del orden de milisegundos). A continuación se presentan resultados obtenidos para dichas pruebas en laboratorio, donde se muestra la onda de tensión de la fase A inyectada y su simultaneidad.
Figura 92. A la izquierda se observa en el cana canall A la señal de “inicio” de la inyección y en el canal B la tensión de la l a fase A inyectada, a la derecha, se observan estas dos señales superpuestas
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Figura 93. A la izquierda se observan las señ señales ales de tensión en una de las fases, inyectadas a cada uno de los relés ubicados en ambos extremos de una línea de transmisión, a la derecha, se observan estas dos señales superpuestas
Figura 94. Señales de “inicio” de la inyección, tomada tomadass de dos receptores GPS diferentes. diferentes.
11.2 SISTEMA GPS Global Position System (GPS) suministra sincronización de tiempo con el código IRIG-B "InterRange Ïnstrumentation Group Time Code" como formato de comunicación. Este sistema de radio navegación fue desarrollado por el departamento de defensa de USA, consiste de 24 satélites de los cuales al menos debe haber haber 4 visibles todo el tiempo. Cada satélite transmite un una señal de navegación desde la cual el receptor puede decodificar el tiempo sincronizado con 0,2 µs dentro del estándar mundial "Coordinated Universal Time" (UTC). Haciendo de este método un sistema confiable, redundante, disponible y preciso para ser utilizado en las pruebas End to End y en la medición sincronizada de fasores del sistema de potencia. La precisión de 0.5 µs desarrollada con los sistemas GPS corresponde a una precisión angular de 0,02 grados de la señal fundamental de 60 Hz o menor de 1 grado para el armónico 25. Si el tiempo es suministrado en IRIG-B, se requiere un pulso adicional de 1 PPS (Pulse-per-
second) para una sincronización de 1 µs, se utilizan bits de control que permiten además ampliar la información referente a la zona, el año y otras banderas adicionales.
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11.3 SEÑAL IRIG B Esta señal tiene una duración de un segundo, durante el cual envía la información actual del día del año, hora, minuto minuto y segundo. La información es eentregada ntregada median mediante te una cadena ddee 100 elementos por cada segundo, utilizando una codificación de tres t res elementos (Figura 95): • Cero binario (“0”) • Uno binario (“1”) • Marcador de posición (“P”)
Figura 95. 95. Código IR IRIG IG B En la Figura 96 se muestra en en detalle una trama de la señal IRIG B. En el inicio de cada segundo aparecen dos marcadores de posición (“P”) consecutivos que se utilizan como referencia. Después del inicio aparecen los segundos, los minutos, las horas y el día, en formato BCD (4 bit decimal), separados separados entre sí por un marcado marcadorr “P”, los dígitos se separan separan entre sí por un “0”. El resto de la trama se utiliza utiliza para algu algunas nas funciones de control. La señal IRIG B pued puedee ser modulada o demodulada.
Figura 96. 96. Trama IRIG B
11.4 MODELACIÓN DE LA RED EMPLEANDO EL ATP Este programa soluciona las ecuaciones diferenciales que describen el comportamiento del sistema de potencia, la técnica que utiliza para obtener las tensiones y corrientes en el tiempo de
sistema de potencia, la técnica que utiliza para obtener las tensiones y corrientes en el tiempo de toda la red modelada es integración numérica. numérica. En el EMTP se han desarrollado un sin número de modelos matemáticos para simular el comportamiento de los diferentes elementos que componen el sistema de potencia bien sea con comportamiento no lineal, variable con la frecuencia o con
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parámetros distribuidos. El EMTP puede ser utilizado en sistemas tan complejos como se desee y cuya precisión en los resultados ha sido comprobada en los últimos 20 años con mediciones de campo, haciéndolo una herramienta invaluable invaluable a la hora de hacer simulaciones de even eventos tos en el sistema de poten potencia. cia. Actualmente se utiliza el ATPDraw que utiliza una interfaz gráfica para la modelación de cada uno de los elementos que conforman el sistema de potencia. Para la simulación del sistema de potencia se rrequiere: equiere: • Diagrama unifilar del sistema • Equivalentes de cortocir cortocircuito cuito en los extremos de las líneas ady adyacentes acentes a la línea de la prueba, de acuerdo con los alcances de las zonas de los relés • Datos de las líneas, configuración de las torres, ca cables bles de fase y cable de guarda • Datos de los transformadores, tensión nomin nominal al de cad cadaa devanado, impedancias de cortocircuito • compensac compensaciones iones y generadores • Condiciones de simulación: Topología de llaa red, escenarios de generación y demanda
11.4.1 Menú Settings En el menú Settings del ATPDraw se configuración los siguientes datos: - Delta t: Tiempo de integración - Tmax: Tiempo máximo de simulación - Xopt: Si es igual a cero la inductancia se in ingresa gresa en milih milihenrios, enrios, si 60 se ing ingresa resa en ohms a capacita capacitancia ncia se ingresa en microfaradios, si 60 se ing ingresa resa en micro- Copt: Si es igual a cero lla ohms Se crea el archivo de datos para el ATP que simule el evento deseado, con los siguientes parámetros típicos: •
∆t = 40.0E-6 s
•
IPLOT = 5
•
t max = 1.5 s De los parámetros anteriores se obtiene una rata de muestreo:
•
RM = 1/(∆t * IPLOT) = 5.000 [mue [muestras stras por segu segundo] ndo] • Debe cumplirs cumplirsee en general que RM > 4000 muestras por segundo - Se recomie recomiendan ndan los parámetros anteriores debido a que en la eejecución jecución posterior del programa TPPLOT no debe exceders excedersee la memoria asignada, en cuyo caso el programa re asigna una rata de muestreo diferente a la calculada inicialmente. - Tarjeta d dee datos reales: S See ingresa el valor correspondi correspondiente ente a la frecuen frecuencia cia del sistema que permite considerar los datos de reactancias en Ω. - Tarjeta d dee datos enteros: Ad Adicionalmente icionalmente en estas tarjetas se puede so solicitar licitar infor información mación tal como: conexionado entre nodos, flujo de cargas, salida gráfica a través de un archivo con extensión PL4 (necesario para la creación del archivo en formato COMTRADE) etc.
11.4.2 Topología del ssistema istema
A continuación se describe la modelación en el ATPDraw de cada uno de los componentes del sistema de potencia, fuentes, líneas de transmisión, impedancias serie o shunt, transformadores, etc.
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En los puntos de generación (o equivalentes) del sistema deben simularse las fuentes, para esto se utiliza el modelo de fuente AC-3 ph tipo 14, en la Figura 97 se muestra la máscara y los datos necesarios para su configuración: - Tipo 14: formato que indica que es una fuente sinusoidal - -
Amp. Valor pico de la tensión fase a tierra (V) f, frecuencia: 60 Hz desplazamiento esplazamiento de fase en grados (A1=0) o segundos (A1=1) - Pha, d - TSta: Tiempo de inicio - TSto: Tiempo de parada
Figura 97. Mascara para fuente Es frecuente considerar equivalentes del sistema ya que por razones prácticas se imposibilita modelarlo en su totalidad. En el ATPDraw este modelo se conoce como rama RL de parámetros concentrados (51, 52, 53) y requiere información de impedancias de secuencia positiva y cero provenientes normalmente del programa DIgSILENT, ya que al hacer una falla monofásica el programa no solo suministra los aportes de corriente, corriente, sino el valor del equivalen equivalente te de impedancias de secuen secuencia. cia. En la Figura 98 se muestra la máscara para ingresar los datos del equivalente de cortocircuito, Ro, Lo, R+(1) y L+(1).
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Figura 98. Mascara para a equivalente de ccortocircuito ortocircuito En el caso de no utilizar los parámetros delpar DIgSILENT se utilizan las magnitudes de las corrientes de falla trifásica y monofásica en el punto de interés con las cuales se puede hallar el equivalente del sistema, a partir de las siguientes ecuaciones: X 0
=
3 *V LL I CC −1 ϕ
V LL
− 2 * X 1
X 1
=
3 I CC −3ϕ
Hallando los valores resistivos con las siguientes relaciones: R0 = X0 / 10 y R1 = X1 / 10 Para modelar líneas de transmisión debido al efecto capacitivo es recomendable para estado
transitorio modelo PI).emplear el modelos de onda viajera tales como: LEE y CLARK (no debe emplearse el Para las líneas bajo análisis en la medida de lo posible debe utilizarse un modelo de LEE, ya que a diferencia del modelo CLARK, este considera los acoples producidos por la no transposición de la línea. En la Figura 99 se observa los pará parámetros metros a ingresar para el modelo de la línea: línea: sistema: a: Línea aérea - Tipo de sistem - Considerar línea transpuesta y efecto skin - Modelo: Tipo Bergeron - Resistividad: ohm-m - Frecuencia: 60 Hz - Longitud de la línea: km
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Figura 99. Mascara pa para ra En la Figura 100 se observan los datos específicos de modelo la línea: de línea para ara uunn conducto conductorr tubular genérico, donde D es el diá diámetro metro T es el esp espesor esor - Rin: Relación T/D p del tubo. Para un condu conductor ctor macizo la relación es igual a 0.5. - Rout: Radio del conductor, cm - Resis: Resistencia DC del conductor, ohm/km - Horiz: Localización horizontal de los conductores, m - Vtower: Altura del conductor en la torre, m - Vmid: Altura del conductor en la mitad del vano, m
Figura 100. Mascara d dee datos de la línea
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Para la modelación de transformadores se requiere conocer los ensayos, niveles de tensión y tipo de conexión. Para esto se emplea el modelo de transfor transformadores madores BCTRAN, en la Figu Figura ra 101 se indican la información que debe ser ingresada: - Número de fases: 3 - - - - - - - -
Número de devanados Tipo de núcleo Frecuencia: 60 Hz Tensión línea a línea en cada uno de los devanados, kV Conexión de cada devanado: D, Y Angulo de desfase entre los devanados Datos de pruebas de vacío Datos de prueba de cortocircuito
Figura 101. Mascara mo modelo delo transform transformador ador En la simulación de fallas para inyección digital se emplean elementos serie usualmente para monitorear corrientes (reemplazando (reemplazando los interruptores de medida) y los elementos shunt permiten la realización de la falla. Para la simulación de las cargas se emplean los elementos de ramas líneas RLC-Y 3-ph, donde se ingresan los valores de inductancia, capacitancia y resistencia dependiendo de la característica de la carga.
En este tipo de casos es indispensable implementar interruptores controlados por tiempo, estos permiten variar los tiempos de cierre y apertura, y así obtener el tiempo de pre falla deseado,
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además son indispensables para los casos de falla evolutiva y cuando existen líneas paralelas en la simulación de la inversión de flujo. En la Figura 102 se muestra la información que debe ser ingresada en la máscara del interruptor, la cual básicamente corresponde a los tiempos de cierre y apertura para cada una de las fases. f ases.
Figura 102. 102. Mascara interruptor interruptores es El valor de la resistencia de falla se calcula a partir del cálculo de la resistencia del arco y con mediciones de resistividad del terreno terreno y resistencia a tierra de las torres, su valor se ha asumido comúnmente como Rf = 5 ohm. ohm. Su valor es la suma de la resistencia de arco más la resistencia de puesta a tierra de la línea. Para el cálculo de la resistencia resistencia de puesta a tierr tierraa es necesario hallar la impedancia eq equivalente uivalente de la puesta a tierra de la torre y el efecto de los cables de guarda vistos por la falla.
La impedancia de los cables de guarda correspondi correspondiente ente a un número "m" de líneas de ttransmisión ransmisión iguales, está dada por: Zgi = {rc+o,ooo988* +o,ooo988*ff + j0,002938* j0,002938*f*log(De/GMR f*log(De/GMRm)} / nA Y la impedancia del conjunto de cables de guarda y torres, vista desde la subestación está dada por: Z = {0,5*Zgi+√(Zgi *R)} / m Dónde: f: Frecuencia del sistema [Hz] rc: Resistencia del conductor [ohm/km] A: Número de torres por km de línea N: Número de cables de guarda en paralelo por torre GMR :Radio medio geométrico del conductor [m]
GMRm:Radio medio geométrico del conductor [m] De: Profundidad equivalente de la tierra de retorno [m] De = 658,4*√(ρ /f)
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ρ: R: M:
Resistividad promedio del terreno bajo la línea [ohm-m] Resistencia promedio de puesta a tierra de la torres [ohm] Número de líneas iguales llegando a la subestación En caso del cálculo para un sitio intermedio de la línea: m = 2 El cálculo de la resistencia de arco requiere calcular la corriente de falla, la distancia de separación de conductores y en algunos casos más detallados la resistencia de puesta a tierra promedio de las torres de transmisión: R arco = 28707 L / I 1.4 (Formula "AR van C. Warrington") Dónde: L: Longitud [Pies] Puede ser una distancia fase - guarda o fase - torre para falla monofásica y una distancia fasefase para una falla bifásica. IF: Corriente de falla [amperios] Obsérvese que la resistencia de arco depende: • De la longitud del arco la cual a su vez depe depende nde de dell viento que puede ha hacer cer extend extender er el arco. •
De la corriente de falla la cu cual al a su vez depende de la impedancia equivalente del sist sistema ema en el punto de falla.
11.5 ELABORACIÓN DE ARCHIVOS COMTRADE CON EL DIGS DIGSILENT ILENT Los pasos básicos para la simulación y elaboración de archivos con el progra programa ma DIGSILENT son: • Ejecutar flujo de carga desbalancea desbalanceado do • Verificar resultados en cajas del diagrama unifilar • Definir variables de resultados • Definir el evento • Definir el paso de integración • Ejecutar simulación EMT en el tiempo • Exportar archivo COMTRADE
11.6 ELABORACIÓN DE ARCHIVOS COMTRADE CON EL ATPDRAW El procedimiento para la generación de archivos COMTRADE es el siguiente: • Crear un unaa carpeta con el nombre archi archivos vos ADP y para cada una de las fallas se guarda el archivo *.adp • Crear una carpeta con el nombre archivos PL4 y para cada una ddee las fallas guardar eell archivo *.pl4 • Crear un unaa carpeta con el nombre archivos CFG, dentro de esta carpeta crear otras dos carpetas para cada una de las subestaciones asociadas a la línea bajo prueba y para cada una de las fallas guardar guardar el archivo *.cfg. En este paso se deben configurar la relación de de
análogas transformación de los transformadores transformadores de corriente y tensión para cada c ada una de las señales
• Crear una archivo *.tra donde se deben config configurar urar los sigu siguientes ientes parámet parámetros ros y el cual servirá para la inyección de cada uno de los archivos de falla *.cfg:
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o
Parámetros del equipo bajo prueba Hardware: ardware: se configuran las salidas análogas, (utilizar el ampli amplificador ficador o Configurar el H de acuerdo a la corriente a inyectar) y las entradas binarias
• Finalmente con el archivo *.tra cr creado eado en el paso anterior carga cargarr el archivo *.cfg pa para ra cada una de las fallas y proceder así: o o
Verificar el tiempo ne necesario cesario pa para ra la inyección y ejecutar la prueba Anotar en los protocolos de prueba la señalización ob obtenida tenida en el Omicron y la obtenida del relé o Si es nece necesario sario expo exportar rtar el informe que genera eell software Advance T TransPlay ransPlay o Analizar si la operación del relé fue correcta de acuerdo con la operación esperada 11.6.1 Procedimiento co con n el Advanced Tr TransPlay ansPlay Una vez se tenga los archivos *.pl4 generados con el ATPDraw, abrir el Advanced Transplay del OMICRON y proceder de la siguiente manera:
1. En el menú ARCHIVO ARCHIVO seleccionar seleccionar la opción IMPORTAR IMPORTAR y y posteriormente seleccionar el tipo de archivo *.pl4, tal como se indica en la Figura 103.
Figura 103. Menú A ARCHIVO RCHIVO opción IM IMPORTAR PORTAR
2. En el menú EDICIÓN EDICIÓN seleccionar seleccionar la opción PROPIEDADES DE SEÑAL, SEÑAL, ver Figura 104. En este menú aparecen las señales análogas que generadas en el ATPDraw. seleccionarr cada señ señal al (tensión y corrien corriente) te) se pponen onen en blanco las opciones o Al selecciona Registrado: Secundario Valores nominales de los transductores: Primario: 1 V, Secundario Secundario:: 1 V En el menú REGISTRADO REGISTRADO seleccionar seleccionar la opción PRIMARIO PRIMARIO
Ingresar llaa rela relación ción de los tran transformadores sformadores de te tensión nsión y corriente cuando se haga la selección correspondiente de cada señal s eñal
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Figura 104. Menú EDICIÓN opc opción ión PROPIEDADES DE SEÑAL ARCHIVO seleccionar la opción EXPORTAR EXPORTAR y aparece una 3. Posteriormente en el menú ARCHIVO
máscara (ver Figura 105), realizar lo siguiente: o Ingresar el nombre de la subestación o Ingresar la velocidad de muestreo, 4000 Hz o Ingresar la frecuencia nominal del sistema, 60 Hz o Seleccionar las señale señaless de corrien corriente te y tensión para la subestación correspond correspondiente iente y dar la opción aceptar. nombre ombre aall archivo ta tall como se indica en listado de fallas de llaa Figura 105. o Dar el n
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Figura 105. 105. Menú ARCHIVO opción EXPORTAR
4. Realizar el mismo procedimiento del punto 3 para la otra subestación. 5. Crear una archivo *.tra y proceder así: o
En el menú PARAMETROS PARAMETROS seleccionar seleccionar la opción EQUIPO EN PRUEBA, PRUEBA, aparece la máscara que se muestra en la Figura 106, ingresar los datos del equipo, entre los más importantes: Frecuencia nominal Voltaje nominal secundario y primario Corriente nominal secundario y primario Límites máximos de corriente y tensión o En el menú PARAMETROS PARAMETROS seleccionar la opción CONFIGURACIÓN DEL HARDWARE y HARDWARE y configurar: Las señales análogas, verificar si es necesario utilizar el amplificador Configurar las señales binarias,
ENTRADA 1 2 3 4 5 6 7
CÓDIGO GPS DISP A DISP B DISP C DISP ENVIO RECEP
DESCRIPCIÓN Pulso de Reloj Satelital Disparo Fase A Disparo Fase B Disparo Fase C Disparo Definitivo Envío de señal permisiva Recepción de señal permisiva
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Figura 106. 106. Parámetros del equipo
6. Finalmente con el archivo *.tra creado en el paso anterior cargar el archivo *.cfg para cada una de las fallas.
11.7 SIMULACIÓN DE FALLAS Y DEFINICIÓN DE LAS PRUEBAS A REALIZAR Al momento de realizar las fallas se deben tener en cuenta las siguientes recomendaci recomendaciones: ones: • El valor de la máxima re resistencia sistencia para la prueb pruebaa de alta impedancia: A ppartir artir de estudios de demanda mínima y del análisis de los ajustes del relé, se ha hecho comúnmente entre 30 y 50 ohm. Pueden ne necesitarse cesitarse valores de impedan impedancia cia más altas de acuerdo con las condiciones
físicas del sistema. • El tiempo de inyección de la falla debe de ser controlado por la orden de ddisparo isparo o por un tiempo específico de inyección el cual debe de tener en cuenta los siguientes requeri requerimientos: mientos: prefalla lla se hace igual a 500 ms, con el cual se asegura la correcta operació operaciónn o El tiempo de prefa del relé después de ponerlo en servicio, evitando así la operación de la función SOTF, cabe anotar que esta condición se cumple en relés tales como: SEL321, EPAC, OPTIMHO y algunos ABB, pero no se puede generalizar por lo cual se sugiere investigarlo previamente a realizar las pruebas, debido a que algunos relés electromecánicos requieren una prefalla de hasta 5 segundos. simula mula alrededor de 11500 500 ms de falla efectiva, efectiva, pero se sugiere que o El tiempo de la falla se si en el caso que se requiera una simulación más larga se utilicen las opciones propias del equipo de inyección para ampliar este tiempo y evitar simulaciones de tiempos mayores, con el fin de no exceder los límites de memoria en el proceso de creación del archivo COMTRADE.
o
El tiempo total de simulació simulación: n: Es la suma del tiempo de prefalla mas el tiempo de la falla.
• Fallas evolutivas: Con la lógica de la falla evolutiva se pretende no permitir que ante dos disparos monopolares
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independientes la la línea de transmisión siga tr transfiriendo ansfiriendo pote potencia ncia por un unaa sola fase. Para evitar esto debe asegurase que el segundo disparo monofásico en un tiempo aproximado al del recierre monofásico sea convertido en un disparo trifásico no definitivo que sea seguido por un recierre trifásico. Esta lógica puede se serr implementada en la protección protección de línea, en el relé de recierre o en la lógica de control externa. Dado el alcance y las funciones que se traten de probar con este evento evolutivo, se sugiere que se realicen m onofásicas monofásicas completamen completamente te independientes, con mismo tiempo de prefalla, un valordos de fallas 50 a 100 ms de cada falla y un ttiempo iempo entre 50 a 100 mselentre fallas. • El valor de la rata de muestreo con el cual se hace el archivo Comtrade, ddebe ebe de ser superior superior a 4000 muestras/segundo muestras/segundo,, el cual garantiza el doble de la ffrecuencia recuencia permitida por los transformadores de medida (2KHz) para evitar así el efecto 'aliasing'.
11.8 CONDICIONES DE L LA A PRUEBA Para la realización de las pruebas se debe contar con las siguientes s iguientes condicione condiciones: s: • Líneas desenergiza desenergizadas das • Seccionadores de línea abiertos • Seccionadores de pues puesta ta a tierra de las líneas cerrado (sí el equipo de comunicacio comunicaciones nes lo permite) • Equipo PLP en correcto funcionamiento • Relés de protección y recie recierre rre en funcionamiento • Maniobra del in interruptor terruptor (en algunos casos) • Verificar que los ajustes al relé con el último docu documento mento de ajustes. • Verificar la señalización y el SO SOE E existentes en la subestació subestaciónn 11.8.1 Actividades pre previas vias y recome recomendaciones ndaciones • Es necesario que el dueño del pproyecto royecto disponga ddee un canal de voz entre los dos extre extremos mos de la línea con el el fin de coordina coordinarr adecuada adecuadamente mente la inyección inyección.. Este canal debe disponer auricular directamente en el tablero donde se hace la inyección y no en el gabinete de comunicaciones. • Debido de man maniobrar iobrar los interrup interruptores, es necesario que el dueño del proy proyecto ecto dispongaa la ennecesidad las subestaciones de personal quetores, efectúe las modificaciones necesarias que permitan la maniobra. • Si se encuentran prob problemas lemas con la pro programación gramación de llos os canales de comun comunicación icación es necesario que el dueño del proyecto disponga en las subestaciones de personal que efectúe las modificaciones respectivas. • Se debe dispo disponer ner en cada uuna na de las sube subestaciones staciones de lo loss planos actualizado actualizados, s, el catálogo de las protecciones a inyectar PL1, PL2, recierre y documento de ajustes aprobar.
11.9 INYECCIÓN DE FALLAS Como ya se mencionó, el tiempo de inyección de la falla debe de ser controlado por la orden de disparo o por un tiempo específico de inyección el cual debe de tener en cuenta los siguientes requerimientos. 11.9.1 Inyección End-to-End
Debe garantizarse una inyección cuyo tiempo sea similar al tiempo total de apertura de los interruptores asociados asociados el cual dep depende ende estrictamente ddee cada subestació subestación. n. Este tiempo oscila entre 40 y 100 ms.
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En este tipo de inyección no quedan probados los elementos temporizados, solamente los instantáneos y los acelerados. 11.9.2 Inyección Local Debe coordinarse la utilización de cada una de las entradas del Omicron. Debido a que no existe la recepción de una señal permisiva del otro extremo de la línea, se sugiere que en estadeprueba se discriminen tres casos, para asegurar la operación correcta del esquema completo las protecciones: • CASO A: Inyección completa de la simulación po porr un tiempo mayo mayorr al del mayor tempo temporizador rizador asociado a las protecciones, es decir, mayor a 1,5 ó 1,0 s (tiempo asociado al retardo de la zona reversa o a la protección 67N). 67N). En este caso operarán tan tanto to los elementos instantáneos instantáneos como los temporizados. • CASO B: Inyección parcial de llaa simulación por un tie tiempo mpo levemente may mayor or al tiempo de la ocurrencia de la falla, es decir, igual a 600 ms, ya que el tiempo asociado a la ocurrencia de la falla es de 500 ms y debe garantizarse garantizarse una inyección cuyo tiempo tiempo oscila entre 40 y 100 ms. En este caso sólo operaran los elementos instantáneos. • CASO C: Inyección parcial de la simulación por un tiempo similar al seleccionado anteriormente, es decir, igual a 600 ms y con emulación de la señal de recepción fija (polarizando (polarizan do la entrada de recepción de pportadora ortadora del relé). En este caso operaran los
elementos instantáneos y los acelerados, permitiendo adicionalmente probar el esquema de teleprotección, complementado con una adecuada prueba del canal de comunicaciones.
11.10 EJECUCIÓN DE LA LAS S FALLAS Para la ejecución de las pruebas se debe realizar el montaje que se indica la Figura 91, se requieren los siguientes elementos por cada subestación: 11.10.1 Chequeos iniciales o Reloj sincroni sincronizado zado por satélite (G (GPS) PS) o Equipo de inyección dee las pruebas se hace la inye inyección cción desde las borneras ddee cada gabinete o Para la realización d con el fin de verificar el esquema completo de protección: selección de fases, recierres y todas las señalizaciones, arranques, disparos y el cableado de todas las protecciones asociadas con la línea y algunas de lade subestación, estas información de tiempos envío de cada unaseñales de ellas.son conectadas al OMICRON para tener prueba ba se deben cortocircuitar y abrir las borneras borneras de corriente o Para la conexión del equipo de prue y abrir las borneras de tensión hacia el lado del secundario del TC para proteger el TC y evitar inyectar tensiones peligrosas en el patio o tener tensiones parásitas en el equipo debido a la inducción de la línea o sobrecargas del equipo de inyección. bornera se realiza desde los o En los casos en que no es posible realizar la inyección desde bornera bloques de prueba asociados a cada relé, para evitar arranques o disparos no deseados en la subestación, pero no queda probado el esquema completo de teleprotecciones. esquema ma completo de protecciones, es conveniente o Con el fin de probar la operación del esque adicionalmente que sea posible la maniobra m aniobra del interruptor durante las pruebas, para lo cual se abrir el seccionador de línea y modificar el control para que permita maniobrar el interruptor manualmente y por las proteccion protecciones es (disparo y recierre). Ese cambio pu puede ede hacerse ppor or cambios en el cableado existente o en la programación del control (en subestaciones con
control coordinado) coordinado).. Para cada subestación se procederá de la siguiente forma:
1. Abrir los seccionadores de las barras
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2. Abrir seccionador de línea 3. Cerrar cuchilla de puesta a tierra seccionadoress desde el sistema de Control. 4. Simular la posición de cerrado de los tres seccionadore o
Aunque se está proponiendo la maniobr maniobraa del interruptor se sugiere que sea minimizado el número de maniobras que se realizan en los interruptores de potencia ya que esto es un
esfuerzo adicional. Con el fin de evitar disparos indesead indeseados os desconectar la operació operaciónn del relé 50BF asociad asociadoo a la línea bajo pruebas, debido a que es posible que fluya corriente a través de los circuitos de corriente bien sea por que el interruptor está conduciendo corriente en la subestación (aplicable en subestaciones con configuración interruptor y medio: donde se deja energizado el diámetro donde está conectado la línea a probar) y la simulación inyecta más de 100 ms de falla. quede uede inyectado dur durante ante la prueba prueba,, para evitar disparo dispaross indeseados. o Verificar que el 87B no q o Debe coordinarse previa previamente mente la consecución de un canal de voz apropiado, entre los dos extremos de la línea con el fin de coordinar las pruebas en todo momento y cuyo auricular (corona) este en el sitio donde se están efectuando las pruebas. 11.10.2 Prueba de canales o Verificar la corr correcta ecta operación del canal de comunicacione comunicaciones, s, así: o
verifica En la subestación 1, extremo se iny inyecta ecta sincronizada sincronizadamente mentedel unpulso pulsorecibido. con un an ancho cho conocido y se que en el otro el retardo y el ancho En la subestación 2, se iny inyecta ecta sincronizada sincronizadamente mente un pulso con un an ancho cho conocido y se verifica que en el otro extremo el retardo y el ancho del pulso recibido. Se debe verificar que el reta retardo rdo y el ancho del pulso sean acordes acordes con el caso que se analiza, es decir, retardos muy grandes pueden ser intolerables o compensados con el tiempo mayor de inyección. Los anchos de los pulsos obtenidos deben ser al menos del mismo ancho del pulso pulso inyectado y no mayores del tiempo de bloqueo por inversión de corriente del relé a probar.
11.10.3 Inyección End-to-End o Luego de tener las condiciones necesarias para la inyección digital se carga el archivo Comtrade en el OMICRON y se realiza la inyección de la falla. o Se toman todas las señalizacion señalizaciones, es, disparos y alarmas resultante resultantess de la pprueba rueba y se real realiza iza un análisis básico de los resultados para identificar posibles errores en éstos y buscar su solución. Para ello es necesario tener un listado de los ajustes implementados en la subestación. loss archivos de resultados del equipo de inyección. o Se guardan lo loss archivos de resultados del relé de pro protección. tección. o Se guardan lo resultados sultados del Re Registrador gistrador de Fa Fallas. llas. Siempre y cuando a este se o Se guardan los archivos de re le haya inyectado simultáneamente la falla (los mismos circuitos de corriente y tensión) y se hallan supervisado las señales anteriormente descritas. archivoss generado generadoss por el SOE. o Se guardan los archivo a prueba se realizó con condiciones esp especiales. eciales. o Tomar nota si lla
11.10.4 Reajuste y reinyección A partir del análisis hecho a la señalización y el ajuste de la protección se observan posibles errores del esquema de tele protecciones y se planean soluciones y las que puedan ser implementadas directamente directamente en sit sitio io se efectúan con la autorización previa por parte del dueño.
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En caso de que se planteen correcciones posteriores al día de la inyección se sugiere inyectar nuevamente la protección con problemas y solo aquellos eventos que presentaron inconvenientes.
11.11 ARCHIVOS EN FORMA FORMATO TO COMTRADE El formato COMTRADE es un formato estándar estándar de intercambio de de datos que permite que estos sean interpretados y utilizados por diferentes diferentes aplicaciones. Este formato se encuentra definido po porr la norma IEEE C37.111. C37.111. En este documento se explica el contenido de cada uno de los archivos que conforman un registro en formato COMTRADE. 11.11.1 Archivo de encabezamien encabezamiento: to: (xxxxxxx.HDR) - Creado usando un procesador de texto. - El archivo puede ser impreso y leído por el usuario. creador or del archivo ddee enca encabezamiento bezamiento puede incluir in información formación en el for formato mato que desee. - El cread - Este archivo puede contener información como: •
Descripción del tipo de falla a ser inyectada.
•
Nombre de la subestación. Identificación de la línea, transformador, reactor, capacitor o interruptor bajo análisis.
• • •
Localización de la falla. Resistencias y reactancias de secuencia positiva y cero. Tensión nominal y relaciones de los TP´s y TC´s.
•
Relaciones de ttransformación ransformación de los transformadore transformadoress de potencia y tipos de conexiones.
•
Descripción de cómo fue ob obtenido tenido eell archi archivo vo de datos (por simulaciones con pprogramas rogramas como el EMTP o por otro medio).
•
Descripción de los filtros anti – aliasing usados.
•
11.11.2 Archivo de configuració configuración n : (xxxxxxx.CFG (xxxxxxx.CFG)) - Tiene la inform información ación necesaria para que un programa de computador lea e interprete el archivo de transitorios. -
Creado desd desdee un pr procesador ocesador de texto salvándolo en formato ASCII o por un progra programa ma de computador.
El archivo de configuración contiene la siguiente información; para la cual se debe respetar el orden: (1) Nombre de la subestación e identi identificación ficación (2) Número y tipo de canales (Analógi (Analógicos cos y digitales) (3) Nombre de los canales, unidad unidades es y factores de conversión (4) Frecuencia del sis sistema tema (5) Frecuencia de muestreo (muestras / s) y número de muestras
(6) Fecha y hora del primer valor del archivo de transitorios (7) Fecha y hora del último valor (8) Tipo de archivo
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El archivo de configuración es un archivo estándar ASCII o con un formato predeterminado con extensión "CFG". El archivo está dividido en líneas. Se emplean co comas mas y espacios para separ separar ar los elementos en una línea.
La información delelarchivo que serdeorganizada en el orden que semala indica a continuación, cualquier error en formatotiene del archivo configuración ocasionara una interpretación por parte del computador. NOMBRE DE LA SUBESTACIÓN E IDENTIFICACIÓN El archivo comienza con un nombre cualquiera para identificar el caso bajo análisis y un número de identificación separados por coma. NÚMERO Y TIPO DE CANALES Este ítem contiene el número y tipo de canales: TT,nnA,nnD Dónde: TT: número de canales totales nnA: número de canales analógicos nnD: número de canales digitales NOMBRE DE LOS CANALES, UNIDADES Y FACTORES DE CONVERSIÓN Este es un grupo de líneas que contienen la información de cada canal, constan de una línea por canal, así: nn,id,p,xxxx(r),uu,a,b,skew,min,max Dónde: nn: número nn: número del canal desde 1 hasta el total de canales id: nombre id: nombre del canal p: identificación p: identificación de la fase A, B, C xxxx: Variables xxxx: Variables a ser monitoreadas (tensiones: V1, V2, V3 o corrientes: c orrientes: I1, I2, I3) t ransformaciónn de las unidades monitoreadas ( r ): relación ): relación de transformació unidades del canal (V, A) uu: unidades uu: a,b: números a,b: números reales. El factor de conversión ddel el canal ees: s: ax+b. Un valor co corregido rregido de x´ corresponde a (ax+b) en las unidades uu especificadas. número real. Tiempo skew del canal en µs desde el arranque del periodo de Skew: número Skew: muestreo. min: un número entero igual al mínimo valor (limite bajo del rango de muestreo) para min: muestras de este canal (0 por defecto). max: un número entero igual al máximo valor (limite alto del rango de muestreo) para max: muestras de este canal (4096 por defecto).
m: (0 m: (0 ó 1) estado normal del canal (se aplica a canales digitales solamente) Se repite esta secuencia para el total de canales en el orden en el cual aparecen en el archivo de datos. La fase, las variables y los factores de conversión no son necesarios en los canales digitales.
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Los canales digitales pueden ser definidos después de los analógicos y se comienzan a enumerar desde 1 hasta el total de canales digitales disponibles. FRECUENCIA DEL SISTEMA Corresponde a la frecuencia en Hz (50 ó 60), debe emplearse una línea independiente para este ítem. INFORMACIÓN DEL MUESTREO Esta sección contiene el número total de frecuencias de muestreo (casos), seguido por una lista conteniendo la frecuencia de cada muestreo (muestras / segundo) y el número total de muestras así: nrates muestra1,nmuestra1 muestra2,nmuestra2 Dónde: corresponde al número de frecuencias de muestreo diferentes para un archivo de datos nrates: corresponde nrates: muestra1, muestra2, muestran: Frecuencia muestran: Frecuencia de muestreo en Hz nmuestra1, nmuestra2, nmuestran: nmuestran: Número total de muestras correspondiente a cada frecuencia de muestreo. INFORMACIÓN CORRESPONDIENTE A LA FECHA Y HORA mm/dd/yy,hh:mm:ss.ssss Dónde: mes (01-12) mm: mes mm: día del mes (01-31) dd: día dd: yy: dos yy: dos últimos dígitos del año hh: horas hh: horas (00-23) mm: minutos(00-59) mm: ss.ssss: segundos ss.ssss: segundos (0-59.999999) TIPO DE ARCHIVO El tipo de archivo de datos es identificado como tipo ASCII ubicando en la última línea la palabra ASCII. Archivo de configuración para inyección digital de falla monofásica en la línea Sabanalarga – Fundación: FUNDACIÓN-SABANALARGA, 999 6, 6A, 0D 1, FUNDACIÓN_A V-node ,V1(2000.0000),,V ,V1(2000.0000),,V,, 8.015285E+01, -1.641520E+05, 0., 0, 4096 2, FUNDACIÓN_B V-node ,V2(2000.0000),,V, 8.001865E+01, -1.638783E+05, -1.638783E+05, 0., 0, 4096 3, FUNDACIÓN_C V-node ,V3(2000.0000),,V, 8.765523E+01, -1.774429E+ -1.774429E+05, 05, 0., 0, 4096 4, FUN-SBL_1A FUN-SBL_2A I-branch ,I1(600.0000),,A, 4.933970E-01, -1.049506E+03, 0., 0, 4096 5, FUN-SBL 1B FUN-SBL 2B I-branch ,I2(600.0000),,A, 1.995469E-01, -3.825132E+02, 0., 0, 4096
6, FUN-SBL_1C FUN-SBL_2C I-branch ,I3(600.0000),,A, 2.916731E-01, -5.768572E+02, 0., 0, 4096 60 1
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5.000000E+03, 7501 11/25/97,00:00:00.000000 11/25/97,00:00:01.500000 ASCII
11.11.3 Archivo de datos : (xxxxxxx (xxxxxxx.DAT) .DAT) Este archivo contiene los valores puntuales puntuales del transitorio. Los datos se presentan de acuer acuerdo do al formato definido en el archivo de configuración y solo pueden ser leídos por un programa de computador. El archivo de datos contiene valores en filas y columnas donde cada fila consiste de una serie de valores de datos precedidos por dos números que indican la posición y el tiempo de ocurrencia. Este archivo debe tener el mismo nombre de los archivos de encabezamiento y de configuración y su extensión es "DAT". -
El archivo de datos debe estar dividido en filas. - Cada fila está dividida en n+2 columnas donde n es el número de canales. -
El número de dato datoss y po porr ende de filas depende de la frecuencia de muestreo y del tiempo de simulación lo que afecta el tamaño del archivo. - El númer númeroo de columnas ddepende epende del número de canal canales es deseados por lo tanto la cantidad ddee variables también afecta el tamaño del archivo. - La p primera rimera columna contiene el nnúmero úmero de cad cadaa mu muestra estra pe perteneciente rteneciente a esa fila. - - - - -
-
La segunda columna presenta el tiempo en µs asociado a la muestra de cada canal desde el comienzo del registro. A partir de la tercera colu columna mna apare aparecen cen los valores que representan tensiones, cor corrientes rientes y estado de variables (canal digital). Los valore valoress correspon correspondientes dientes aall archivo de dat datos os pueden ser repr representados esentados has hasta ta por seis dígitos separados por comas. La información de estado puede ser representada por unos y ceros. Si los va valores lores del archivo de datos no pu pueden eden ser presentados en la misma línea se debe continuar en la siguiente adicionando una coma al último valor de la fila y cuando se termine la muestra se debe obviar dicha coma. La fila siguiente co comienza mienza de nuevo co conn el número correspondien correspondiente te a esa mue muestra, stra, el tiempo y los datos sucesivos, así:
1,
0,
002090, 001827, 002092, 002094, 002052, 002040,
002260, 001807, 002056
2,
00200
002244 001936.................................................................
. A continuación se presenta un ciclo correspondien correspondiente te a la simulación, el cual contiene las ttensiones ensiones y corrientes de las fases A, B, C (estos valores deben ser interpretados empleando el archivo de configuración con extensión "CFG"): 1,
0,
3689,
2285,
307,
2373,
2280,
1321
2, 3, 4, 5, 6, 7,
200, 400, 600, 800, 1000, 1200,
3592, 3486, 3372, 3251, 3122, 2988,
2437, 2587, 2735, 2878, 3017, 3150,
257, 216, 186, 166, 157, 158,
2347, 2320, 2292, 2263, 2233, 2202,
2354, 2426, 2495, 2560, 2622, 2680,
1314 1310 1310 1313 1321 1332
CURSO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 165
8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37,
1400, 1600, 1800, 2000, 2200, 2400, 2600, 2800, 3000, 3200, 3400, 3600, 3800, 4000, 4200, 4400, 4600, 4800, 5000, 5200, 5400, 5600, 5800, 6000, 6200, 6400, 6600, 6800, 7000, 7200,
2848, 2704, 2556, 2405, 2252, 2098, 1944, 1790, 1638, 1488, 1341, 1198, 1060, 928, 802, 683, 572, 469, 375, 291, 216, 153, 99, 57, 27, 7, 0, 3, 19, 46,
3277, 3397, 3509, 3613, 3708, 3793, 3869, 3934, 3989, 4033, 4065, 4086, 4095, 4093, 4079, 4053, 4016, 3968, 3909, 3839, 3760, 3670, 3571, 3464, 3348, 3226, 3096, 2961, 2820, 2675,
170, 193, 226, 269, 322, 385, 457, 538, 627, 725, 829, 941, 1059, 1182, 1310, 1442, 1577, 1715, 1855, 1995, 2136, 2276, 2415, 2551, 2685, 2814, 2939, 3059, 3174, 3281,
2171, 2140, 2109, 2078, 2047, 2016, 1986, 1957, 1929, 1902, 1877, 1853, 1830, 1809, 1790, 1772, 1757, 1744, 1733, 1724, 1718, 1713, 1712, 1712, 1715, 1720, 1728, 1738, 1750, 1764,
2734, 2783, 2827, 2866, 2900, 2927, 2950, 2966, 2976, 2981, 2979, 2971, 2957, 2938, 2912, 2881, 2844, 2803, 2756, 2704, 2648, 2588, 2523, 2456, 2385, 2312, 2236, 2159, 2080, 2001,
1347 1365 1387 1412 1441 1472 1506 1543 1583 1625 1668 1714 1761 1809 1858 1908 1958 2009 2059 2109 2158 2205 2252 2297 2340 2382 2420 2457 2491 2521
38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 64, 65, 66, 67, 68, 69, 70, 71, 72, 73, 74, 75, 76, 77, 78,
7400, 7600, 7800, 8000, 8200, 8400, 8600, 8800, 9000, 9200, 9400, 9600, 9800, 10000, 10200, 10400, 10600, 10800, 11000, 11200, 11400, 11600, 11800, 12000, 12200, 12400, 12600, 12800, 13000, 13200, 13400, 13600, 13800, 14000, 14200, 14400, 14600, 14800, 15000, 15200, 15400,
84, 134, 195, 266, 347, 437, 537, 646, 762, 886, 1017, 1153, 1294, 1440, 1589, 1741, 1894, 2048, 2202, 2356, 2507, 2656, 2802, 2943, 3080, 3210, 3334, 3450, 3559, 3658, 3749, 3830, 3901, 3961, 4011, 4049, 4076, 4092, 4095, 4088, 4068,
2526, 2375, 2221, 2067, 1913, 1759, 1608, 1458, 1312, 1170, 1033, 902, 777, 660, 551, 450, 358, 275, 203, 141, 90, 50, 22, 5, 0, 6, 24, 53, 94, 146, 208, 281, 364, 457, 559, 669, 787, 912, 1044, 1181, 1323,
3382, 3474, 3559, 3635, 3701, 3758, 3806, 3843, 3869, 3886, 3891, 3887, 3871, 3845, 3809, 3762, 3706, 3640, 3565, 3481, 3389, 3289, 3182, 3068, 2949, 2824, 2694, 2561, 2425, 2286, 2146, 2006, 1865, 1725, 1587, 1452, 1319, 1191, 1068, 949, 837,
1780, 1798, 1818, 1840, 1864, 1889, 1915, 1942, 1971, 2000, 2030, 2061, 2092, 2123, 2155, 2186, 2217, 2247, 2276, 2305, 2333, 2359, 2385, 2408, 2431, 2451, 2470, 2486, 2501, 2513, 2524, 2532, 2537, 2541, 2542, 2540, 2537, 2531, 2522, 2512, 2499,
1920, 1840, 1760, 1682, 1604, 1528, 1455, 1384, 1316, 1252, 1191, 1134, 1082, 1035, 992, 955, 924, 898, 877, 863, 85 5, 85 2, 85 6, 866, 882, 903, 93 1, 96 4, 1002, 1046, 1094, 1147, 1205, 1266, 1332, 1400, 1472, 1546, 1622, 1700, 1779,
2549 2573 2594 2612 2626 2636 2642 2645 2644 2639 2630 2618 2602 2583 2560 2533 2504 2471 2436 2398 2358 2315 2271 2225 2178 2129 2080 2030 1979 1929 1879 1830 1781 1733 1687 1643 1600 1560 1522 1486 1453
79,
15600,
4037,
1469,
732,
2484,
1859,
1424
80, 81, 82, 83, 84,
15800, 16000, 16200, 16400, 16600,
3995, 3942, 3878, 3803, 3719,
1619, 1771, 1925, 2079, 2233,
634, 544, 462, 390, 326,
2467, 2448, 2428, 2405, 2381,
1939, 2019, 2099, 2177, 2254,
1397 1374 1354 1338 1325
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2500 2000
Tensión fase A
1500 1000
) V ( n ó i s n e T
500 0 -500 0
10000
20000
30000
40000
50000
-1000 -1500 -2000
Tiempo (µs)
-2500
Figura 107. 107. Tensión fase A 2500 Tensión fase B
2000 1500 1000 ) V ( n ó i s n e T
500 0 -500 0
10000
20000
30000
-1000 -1500 -2000 -2500
Tiempo (µs) -3000
Figura 108. 108. Tensión fase B
40000
50000
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2500 2000
Tensión fase C
1500 ) V ( n ó i s n e T
1000 500 0 -500
0
10000
20000
30000
40000
50000
-1000 -1500
Tiempo (µs)
-2000
Figura 109. 109. Tensión fase C 500 Corriente fase A
400 300 ) 200 A ( e 100 t n 0 e i r r -100 o C
0
10000
20000
30000
-200 -300 -400 -500
Tiempo (µs)
Figura 110. 110. Corriente fase A
40000
50000
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INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 168
1500
Corriente fase B
1000 ) A ( e t n e i r r o C
500 0 0
10000
20000
30000
40000
50000
-500 -1000
Tiempo (µs)
-1500
Figura 111. 111. Corriente fase B 800 Corriente fase C
600 400
) A ( 200 e t n 0 e i r r o -200 C
0
10000
20000
30000
-400 -600 -800
Tiempo (µs)
Figura 112. 112. Corriente fase C
40000
50000
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12 REDES DE GE GESTIÓN STIÓN DE PR PROTECCIONES OTECCIONES La operación de los sistemas de protecciones se ve ampliamente potenciada por las facilidades de comunicación. Existen diversos servicios que se puede puedenn implementar con el fin de agregar agregar valor al facilitar trabajos tales como la operación y el análisis de fallas. Estos servicios incluyen: Lectura de señales binarias y análogas d del el relé de pro protección tección Intercambio d dee infor información mación sobre eventos con etiqueta ddee tiempo Envío d dee reportes de eventos con oscilografía Lectura de parámetros de con configuración figuración de los rel relés és de protección Realización de mandos a tra través vés de los relés Para la implementación de la red de gestión se deben tener en cuenta aspectos tales como la topología que se utilizará de acuerdo con el nivel de confiabilidad requerido, así como los protocolos para la comunicación con los diferentes dispositivos.
12.1 Topologías de red La topología es la forma en la cual se interconectan entre sí los diferentes nodos de la red para su comunicación. A continuación se ppresentan resentan las topol topologías ogías más comunes. • Redes en malla: Propor Proporciona ciona una serie de conexiones entre nnodos odos y/o terminales en función del tráfico, distancia, etc. Generalmente si una conexión falla, hay rutas alternativas para reencaminar la comunicación. Esta estructura es típica de redes públicas tanto de conmutación de circuitos como de paquetes. • Redes en estrella estrella:: Una serie de te terminales rminales se interco interconectan nectan a travé travéss de un nodo central. Este nodo puede actuar como mero distribuidor de la información generada por un terminal hacia todos los demás o puede hacer funciones de cconmutación. onmutación. • Redes en bus: Los terminales se conectan al medio en cualquier punto punto de su longitud. La información emitida por un nodo recorre el bus en ambas direcciones, pasando por todos los otros nodos, hasta los extremos del bus. Todos los nodos deben estar atentos al bus y recoger la información de la cual sean destinatario. Muy utilizada en redes de área local. • Redes en anillo: terminales se conectan eenn bucle cerradopor actuando actuand como retransmisores. La Los información enviada por un terminal va pasando todosolostambién demás hasta que alcance el destino. • Redes en árbol: Esta estructura proporciona unas conexiones de tipo jerárquico entre ordenador y terminales. Típicamente los caminos son únicos, por lo que si se interrumpe un camino no hay posible alternativa. En la Figura 113 se muestran los esquemas de las distintas topologías. malla
estrella
bus
anillo
árbol
Figura 113. Topologí Topologías as de red
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12.2 Protocolos de comunicaciones Un protocolo es un conjunto de reglas que se utilizan en el intercambio de información a través de una red. Los protocolos da dann solución a los di diversos versos problemas qu quee se pueden da darr en el intercambio de información tales como: pérdida o corrupción de datos, interpretación de la información, seguridad, interrupción de canales de comunicación, fragmentación de bloques grandes de información, información, etc. Para dar solució soluciónn a estos proble problemas, mas, la comunicación de datos divide el problema en diferentes niveles o capas que dan respuesta a necesidades específicas. 12.2.1 Modelo de Referencia de OSI Este modelo permite visualizar la interacción entre los diferentes componentes lógicos que intervienen en el proceso proceso de comunicació comunicaciónn de datos. Divide el proceso de co comunicación municación en 7 niveles (también llamados llamados capas). Estos niveles definen la forma como los datos se trans transfieren fieren de un dispositivo a otro en una red de comunicación comunicación.. Para que se dé la comunicació comunicaciónn dentro de este modelo, se requiere que los niveles en el emisor y el receptor se acoplen funcionalmente. El modelo de referencia de OSI describe el flujo de datos de una red, desde un nivel físico hasta un nivel de aplicación. aplicación. Todos los dato datoss pasan por ca cada da uno de los niveles. Cada nivel es capaz de comunicarse con los niveles adyacentes. APLICACIÓN
APLICACIÓN
PR PRES ESEN ENTA TACI CI N
PR PRES ESEN ENTA TACI CI N
SESIÓN
SESIÓN
TRANSPORTE
TRANSPORTE
RED
RED
ENLACE
ENLACE
F SI SICO CO
F SICO SICO
Figura 114. Modelo de referencia de OSI Cada uno de los niveles realiza las funciones f unciones que se describen a continuación: • Nivel físico: es el respon responsable sable de la iinterfaz nterfaz mecáni mecánica ca y eléctrica entre un sistema • Nivel de enlace: agrupa llos os bits para enviarlos po porr un enlace de comunic comunicación ación entre máquin máquinas as
conectadas por el medio físico. Es el encargado del control de errores errores y flujo en el enlace. enlace. • Nivel de red: es el encargado de transferir datos en entre tre dos máquinas no necesa necesariamente riamente
adyacentes, para lo cual utiliza utiliza enlaces del nivel anterior anterior.. Los aspectos más importa importantes ntes de este nivel son el encaminamiento de la información a través de los sistemas que forman la red
y la solución de problemas de interconexión de redes diferentes. diferentes.
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• Nivel de transporte: es el encargado de oofrecer frecer un sistema de tran transferencia sferencia de da datos tos fiable y
homogéneo entre dos procesos en dos máquinas remotas, sin depender de la tecnología de la red subyacente. subyacente. • Nivel de sesión: ofrece los mecanismos de control y sincroniz sincronización ación sobre el cana canall de datos libre
de errores ofrecido por el nivel de transporte. transporte. • Nivel de presentación presentación:: posibilita el intercambi intercambioo por la red de estructuras complejas de datos,
conservando su significado aunque varíe su representa representación ción interna. interna. • Nivel de aplicación: oofrece frece a los usuarios fina finales les de la red una serie de servicios y aplicaciones para acceder a ella y utilizarla. utilizarla.
12.2.2 Modelo de Referencia de Inter Internet net (TCP/IP) El modelo INTERNET está basado en llos os protocolos TCP/IP. Al igual que el modelo OSI el modelo TCP/IP está estructurado enalto capas, se puede establecer una cierta entre ellos. Los protocolos TCP/IP son de nively(red, transporte y aplicación), y nosemejanza hacen ninguna referencia ni al nivel físico ni al de enlace, persiguiendo con ello la independencia del hardware subyacente. Por esto TCP/IP, TCP/IP, en principio, puede funcionar en cualqui cualquier er entorno. Este modelo está dividido en cinco niveles funcionales tal como se muestra en la Figura 115. APLICACIÓN
APLICACIÓN
CONTROL DE TRANSMISIÓN
CONTROL DE TRANSMISIÓN
INTERNET
INTERNET
INTERFAZ DE RED
INTERFAZ DE RED
FÍSICO
FÍSICO
Figura 115. Modelo de Referencia de INTERNET TCP/IP cubre el nivel de red y el nivel de transporte, e incluye aplicaciones estándar como el correo electrónico, la transferencia de ficheros, la conexión remota o la gestión de red. TCP/IP cuenta con un valor añadido que no es otro que la experiencia acumulada sobre su funcionamiento durante muchos años, por una comunidad muy amplia de usuarios (algunos de ellos tan importantes como la NASA o los departamentos de energía y de defensa de los EE.UU.), con una componente muy importante de personal investigador. Además cuenta con un banco de pruebas tan extenso como la red Internet con la que tiene una relación tal que en muchos casos hablar de TCP/IP es hablar de Internet. Las redes que utilizan estos protocolos tienen la siguiente arquitectura:
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Niveles Entorno LAN Entorno WAN Niveles 5- Protocolos específicos de aplicación tal como TELNET, FTP y SFTP, 7 SMTP, SNMP, DNS, X-Windows, NFS, etc. Nivel 4 Nivel 3
TCP, UDP, EGP/IGP IP, ICMP, ARP, RARP
TCP, UDP IP, ICMP, X25 PLP
Nivel 2 LLC, Bus CSMA/CD, Token Ring, Token LAP-B, PPP, Frame Relay. Nivel 1 IEEE 802.3,.4,.5 Canales físicos TELNET: Sesión de terminal. Posibilita logines remotos. FTP y SFTP: (File Transfer Protocol), posibilita transferencias de ficheros seguras y óptimas. SMTP: (Simple Message Transfer Protocol), provee servicios de mensajería m ensajería electrónica. SNMP: (Simple Network Management Protocol), provee información de gestión de redes. DNS: (Domain Na Name me Service), provee servicios de gestión de directorios para direcci direcciones ones de Internet usando nombres locales. X-Windows: provee interface gráfica a aplicaciones. NFS: (Network File System), pro provee vee servicios de al almacenamiento macenamiento virtu virtual al remoto remoto.. UDP: User Datagram Protocol. ICMP: Internet Cont Control rol Message Protocol. ARP: Address Resolution Protocol. Provee direcciones físicas de direcciones IP. RARP: Reverse Addres Addresss Resolution Protocol. Prove Proveee direcciones IP de di direcciones recciones físicas EGP: External Gateway Protocol. IGP: Internal Gateway Protocol. Como podemos apreciar en el esquema anterior, IP es un protocolo de nivel 3, equivalente al nivel de paquetes del X.25, mientras que TCP es un protocolo de nivel 4, esto es, del nivel de TRANSPORTE. : .
IP (Internet Protocol) estocolo el protocolo de nivel Este de redservicio, de TCP/IP. servicio de con datagramas al nivel de transporte (pro (protocolo sin conexión). comoDa seun corresponde un servicio de este tipo, es menos m enos fiable que los protocolos orientados a conexión; los datagramas se pueden retrasar, perder, fragmentar, desordenar o duplicar y es posible que sigan rutas distintas para viajar al mismo destino. Los datagramas llevan en su cabecera la dirección de destino y la de origen. IP permite la fragmentación de paquetes y su posterior recomposición en el destino. Esto permite a los paquetes atravesar redes con distintas tecnologías, y por lo tanto distintos tamaños máximos de trama. Las pasarelas no recomponen datagramas, datagramas, esto se hace en el destino final. IP incluye mecanismos para evitar la congestión de las redes estableciendo un tiempo de vida a los paquetes, pasado el cual son desechados si no han llegado a su destino. El valor que se le da a este parámetro es un factor muy importante en el funcionamiento f uncionamiento de la red. El protocolo IP tiene bajo su responsabilidad el direccionamiento del origen y destino de la información y de su encaminamiento. Los mecanismos para realizar estas funciones se tratarán
más adelante, en subapartado subapartadoss independientes. Hay que tener en todo momento presente que es un protocolo, como su propio nombre indica, que fue diseñado para interconexión de redes, por lo que muchas de sus funcionalidades tendrán sentido si se miran desde este punto de vista.
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TCP/IP tiene un esquema de direccionamiento en el que cada máquina conectada a la red tiene una dirección única de 32 bits conocida como su dirección IP. Esta dirección se compone de dos partes variables: la dirección de la red a la cual está conectada (NetId) y la de la máquina dentro de la red (HostId). Esta división facilita enormemente el proceso de encaminamiento y por lo tanto la interconexión de diferentes redes. La convención utilizada para representar los cuatro octetos de una dirección IP se denomina dotted decimal format (dotada de formato decimal). Consiste en especificar cuatro números decimales separados por puntos, representando cada número uno de los octetos de los 32 bits que forman el campo de direcciones direcciones IP. Un ejemplo de dirección IP sería: 92.64.0.7
: .
El nivel de red da un servicio no muy fiable, pero los usuarios y las aplicaciones necesitan de un servicio que les garantice la recepción y la corrección de todos los datos enviados. De esto se va a encargar el nivel de transporte. Además muchas aplicaciones necesitan establecer conexiones, en las que los paquetes de datos que se envíen al destino sea un flujo continuo de información, y no paquetes aislados. TCP (Transmission Control Protocol) es el protocolo del nivel de transporte de TCP/IP que da dicho servicio. Se ocupa de recuperar los errores del nivel de red. Usa mecanismos de retransmisión basados en el uso de ventanas de transmisión con el fin de recuperar errores del nivel de red como paquetes perdidos o duplicados. También se ocupa del control de flujo entre las dos máquinas participantes en la comunicación. TCP/IP incluye un protocolo de transporte, UDP (User Datagram Protocol), no orientado a conexión y menos fiable, para ciertas aplicaciones que no precisan del establecimiento de conexiones. El protocolo TCP es un protocolo de comunicaciones orientado a la conexión, que utiliza la idea de circuitos lógicos o virtuales. Es un protocolo de envío continuo con el el mecanismo de ventana deslizante. La uunidad nidad de transmisión se de denomina nomina segmento aunque en ocasiones se le denomina paquete. El nivel inferior de INTERNET es conocido como “acceso a la subred”, este nivel, agrupa las funciones del nivel físico, de enlace de datos, así como una parte del nivel de red del modelo OSI. En este nivel se encuentran todos los protocolos necesarios para la interacción con la red a la cual se está conectado físicamente.
12.3 Cableado y conectores de comunicacio comunicaciones nes en relés de protección El cableado y los tipos de conectores utilizados pertenecen al nivel físico de los modelos de referencia de OSI o de Internet. En los relé reléss de protección los ppuertos uertos de co comunicación municación más utilizados son: interfaces seriales RS232 y RS485, Ethernet por par trenzado y fibra óptica, y fibra óptica serial. 12.3.1 RS232 Es una interfaz física para la definida para la comunicación entre un Equipo Terminal de Datos (DTE) y un equipo de comunicación comunicación de datos (DCE). El DTE puede ser un computador o un relé relé de protección, y el DCE, un módem. La distancia de transmisión puede ser hasta de unos 2200 metros (para velocidades bajas) y la velocidad está limitada a unos 100 kbps (para distancias cortas). De acuerdo con el eestándar stándar RS232 se ddefine: efine: • Un “0” lógico entre +5 V y +15 V para el lado que envía. • Un “0” lógico entre +3 V y +13 V para el lado que recibe.
• Un “1” lógico entre -5 V y -15 V para el lado que envía. • Un “1” lógico entre -3 V y -13 V para el lado que recibe. Los conectores normalmente utilizados utilizados son el DB9 que se muestra en la Figura 116 y el DB25 que se muestra en la Figura 117. Los pines utilizados y su asignación dependen de la implementación
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que se tenga en el equipo DCE o DTE. DTE. La mayoría de los pines se utilizan para para funciones de control, los datos se envían y reciben a través de los pines “Transmit Data” y “Receive Data”.
Figura 116. 116. RS232 9 PINES
Figura 117. 117. RS232 25 PINES 12.3.2 RS485
Es un sistema en bus de transmisión multipunto diferencial, puede transmitir información a grandes distancias y velocidades muy superiores al RS232, además, puede funcionar con canales ruidosos, ya que reduce los ruidos que aparecen en los voltajes producidos en la línea de transmisión. Puede al alcanzar canzar 35 Mbps hasta 10 metros y 100 Kbps en 1.200 metros. El medio físico de transmisión es un par trenzado y soporta 32 transmisiones y 32 receptores.
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RS485 no especifica conectores ni distribución de pines. En muchos casos se conec conecta ta directamente sobre una bornera o se utilizan conectores DB9. Para la comunicación se requiere de dos hilos, el positivo y el negativo, opcionalmente se pueden interconectar las referencias. referencias. De acuerdo con RS485 se define: • Un “0” lógico cuando la diferencia de ten tensión sión entre el ter terminal minal positivo y el negativo eess inferior a -1.5 V, en el lado que envía. • Un “0” lógico cuando la diferencia de tensión entre el terminal ppositivo ositivo y el negativo es infe inferior rior a -200 mV, en el lado que recibe. • Un “1” lógico cuando la diferen diferencia cia de tensión entre el ter terminal minal positivo y eell negativo es supe superior rior a 1.5 V, en el lado que envía. • Un “1” lógico cuando la diferen diferencia cia de tensión entre el ter terminal minal positivo y eell negativo es supe superior rior a 200 mV, en el lado que recibe.
12.3.3 Ethernet Es un estándar para redes de área local, el cual define los niveles físico y de enlace del modelo de OSI. Para el nivel físico, Ethernet presenta una serie de posibilidades posibilidades utilizando cable coaxial, par trenzado o fibra óptica. En la Tabla 18 se muestran las tecnologías Ethernet más comúnmente utilizadas en relés de protección.
10 BASE T 100 BASE TX 10 BASE FX 100 BASE FX
Tabla 18. Algunas tecn tecnologías ologías del nivel físico d dee Ethernet Velocidad Cableado 10 Mbps Par trenzado 100 Mbps Par trenzado categoría 5 UTP 10 Mbps Fibra óptica multimodo 100 Mbps Fibra óptica multimodo/mono multimodo/monomodo modo
Conector RJ45 RJ45 ST ST, SC, LC
12.4 Protocolo de comunicac comunicaciones iones de proteccione proteccioness Los relés de protección utilizan protocolos que les permitan intercambiar información relacionada con mediciones, estados de de señales binarias y también info información rmación sobre even eventos. tos. Además, los protocolos ofrecen servicios adicionales tales como la modificación de señales binarias para control. Los protocolos más utilizad utilizados os en relés de protección son: MODBUS, IEC 60870-5, 60870-5, DNP3 e IEC 61850. 12.4.1 MODBUS Es un protocolo desarrollado por Modicon para comunicación entre PLC’s, ampliamente utilizado por diferentes fabricantes fabricantes debido a su simplicidad y esp especificación ecificación abierta. Entre los dispositivos que lo utilizan podemos mencionar: PLC, HMI, RTU, Drives, sensores, relés de protección, equipo de control de subestaciones, actuadores remotos, etc. MODBUS establece como se intercambian los mensajes en forma ordenada y el control de errores, es decir, que especifica la capa ddee enlace del modelo OSI. Permite la utilización ddee interfaces de nivel nivel físico tales como RS232 y RS485. El control de acceso al medio es tipo Maestro/Esclavo, en la cual sólo un el maestro puede iniciar transacciones (llamadas ‘peticiones’ –
‘queries’). Los dispositivos escla esclavos vos responden suministrando al maestro el da dato to solicitado, o realizando la acción solicitada en la petición. A cada dispo dispositivo sitivo esclavo se le asig asigna na una dirección fija y única en el rango de 1 a 247, La dirección 0 está reservada para mensajes de difusión sin respuesta.
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El protocolo especifica: formato formato de trama, secuencias y control de errores. errores. Existen dos variantes en el formato: ASCII y RTU. En el formato ASCII que se muestra en la Figura 118 cada byte en un mensaje m ensaje se envía como dos caracteres ASCII. La principal ventaja de este modo es que permite intervalos de tiempo de hasta un segundo entre entre caracteres sin dar luga lugarr a error. Los mensajes comienz comienzan an con un carácter (:) ‘dos puntos’ (ASCII 3A hex) y terminan con un par de caracteres (CRLF) ‘Retorno de Carro + Avancecampos de Líneason (ASCII y 0A hex). Los Losdispositivos caracteres aconectad transmitir per para todos los demás 0-A, 0D A-Fhex hexadecimal. hexadecimal. conectados os permitidos en mitidos red monitorea monitorean n el bus de red continuamente para detectar un carácter ‘dos puntos’. Cuando se recibe, cada dispositivo decodifica el próximo campo (el campo de dirección) para enterarse si es el dispositivo direccionado. Pueden haber intervalo intervaloss de hasta un segundo entre caracteres dentro del mensaje. Si transcurre más tiempo entre caracteres, el dispositivo receptor asume que ha ocurrido un error.
Figura 118. 118. Trama MODBUS ASCII En el formato RTU que se muestra en la Figura 119, los mensajes comienzan con un intervalo silencioso de al menos 3.5 tiempos de carácter. Esto es más fácilmente implementado como un múltiplo de tiempos de carácter a la velocidad de transmisión configurada en la red (mostrado en la trama como T1-T2-T3-T4). T1-T2-T3-T4). Los caracteres a transmitir per permitidos mitidos para todos los campos son 0-A, A-F hexadecimal. hexadecimal. Los dispositivos conectados en red monitorean el bus de red continuamente incluso durante los intervalos ‘silencioso’. Cuando el primer campo (el campo de dirección) es recibido, cada dispositivo lo decodifica para enterarse si es el dispositivo direccionado.
Figura 119. 119. Trama MODBUS RTU 12.4.2 IEC 60870-5 Utiliza un modelo simplificado de 3 capas: física, enlace y aplicación, aunque puede utilizar los servicios de TCP/IP. TCP/IP. La capa física pu puede ede utilizar interfaces RS-232 o RS-485. La capa de enlace está definida en las siguientes normas: • Norma IEC608 IEC60870-5-1 70-5-1 - Transmission F Frame rame Fo Formats: rmats: For Formatos matos de tra trama ma
• Norma IEC60870 IEC60870-5-2 -5-2 - LLink ink Transmission Pro Procedures: cedures: Proced Procedimientos imientos de transmisión La capa de aplicación está definida en las siguientes normas: • Norma IEC870-5 IEC870-5-3 -3 - Gen General eral Structure of Application Da Data: ta: Estructura G General eneral de los datos
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• Norma IEC870-5-4 - Defini Definition tion and Coding of Appli Application cation Information Elements: Definición y codificación de los datos • Norma IEC870-5 IEC870-5-5 -5 - Bas Basic ic Application Functions: Proce Procesos sos de usu usuario ario Las normas IEC60870-5-1 a IEC60870-5-5 definen el protocolo, sin embargo, se tienen otras normas acompañantes para aplicaciones específicas: • Norma IEC60870-5IEC60870-5-101 101 - Basic Telecontrol Ta Tasks, sks, utilizada para la comunica comunicación ción entre una maestra y una RTU. • Norma IEC608 IEC60870-5-102 70-5-102 - Tran Transmission smission of integrated totals • Norma IEC870-5-103 - Informative interface of protection equipment, utilizada para la comunicación con equipos de protección • Norma IEC870-5-10 IEC870-5-1044 - Network access for IEC 870-5-101 870-5-101 using stand standard ard transport pr profiles, ofiles, especifica cómo utilizar los servicios de TCP/IP para las tarea de telecontrol (IEC60870-5-101) Se pueden tener transmisión transmisión balance balanceada ada y no balanceada. En la transmisión balanceada balanceada todos los dispositivos a nivel de enlace son iguales, es decir, que cualquier dispositivo puede iniciar el diálogo, por lo cual, es necesario evitar las colisiones que se presentarían cuando más de un dispositivo intenten intenten transmitir al mismo tie tiempo. mpo. En la tran transmisión smisión no balanceada solo un dispositivo maestro puede iniciar el diálogo y no es necesario evitar colisiones porque solo transmite un dispositivo a la vez. La dirección de enlace puede puede ser de 1 o 2 bytes. En transmisión no bala balanceada nceada solo se utiliza la dirección del esclavo. La dirección ddee enlace pre previene viene que eenn una trans transmisión misión balancead balanceadaa participen más de dos dispositivos. Se maneja además de la dirección de enlace, enlace, una dirección a nivel de aplicación.
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